Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Диаграмма геотермического градиента  регистрируется в масштабе 0,25° С/см

Технические характеристики МГКР:

Диапазон измеряемых температур:	0 до +90 С
Диапазон измеряемых сопротивлений:	0.01 - 3 омм
Время работы в автономном режиме	8 часов
максимальное давление	120 Мпа
максимальная температура	90
габариты скважинного прибора
диаметр	0.108м
Длина	1.6 м.

6.3 Выбор и обоснование методов  ГИС применяемых в горизонтальных  скважинах для оценки коллекторских свойств

Раньше в тресте “Сургутнефтегеофизика” наиболее распространенным методом  определения пористости по данным ГИС  в Западной Сибири является метод  самопроизвольной поляризации пород. Длительное время он выступал в качестве базовой методики с использованием статической зависимости:

Кппс = 8,3 * ? пс + 12,7

где

? пс = ?Uоп/?Uп

?Uоп - разность потенциалов против  опорного пласта;

?Uп - разность потенциалов против  исследуемого пласта.

В случае проведения каротажа в скважине с солевым биополимерным раствором метод самопроизвольной поляризации не работает. И поэтом необходимо искать другие пути определения пористости пород.

Для определения пористости коллекторов  пласта по двойному разностному параметру ?JГК, используется уравнение регрессии:

Кп= 19,23-13, 95 * ?JГК

Двойной разностный параметр рассчитывается по формуле:

где JГК - показания ГК в коллекторе;

J min - показания ГК в пласте  чистого песчаника;

J max - показания ГК для пластов  неразмытых чистых глин.

Зачастую в горизонтальном участке ствола скважины отсутствуют опорные пласты или очень заглинизированны. Отсюда можно сделать вывод, что данный метод не рекомендуется использовать для грубой оценки коэффициента пористости и выделения высокопористых коллекторов в разрезе скважин.

Методики определения пористости по данным нейтронного каротажа основаны на оценке общего водородосодержания пород (?) с последующим учетом влияния  различных геолого-технологических  факторов (минерализации пластовых  вод и промывочной жидкости, толщины  глинистой корки, глинистости и др.). Для данного метода в тресте «Сургутнефтегеофизика» используется следующая статистическая зависимость:

Кп= 0,752- НКТ2/НКТ1-0,238+ 0,136 * ?пс

где НКТ2, НКТ1 - интенсивность излучения  тепловых нейтронов, соответственно по малому и большому зондам, у.е.

Основным фактором, сдерживающим использование  нейтронного каротажа для определения  Кп в горизонтальных скважинах на солевом биполимерном растворе, является глинистость и отсутствие амплитуды  ПС - ?пс.

При использовании методики определения пористости по данным акустического каротажа (АК) не учитывается параметр ?пс.

Для расчета по данной методике используется следующее уравнение:

,

где: tСК, tЖ, tГЛ - соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете  породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

,

Тогда расчетная формула для  определения пористости принимает  следующий вид:

,

Для полимиктовых коллекторов с  учетом результатов исследований при расчетах принимается: tСК = 170 мкс/м; tЖ = 645 мкс/м.

Это уравнение отражает общий характер зависимости между Кп без учета  влияния ?пс.

Оценка пористости пород по АК оказывается  единственным способом при реализованном  в данный момент аппаратурном комплексе.

6.4 Усовершенствованная методика  обработки и интерпретации ГИС  в горизонтальных скважинах.

В связи с внедрением новых видов  аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость  в новых методах обработки  и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.

6.4.1 Первичная обработка

Цель и задачи первичной обработки  является:

Считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде

“время- данные ГИС”.

Оценка качества записи данных ГИС.

Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС.

Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.

Новая программа Geowise в отличие  от предшественников является простой  и информативной в обращении  на скважине. Программа сделана для  работы в любой оболочке Windows и  не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени -глубине.

В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два  параметра ГТИ: вес и ход тальблока.

Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:

При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:

А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:

После чего формируются файлы Las для  отправки в КИП и дальнейшей интерпритации.

6.4.2 Методика интерпретации данных  ГИС в горизонтальных скважинах

Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.

Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.

Назначение.

Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин  с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.

Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки  данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.

Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах  пластов при построении детальных  геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.

Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.

Оперативная обработка и интерпретации  данных ГИС и выдача заключений любой  формы по разведочным и эксплутационным  скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при  работе на скважинах.

Применение.

Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.

Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации  в любом районе, система содержит эффективные решения специфических  задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса  измерений и геологических особенностей района работ.

Система имеет петрофизическое  обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся  в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется  возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.

В системе реализован интерактивно-графический  режим, обеспечивающий широкие возможности  просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.

Система обеспечивает быструю и  качественную обработку больших  объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами  трудоемкости, обеспечивает возможность  многовариантной интерпретации  и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.

Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.

Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.

Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.

Заключение можно представить  в табличном и графическом  виде.

Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения  глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (ВП = РП В) используются значения В, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.

Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра  насыщения РН от коэффициента водонасыщения  КВ, с учетом типа коллекторов.

При интерпретации материалов ГИС  определяются следующие основные параметры:

Эффективная мощность пласта;

Коэффициент пористости;

Коэффициент нефтенасыщения;

Определение эффективной мощности пласта.

В данном случае под эффективной  мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых  и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.

Определение коэффициента пористости (КП).

Проводится по диаграммам нейтронного  и акустического каротажа с учетом уже определенного коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация  основана на методике Ахиярова В.Х.

Глинистость коллекторов определяется по ПС и ГК с использованием графика зависимости изменения глинистости с глубиной.

Установлено, в пределах коллекторов, т.е. в пределах минимальной и  максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0? ?ПС ?0,2; 0,8?JГЛ ?0; где JГЛ - разностный параметр.

, (6.2)

Общая схема интерпретации одинакова  для ПС и ГК и заключается в  следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие  линии чистых песков (?ПС =1,0; JГЛ = 0) и  глин (?ПС = 0,2; JГЛ = 0,8). Между этими  линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам.

Точность определения КГЛ по двум методам можно считать хорошей, если разница между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости.

Общая формула определения пористости по НК следующая:

КП = - ГЛ КГЛ , (6.3)

где: и ГЛ - соответственно суммарное  водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;

КГЛ - глинистость коллектора.

Значения и КГЛ определяются по данным каротажа, а ГЛ по среднестатистическим данным.

Для полимиктовых коллекторов:

, (6.4)

Подставляя ГЛ из 6.4 в 6.3 получим:

, (6.5)

где: - минимальная глинистость  на глубине погружения H изучаемого пласта

Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической  шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам.

Определение пористости по акустическому  каротажу сводится к следующему: