6.Боковой каротаж

В этом разделе дается новое понятие «боковой каротаж», полное обоснование такого названия метода ГИС, преимущества метода. Излагается методика интерпретации и вводимые поправки.

7.Индукционный каротаж

ИК предназначен для изучения удельной электропроводности (удельного сопротивления) горных пород, пересеченных скважиной. Поэтому в данном разделе излагаются возможности метода, условия при которых результаты исследований ИК будут наиболее эффективными.

8. Микрозондирование, микробоковой каротаж

В данной лекции даётся понятие «микроустановки», «микрозондирование». Подробно объясняется их назначение, решаемые задачи .

9. Метод потенциалов собственной поляризации. Природа электрических полей в скважине. Петрофизические и теоретические основы интерпретации диаграмм ПС. Область применения метода.

В данной даются физические основы метода ПС, природа изучаемых полей, основы интерпретации, методика определения глинистости пород-коллекторов.

10. Гамма-каротаж. Интерпретация диаграмм ГК, влияние скважины на показания ГК

В этой лекции разбираются физические основы ГК, факторы влияющие на величину регистрируемого излучения, параметры определяемые по данным ГК, область применения метода.

11. Гамма – гамма каротаж (ГГК). Интерпретация диаграмм, область применения

В этой теме употребляется понятие «рассеянное гамма-излучение», интенсивность которого регистрируется в методе ГГК-П. Говорится о факторов влияющих на величину регистрируемого параметра, правилах введения поправок, методики определения пористости пород.

12. Нейтронный гамма-каротаж (НГК). Интерпретация данных, область применения.

В данной теме говорится о стационарных и импульсных нейтронных методов, проводится их сравнение, анализируются их возможности, недостатки, преимущества, решаемые задачи, регистрируемые параметры и факторы влияющие на их величину.

13. Нейтрон – нейтронный каротаж (ННК). Модификация метода, интерпретация диаграмм, область применения.

В данной теме рассматриваются вопросы обработки и интерпретации диаграмм ННК, процессы происходящие в породах при облучении их нейтронами и факторы влияющие на величину регистрируемых параметров

14.Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК). Интерпретация диаграмм, область применения.

В этой лекции подробно излагаются физические основы ИННК, его возможности, решаемые задачи, методика проведения исследования, регистрируемые параметры, вводимые поправки, область применения.

15. Акустический каротаж

В данной теме раскрываются вопросы физических основ АК, регистрируемых параметров, решаемых задач, условий проведения исследований.

16. Термометрия. Интерпретация диаграмм, область применения

В этой теме подробно рассказывается о тепловых полях, их разновидностях, о причинах их возникновения, методиках исследования, решаемых задачах в процессе строительства скважин и разработки месторождений.

17. Применение данных каротажа для изучения геологического строения месторождений.

В данной теме рассмотрены различные геологические построения с использованием данных ГИС, классификации показаний получаемых данных для литологического расчленения разреза.

18. Применение данных каротажа для выделения коллекторов, оценки коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности.

В данной лекции даётся понятие «коллектор», «неколлектор», «продуктивный коллектор» Обосновывается значимость и достоверность данных ГИС для выделения коллекторов и оценке характера их насыщения (вода, нефть, вода).

Введение к лекционному курсу

Настоящий электронный курс лекций по дисциплине «Интерпретация данных ГИС» отвечает рабочему учебному плану и программе курса, читаемого для студентов, обучающихся по специальности 080900 «Геофизические методы исследования скважин».

«Интерпретация данных ГИС» яв­ля­ет­ся од­ной из дис­ци­п­лин цик­ла на­ук о Зем­ле, по­свя­щен­но­го изу­че­нию коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород используемых при подсчёте запасов нефти и газа, проектировании и разработке нефтяных и газовых месторождений.

В данном курсе показана связь дисциплины с петрографией, минералогией другими геологическими науками, при этом подчеркнута роль геофизических способов выделения и оценки коллекторов нефти и газа, определения их эффективной мощности, коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщеннасыщения. Показаны условия использования этих параметров при подсчёте запасов объёмным методом, проектировании и контроле разработки месторождений. Рассмотрены вопросы, связанные с оценкой достоверности установления подсчётных параметров по данным промысловой геофизики..

Лекция 1

1. Введение. Задачи интерпретации данных ГИС на стадиях поиска, разведки и эксплуатации месторождений.

Основная цель ГИС – получение геологического описания разреза, оказание помощи геологам в изучении строения месторождения, в проведении региональных исследований, при подсчёте запасов, контроле за разработкой месторождений. Комплексы ГИС предназначены для решения большого числа геологических задач, основные из них следующие:

- литологическое и стратиграфическое расчленение разреза, определение глубины залегания и толщины пластов;

- корреляция (сопоставление) разрезов скважин с целью изучения строения месторождения, структуры геологических объектов, характера их фациальной изменчивости, построение различного рода профилей и карт;

- выделение коллекторов нефти и газа, изучение особенностей их распространения по площади района, оценка характера их насыщенности, определение коллекторских свойств;

- использование данных ГИС при подсчёте запасов нефти и газа и составления проекта разработки месторождения, для чего проводят обобщающую интерпретацию данных ГИС по площади месторождения, включающую построение карт свойств коллекторов (эффективной толщины, неоднородности, пористости и др.), обобщение сведений о подсчётных параметрах – коэффициентах пористости, нефтенасыщенности, эффективной толщины;

- использование результатов интерпретации ГИС при контроле за разработкой месторождений нефти и газа.

На разных стадиях изучения месторождения – от поиска и разведки до подсчёта запасов и разработки – решают различные геологические задачи. Исходя из этого используют различные комплексы ГИС. Но при решении любой геологической задачи комплекс ГИС должен включать методы, несущие информацию об основных свойствах породы – пористости, глинистости, проницаемости, нефтегазонащенности.

Геофизические исследования скважин производятся специалистами, обеспечивающими два главных вида работ – регистрацию диаграмм в стволе скважины и интерпретацию этих диаграмм с целью выдачи заключения о разрезе пройденных скважиной пород.

«Интерпретация» - латинское слово. В геофизике оно означает: истолкование информации, полученной при физическом исследовании скважин, в геологических терминах. Первую работу выполняют операторы, осуществляющие запись геофизических диаграмм с помощью автоматических геофизических станций, вторую – работники копировально – интерпретационных партий, где геофизическая информация как бы переводится на геологический язык.

Информация о разрезе скважины может быть получена прямыми методами, путём отбора изучения образцов пород, извлечённых из скважины. Однако непрерывный отбор керна, представляющего весь литологический разрез, является трудной и дорогостоящей операцией. Поэтому информация о разрезе скважины по данным керна обычно имеется лишь по небольшим интервалам и по крайне ограниченному числу скважин. В связи с этим геологическая документация разрезов подавляющего числа скважин осуществляется на основании геофизических исследований скважин, которые позволяют косвенным способом решить те же задачи, что и отбор керна, но существенно дешевле, быстрее и чаще не менее, а даже более надёжно.

Первый этап интерпретации – преобразование сигналов, поступающих из скважинных приборов и отмечаемых на диаграммной бумаге отклонениями подвижных систем регистрирующих механизмов в кривые геофизических параметров – кажущегося и эффективного сопротивлений, потенциалов собственной и вызванной поляризации, интенсивностей счёта излучений и других величин. В интерпретационную службу должны поступать только эталонированные кривые требуемого качества.

Второй этап интерпретации – переход от перечисленных геофизических параметров к истинным физическим свойствам изучаемых горных пород – электрическому удельному сопротивлению, магнитной восприимчивости, плотности, гамма активности и другим. Но геофизические параметры, измеряемые в скважине определяются не только физическими свойствами изучаемой породы, но и её мощностью, физическими, а иногда и мощностями вмещающих отложений, диаметром скважины, физическими свойствами глинистого раствора, глубиной и физическими свойствами зоны проникновения в породы, толщиной и физическими свойствами глинистой корки, размерами измерительных устройств, а при работах в обсаженных скважинах – числом и диаметром обсадных колонн, а также наличием цемента за колонной, поэтому интерпретатор должен хорошо знать влияние перечисленных факторов, приёмы их исключения и способы выделения пород, различающихся по физическим свойствам, уметь количественно оценивать эти свойства.

На заключительном этапе разведки нефтегазового месторождения про-водится сводная интерпретация для отдельных продуктивных пластов. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических материалов и результатов испытаний, полученных для продуктивных пластов.

Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпываю-щих данных для подсчёта запасов нефти и газа месторождения и составления проекта его разработки.

Для определения запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:

- площадь нефтенасыщенной части коллектора

- эффективную мощность нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине и её среднее значение

- пористость

- нефтенасыщенность

- плотность нефти при стандартных (давление 0,1МПа, температура 273˚К)

- объёмный коэффициент нефти, равный отношению объёмов нефти в пластовых условиях и в стандартных условиях

- вероятное значение коэффициента вытеснения нефти из коллек-тора_. Коэффициент вытеснения зависит от многих факторов (нефтеотдачи коллектора, охвата пласта эксплуатационными скважинами, темпов отбора).

По перечисленным параметрам определяют геологические запасы нефти и извлекаемые запасы

Извлекаемые запасы газа определяют путём умножения геологических запасов на коэффициент газоотдачи который изменяется от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и плас-тового давления.

Коэффициент газоотдачи максимальный в высокопористых и высоко-проницаемых пластах. На основе материалов ГИС получают эту необходимую информацию для подсчёта запасов месторождений нефти и газа.

В итоге интерпретации данных ГИС мы имеем:

1)сведения об эффективной толщине Һ_эф, коэффициенте пористости k_п, коэффициенте нефте- и газонасыщенности k_нг по каждому пластовому пере-сечению в каждой скважине, пробуренной в контуре месторождения.

2)сведения о положении начальных контактов ВНК, ГВК, ГНК по от-дельным скважинам, находящимся соответственно в водонефтяной, газово-дяной, газонефтяной зоне.

3)схемы корреляции разрезов скважин, выполненных по данным комп-лекса ГИС, которые являются основой для составления геологических про-филей и различных карт:

- структурных

- равной мощности

- равного удельного нефте(газо)содержания.

Следовательно, основную информацию о геометрии и объёме залежи, её удельном нефтегазосодержании на различных её участках дают материалы ГИС.

Площадная неоднородность резервуара, устанавливаемая по картам пористости и проницаемости, используется для обоснования коэффициента охвата разработкой нефтяных и газовых залежей, даёт возможность опти-мально разместить эксплуатационные и нагнетательные скважины.

В последние годы промыслово-геофизическая информация широко используется при проектировании разработки месторождений нефти и газа, а также при контроле и анализе процесса разработки. Решение этих задач требует знания коэффициента проницаемости k_пр, который для терригенных коллекторов обычно определяется геофизическими методами. Дополнительную информацию при оценке коллекторских свойств и вероятной продуктивности пород даёт коэффициент глинистости k_гл, также устанавливаемый по данным ГИС.

Известно, что при проведении ГИС оптимальным комплексом методов и обеспечении качества этих исследований при наличии у интерпретатора необходимых петрофизических зависимостей между геофизическими и подсчётными параметрами для изучаемого объекта, а также при использовании обоснованных способов интерпретации геофизические методы дают возможность получать более достоверные сведения об изучаемом коллекторе, чем анализ керна. Это объясняется следующими обстоятельствами:

1. геофизические методы дают более полную информацию об исследуемом участке разреза, тогда как керн – только в пределах интервалов, пробуренных с полным его отбором (редких в практике разведки);

2. по данным геофизических методов изучают физические свойства пород-коллекторов в термобарических условиях естественного залегания;

3. отдельные подсчётные параметры (например, коэффициент нефтенасыщенности и особенно газонасыщенности) обычно не устанавливаются по керну, за исключением редких скважин, пробуренных на нефильтрующемся растворе.

Отбор керна необходим для уточнения при количественной интерпретации данных промысловой геофизики при условии соблюдения следующих требований:

1.керн должен быть отобран из первых разведочных скважин нового месторождения;

2. интервалы отбора керна должны соответствовать наиболее сложным и продуктивным участкам при условии сплошного его отбора и 100%-ного выноса;

3. керн нужно изучать в лаборатории при сохранении характера его насыщенности комплексом исследований, обеспечивающим получение всех петрофизических связей, необходимых для наиболее точной интерпретации геофизических материалов. Изучение керна нужно проводить при температуре и давлениях (геостатическом и пластовом), близких к условиям естественного залегания.

В первых разведочных скважинах, в которых проектируется максимально возможный отбор керна, необходимо выполнять расширенный комплекс геофизических и гидродинамических исследований. При этих условиях информация, полученная в первых разведочных скважинах, будет надёжной основой для эффективного использования в дальнейшем материалов промысловой геофизики при подсчёте запасов и составления проекта разработки. При соблюдении этого требования остальные скважины месторождения могут буриться с минимальным отбором керна лишь на участках разреза, необходимых для уточнения геофизических данных.

Необходимость привлечения данных ГИС для определения физических свойств горных пород вызвано следующими причинами:

1. бурение скважин с отбором керна требует в несколько раз больших затрат средств и времени, чем бескерновое бурение;

2. современные способы отбора керна при глубоком бурении недостаточно совершенны. При большой глубине скважины из интервала бурения на поверхность часто выносится не более 20 – 40 % керна. Обычно отбираются наиболее крепкие и практически менее интересные породы. Таким образом, данные керна не обеспечивают полного изучения разрезов скважин, особенно коллекторов нефти и газа, часто представленных рыхлыми породами.

3. отобранные образцы пород имеют незначительные размеры, что исключает возможность получения достоверных сведений о коллекторе в целом, необходимых для его промышленной оценки. Многие продуктивные горизонты по результатам изучения керна выглядят довольно однородными образованиями. Между тем детальные геофизические исследования показывают их значительную изменчивость.

4. структура керна нередко нарушается, что ограничивает возможность точного определения коллекторских свойств пород. Трещины, образующиеся в керне под действием динамических нагрузок на долото и при последующем хранении, повышают его пористость и проницаемость.

5. в лаборатории коллекторские свойства пород обычно определяются при атмосферных давлении и температуре. В этих условиях величины коэффициента пористости и особенно коэффициента проницаемости превышают их действительные значения. Геофизические методы дают возможность изучать коллекторы при действующих давлении и температуре в условиях естественного залегания пород, что повышает точность определения изучаемых параметров.

6. при отборе керна трудно точно установить состав среды, заполняющей поровое пространство. По данным керна обычно невозможно определить коэффициент нефтенасыщения и тем более коэффициет газонасыщения. Трудоёмна оценка минерализации пластовых вод, требующая остановки скважины и выполнения специальных работ.

7. геофизические методы позволяют либо детально изучать разрезы скважин, выделяя прослои пород мощностью до нескольких сантиметров, либо, измеряя физические параметры больших объёмов пород, получать интегральные значения исследуемых свойств. Эти значения во многих случаях объективнее характеризуют коллектор, чем данные единичных анализов керна малого размера в лаборатории.

8. данные геофизических методов и особенно микрометодов исследования разрезов скважин точнее привязаны к глубине, чем данные керна, особенно при выносе его менее 100%.

9. представление геофизических параметров в виде непрерывных диаграмм вследствие наглядности графического изображения и значительной дифференциации измеряемых параметров обеспечивает наиболее надёжное расчленение разрезов скважин и их сопоставление.

Отбор и изучение керна необходимо рассматривать не только как средство для определения подсчётных параметров коллекторов, а прежде всего как петрофизическое обоснование связей, используемых при подсчёте запасов по геофизическим материалам.

Важнейшим условием для получения надёжных подсчетных параметров по данным промысловой геофизики является также выполнение оптимальных условий проведения ГИС. Наблюдаются случаи недостаточного учёта всей геолого-геофизической информации при интерпретации геофизических материалов и использования моделей коллектора и петрофизических связей, правильных по существу, но не соответствующих типу изучаемого коллектора. Это приводит к существенным ошибкам при оценке запасов нефти и газа.

Лекция 2.

Информационная модель ГИС. Влияние на показания геофизических методов различных факторов ( петрофизических, скважинных условий, технических и метрологических характеристик используемой аппаратуры, методы ввода поправок для учета влияния указанных факторов)

Геофизические исследования в скважинах служат для изучения геоло-гических разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, изучения технического состояния скважин и контроля процесса разработки нефтяных и газовых месторождений.

С помощью геофизического оборудования в скважинах проводят слож-ные работы, связанные с испытанием и вскрытием продуктивного пласта, от-бором грунтов и проб пластового флюида, ликвидацией аварий бурильного инструмента.

Для решения перечисленных задач ПГ располагает большим арсеналом геофизических методов, основанных на изучении электрических, магнитных, ядерных, упругих и других свойств горных пород.

Комплекс ГИС определяется целевым назначением скважин, особен-ностями геологического разреза, условиями бурения и характером ожидае-мой геологической информации.

Геофизические исследования в скважинах проводятся с помощью с по-мощью специальных установок, которые включают наземную и глубинную аппаратуру, соединённую между собой каналом связи - геофизическим ка-белем, а также спуско-подъёмный механизм, обеспечивающий перемещение глубинных приборов по стволу скважины. Эти установки называются ав-томатическими каротажными станциями.

Наземная аппаратура, включающая совокупность измерительной ап-паратуры, источников питания, контрольных приборов – скомпонована ввиде отдельных стендов, которые смонтированы в специальном кузове, установ-ленном на шасси автомобиля – называется лабораторией каротажной стан-ции.

Под скважинной геофизической аппаратурой понимают совокупность измерительных устройств, предназначенных для определения различных физических параметров в скважине. В большинстве случаев комплект скважинной аппаратуры включает в себя : датчик ( зонд ), передающую часть телеизмерительной системы, кабель и приёмную часть телеизмерительной системы на поверхности. Информация со скважинного прибора преобразу-ется на поверхности в геофизические диаграммы, отнесённые к глубине ин-тервала регистрации.

Конструктивные особенности того или иного прибора определяются физическими основами метода, скважинными условиями и технологией про-ведения работ.

Комплексные и комбинированные скважинные приборы с использова-нием многоканальных телеизмерительных систем позволяют за один спуско-подъём регистрировать одновременно несколько физических параметров.

Скважине приборы работают в условиях высоких давлений ( до 120 МПа ), температур ( до 250˚ С ) и химически агрессивной внешней среды ( растворы солей, нефть, газ и т.п. ). При перемещении по стволу скважины приборы испытывают механические воздействия.

Спуск и подъём скважинных приборов осуществляются с помощью подъёмника, кабеля, подвесного и направляющих роликов, устанавливаемых на устье скважины. В процессе геофизических исследований должны быть известны данные о глубине нахождения, скорости перемещения прибора по скважине и натяжении кабеля. Кроме того, необходимо чётко согласовать перемещение прибора по скважине с движением диаграммной бумаги, на которой регистрируются кривых геофизических параметров (при аналоговой записи) или значения ( при цифровой записи ). Существует аналоговая и цифровая регистрация.

Аналоговая – отображает численное изменение регистрируемой вели-чины в графическом виде и называется диаграммой.

Цифровая - отображает это же изменение физическими символами в виде цифрового и буквенного кода.

В каждой бурящейся скважине производят тщательное исследование вскрытого ею разреза, определение последовательности и глубины залегания пластов, их литологических свойств , нефтегазоносности и водоносности. Эти данные необходимы для выявления нефтяных и газовых пластов, изуче-ния геологического строения месторождения, оценки степени нефтегазона-сыщения и коллекторских свойств пород,рациональной разработки место-рождения, подсчёта запасов нефти и газа.

Такое изучение разреза возмодно путём отбора керна, однако это при-водит к ограничению проходки и замедлению бурения.

Кроме того, керн не всегда удаётся извлечь из нужного интервала.

ГМИС заменяют частично или полностью отбор керна.

В зависимости от изучаемых физических свойств горных пород су-ществуют следующие виды каротажа: электрический, радиоактивный, тер-мический (термокаротаж), магнитный, акустический, газовый и др.

Процесс геофизического исследования и получения информации о разрезе скважины – это сложная цепь измерений и преобразований, состоящая из отдельных этапов.

Исходная информация – это комплекс параметров, определяющих геологические особенности породы. Знание этих свойств необходимо для построения разреза скважины. Особенностью этих свойств является то, что их нельзя измерить дистанционно, а необходимо получить образец горной породы, на котором они и будут определяться. Т.е. будут определяться:

- пористость;

- проницаемость;

- нефтегазоводонасыщенность;

- минеральный состав породы;

- данные о типе порового пространства, т.е. тип пористости и коэффициент пористости;

- доля объёма породы, представленного глиной, т.е. глинистость породы;

На измерении параметров этих свойств основаны геофизические методы. Эти свойства не составляют содержание геологического разреза, но они могут быть измерены дистанционно, т.е. с использованием геофизических датчиков опускаемых на кабеле в скважину, а именно:

- удельное электрическое сопротивление;

- электропроводность;

- диффузионно-адсорбционная активность пород и др.

Т.к. свойства пород установленные дистанционно не описывают разрез, то необходимо знать характер связи их со свойствами определяемыми на образцах горных пород. Виды этих связей исследуются в лабораторных условиях, чаще всего на керновом материале, что составляет сущность петрофизики.

Следует отметить, что в скважине с помощью ГИС исследуется неоднородная среда (• порода прорезана скважиной, заполненной буровым раствором; • свойства пластов на контакте со скважиной изменены; • на измерения влияют соседние пласты и тип измерительной установки), поэтому значения получаемые с помощью ГИС в неоднородной среде называются кажущимися. Для получения связи между кажущимися и истинными характеристиками используют как аналитические решения, так и методы физического моделирования. В этом случае для заданных условий изучают величину кажущегося параметра и выясняют от каких факторов она зависит.

Способ регистрации также может внести некоторые искажения в исходный сигнал (например, инертность аппаратуры), поэтому необходимо знать условия записи данной диаграммы, а также систему поправок, связывающих результирующий и исходный сигналы.

Процесс интерпретации это обратное движение в данной схеме, т.е. переход от диаграмм или отклонений, записанных на диаграммах, к кажущимся параметрам путём введения аппаратурных поправок, результатов моделирования. Таким образом, чтобы изучить интерпретацию диаграмм всего комплекса геофизических методов, необходимо знать технику регистрации диаграмм, теорию методов и петрофизику.

На первых этапах процесса интерпретации осуществляется индивидуальна или геофизическаяя интерпретация, когда вводимые поправки индивидуальны для каждого метода ГИС. Этому процессу предшествует обязательная обработка полученной информации. Цель обработки как при ручной, так и при машинной интерпретации заключается в проверке качества полученных диаграмм (цифровых массивов); увязке данных диаграмм по глубинам; оформлении этих данных в виде пригодном для интерпретации; занесении в шапку диаграммы информации о скважинных условиях, параметрах бурового раствора, условиях регистрации диаграмм и т.д. Процесс интерпретации отдельных методов иногда охватывает не все этапы, если диаграмма, записанная в скважине, достаточно мало подвержена влиянию скважинных условий и вмещающих пласты пород. Процесс интерпретации не может остановиться на получении истинных значений физических свойств пород по данным ГИС, поскольку в этом случае разрез скважины не будет построен. Полный цикл интерпретации завершается только при условии проведения всех этапов обработки. В ряде случаев реализация полного цикла оказывается невозможной из-за недостаточной изученности теории методов вследствие отсутствия соответствующих петрофизических уравнений либо из-за небольшого числа геофизических измерений в скважинах (число независимых измерений должно соответствовать числу определяемых параметров). В таких случаях интерпретация остаётся лишь на уровне качественной или оказывается неоднозначной.

После индивидуальной наступает этап комплексной или геологической интерпретации, т.к. здесь комплекс геофизических параметров с помощью петрофизических уравнений переводится в геологические параметры. На этом этапе данные разных методов обрабатываются совместно. Часто интерпретация осуществляется не по полной схеме, а с использованием лишь кажущихся параметров. В этом случае геологические параметры не вычисляются, а даётся лишь качественное заключение о характере пласта (например: коллектор водоносный, глина, коллектор продуктивный и т.д.). такая интерпретация называется качественной интерпретацией. При количественной и качественной интерпретации процессы интерпретации осуществляются по отдельным скважинам. Результаты обработки и интерпретации комплекса диаграмм по каждой отдельной скважине используются затем для изучения геологического строения площади, условий залегания продуктивных пластов, подсчёта запасов полезного ископаемого. Этот этап называется обобщающей, или сводной интерпретацией.

Лекция 3.

Геолого-геофизические условия проведения каротажных работ.

В геофизике главным объектом изучения являются горные породы и связанные с ними полезные ископаемые. Сведения о составе пород, глубине и форме их залегания, мощности и наличии в них полезных ископаемых получают путём изучения физических и физико-химических полей разной природы, интенсивность которых зависит от петрофизических характеристик объекта, его геологического строения и мощности искусственного источника поля.

При геофизических исследованиях горные породы и полезные ископаемые изучаются в разрезах скважин. Скважина представляет собой вертикальную или наклонную цилиндрическую выработку, длина которой значительно больше её диаметра. Она состоит из трёх основных частей : устье – её верх, забой – её дно и ствола – вся цилиндрическая часть от забоя до устья. Скважины бурятся с целью поисков месторождений нефти, газа, угля, руд, пресных и термальных вод, а также для решения различных геологических задач. Значительный объём скважин приходится на эксплуатационные и нагнетательные, которые бурятся при разработке месторождений нефти и газа.

Скважина – это сложное и дорогостоящее сооружение, поэтому получение наиболее полной и качественной информации о её техническом состоянии, о вскрытых горных породах, процессе выработки нефтяных и газовых, угольных и рудных пластов является важной задачей. Геофизические методы исследования скважин играют при этом первостепенную роль, т.к. только они дают наибольший объём непрерывной информации, позволяющей обнаружить месторождения полезных ископаемых, обосновано вести их разработку.

Вскрывая толщи горных пород, скважина нарушает их естественное залегание. В результате частично изменяются физико – химические условия окружающей среды и петрофизическая характеристика пород , прилегающих к стенке скважины. Изменяются также первоначальные геостатическое давление и температура.

Горные породы обладают различными механическими свойствами. Плотные сцементированные породы при разбуривании вблизи стенки скважины не разрушаются, рыхлые, хрупкие, трещиноватые породы, наоборот, размываются промывочной жидкостью, вследствие чего образуются каверны, т.е. увеличивается диаметр ствола скважины.

Вскрытие пород при бурении осуществляется, как правило, при давлении в скважине, превышающем пластовое, поэтому в пористые, проницаемые породы проникает промывочная жидкость. Поры пород – коллекторов обычно имеют небольшие размеры (от единиц до сотен микрометров), и в такие породы поступает только фильтрат промывочной жидкости, а глинистые частицы оседают на стенке скважины, образуя при этом глинистую корку. Глинистая корка препятствует разрушению породы и снижает дальнейшее поступление фильтрата жидкости в пласт.

В результате воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт под давлением, превышающим пластовое, образуется зона проникновения фильтрата промывочной жидкости. В зоне проникновения физические свойства породы изменены. Прежде всего изменяется физико- химический состав флюида в поровом пространстве. При взаимодействии фильтрата промывочной жидкости с породой могут произойти различные физико-химические процессы: набухание глинистых частиц, реакции окисления и восстановления, образование потенциалов фильтрации и т.д. Размеры зоны проникновения радиальном направлении могут изменяться в достаточно широких пределах – от единиц сантиметров Вблизи стенки скважины фильтрат промывочной жидкости вытесняет в значительной мере первоначальный флюид (пластовую воду, нефть, газ). Наиболее изменённая часть пласта вблизи стенки скважины называется промытой зоной.

в.

Схема пласта-коллектолра, пересечённого скважиной.

1 – неизменённая проникновением часть пласта-коллектора мощностью h с истинным удельным сопротивлением ρ_п; 2 – зона проникновения диаметром D, с удельным сопротивлением ρ_зп; 3 – полностью промытая зона радиусом r_пз, с удельным сопротивлением ρ_пз; 4 – глинистая корка толщиной h_гк; 5 – скважина диаметром d_с, с удельным сопротивлением ПЖ ρ_с; 6 – вмещающие породы с удельным сопротивлением

При изучении физических характеристик неизменной части пласта геофизическими методами сама скважина, промытая зона и зона проникновения фильтрата промывочной жидкости являются препятствиями для установления истинных параметров породы – её пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщения и т.д. Для устранения влияния измененной части пласта на показания геофизических методов созданы специальные аппаратурные устройства, позволяющие увеличить глубинность метода в радиальном направлении, и разработаны способы интерпретации, исключающие влияние диаметра скважины и промывочной жидкости, диаметров промытой зоны и зоны проникновения и их физических свойств. При использовании установок с малым радиусом исследования (микрометоды) на показания геофизических методов оказывают влияние толщина и физические свойства глинистой корки.

При бурении скважин в качестве промывочных жидкостей, используемых для выноса на поверхность выбуренных частиц горных пород, а также для укрепления стенок скважин и вращения долота при турбинном ьбурении, применяются специально приготовленный глинистый раствор с добавлением различных реагентов и утяжелителей, техническая вода, обогащённая глинистыми частицами из разбуриваемых глинистых толщ, и так называемые фильтрующиеся растворы на нефтяной или других основах. Промывочные жидкости характеризуются определённой плотностью, вязкостью, водоотдачей, содержанием песка, концентрацией растворённых солей и т.д. От физико-химических свойств промывочной жидкости зависит эффективность различных методов исследования скважин.

После окончания бурения и проведения геофизических исследований в открытом стволе скважины её укрепляют обсадными металлическими колоннами. В скважину в зависимости от её конструкции могут опускать одну или несколько колонн. Пространство между опущенной колонной и стенкой скважины укрепляют с помощью цементного раствора с целью разобщения отдельных пластов и раздельного их опробования при поисках, разведке и разработке месторождений. Исследования разрезов скважин, креплённых металлическими трубами, возможно проводить только методами радиометрии, термометрии, сейсмометрии.

При измерениях радиоактивных, тепловых, акустических полей на показания методов в креплённых скважинах искажающее влияние оказывают не только скважина, промытая зона и зона проникновения, но и толщина стенок обсадных колонн и их материал, толщина цементного камня в затрубном пространстве и качество его сцепления с колонной и породами. Существуют способы, позволяющие исключить или учесть влияние колонны и цемента на показания геофизических методов.

Геофизические исследования разрезов нефтяных и газовых скважин всех категорий (каротаж) подразделяют:

- на общие, материалы которых предназначены для расчленения разбуренных разрезов, выделения в них основных литолого-стратиграфических комплексов пород, перспективных и продуктивных отложений;

- детальные, которые выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах с целью определения количественных характеристик пластов.

Геологическую интерпретацию данных общих и детальных исследований выполняют непосредственно по завершении скважинных работ (оперативная интерпретация) и на этапе подсчёта запасов нефти и газа (сводная интерпретация), используя для этого петрофизическое обеспечение в разной стадии готовности.

Общие исследования

Общие исследования выполняют во всех скважинах по всему разрезу по всему разрезу, вскрытому бурением. Они обеспечивают:

- определение пространственного положения и технического состояния стволов скважин;

- выделение стратиграфических реперов и разделение разрезов на литолого- стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический);

- идентификацию литолого- стратиграфических комплексов, к которым приурочены продуктивные и/или перспективные на нефть и газ отложения;

- расчленение разреза на пласты, их привязку по относительным и абсолютным отметкам глубин, внутри- и межплощадную корреляцию разрезов;

- привязку интервалов отбора керна по глубине;

- литологическое изучение интервалов разреза, не охарактеризо-ванных керном;

- привязку по глубине интервалов опробований, испытаний, перфорации, материалов геофизических исследований в обсаженных скважинах;

- информационное обеспечение интерпретации наземных (полевых) геофизических исследований.

Комплекс общих исследований единый для всех районов страны и практически для всех категорий скважин. В эксплуатационных скважинах при кустовом бурении полный комплекс выполняют в вертикальных скважинах, в наклонных скважинах из него могут исключаться БК, АК, ГГК-П.

В зависимости от решаемых задач исследования подразделяют на промежуточные и заключительные, которые выполняют полным комплексом в заданных интервалах, и привязочные, назначаемые по мере необходимости. Промежуточные исследования

Промежуточные исследования проводят по завершению разбуривания интервалов, намеченные для перекрытия кондуктором, техническими колоннами, а также эксплуатационной колонной выше первого продуктивного или перспективного интервала.

Для оценки пространственного положения и технического состояния ствола скважины с целью её безопасного бурения выполняют промежуточные исследования ограниченным комплексом методов, включающим инклинометрию, профилеметрию, а также, при необходимости, ГК или БК для привязки результатов.

Заключительные исследования

Заключительные исследования проводят по окончании бурения скважины. В глубоких скважинах исследования выполняют в интервалах, не превышающим 1000м.

Привязочные исследования

Привязочные исследования проводят с целью оценки положения текущего забоя относительно стратиграфических реперов, а также привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований и испытаний. Для этого используют один – два метода из следующего перечня: ПС, ГК и НК, БК (или ИК), профилеметрия.

Измерения температуры проводят на двух режимах – неустановившемся и установившемся. Данные измерений на неустановившемся режиме используют для решения оперативных задач:

- определения температурного режима работы бурильного инстру-мента и геофизических приборов;

- выделения поглощающих и отдающих пластов;

- определения высоты подъёма цемента в затрубном пространстве;

- учёта температуры при интерпретации геофизических материалов.

Измерения на установившемся режиме проводят после длительного (более 10 суток) пребывания скважины в покое для определения естественной температуры пород и её распределения по разрезу. Более точно продолжительность пребывания скважины в покое устанавливают по результатам по результатам повторных измерений во времени – допустимой считают такую продолжительность пребывания скважины в покое, после которой температура пород в любой точке разреза изменилась не более чем на 1^оС в течение значительного ( не менее суток) интервала времени.

Детальные исследования.

Детальные исследования во всех скважинах выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах, а в опорных и параметрических скважинах – также в неизученных ранее частях разреза.

Индивидуальная интерпретация данных ГИС

Электрический каротаж.

Лекция 4

4. Электрический каротаж. Каротаж обычными зодами.

Электрический каротаж – один из основных методов геологической до-кументации скважины. Измерения проводятся непосредственно в скважине в естественном и искусственно созданном электрических полях.

Основные измеряемые физические параметры:

- потенциал самопроизвольной поляризации, (ПС) Սпс

-кажущееся удельное сопротивление (КС) ρгор пород

Условия измерений

Промыслово – геофизические исследования проводятся в скважинах заполненных буровым раствором, в качестве которого применяется глинистый раствор или вода, обычно загрязненная частицами разрушаемой породы. В отдельных случаях бурение скважин ведётся с применением бурового раствора, приготовленного на нефтяной основе или в сухих скважинах – с продувкой воздухом.

На результаты измерений в скважине оказывают влияние горные породы, окружающие ствол скважины и буровой раствор, заполняющий скважину, физические свойства которых различны.

Из-за воздействия на стенки скважины бурового раствора в ряде случаев наблюдается отклонение фактического диаметра скважины от номинального ( диаметра долота).

При бурении скважины гидростатическое давление промывочной жидкости обычно превышает пластовое давление, что вызывает проникновение раствора в проницаемые пласты. При этом глинистые частицы, оседая на стенках скважины образуют глинистую корку, а жидкая фаза (фильтрат бурового раствора) проникает в пласт. Фильтрат бурового раствора, проникая в глубь пласта, замещает полностью или частично жидкость или газ, насыщающие поры пласта. В результате физические свойства проницаемого пласта, в том числе его удельное сопротивление в близи стенок скважины могут существенно отличаться от свойств неизменного пласта.

При электрическом каротаже возникает необходимость в контакте электрической цепи с землею и ли горной породой. Такой контакт получаем при помощи электрода –металлического проводника (стержня) , погружённого в заполняющий скважину буровой раствор или воткнутого во влажную землю (в породу).

Буровой раствор – это вода с находящимися в ней во взвешенном состоянии глинистыми частицами. В воде находятся в растворённом виде соли (в основном хлористый натрий).

Электропроводность водного раствора соли обусловлена тем, что молекула соли в растворе распадается на две части, т.е. на два иона. Один ион (катион) несёт заряд положительный, а другой ион (анион) несёт заряд отрицательного электричества.

Так в водном растворе хлористого натрия молекула его диссоциирует на положительно заряженный ион натрия и отрицательно заряженный ион хлора:

ΝaСℓ→Νa+Сℓ¯

В основу метода КС положена возможность изучения и расчленения пород по их удельному электрическому сопротивлению.

Удельное электрическое сопротивление горных пород ρ характеризует их способность пропускать электрический ток. За величину удельного элект-рического сопротивления породы принимают сопротивление объёма породы, имеющего форму куба с поперечным сечением 1м²и высотой 1м. выражая сопротивление проводника в Омах, длину в метрах и сечение в м², получим удельное сопротивление:

R S

ρ = -------- (4.1)

ℓ

Для выражения способности породы проводить электрический ток Пользуются также величиной обратной удельному сопротивлению – удель-ной электрической проводимостью:

1

σ = ------- (4.2)

ρ

Проводимость измеряется в См ⁄∕м или в тысячных долях этой единицы мСм ∕м.

Удельное электрическое сопротивление горных пород зависит от их минерального (химического) состава, структуры, пористости, проницаемос-ти, нефте-, газо-, водонасыщенности, физических факторов (таких как темпе-ратура, давление и др.), воздействующих на горные породы, и изменяется от тысячных долей до многих десятков, сотен тысяч омметров.

Горные породы в своём естественном залегании состоят из минераль-ного скелета и жидкости, заполняющей поры породы. Большинство минера-лов, составляющих горные породы, практически являются непроводниками электрического тока. Следовательно, удельное сопротивление пород прямо пропорционально удельному сопротивлению жидкости (водных растворов солей), содержащейся в порах породы.

Обычные зонды метода КС

Удельное электрическое сопротивление горных пород определяется с помощью 4-х электродной установки (АМΝВ). Электрический ток вводится в породы через электроды называемые токовыми и обозначаемые А и В.

Разность потенциалов измеряется на некотором удалении от А и В между электродами М и Ν, которые называются измерительными.

Электроды, имеющие одинаковое значение (А и В или М иΝ), называ-ются парными.

Для измерения удельного электрического сопротивления горных пород в нефтяных и газовых скважинах обычно помещают 3-и электрода вдоль оси скважины. 4-й электрод В (при зонде АМΝ) или Ν (при зонде ВАМ) распола-гаются около устья.

Совокупность электродов А, М, Ν или В, А, М закреплённых на зара-нее заданных расстояниях, называется обычным зондом КС.

Зонды записываются сверху вниз с указанием расстояния между элект-родами. Расстояние указывается в метрах А0,25М2,5Ν. Результаты измере-ний относятся к точке записи «О», которая находится по середине между сближенными электродами.

В однородном изотропном пространстве потенциалы электрического поля в точках М и Ν, расположенных от электрода А на расстоянии АМ и АΝ рассчитываются по формуле: Uм = ρI ∕4πАМ (4.3)

UΝ = ρI ∕4πAΝ (4.4)

Разность потенциалов ∆U между этими точками

ρI 1 1

∆U = Uм –UΝ = ------ (---- - ----) (4.5)

4π АМ АΝ

ρI МΝ

Или ∆U = ------- × ---------- (4.6 )

4π AМ×AΝ

Следовательно, ρ = К ∆U ∕ I где (4.7)

К – коэффициент зонда зависит только от расстояния между электрода-ми и имеет размерность длины и измеряется в метрах., например:

К = 4π АМ× АΝ ⁄∕ МΝ (4.8)

К = 4π AМ×ВМ ∕ AВ (4.9)

Удельное сопротивление, вычисленное по формуле 5, в случае одно-родной изотропной среды соответствует её истинному удельному сопротив-лению, а в неоднородных средах – кажущемуся

ρ = К ∆U ⁄ I (4.10)

кажущееся сопротивление неоднородной среды равно удельному соп-ротивлению фиктивной однородной среды, создающей при заданных рас-стояниях между питающими и измерительными электродами А, М, Ν и токе питания I такую же разность потенциалов ∆U как и в однородной среде.

Кажущееся удельное электрическое сопротивление ρк зависит от рас-стояния между электродами зонда, формы и размеров неоднородностей ок-ружающего зонд пространства, т.е. от :

- мощности пласта

- диаметра скважины

- толщины глинистой корки

- диаметра зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости

- удельного электрического сопротивления промывочной жидкости

- удельного электрического сопротивления глинистой корки

- удельного электрического сопротивления зоны проникновения

-удельного электрического сопротивления исследуемых пород

- Удельного электрического сопротивления вмещающих пород

И может быть больше, меньше или равно удельному электрическому сопротивлению пласта. Указанные параметры по разному влияют на окон-чательный результат измерений. Глубинность метода КС приближённо оце-нивается по радиусу исследования зонда rи .

Классификация зондов

Для обычных 3-х электродных зондов КС результат измерения связан с электрическими характеристиками (потенциалом и градиентом потенциала) в зависимости от соотношения расстояний АМ и МΝ (АВ). Поэтому и зонды метода КС подразделяются на:

-потенциал - зонды и

- градиент-зонды

Рисунок 4.1 Обычные зонды электрического каротажа

Потенциал –зонд

Это зонд, измеряемое им кажущееся удельное сопротивление опреде-ляется в основном потенциалом электрода М – Uм. (рис 4.1, 111 и 1V).

Полностью это условие может быть выполнено в том случае, если по-тенциал UΝ удалённого электрода Ν→ к « 0» , т.е. если электрод Ν удалён в ∞ - на практике ГИС он расположен около устья скважины. Такой зонд на-зывается предельным (идеальным) потенциал-зондом.

Разность потенциалов для такого зонда:

ρк I 1

∆UMΝ = (UM–UΝ﴿│UΝ→0 = UM───∙─── (4.11 )

4π АМ

U м Uм Uм

Отсюда ρк = 4π АМ ── = 4πLп ── = Кп ── (4.12)

I I I

Где Lп = АМ – размер зонда

Кп = 4πLп – коэффициент потенциал-зонда

Предельный потенциал- зонд должен быть 2-х электродным (А и М), но результаты измерения таким зондом искажены взаимной индукцией меж-ду жилами кабеля, на котором опущены электроды А и М. Поэтому для уменьшения влияния индуктивной помехи в измерительную схему вводят ещё одну жилу кабеля с электродом Ν. З-х электродный потенциал-зонд должен удовлетворять условию:

АМ <<MΝ при этом потенциал UΝ не превышает 5% потенциал Uм, т.е. зонды с MΝ> 20 АМ = 20 Lп.

В горизонтально – слоитой среде расстояние между парными электро-дами должно превышать мощность пластов, составляющих эту среду и быть тем больше 20 АМ, чем выше их сопротивление.

Результаты измерения относят к точке записи «0» , которая находится по-середине расстояния между сближенными электродами АМ. При таком положении точки записи – кривые кажущегося удельного сопротивления симметричны относительно середины пласта. Радиус исследования такого зонда rи = 2 АМ

Градиент – зонды

У градиент – зонда расстояние между парными электродами М и Ν или А и В мало по сравнению с расстоянием АМ или МА.(рис.4.1, 1 и 11) Точка записи «О» на-ходится по середине между парными электродами. Размер зонда – это рас-стояние между непарным электродом и точкой записи «О». градиент-зонд у которого сближенные электроды (парные) расположены под непарным элект-родом называется последовательным или подошвенным.

При расположении сближенных парных электродов над непарным зонд называется обращённым или кровельным.

В градиент- зонде замер кажущегося сопротивления сводится к измере-нию градиент-потенциала электрического поля электрода А, т.е. приращение потенциала на единицу длины. При самом малом МΝ

﴾∆U ∕ ΜΝ ﴿ΜΝ→Ο Е

ρк = 4πΑΟ² ─────────── = 4πΑΟ² ── (4.13)

і і

где Е – (составляющая по оси z) напряженность электрического поля в точке О или градиент-потенциал с обратным знаком.. Если ΜΝ бесконечно мало – это идеальный градиент-зонд.

Форма кривых КС (ρк )

Рисунок 4.2 Кривые КС для однородного одиночного пласта высокого сопротивления (а и б) и низкого сопротивления (в и г).

а и в – подошвенный градиент-зонд; б и г – потенциал-зонд;

СТАНДАРТНЫЙ КАРОТАЖ

- включает 2-е кривые КС (градиент-зонд и потенциал-зонд) и кривую ПС.

Каротаж обычными зондами проводят во всех скважинах, бурящихся на нефть и газ. Полученные кривые используются для сопоставления разре-зов скважин, определения границ пластов и глубин их залегания, а также для определения удельного сопротивления пород.

Для облегчения сопоставления разрезов скважин необходимо во всех скважинах одного и того же района проводить измерения одним или двумя одинаковыми стандартными зондами.

Стандартный зонд обычно выбирают в начале разбуривания месторож-дения при проходке первых разведочных скважин и должен удовлетворять следующим требованиям:

- на кривой КС должны чётко выделяться границы пластов различного сопротивления.

- измеренные кажущиеся удельные сопротивления не должны сильно отличаться от истинных удельных сопротивлений пластов.

Подошвенный градиент-зонд более благоприятен для разделения нефтегазоносной части пласта и водоносной в продуктивных пластах с подошвенной водой.

Потенциал-зонд хорошо применять в разрезах с пластами большой мощности.

Правила определения границ и толщин пластов.

Потенциал-зонд.

Кровля и подошва пласта определяются одинаковым способом.. Чтобы найти их, определяют точки начала крутого подъёма кривой и от этих точек отступают на АМ / 2 в сторону пласта низкого сопротивления. Если диаграмма зарегистрированных в нескольких масштабах, то границы пласта отыскивают на участках кривых, записанных в наиболее подробном масштабе. Толщина пласта высокого сопротивления оказывается на размер зонда больше, чем кажущаяся ширина аномалии (рис.). для пласта низкого сопротивления кажущаяся ширина аномалии на размер зонда больше толщины пласта. Пример определения границ пластов по диаграмме потенциал-зонда показан на рис.4.2.

Градиент-зонд.

Правила определения границ пластов по диаграммам различаются для последовательных и обращённых градиент-зондов. Границам пластов соответствуют особые точки кривых – масимумы и минимумы (рис4.2).

На диаграмме последовательных градиент-зондов подошва пласта высокого сопротивления выделяется точкой ρ_{к max}, а кровля - точкой ρ_кmin, если расстояние между электродами MN (АВ) мало. Если в масштабе глубин диаграммы расстояние MN (АВ) может быть отложено, то от точек масимума и минимума нужно отступить вниз на величину MN / 2.

По диаграмме обращённого градиент-зонда подошву пласта высокого сопротивления находят по точке  ρ_{к min}, а кровлю – по точке ρ_{к max}. Если расстояние между электродами MN (АВ) существенно, границы пласта смещают от точек ρ_{к min} и ρ_{к max} вверх на MN / 2.

При определении границ тонких пластов следует помнить, что на диаграмме градиент-зонда получаются ложные масимум и минимум, расположенные соответственно на расстояниях АО и АО-h от подошвы пласта при последовательном зонде и от кровли пласта – при обращённом. Эти аномалии нужно уметь распознавать, и их нельзя использовать при определении границ.

Лекция 5.