обробки геофізичних діаграм

Контрольна робота № 1

Тема роботи: “Попередній аналіз геологічного розрізу свердловини

за діаграмами стандартного каротажу”.

 

Література:

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю, Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. М.: Недра.-1986.- С. 341.

2. Итерберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра. – 1987.- С. 375.

3. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М.: Недра. - 1981. – С. 182.

4. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра. - 1991.- 224 с.

Загальні пояснення

Стандартний каротаж об’єднує в собі такі методи:

- електричний каротаж (ЕК);

- гамма каротаж (ГК);

- кавернометрія (КМ).

Завдання електричного каротажу – вивчити зміну потенціалу природного електричного поля вздовж стовбура свердловини, а також позірний (уявний) опір розкритих пластів при допомозі градієнт - і потенціал - зондів. Тип і розмір стандартних електричних зондів вибирають такими, щоб можна було визначити межі (границі) пластів високого і низького опору та їх потужність, за величиною опору зробити попередню оцінку характеру насиченості колектора. Метод ПС (самочинної поляризації) дозволяє виділити проникні пласти, попередньо оцінити їх пористість. Абсолютне значення самочинного потенціалу не вимірюється, тому графік U_ПС не має нульової лінії. За умовну нульову лінію приймається лінія мінімальної пористості, так звана лінія глин. Для цього використовуються пласти глин потужністю > 20 ( – діаметр свердловини) тобто більше 5 м. Несприятливі умови для методу ПС створюються тоді, коли у буровий розчин додаються активні хімічні реагенти, а також при наявності у розрізі пластів солі.

Метод ГК засновано на вивченні інтенсивності природного гамма-випромінювання гірських порід . За цією величиною осадові породи достатньо чітко диференційовані, що дає можливість при допомозі гамма-каротажу проводити літологічне розчленування порід.

Кавернометрія полягає у вивченні відхилення фактичного діаметру свердловини від нормального (діаметра долота), що пов’язано з літологією розкритих порід. Відхилення діаметру свердловини від номінального пояснюється фізико-хімічним впливом бурового розчину на розкриті породи – розчинення солі, або механічною дією бурового інструменту – утворення каверн у глинах (рис.1).

Таким чином електричний каротаж у комплексі із гамма-каротажем і кавернометрією дозволяють у процесі буріння свердловини одержати оперативну геологічну інформацію про розкритий розріз.

Завдання 1. Користуючись діаграмами стандартного каротажу, провести літологічне розчленування розрізу свердловини.

Щоб визначити літологічний склад порід, необхідно знати характерні геодезичні параметри, обумовлені фізичними властивостями розкритих порід. Геодезичні характеристики осадових порід наведені у табл.1.

Відомо, що головне завдання геофізичних досліджень у газових і нафтових свердловинах – виділення у розрізі пластів-колекторів і їх всебічна оцінка. Але перш ніж перейти до розв’язання цієї задачі, необхідно відокремити всі явні неколектори, які однозначно можна

Таблиця №1

ГЕОФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА НАЙБІЛЬШ РОЗПОВСЮДЖЕНИХ ОСАДОВИХ ПОРІД

методи породи	(ПС) -самочинних потенціалів, DU, мВ	(ПО) – позірного опору, rк, ом м	(ГК) гамма каротаж, I , імп./хвил.	(НГК) – нейтронний гамма каротаж, Іn , імп./хвил.	(КГ) – кавернограма, dс, cм	(АК) – акустний каротаж, DТ, мкс/м
Піски, пористі пісковики	min, при збільшенні глинистого матеріалу аномалія ПС зменшується	від кількох ом м до перших сотень в залежності від характеристики насиченості.	min	низькі показники за винятком газоносних пісковиків, які характеризуються високими значеннями Іng	dс знижується за рахунок утворення глинист. корки	DТ високе, але дещо нижче у порівнянні з глинами
Пісковики монацитові, глауконітові	те ж саме (дивись вище)	те ж саме (дивись вище)	max	те ж саме (дивись вище)	те ж саме (дивись вище)	те ж саме (дивись вище)
Глинисті пісковики, алевроліти	аномалія менша у порівнянні з пісковиками	опір порівняно високий	низькі і середні показники	низькі і середні показники	dс звужений або номінальний	DТ низькі
Пісковики малопористі	різне	опір високий	низькі показники	середні і високі показники	dс номінальний	min
Глини	max	від кілької ом м до 50 ом м	max	min	dс помітно збільшене	DТ високі значення
Мергелі	високі значення	від 5 до кількох сотень ом м	показники дещо нижчі у порівнянні з глинами	середні показники	dс номінальний	те ж саме
Аргіліти, глинисті сланці	високі значення	опір більш високий ніж у глин	високі показники	низькі показники	незначне зменшення dс	те ж саме
Вапняки. доломіти малопористі	min	опір високий, більший 1000 ом м	min	max	dс номінальний	min
Глинисті вапняки	min	опір високий	середні показники	низькі і середні показники	dс номінальний	DТ низькі
Ангідрит	невизначене	опір високий	min	max	dс номінальний	min
Гіпс	те ж саме (дивись вище)	те ж саме (дивись вище)	те ж саме (дивись вище)	minу зв’язку з наявністю хімічно зв’язаної води	dс номінальний	min
Кам’яна сіль	невизначене	max	min	max	dс дуже збільшений в звязку з розчиненням солі	min

оцінити на геофізичних діаграмах за характерними ознаками. У першу чергу це глини і глинисті утворення – аргіліти, алевроліти. Далі йдуть глинисті і щільні пісковики, вапняки, гідрохімічні осади – ангідрити, кам’яна сіль, усі вони мають характерні геофізичні ознаки.

Межі пластів глин і щільних порід визначаються за найбільшим градієнтом кривих ПС і ГК, кавернометрії, за кривими уявного опору градієнт-зонду.

Завдання 2. За діаграмами ПС, ГК і кавернометрії виділити у розрізі пласти колектори.

Підошву і покрівлю пластів-колекторів визначити за характерними точками на діаграмі градієнт-зонду. Таким чином визначаються межі щільних пластів (реперів).

Теригенні колектори з міжзерновою пористістю, характерні для Дніпровсько-Донецької западини, на діаграмах стандартного каротажу відмічаються аномаліями ПС і ГК (за винятком радіоактивних пісковиків) та звуженням діаметру свердловини за рахунок глинистої кірки. Щільні пласти (репери) відрізняються високим опором, діаметр свердловини дорівнює номінальному (), глиниста кірка відсутня. На діаграмах градієнт-зондів межам пластів відповідають особливі точки – максимуми і мінімуми. Приклад визначення покрівлі і підошви пластів високого і низького опору за діаграмою послідовного градієнт-зонду показаний на рис.2.

Завдання 3. Використовуючи залежність (рис.3) зробити попередню оцінку пористості виділених пластів колекторів.

Емпірична залежність встановлюється для конкрет-ного геологічного регіону, родовища або горизонту: ;

Величина амплітуди відраховується від лінії глин, яка проводиться за максимальними значеннями потенціалу напроти потужного пласти глини; - амплітуда напроти потужного пласта чистого водоносного пісковику.

Для розрахунків узяти = 125 .

Завдання 4. За відносною амплітудою аномалій ГК визначити об’ємну глинистість виділених пластів.

Практично радіоактивність осадових порід у більшості випадків визначається їх глинистістю . Численні дослідження показують, що для піщано-глинистих порід, у яких відсутні домішки глауконітових, монацитових та інших радіоактивних пісковиків, ця залежність достатньо універсальна. Це дозволяє за діаграмою ГК визначити вміст глин у виділених пластах.

Щоб виключити вплив вимірювальної апаратури, умов свердловини (радіоактивність бурового розчину і т. ін.) на показники ГК, користуються відносним параметром : ;

де та - значення інтенсивностей ГК проти опорних пластів чистих пісковиків і глин. Для розрахунків приймаємо = 3 мкр/год; = 14 мкр/год.

У тих випадках, коли вміст глинистої фракції в опорному пласті () не дорівнює 100%, параметр необхідно помножити на коефіцієнт , який дорівнює фактичному вмісту пелітової фракції в опорному пласті глин.

У наших умовах =0,6, отже, .

Практично встановлено, що нижня межа промислового колектора визначається при глинистості 0,25%.

Параметри і можна визначати безпосереднє за значення-

ми , узятих з діаграми ГК, використовуючи графічну залежність між цими величинами при заданих значеннях та (рис.4).

Завдання 5. Використовуючи графіки потенціал- і градієнт- зондів, зробити попередню оцінку характеру насичення пластів-колекторів (водоносний, продуктивний, змішаний – наявність ВНК).

Приклад визначення різного характеру насичення пластів-колекторів за діаграмами електричного каротажу наведений на рис.5.

Отже, у кінцевому результаті при допомозі визначених геофізичних параметрів повинні бути вирішені такі геологічні задачі:

1. Обґрунтувати межу колектор-неколектор.

2. Розділити виділені колектори на водоносні і продуктивні.

3. Розділити продуктивні пласти на високодебітні і непромислові, які дають слабкі припливи нафти і газу.

Кожен із визначених параметрів, узятий окремо, відповіді на ці питання не дає, що пояснюється неоднозначністю зв’язків між окремими геофізичними характеристиками (, і т. ін.) і фізичними характеристиками породи. Тому методика інтерпретації геофізичних досліджень базується на основі комплексного аналізу, на встановленні взаємозв’язків між окремими параметрами, наприклад, шляхом співставлення даних електричного і радіоактивного (ГК або НГК) каротажів з обов’язковим використанням аналізів керну і результатів випробовувань свердловини.

Приклад відображення на діаграмах стандартного каротажу різного характеру насичення пластів-колекторів приведений на рис.5. На рис. 6 показаний графічний спосіб спільної інтерпретації даних електро- і гамма-каротажу ( і ) порід нижнього карбону Качанівського, Глинсько-Розбишевського та інших добре вивчених родовищ ДДЗ, що дало змогу використати численні результати випробовування пластів і лабораторні аналізи керну.

Віднесення пластів до тієї чи іншої групи здійснено на підставі граничних значень співставлених параметрів, які підтверджено геологічними результатами і наведені у табл.2.

Щільні породи (непроникні карбонатні пісковики, вапняки), які характеризуються так само, як і високодебітні продуктивні колектори, мінімальною глинистістю і високим опором за даними стандартного каратажу відокремити від колекторів важко. Для цього необхідні додаткові дослідження, наприклад БКЗ, акустичний метод або НГК. Як відомо, пористі породи мають помітно меншу швидкість розповсюдження пружних коливань у порівнянні із щільними неглинистими породами. Диференціація порід різних пластів за електричним опором така. Верхньою межею водоносного колектору є опір 7 ом м. Колектори з опором 7-13 ом м можуть бути як водоносними, так і слабко продуктивними.

 

 

Таблиця 2.

№п/п	Групи порід	Граничні значення параметрів
	Чисті і малоглинисті колектори - водоносні - невизначені - продуктивні	< 0,45	< 0,27	1-7 ом м 7-13 ом м 13-300 ом м
	Щільні неглинисті осадові породи	< 0,45	< 0,27	100-300 ом м
	Глинисті колектори з непромисловими притоками нафти і газу	0,46 - 0,6	0,27 - 0,36	13 ом м
	Глинисті колектори - аргіліти - алевроліти	> 0,6	> 0,36	5-20 ом м

 

Звісно ж, нафтогазоносні колектори мають опір вище 13 ом м, але при опорі 13-20 ом м спостерігалися переважно непромислові притоки. Ймовірність одержання промислових притоків нафти і газу збільшується з ростом опору від 20 до 300 ом м. Аргіліти мають невеликий опір – 5-15 ом м, алевроліти дещо більший – 15-5о ом м. Щільні неглинисті породи, як правило, характеризуються високим опором, який вимірюються сотнями амперів.

Вказана диференціація порід за глинистістю і електричному опору може бути використано і на інших родовищах ДДЗ з подібними геологічними умовами.

ВІДОМІСТЬ

обробки геофізичних діаграм

 

Порядок роботи з геофізичними діаграмами:

1. Розділити розріз на окремі інтервали (пласти) використовуючи:

- криві ПС і ГК (максимальні, проміжні значення, від’ємні, аномалії);

- кавернограму (d_с > d_н; d_с = d_н; d_с < d_н);

- характерні точки кривої градієнт-зонда.

2. Зробити навпроти виділених пластів відлік характерних геофізичних параметрів і визначити відносні параметри , та . Для визначення і за значеннями використати графіки залежності між цими величинами (рис.4).

Заповнити ліву частину таблиці 3.

Таблиця 3

№ пластів

Інтервали

Характерні геофізичні параметри пласта

Геологічна характеристика пласта

dс

до min або max

Літалогічний склад

Колектор. властивост.: неколектор глинистий, чистий

Характер насичення: вода, непромислове промислове

3. За від’ємною аномалією ГК і d_с > d_н визначити пласти солі.

4. Користуючись критичними значеннями параметра (рис.6, табл.2), розділити виділені пласти за вмістом глин на неколектори (аргеліти, алевроліти), глинисті колектори і малоглинисті колектори, щільні малоглинисті породи і чисті колектори з невеликим вмістом глин ( < 0,27).

5. За критичними значеннями електричного опору ( ≈ ) розділити впевнено виділені колектори на водоносні, нафтоводоносні, продуктивні.

6. Визначити пласти, які потрапили у зону неоднозначності і потребують додаткових досліджень.Заповнити праву сторону таблиці.

Контрольна робота № 2

 

Тема роботи: “Визначення коефіцієнтів пористості і нафтогазо-носності пластів-колекторів за результатами електричного і акустичного каротажу”.

 

Література:

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю, Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. М.: Недра.-1986.- С. 341.

2. Итерберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра. – 1987.- С. 375.

3. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М.: Недра. - 1981. – С. 182.

4. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра. - 1991.- 224 с.

 

Завдання 1. Користуючись вихідними даними таблиці 1 визначити коефіцієнт пористості колектору за питомим опором водоносного пласту.

Електричний опір гірських порід найбільш тісно пов’язаний з літологією. колекторськими властивостями і характером насичення піщано-глинистих порід. Через це електричні методи є основними при вивченні пористості піщаних колекторів.

Питомий опір пласту з міжзерновою пористістю при умові повного заповнення пор водою визначається:

- питомим опором пластової води (у більшості випадків це розчин NaCl); = ;

- кількістю цієї води, що дорівнює коефіцієнту пористості к_п;

- структурними особливостями будови порового простору.

Звивистість і різка зміна перерізу порових каналів – одна із головних причин підвищення питомого опору пласта. Наявність глинистого або карбонатного цементу у порових каналах, відсортованість скелетних зерен і, нарешті, ущільнення порід з глибиною залягання пласта – всі ці фактори суттєво і для кожного родовища (і навіть горизонту) по-своєму впливають на величину . Цей вплив можна встановити лише лабораторними дослідженнями керну для кожної групи порід окремо.

Питомий опір водоносного пласту прямо пропорційний питомому опору пластової води. У той час, чим вище пористість пласта, тим більше вміщується у ньому мінералізованої води, тим нижче буде його електричний опір. Тобто і к_п знаходяться в обернено пропорційній залежності.

Таким чином, залежність від усіх перерахованих факторів у загальному випадку має такий вигляд: ,

де і - структурні коефіцієнти:

- змінюється від 0,4 (піски) до 1,6 (глинисті колектори);

- змінюється від 1,3 (піски) до 2,3 (зцементовані пісковики).

Для виключення впливу мінералізації пластової води прийнято розглядати відносний опір пласта або його параметр пористості:

.

Адже, при визначенні коефіцієнта пористості методом опору вихідним параметром є відносний опір . визначається за даними БКЗ, великого потенціал-зонда або індукційного каротажу.

Питомий опір пластової води визначається за відповідною номограмою в залежності від концентрації NaCl і температури (рис.1). Наприклад, при концентрації NaCl С = 50 г/л і температурі пласту = 50⁰С = 0,087 ом м.

Користуючись залежністю = , одержаної для досліджених або однотипних пластів, визначають к_п.

Якщо експериментальна залежність = відсутня, користуються наближеною формулою: = , .

 

 

Таблиця 1.

Вихідні дані для розрахунку

№№ варіантів		С				кп
	4,8
	4,5
	4,0
	3,5
	3,0
	2,5
	2,0
	1,5
	1,2
	1,0
	0,65
	0,5

 

Порядок виконання роботи.

1. За номограмою (рис.1) при заданій температурі (вертикальна вісь) і концентрації NaCl (верхня горизонтальна вісь) визначаємо . Для цього через задану температуру проводимо горизонтальну лінію до перетину з похилою лінією, що відповідає заданій концентрації NaCl. З точки перетину опускаємо перпендикуляр на нижню горизонтальну вісь і визначаємо .

2. Визначаємо .

3. Використовуючи залежність = (рис.2) знаходимо коефіцієнт пористості.

4. Для порівняння визначаємо коефіцієнт пористості наближеним способом за формулою .

Завдання №2. Користуючись вихідними даними таблиці 2, визначити коефіцієнт пористості колектора за питомим опором промитої зони .

Спосіб визначення коефіцієнта пористості за величиною і має суттєві недоліки, що пояснюються значною похибкою при визначенні опору низькоомних водоносних колекторів, особливо при насиченні їх високомінералізованими пластовими водами і залишковому вмісті нафти у водоносному колекторі.

Таблиця 2.

Вихідні дані для розрахунку

№№ вар.	, ом м	, ом м	= 0,78		кп
		0,4
	7,5	0,35
		0,3
	6,5	0,25
		0,2
	5,5	0,45
		0,35
	4,5	0,25
		0,3
	3,5	0,36
		0,27

Примітка: при визначенні пористості користуватися графіком = (рис.2.).

 

Відносний опір можна також оцінити за величиною питомого опору зони проникнення фільтрату бурового розчину або промитої зони. Вважається, що фільтрат бурового розчину цілком витісняє пластову воду з промитої зони, що дає змогу більш точно визначити параметр пористості за формулою: .

Величину визначають за діаграмою мікрокаротажу. Питомий опір фільтрату бурового розчину знаходять за наближеною формулою: = 0,78 ,

де - опір бурового розчину, який вимірюється резистовіметром.

Завдання 3. Визначити пористість пласта за результатами акустичного каротажу (АК).

Визначення пористості, як і літологічне розчленування порід, за АК базується на достатньо чіткій диференціації осадових порід за швидкістю розповсюдження у них пружних коливань.

Найбільш висока швидкість пружних коливань спостерігається у щільних пісковиках, вапняках, гідрохімічних осадах, тобто у породах з мінімальною пористістю. Зростання пористості порід робить їх менш пружними. Загальна швидкість розповсюдження пружних хвиль пласта, пори якого заповнені водою , зменшується з ростом пористості. Тому найменшими швидкостями характеризуються глини і аргіліти, пористість яких досягає 40-50%.

Слабозцементовані пористі пісковики займають в акустичному полі проміжне положення між цими групами порід (рис.4).

В акустичному каротажі реєструється час, на протязі якого пружна хвиля проходить 1 м. Цей час називається інтервальним і є одним із основних акустичних параметрів. Він обернений до швидкості розповсюдження поздовжньої хвилі у гірських породах:

= , =

Зв’язок швидкості розповсюдження пружної хвилі з пористістю породи в акустичному каротажі визначається рівнянням:

;

або через інтервальний час:

= ; ;

де - інтервальний час пробігу поздовжньої хвилі у породі ї, насичуючій рідині і мінеральному скелеті.

визначається у лабораторних умовах. Для ДДЗ при концентрації солей 50 г/л, типової для пластових вод багатьох нафтових родовищ, = 615 мкс/м.

визначають за керном. Для слабозцементованих пісковиків = 170 мкс/м.

Як видно на рис.4 глинисті породи і пористі пісковики в інтервалі 270-300 мкс/м можуть характеризуватися однаковими значеннями . Тому перед визначенням пористості порід за діаграмою із розгляду виключають інтервали із значним збільшенням діаметру свердловини d_c за кавернограмою.

Визначити пористість пласта за шляхом розрахунку і графічним способом, приймаючи = 170 мкс/м і = 615 мкс/м. Колектор водоносний, неглинистий.

Таблиця 3.

Вихідні дані для розрахунку

№ вар.	, мкс/м	(розрахунок)	(графік)

 

Завдання 4. Користуючись вихідними даними таблиці 4 визначити коефіцієнт нафтогазонасиченості пласта-колектора за даними методу електричного опору.

Коефіцієнтами нафто-, газо- і водонасиченості називаються відношення відповідних об’ємів нафти, газу і води, які містяться у поровому просторі породи до загального об’єму пор :

Решту порового простору займає вода:

Очевидно, що .

Геофізичними методами і лабораторними аналізами керну спочатку визначаємо , а потім розраховують .

Вихідним параметром, за допомогою якого визначають , є параметр насичення або параметр збільшення опору:

Для визначення необхідно знати питомий опір досліджуваного пласта і опір того ж пласта при 100%-му насиченню пор пластовою водою. Опір визначається за діаграмами методу опору (БКЗ, БК, для наближених розрахунків користуються величиною потенціал зонда). знаходять за допомогою параметра пористості і опору пластової води:

Чим надійніше визначена величина , тим точнішими будуть усі подальші розрахунки - , і, нарешті, .

Мінералізацію пластової води визначають шляхом аналізу проб води у лабораторних умовах. Критичне водонасичення, тобто – максимальна кількість води у пласті, при якому він буде віддавати вільну від води нафту або газ, коливається від 40% у чистому пісковику до 60% у колекторах, які мають значний вміст глинистого матеріалу.

 

Таблиця 4.

Вихідні дані для розрахунку

№ вар.		Пористість		С, г/л t0 =500С

 

Порядок виконання роботи.

1. Використовуючи графік залежності (рис.2), за заданим значенням пористості визначити величину , наприклад, при =15% =22.

2. Використовуючи задану величину мінералізації , г/л і температуру пласта =50⁰С за номограмою (рис.1) визначити величину .

3. За визначеними значеннями і знайти величину .

4. Визначити параметр збільшення опору (або параметр насичення): .

5. Використовуючи експериментальний графік залежності (рис.3), за знайденим визначити величину . Наприклад =10% тоді =28%.

6. Визначити величину .