Обработка и интерпретация материалов ГИС

Задачи ГИС месторождения Достон

Основными задачами ГИС являются :

• — литологического расчленения разреза
• -выделение коллекторов
• — глинистости пород
• -коэффициент пористости
• -эффективных толщин
• -нефтенасыщенности
• -характера флюидонасыщенности

Комплексная обработка материалов ГИС проводилась в автоматическом варианте с использованием программного обеспечения системы GEOOFFISE SOLVER.

Достон скважина № 2.

— литологического расчленения разреза.

В верхнеюрской карбонатной формации разреза скважины 2 месторождения выделяются (рис 2.13)следующие литологические разности: ангидриты, мергели, плотные известняки, высокопористые известняки. Дифференциация осуществляется на основе заметного различия в физических свойствах пород. Так ангидриты залегающие на глубинах 2523−2529м из-за низкой пористости обладают высокими значениями сопротивления на диаграммах БК. напротив ангидритов из-за растворимости их в водной среде увеличивается номинальный диаметр скважины. Поглощающие свойства нейтронов низкие из-за отсутствия пор — поровое пространство ничем не заполнено, ГК имеет фоновое значение. В мергелях происходит увеличение диаметра скважины 2529−2535м из-за размыва стенок скважины. Показания НГК занижены т.к. мергели содержат некоторый объем глин, имеющие высокую адсорбционную способность и могут поглощать определенное количество влаги. Показания ГК чуть завышенное. Переход к плотным, низкопористым известнякам (глубины 2535−2540 м) сопровождается уменьшением диаметра скважины вплоть до номинального, показания БК не-сколько занижены. Минимальное значение приобретают кривые ГК, коэффици-ент глинистости близок к нулю. Кривые кажущего сопротивления приобретают максимальные значения.

Таким образом наиболее информативными при литологическом расчлене-нии, исходя из геологического строения разреза скважин месторождения Достон, являются ДС (кавернограмма) и НГК и БК.

Определение глинистости.

В карбонатных коллекторах значение глинистости имеет важную роль, так как многие свойства пород определяется содержанием в них нерастворимого остататка. Опыт интерпретации материалов ГИС для карбонатной формации Бухаро-Хивинского района показал, что при количественной интерпретации на показания ряда петрофизических параметров необходимо введение поправки на глинистость. Для данного месторождения определение глинистости осуществ-лялось по данным ГК:

К_гл^0,6= i; i=, (2.1.) где:

J_пл — замеренное значение естественной гамма-активности;J_min — фоновое значение ГК для чистых, неглинистых карбонатов;J_гл — среднестатистическая величина естественного гамма-излучения для глин терригенной юры (J_гл=J_min+12 мкр/час).

Обработка материалов интерпретации ГИС месторождения Достон поз-волило построить гистограмму распределения Кгл в продуктивных интерва-лах, гистограмма распределения которой приведена на рис 2.14.

Рис. 2.14 Гистограмма распределения коэффициента глинистости в карбонатных коллекторах

Коэффициент глинистости изменяется от 0.01 до 0.2. В коллекторах скважины 2 (XV-НP и XV-P горизонты) Кгл лежит в пределах 0,01−0,05 (рис 2.13.)В 80% выделенных эффективных толщах коэффициент глинистости не превышает 0.03.Гистограмма распределения имеет логонормальный характер.

Таким образом можно заключить что, коэффициент глинистости является важным информационным параметром при выделении коллекторов.

— выделение коллекторов Выделение коллекторов является важным этапом интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Предпосылкой выделения коллектора геофизическими методами является его отличие от вмещающих пород — некол-лекторов — по проницаемости, пористости, глинистости.

Признаки коллектора делятся на прямые качественные и косвенные количественные.

К качественным признакам коллектора на диаграммах ГИС для карбонатных отложений Бухаро-Хивинского нефтегазоносного относятся:

• — сужению диаметра скважины, относительно плотных, непроницаемых пород;
• — отрицательные анализы на кривых сопротивлений;
• — минимальным показаниям на кривых ГК (kгл-=0)

Косвенныеколичественные.

граничные значения открытой пористости по данным керна Количественная оценка пористости осуществлялось с использованием мето-дов НГК и АК.

Определение пористости по НГК осуществлялось с корректировкой за инерционность аппаратуры, просчет импульсов, фон естественной гамма-активности пород, фактический диаметр скважины. Программой использовались палетки для показаний в условных единицах: УЕ=ѓ(lg К_п^общ. d_с).Масштабы кривых НГК контролировались по опорному пласту нижних ангидритов, являющихся региональным репером со стабильными нейтронными характеристиками (для прибора СП-62: J_НГК = 5,55 у.е. при номинальном диаметре скважины d_н=0,19м).

Значения К_п^общ. исправлялись за содержание глинистого материала по зависимости:

К_п^НГК = К_п^общ. — щ_гл х К_гл,.

где щ = 0,3 — водородосодержанием глин.

Оценка коэффициента пористости по акустическому каротажу, с поправкой за глинистость пород, производилась по формуле «среднего времени»:

К_п= ,.

где.

• —? Т_ск (известняков) = 150 мксек/м;
• —? Т_гл = 300 мксек/м;
• —? Т_ж = 580 мсек/м.

Масштаб кривых АК корректировался по пластам нижних ангидритов (?Т = 163−165 мксек/м), а также по показаниям в свободной незацементированной колонне (?Т=183 мксек/м).

Достон скважина № 2.

Рис 2.15. Выделение коллекторов в продуктивных горизонтах скважины 2

На основе количественной оценки значений коэффициента открытой пористости по данным ГИС построена гистограмма их распределения, которая для нефтеносной части имеет вид приведенной на рис 2.16 .

2.16. Гистограмма распределения коэффициента открытой пористости в нефтенасыщенных коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (АК) скважина 2.

Сопоставление гистограмм распределения kп определенных по керну и ГИС показывает, что диапазон изменения kп по данным керна охватывает более широкий диапазон изменения от 8,04% до 23,3% тогда, как по ГИС интервал изменения составляет 8−20%, т. е данные ГИС по kп несколько занижены. Причина несоответствия связана с величинами поправок : — ?Т_ск =150 мксек/м;? Т_гл = 300 мксек/м и? Т_ж = 580 мсек/ вводимые на результаты АК.

Это разница в значениях kп-керн и kп-ГИС визуально прослеживается и план-шете (рис 2.15.).

Рассмотрим степень информативности метода НГК при оценке коэффициента общей пористости.

Согласно методике интерпретации.

К_п^общ. = К_п^НГ+ щ_гл х К_гл,.

где щ = 0,3 — водородосодержанием глин. Вводя соответствующие значения щ_гл и К_гл получили значения К_п^общ по продуктивным интервалам скважины 2. Полученные значения К_п^общ сравнили с расчеными значениями К_п^общ с учетом кавернозной пористости (см таб 2.2.) и построили гистограмму распределения, которая приведена на рис 2.17.

2.16. Гистограмма распределения коэффициента общей пористости в нефтенасыщенных коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (НГК) скважина 2.

Сопоставление гистограмм распределения kпо определенных по керну и ГИС показывает, что диапазон изменения kпо по данным керна охватывает более широкий диапазон изменения от 8,04% до 24,0% тогда, как по ГИС интервал изменения составляет 8−20%, т. е данные ГИС по kпо несколько занижены.

Качественные признаки выделения коллекторов (k гл) подтверждают свою информативность при интерпретации данных ГИС для карбонатного разреза месторождения Достон.

Примеры выделения эффективных толщ приведены на рис 2.15. Не загромождая планшет приведены лишь три интервала выделения эффективных толщ — два для газового интервала — 2497−2498 м и 2499−2501м и нефтяной интервал: 2512−2515,5 м.

Мощность эффективных толщ коллекторов (газ, нефть, вода) выделенных на основе количественной интерпретации приведена в таблице 2.3.

Результаты выделения коллекторов и их эффективных мощностей по скважинам Таблица.

Определение нефтегазонасыщенности Определение характера насыщения межзерновых коллекторов выполняется путем сопоставления петрофизического параметра, который связан с коэффициентами насыщения углеводородами, и коэффициента пористости, оцененного с помощью какого-либо способа. Такими петрофизическими параметрами являются удельное электрическое сопротивление пласта с_п,, относительная диэлектрическая проницаемость е_п (ВДМ) и время жизни тепловых нейтронов в породе ф_п или величина, обратная ей — декремент затухания плотности тепловых нейтронов л_п (ИНМ). В практике наиболее часто эта задача решается с помощью метода сопротивления.

При определении характера насыщения коллектора при помощи метода сопротивления используют параметр насыщения Р_н, связанный с коэффициентом водонасыщения пор, или показания геофизического метода, дающего представление об изменении в коллекторах его величины.

Р_н = с_п/с_вп = с_п/Р_пс_в, где.

с_п — значение удельного сопротивления неизмененной части пласта,.

с_вп — удельное сопротивление того же пласта в водонасыщенном состоянии. с_вп получают косвенным путем по известной пористости, переведенной в параметр пористости Р_п = a^m/К_п^m и затем — в с_вп = Р_пс_в.

При количественной интерпретации материалов ГИС по месторож-дению Достон были использованы петрофизические зависимости при-веденные в таблице 2.3.

Р_п=1/К_п^1,92 и Р_н=1/К_ов^1,48

Удельное сопротивление пластовых вод принято по данным химических ана-лизов с_в=0,026 ом. м Значения коэффициента нефтенасыщенности, определенное по резуль-татам замера с_п методом БК в скважинах с хорошим качеством и нформа-тивностью (скв 1 и 3) показали, этот подсчетный параметр в пределах вы-деленных эффективных толщ изменяется от 0,64 до 0,87. Гистограмма рас-пределения kн приведена на рис 2.13. Характер изменения этого параметра близок к нормальному с явным максимумом на отрезке 0,7−0,8.

2.17 Гистограмма распределения коэффициента нефтегазонасыщенности в коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (БК) скважина 1.

Диапазон изменения коэффициента Кнг по керну несколько выше, чем по ГИС, это видимо связано с тем, что информативность БК в кавернозных коллекторах несколько ограничены.

Определение положения ВНК и ГВК выполняют по комплексу методов: элек-трометрии, нейтронными методами (стационарными и импульсными), ВДК, С/О каротажом совместно с методами пористости. Положение ГНК — по показаниям нейтронных (стационарных и импульсных) методов. При наличии переходной зоны пользуются диаграммами БЭЗ или ИК определяют нижнюю границу зоны предельного нефтегазонасыщения и положение зеркала воды;

Положение водонефтяного контакта ВНК принято в скв.№ 1 по данным ГИС (ИК, БК, НГК) на глубине 2540 м (абс.отметка — 2272м), что согласуется с данными испытания (рис 2.18.). В интервале 2541−2538м на 3 мм штуцере получен приток нефти 2,3 м³/сут и слабые притоки газа и воды, не поддающиеся замеру. Положение газонефтяного контакта ГНК по данным ГИС не просле-живается и было принято по данным испытания в скважине № 5, где из интервала 2507−2495м на 8 мм штуцере получены 18,7 м³/сут нефти и 63,2 тыс. м³/сут газа (рис 2.19). Интервал перфорации охватывает нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты. Положение ГНК принято в середине интервала, на глубине 2501 м (абс. отметка — 2232м).

Рис 2.18 Выделение ВНК по диаграммам ГИС в скважине 2.

Рис 2.19 Выделение ГНК по диаграммам ГИС в скважине 5.

Таким образом методы ГИС информативны при выделении ВНК, но не инфор-мативны при выделении ГНК, Выделение ГНК основывается на данных испытания скважины на приток.

Анализ материалов результатов интепретации ГИС с целью определе-ния информативности методов скважинной геофизики используюмых при оценке подсчетных параметров коллекторов месторождения Достон показал:

• — стандартные методы ГИС информативны при литологическом выделении разреза
• -коэффициент глинистости определяемы по данны ГК и петрофизики является надеждным информативным параметром при выделении коллекторов.
• -по данным ГИС (НГК) значения коэффициент общей пористости несколько занижены, чем по керну
• — методы ГИС в комплексе данными петрофизики инфомативны при определе-нии эффективной толщины коллекторов
• -методы ГИС информативны при установлении ВНК и неэффективны при установлении ГНК

Выводы и реконмендации С целью исследования информативности методов ГИС при оценке подсчетных параметров коллекторов XV-НР и XVгоризонтов :

Выделены коллекторы.

Определены значения коэффициента общей пористости с учетом кавернозной составляющей.

• · Построены петрофизические связи для интерпретации данных ГИС
• · Определена глинистость коллекторов по данным ГК
• · Определена пористость коллекторов по данным методов НМ и АК с учетом глинистости
• · Определена нефтегазонасыщенность коллекторов
• · Указано положение контактов: ГНК (по результатам испытаний) и ВНК (БК, ИК, НГК).

Установлено что используемый комплекс ГИС не позволяет.

• · Надежно определить положение газонефтяного контакта
• · Надежно выделить кавернозные интервалы и определить величину каверновой емкости

С целью повышении эффективности и информативности методов промысловой геофизики при оценке подсчетных параметров коллекторов рекомендуется включение в комплек ГИС.

• · гамма-гамма-плотностной метод (ГГМп) для уточнения значений пористости и уточнения литологического состава в комплексе с нейтронным методом.
• · выполнение волнового акустического каротажа (ВАК) для выделения кавернозных интервалов
• · проведение временных исследований НМ для определения положения ГНК по данным ГИС
• · дополнительные петрофизические исследования для определения Кпр эф,

К овметод капилляриметрии, ОФПотносительной фазовой проница-емости (Ков, Кн и Кг критическое), спектрометрический анализ (содержания тория, урана и калий 40 и др).