Геофизические исследования скважин при фациально-циклическом изучен

Одним из важнейших принципов, следование которым очень способствует построению моделей, обладающих высокой «живучестью», является использование рациональных схем выделения структурных уровней процесса нефтеизвлечения. Рекомендуется различать 8 структурных уровней, каждому из которых соответствуют конкретные материальные объекты или совокупности технологических показателей разработки залежи.

Первый уровень – ультрамикроструктура – минеральное зерно, которое, если речь идет о шарообразных зернах горной породы (фиктивный грунт), может обладать только одним свойством – радиусом зерна r.

Второй уровень – агрегатная структура зерновых образований одного состава, которые характеризуются таким свойством, как например, упаковка и т.п.

Третий уровень– микроструктура– образец керна – природная совокупность минеральных зерен (горная порода), которая обладает поровым пространством, удельной поверхностью, проницаемостью, глинистостью, извилистостьюпоровых каналов.

Четвертый уровень – интраструктура – пласт, пропласток, слой горной породы в конкретном интервале разреза скважины, которые обладают определенной толщиной на определенной площади и занимают какой-то объем.

Пятый уровень – флюидоструктура – нефтеводоносный коллектор (продуктивный пласт, представляющий собой интервал горных пород в разрезе скважины, насыщенный нефтью, газом или водой). Такие пласты характеризуются меняющимися по площади и объему залежи нефте-, газоили водонасыщенными толщинами, вязкостью и плотностью нефти, газовым фактором, объемным коэффициентом нефти.

Шестой уровень – макроструктура – подсчетный объект (совокупность пластов, составляющих продуктивную толщу) как объект разработки (залежи или ее части), в результате изучения которого возможно получение сведений о балансовых запасах, удельном дебите, коэффициенте нефтеизвлечения.

44

Седьмой уровень – технологическая структура – залежь или месторождение нефти или газа как совокупность подсчетных объектов. На этом уровне определяются промышленные (извлекаемые) запасы углеводородного сырья и технологические параметры залежи.

Восьмой уровень – экономическая структура – пред-

ставляет собой текущие и конечные результаты эксплуатации месторождения (залежи) в денежном выражении.

Сведения о залежи, поступающие с каждого из уровней организации геологических объектов или ГТК в отдельности, будут давать одностороннюю характеристику залежи, и только совместное их использование может привести к получению обоснованной модели залежи [25]. На схеме показаны все стадии построения модели залежи по промыслово-геофизическим данным. Как правило, такое совместное использование обеспечивается надлежащим учетом результатов промыслово-геофизических исследований как основы для построения геологических моделей, каждая из которых отвечает своему, все более высокому уровню (литоло- го-стратиграфическая колонка по отдельно взятой скважине → корреляционная схема сопоставления разрезов скважин → геологический профиль → гидродинамический профиль → полноопределенные горно-геометрические модели залежи и так называемые дифференцированные модели). Конечной целью такого многоступенчатого моделирования является подсчет запасов УВ, обоснование технологических схем и проектов разработки залежей, решений по регулированию разработки, включая составление программ системного воздействия на залежь с целью повышения нефтеотдачи [1, 98].

Высшим видом модели разрабатываемой конкретной залежи является ее системно-структурная модель, в наглядной форме отражающая совокупность связей и отношений между элементами системы таким образом, что на основе этого отображения можно принимать конкретные технологические и технические решения по определенным вопросам, на-

45

пример по мероприятиям, направленным на повышение нефтеизвлечения.

Залежь нефти и газа, как геолого-технический комплекс (ГТК), является большой сложной системой, которой необходимо управлять по мере ее развития (динамика ГТК).

Рассмотренный круг задач относится к той области науки, которая называется анализом данных. Раньше эта область называлась обработкой результатов наблюдений. Анализ данных предполагает уяснение предпосылок, заложенных в основу рассматриваемой геологической модели. Эти данные рассматривают как однозначно определенные числовые параметры и показатели. Важнейшее требование к анализу – максимальное использование внешней информации. Его главная особенность – периодический возврат к одним и тем же данным. Отсюда – шаговый принцип анализа данных, дающий возможность остановок и управления дальнейшей обработкой.

46

ГЛАВА 2. РАСПОЗНАВАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА ПЛАСТОВ ГОРНЫХ ПОРОД И МЕЖСКВАЖИННАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ

ПО ДАННЫМ ГИС

При интерпретации каротажных данных, в зависимости от сложности геологического строения, разрешающей способности аппаратуры и применения специальных методов, удается выделить различное число петрофизических типов пород, интерпретируемых и геологически. Выделенные по комплексу ГИС разновидности пород сопоставляются с классификацией тех же пород, которая была установлена ранее на основании изучения физических их свойств (плотности, твердости, цвета, размеров зерен и т.д.), а также их химического состава. Для этого производят увязку геофизических характеристик, полученных в результате интерпретации диаграмм ГИС, с петрографическими характеристиками, выявленными путем изучения образцов пород, полученных при бурении скважин с определенных глубин в виде керна, шлама или проб, отобранных грунтоносами. В дальнейшем, при накоплении достаточного опыта, петрографическую классификацию горных пород можно осуществлять по данным только одних материалов ГИС [30, 48].

Классификация осадочных горных пород основывается на различии их физических и химических свойств, таких как цвет, твердость, плотность и т.п. Исследования разрезов скважин по материалам ГИС также базируются на различии физических свойств пород, которые, однако, нельзя отождествлять с физическими параметрами пород. Это своеобразные «геофизические» параметры: удельное электрическое сопротивление (КС), естественная радиоактивность (ГК) и т.п. Необходимо подчерк-

47

нуть, что при геологической интерпретации основное значение имеют не абсолютные величины тех или иных параметров, а их соотношения.

Очевидно, наиболее надежную и достоверную информацию можно получить при анализе керна. Однако его не всегда удается извлечь, а при отборе и выносе на поверхность свойства породы и насыщающей ее жидкости заметно изменяются. Кроме того, керн отбирается, как правило, лишь в единичных скважинах (поисковых, разведочных), а основная масса скважин вообще не охарактеризована им.

Основными методами ГИС для изучения разрезов скважин являются данные электрокаротажа, радиоактивного каротажа и кавернометрии. Эти данные являются базой, к которой привязываются результаты литологических, палеонтологических, палинологических и других исследований, получаемых в результате изучения кернового материала и шлама бурового раствора. Сбору этих данных следует уделять особое внимание, так как именно по ним устанавливается возраст исследуемых отложений.

Для изучения литологического состава пород используется большинство существующих методов ГИС в различных сочетаниях. Оптимальный комплекс ГИС выбирается в зависимости от конкретных геологических условий разреза. Это связано с тем, что каждый из методов ГИС обладает разной эффективностью при «узнавании» тех или иных литологических разновидностей пород, выделение которых основывается на различии их физических свойств, определенных по материалам ГИС (см. табл. 1.1). Причем основное значение имеют не абсолютные величины тех или иных параметров, а их соотношения (конфигурации каротажных диаграмм).

При изучении стратиграфии для выделения крупных стратиграфических подразделений используются диаграммы ГИС в масштабе 1:500, а при изучении нефтегазоносных толщ – кривые ГИС в масштабе 1:200.

Для сопоставления с данными ГИС результатов литологических исследований последние используются не в виде обоб-

48

щенных сведений по крупным подразделениям разреза, а в первичной форме – в виде сведений по каждому отдельному интервалу отбора керна (долбления). На диаграмму ГИС наносят все интервалы глубины скважины, по которым был произведен отбор керна с указанием его выхода в процентах и краткой литологической характеристикой. На диаграмме также помещаются указания литологов и палеонтологов о возрасте слоев.

Следует отметить, что в процессе каротажа глубины измеряют более тщательно, чем при бурении, поэтому при их определении надо ориентироваться на диаграммы ГИС.

Наиболее часто геологу-нефтянику приходится иметь дело с буровыми работами, поэтому важнейшим геологическим документом является литолого-стратиграфическая колонка, содержащая сведения о положении границ пластов и их толщинах, литологическом составе и стратиграфической принадлежности пород, которыми пласты сложены, о наличии пластов-коллекторов и характере их насыщения. Построение окончательной колонки обычно требует определенного опыта и осуществимо при совместной работе геолога и геофизика-интерпретатора.

Важное значение имеет достоверность геологических моделей, доказательством которой являются научно обоснованный подход и знание законов седиментации, смены фациальных условий, цикличности осадконакопления, закономерностей распространения разных фаций. Литологический состав, строение и условия образования горных пород находятся во взаимодействии и единстве и выражаются рядом качественных и количественных признаков. Физические свойства горных пород количественно выражают эти признаки и могут быть измерены непосредственно на образцах керна или дистанционно методами ГИС. Параметры физических полей содержат в себе геологическую информацию, в том числе и по условиям осадконакопления. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, регулирующие процессы аккумуляции углеводородов, тесно связаны с определенными типами фаций. Использование мето-

49

дов ГИС для проведения фациального анализа и определения местоположения коллекторов тесно связано с выделением в разрезах скважин продуктивных интервалов.

Под фациальной цикличностью отложений понимается закономерная смена пород и периодическая повторяемость палеографических обстановок, отражающих тектоноседиментационный этап геологического развития территории. С позиций системного подхода цикличность рассматривают на различных структурных иерархических уровнях в зависимости от характерных особенностей того или иного природного резервуара углеводородного сырья.

2.1. ХАРАКТЕРИСТИКА И ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДОВ ГИС ПРИ ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПЛАСТОВ ГОРНЫХ ПОРОД

Литологические карбонатные породы представлены в основном известняками разной степени глинистости, которые различаются по своему происхождению. Наибольшее распространение имеют известняки органогенного происхождения. Типичным примером известняков, образованных остатками колониальных организмов, являются рифовые известняки, которые встречаются в видемощных карбонатных массивов разнообразнойформы [5, 39].

В формировании фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных пород значительную роль играют пустоты вторичного происхождения – трещины и каверны. В общем случае для карбонатных пород характерно многообразие типов пористости и сложное строение порового пространства. Выделяют три основных типа пористости: поровый (пористость скелета или блока породы), трещинный и каверновый [15, 16].

Различают межзерновую, оолитовую и окаменолостную блоковую пористость. Межзерновая и оолитовая пористость формируется за счет пустотного пространства между обломоч-

50