Геофизические методы иследования скважин

Выделение карбонатных коллекторов. Они подразделяются на основные типы: высокопористые, малопористые. Высокопористые (поровые) коллекторы в карбонатном разрезе выделяются уверенно. Отличительной особенностью межзерновых карбонатных коллекторов по сравнению с такими же терригенными является их более низкое граничное значение 6:8 против 8:10 % в терригенных. И карбонатные коллекторы менее глинистые. Малопористые (трещинно-каверновые) коллекторы характеризуются низкопористой непрониц-аемой матрицей. Выделение глинистого пласта в разрезе решается многими геофизическими методами - ГК, ПС, КВ, МК, АК и др. Смешанные (трещинно-каверново-поровые) коллекторы по геофизическим свойствам занимают промежуточное положение между высокопористыми и низкопористыми карбонат-ными коллекторами. По электрическим и радиоактивным свойствам, характерис-тики зоны проникновения смешанные коллекторы мало чем отличаются от высокопористых карбонатных коллекторов. Наличие трещин и каверн вызывает повышение дифференцированности кривых сопротивлений, полученных микроус-тановками (зондами БМК, МК), повышает эффективность затухания упругих волн при АК, ведет к разрушению глинисто корки и соответствующему изменению диаметра скважины. Эти качественные признаки присущи в большей или меньшей степени также и низкопористым коллекторам. В связи с этим выделение по общепринятому комплексу ГИС низкопористых и смешанных карбонатных коллекторов, тем более их разделение - задача достаточно сложная. Для решения этой задачи в скважине проводятся специальные геофизические исследования путем проведения повторных замеров каротажем сопротивлений.

 

2.5 Определение характера  насыщения коллекторов

 

Оценка характера насыщения межзерновых терригенных коллекторов сво-дится к их разделению на водоносные и нефтегазоносные, которые могут отдавать нефть или газ в достаточном для промышленности количестве.

Нефть или газ практически не проводят электрического тока, поэтому находяться в поровом пространстве породы, они частично замещают воду и снижают проводимость породы. Удельное сопротивление нефтегазоносной поро-ды зависит от процентного содержания в порах нефти или газа и воды, мине-рализации пластовых вод, пористости, структуры порового пространства и т.п.

Содержание воды в нефтегазоносном пласте характеризуется коэффици-ентом водонасыщенности Кв пласта - отношением объема пор, заполненных водой, к общему объему порового пространства породы. Отношение объема пор, занятых нефтью (газом), к общему объему пор называется коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) пласта. Очевидно, что:

 

                    Кн + Кв = 1                          (11)

    

откуда

 

                     Кн = Кв - 1                         (12)

 

Если Кв составляет 50-70%, пласт считается водоносным. Нефтегазо-носные породы оценивают отношением удельного сопротивления породы при ее частичном заполнении нефтью (газом) рНП к удельному сопротивлению этой же породы при полном заполнении ее пор водой рВП.

                 Рн = рНП/рВП = рНГ/рРВ                       (13)

 

где Рн - параметр насыщения коэффициентом увеличения электрического соп-ротивления пласта;

   рНП - истинное сопротивление пласта нефтенасыщенной породы;

   рВП - истинное сопротивление пласта водонасыщенной породы.

Истинное сопротивление нефтенасыщенной породы можно определить  по данным бокового каротажного зондирования БКЗ.

рНП на глубине 1260,5-1263 м. равен 90 Омм.

Значение рВП определяется из выражения:

 

                      рВП = РП × рВ                       (14)

 

где РП - параметр пористости;

    рВ - удельное сопротивление пластовой воды.

Разделить коллекторы на продуктивные и водоносные при глубоком про-никновении по данным электрометрии не возможно, т.к. благоприятными усло-виями для определения истинного сопротивления пласта является наличие не глубокого проникновения раствора в пласт, а при глубоком проникновении на-рушается технология бурения.

В свою очередь параметр пористости связан с коэффициентом порис-тости зависимостью:

 

                   РП = f(kП)                             (15)

 

Коэффициент пористости определим по данным самопроизвольной поляризации ПС.

kП на глубине 1260,5-1263 равен 30 %.

РП = 7 (связь параметра пористости с коэффициентом пористости пока-зана на рисунке 4).

рВ определяем по данным БКЗ равен 3 Омм

 

рВП = 7 × 3 Омм = 21 Омм

 

В общем случае между параметром насыщения Рн и коэффициент водона-сыщенности Рв существует обратная степенная зависимость:

 

                   Рн = а/КПВ = а(1 - КН)П               (16)

где а - некоторая постоянная                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   

    п - показатель степени, зависящий от литолого-петраграфического хара-ктера пород и физико-химических свойств нефти и воды.

 

Рн = 90/21 = 4,2 Омм

 

 

РП

100

                                           

50

20

 

 

10

5

  2

 

  1      2     5       10  20     50     100

                                            kП %

 

Рисунок - 4 Связь параметра пористости с коэффициентом пористости.

 

1 - пески;

2,3 - слабосцементированные песчаники, ракушники и глинистые известняки;

4,5 - доломиты крупнокристаллические  средней уплотненности;

6 - известняки и доломиты плотные, тонкокристаллические.

 

Зависимость Рн = f(Кв) привидина на рисунке 5. На практике эту зависи-мость применяют для определения коэффициента нефтенасыщенности пород.

 

 

 

РН

100

50

20    4   1  2 3

10

5

2

 

1     

    5    10   20  50  Кв%    

   95    90  80  50  Кн%

 

Рисунок 5 - Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициентов водонасыщенности Кв и нефтенасыщенности Кн для песчано-глинистых и кар-бонатных пород.

1 - гидрофильные; 2 - слабогидрофильные; 3  гидрофобные; 4 - карбо-натные

По рисунку 5 определим, что коэффициент нефтенасыщенности равен 65%, а коэффициент водонасыщенности равен 35%.

                

2.6 Эффективность решения  поставленной задачи

 

Ни один из геофизических методов в общем случае не может однозначно установить нефтеносность и газоносность пород.

В настоящее время самым эффективным способом выделения пластов-кол-лекторов и определения характера их насыщения является комплекс методов.

Во многих нефтеносных провинциях задача выделения нефтеносных и газоносных пород удачно решается методами сопротивления и потенциалов собственной поляризации. Однако в других районах этих двух методов часто бывает недостаточно. Поэтому газоносные и нефтеносные коллекторы, осо-бенно в разведочных скважинах, необходимо выделять на основании комплек-сных геофизических исследованиях и последовательности совместного анализа диаграммных материалов с учетом данных геологической документации разре-зов скважин. Только при таком условии можно наиболее точно установить наличие нефтеносных и газоносных пород в разрезе скважин и изучить промыш-ленные ресурсы месторождения, затратив на это минимальное количество средств и времени. 

 

2.7 Выводы и предложения

 

Ученными и работниками промышленности России и зарубежных стран вложено много труда в развитие и совершенствование различных методов исследования скважины. Разработанные основы теории методов, практики проведения исследований скважины в различных условиях и способов интерпретации полученных материалов обеспечили высокую эффективность всех методов. Однако, несмотря на достигнутые успехи в этой области, еще имеется много проблем подлежащих быстрейшему разрешению. Создание новых методов обеспечивают дальнейшее развитие и успешное применение электрометрии, радиометрии, инклинометрии и другие, как самостоятельно так и особенно в комплексе.

Использование ЭВМ имеет большое значение при анализе различных мето-дик интерпретации и выборе из них наиболее обоснованных.

Эффективность ГИС существенно зависит от полноты и качества исполь-зования зарегистрированной информации - ее обработки и интерпретации.

Предпосылкой успешного применения каротажа для изучения геологичес-кого разреза скважин является выбор надлежащего комплекса геофизических исследований.

Программа должна обеспечивать решение поставленных задач перед геофизическими исследованиями при возможно меньшем объеме измерений.

В зависимости от поставленных геологических задач, степени геолого-геофизической изученности района работ и типа вскрытых отложений, а также условий скважинных измерений и определяется комплекс геофизических иссле-дований, т.е. оптимальный набор промыслово-геофизических методов, позволя-ющий решать все поставленные задачи с минимальными затратами. С учетом сходства геологических и технологических условий проведения работ в различных регионах устанавливают  типовые комплексы ГИС. На основе типовых комплексов для отдельных районов составляют обязательные комплексы ГИС, конкретизирующие типовые с учетом специфики работ в данном районе, обес-печенность аппаратурой и т.п.

Для наиболее обоснованного испытания продуктивных горизонтов (осо-бенно в тех случаях, когда для этого требуется спуск обсадной колонны) на участках разреза, где по геофизическим данным выделяются вероятно нефтеносные горизонты, рекомендуется производить отбор пород боковым грунтоносом.

Совместный анализ образцов пород и геофизических материалов, позволя-ет внести соответствующие корректировки и обеспечить тем самым наиболее точную расшифровку разрезов скважин.

Программу геофизических исследований скважин того или иного района, имеющих одинаковое назначение, устанавливают геологическая служба и геофи-зическое предприятия, исходя из геологических задач, поставленных перед бурением, геолого-геофизической характеристики разреза, степени изученности геологического разреза нефтяных или газовых скважин требует применения широкого комплекса геофизических исследований.

3. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

 

3.1 Организация промысловых  работ

 

Объектами ПГР являются скважины, находящиеся в бурение. 

ПГИ позволяют изучать геологический разрез по скважинам без подъема керна на поверхность, что значительно повышает эффективность буровых работ. Комплекс ПГИ, применяемый в том или ином районе, определяется гео-логическими условиями района, он должен при возможно меньшем числе замеров в скважине обеспечить наиболее полные данные о ее геологическом разрезе, выявление комплектов и их оценку.       Выполнение ПГР организуется на договорных началах. Договоры заклю-чаются между геофизическими предприятиями (подрядчик) производящими буре-ние скважин (заказчик).           Буровые предприятия ежегодно, не позднее 3 квартала, представляют геофизические предприятия заявки на планируемые в следующем году ПГР. На основе этих заявок составляются проекты, сметы затрат и договоры на производство ПГИ.

В течении года работы выполняются также по заявкам. О подлежащих выполнению работах в скважине заказчик уведомляет подрядчика не позже. Чем за двое суток до их начала, при расстоянии от базы партии до буровой, не превышающем 20 км, и не менее чем за 5 суток - при расстоянии от базы до буровой равном 30-100 км. Если более 100 км за 10 суток. В заявке указывается номер скважины, ее глубина, характер работ, интервал; подлежащей исследованию состояние колонны, характеристика глинистого раствора и время начала работ. Для управления производством ПГР в определенных районах в составе геофизического треста организуется производственно-геофизические базы и экспедиции, а в них от 5 до 14 партий, и производственно-геофизические конторы в количестве 14 и более. Порядок ПГР партиями следующий. Перед выездом на буровую начальнику партии вручается акт-наряд, в котором указывается объем работ, вид исследований, данные о времени производства работ и т.п. По требованию заказчика объем работ может быть увеличен по сравнению с предусмотренным в акт-наряде.

После выполнения заданного объема работ на буровых, партия возвращается на базу. Начальник партии в день прибытия на базу сдает дежурному диспетчеру документы, подтверждающие выполнение исследований, указанных в акт-наряде и организует осмотр, чистку и смазку оборудования и аппаратуры.

Первичные материалы ПГИ предоставляются заказчику непосредственно на буровой или не позднее трех дней после выполнения работ по заданию. Основные данные о результатах замеров кривизны в скважинах сообщаются заказчику непосредственно по окончанию замера и необходимых вычислений. Оформленные графические материалы исследований с их интерпретацией предоставляются заказчику в сроки, установленные договором.