Комплексная геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин

Комплексной геологической интерпретацией геофизических иссле­дований решаются следующие задачи.

Корреляция разрезов скважин.

Построение профильных разрезов и карт.

Установление последовательности и глубины залегания прой­денных скважиной пород.

Выделение и оценки залежей полезных ископаемых, пересеченных скважиной.

Для решения указанных задач привлекаются материалы всего комплекса геофиз. исслед-й, а также геологические материалы по данной скважине и скважинам, расположенных в пределах изучаемой площади и соседних районов. Использование геологических данных необходимо для обоснования методов интерпретации геофизических материалов, уточнения получаемых результатов и повышения их надежности.

39. Большинство промышленных залежей нефти и газа приурочено к породам-коллекторам, способным вмещать флюиды и отда­вать их при создании перепадов давлений. Одним из наиболее важных свойств коллекторов является пористость, характери­зующая способность пород вмещать флюиды благодаря нали­чию в них различных пустот (межзерновых пор, трещин, ка­верн и др.), не заполненных твердым веществом. Пористость отражает емкостные свойства породы и характеризуется коэф­фициентом k_п — отношением объема свободного пространства (пор) V_пор породы к ее объему V_п: k_п= V_пор/ V_п

Пористость выражается в процентах. В различных коллек­торах она изменяется от долей до 30—35 %.

Другим основным свойством коллектора является прони­цаемость, характеризующая способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор различные, флюиды при наличии перепада давлений. Увеличение прони­цаемости пород часто связано с ростом их пористости. Тем не менее даже очень низкопористые породы, например плотные карбонаты, вследствие трещиноватости и кавернозности могут быть высокопроницаемыми, а тонкозернистые, высокопористые породы типа писчего мела — малопроницаемыми.

Существенное значение имеет определение литологического состава пород, особенно их глинистости. С ростом гли­нистости, как правило, наблюдаются ухудшение коллекторских свойств пород и снижение их нефтегазонасыщенности.

При выделении пластов-коллекторов руководствуются сле­дующими прямыми качественными признаками: наличием проникновения фильтрата ПЖ в пласт; характерными показа­ниями на различных кривых ГИС, присущими пластам-коллек­торам.

Проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт может быть установлено по следующим показателям:

изменение во времени показаний каротажных диаграмм вследствие различия глубины проникновения фильтрата ПЖ в пласт-коллектор

наличие повышающего или понижающего проникновения фильтрата ПЖ в пласт, устанавливае­мого по данным кривых сопротивления, полученных зондами с различной глубиной исследования (БКЗ; БМК, БК; БК, И К)

положительное расхождение кривых кажущегося удель­ного сопротивления, замеренных микрозондами

ВЫДЕЛЕНИЕ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Терригенные коллекторы могут быть представлены межзерновыми, трещинными и трещинно-межзерновыми породами. Основная масса нефтегазовых залежей в терригенном комплексе приурочена к коллекторам с межзерновой пористостью. Уменьшение пористости этих коллекторов связано с ухудшением отсортированности зерен скелета, увеличением в межзерновом пространстве цементирующего материала, уп­лотнением зерен с глубиной вследствие возрастания геотектони­ческого давления. Указанные факторы снижают и проницае­мость горных пород.

Песчаные и алевритовые коллекторы в терригенном разрезе выделяют по ряду прямых качественных признаков и наиболее надежно — по со­вокупности данных основных комплексов ГИС. Против чистых коллекторов наблюдаются: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствии в пласте радиоактивных минералов), образова­ние глинистой корки, фиксируемой сужением диаметра сква­жины по кавернограмме, и положительное расхождение кривых микрокаротажа.

Присутствие глинистого материала в горной породе влияет на ее удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свой­ства.

Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глини­стых коллекторах значительно меньше, чем против чистых кол­лекторов. В ряде случаев глинистый коллектор представлен че­редованием песчано-алевритовых и глинистых прослоев. Если мощность тонко чередующихся песчано-алевритовых прослоев достигает величины, равной одному-двум диаметрам скважины, то наряду с общим уменьшением амплитуды ПС происходит сокращение локальных минимумов и максимумов аномалии ПС против отдельных прослоев.

При выделении и качественной оценки глинистых коллекто­ров по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды ΔU_пс от­клонения кривой ПС использовать коэффициент снижения ам­плитуды ПС вследствие глинистости пласта:

α_пс= ΔU^’_пс/ ΔUпс^оп

где ΔUпс^оп — амплитуда отклонений кривой ПС против опор­ного пласта; ΔU^’_пс — то же, против изучаемого глинистого пласта, приведенная к пласту большой мощности:

ΔU^’_пс=ΔUпс/β

Здесь β — поправочный коэффициент за мощность

Опорный пласт, служащий для определения относительной амплитуды апс, должен отвечать следующим требованиям: 1) обладать достаточной мощностью и удельным сопротивле­нием, мало отличающимся от удельного сопротивления изучае­мых пластов 2) сохра­нять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию пластовой воды; минерализация пластовых вод в опорных и изучаемом пластах не должна сильно различаться.

. ВЫДЕЛЕНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ