5.4. Інтерпретація даних гдс

За результатами ГДС розв'язують геологічні завдання як загального характеру (стратифікація і кореляція розрізів свердловин і окре­мих площ, уточнення літологічного складу порід, виділення колекторів), так і пов'язаних з кількісними оцінками тих чи інших властивостей порід (визначення коефіцієнтів пористості, проникності, глинистості, нафтогазо-насиченості, величини пластових тисків тощо), а також з оцінкою техніч­ного стану свердловин і контролем розробки родовищ.

Для вирішення перелічених завдань проводиться інтерпретація даних ГДС з використанням геологічних даних (результатів випробування у від­критому стовбурі і колоні, аналізів керна, шламу та ін.), одержаних у пев­ній свердловині, а також у свердловинах, розташованих у межах досліджу­ваної площі.

Розрізняють інтерпретацію геологічну, її ще називають оперативною, або якісною, та геофізичну, або кількісну. Основною метою якісної (опера­тивної) інтерпретації даних ГДС є виділення колекторів і оцінка їх продук­тивності (нафтогазоносності) у процесі буріння окремих свердловин. Кіль­кісна інтерпретація виконується з метою визначення параметрів, необ­хідних для підрахунку запасів і проектування розробки і подальшої (де­тальної) розробки родовищ. При здійсненні цієї інтерпретації всі парамет­ри визначають у кількісних (чисельних) величинах.

На пошуковому етапі розвідки оперативну інтерпретацію проводять в усьому пошуковому інтервалі розрізу свердловини. Встановлюють перспек­тивні інтервали розрізу, в яких прогнозується одержання промислових припливів нафти і газу. У розвідувальних свердловинах оперативну інтер­претацію здійснюють у виявлених на пошуковому етапі перспективних інтервалах.

Для успішної інтерпретації у розрізі свердловини виділяють перспек­тивні інтервали, які можуть бути розділені на окремі пласти з приблизно однаковою геофізичною характеристикою. Класифікують пласти за літоло-

гічними ознаками, а також за належністю порід до колекторів чи неко-лекторів. Виявляють покришки і перемички між нафтогазоносними плас­тами.

Під час виявлення пластів-колекторів використовують такі ознаки: на­явність глинистої кірки на стінках свердловин навпроти пласта; наявність у пласті зони проникнення фільтрату промивальної рідини; визначення на діаграмах геофізичних параметрів — збільшення або зміну величин УО, ПС, гамма-випромінювання тощо.

Для підтвердження наявності колекторів у розрізі свердловини прово­дять випробування пластів за допомогою випробувачів на трубах або по-точкове їх випробування приладами на кабелі.

Стратифікацію відкладів здійснюють способом кореляційного порів­няння досліджуваного розрізу з типовим літолого-стратиграфічним розрі­зом певного району. Для цього використовують регіональні та локальні ре­пери, а також маркувальні поверхні.

Покришки і непроникні перемички характеризуються відмінними що­до колекторів питомим електричним опором та інтенсивністю природного і вторинного гамма-випромінювання, перемінним діаметром свердловин та ін. Покришками можуть слугувати пласти глин, щільних непроникних вап­няків, галогенних осадів; перемичками — витримані по площі малої тов­щини пласти глин (мергелів), щільні пласти вапняків, пісковиків, доломіту або галогенних осадів.

Перспективні інтервали визначають за апріорними відомостями про поширення нафтогазонасичених порід того чи іншого комплексу і за наяв­ності порід-колекторів.

Для оцінки ємнісних характеристик порід і типу колекторів прово­диться кількісна геофізична інтерпретація даних ГДС з визначенням необ­хідних петрографічних залежностей. Пористість визначають з урахуванням особливостей літологічного складу порід і властивостей флюїдів, що їх на­сичують. Тип колектору виявляють за допомогою аналізу геолого-геофі-зичної інформації для досліджуваних пластів. Для карбонатного розрізу слід проводити аналіз співвідношення різних видів пористості і загальної міжзернової вторинної ефективності пористості. Для теригенних колек­торів основними характеристиками є літологія скелета породи і літологіч­ний склад теригенного матеріалу, розподіл глинистого матеріалу в породі, тобто її глинистості. Для карбонатних порід основною характеристикою є тип вторинної ємності (кавернозності й тріщинуватості).

Нафтогазоносні пласти-колектори виділяють за даними ГДС з ураху­ванням зміни коефіцієнта водонасичення породи пласта. При цьому вико­ристовують параметри, пов'язані з властивостями вуглеводнів і їх об'ємним вмістом у породі.

Фазовий стан вуглеводнів у пласті визначають з урахуванням компо­нентного складу вуглеводневих газів за даними газового каротажу і в про­бах пластових фаз, відібраних приладами на кабелі.

Після завершення буріння у пошукових і розвідувальних свердловинах для кожної свердловини складають оперативне обгрунтування, у якому, крім відомостей про повноту і якість виконання геофізичних досліджень, міститься

геолого-геофізична характеристика виділених пластів-колекторів і рекомен­дація щодо випробування пластів або проведення додаткових досліджень.

В обгрунтуванні наводять характеристику здатності порід вміщувати і віддавати флюїди, а також характеристику їх за складом і вмістом рухливих флюїдів. Обов'язково обґрунтовують характеристику перехідної зони від нафтоносного або газоносного пласта до обводненої частини пласта з ви­значеною природою нафто- або газонасичення. За наявності даних випро­бування пласти поділяють на суто нафтоносні й газоносні.

На основі наведених характеристик за зонами ГДС можна очікувати приплив флюїду: нафти — із нафтоносного пласта; газу — із газоносного пласта; води — із водоносного пласта; нафти або води — із перехідної зони нафтового пласта (покладу); газу або води — із перехідної зони газоносно­го пласта (покладу).

Рекомендації для випробування пластів геофізичною службою супро­воджуються розглядом методів випробовування. У відкритому стовбурі для цього використовують випробувачі на кабелі або на трубах. Однозначно схарактеризовані за насиченням колектори рекомендують для випробуван­ня у пошукових і розвідувальних свердловинах.

Випробування пластів у обсадженій свердловині рекомендується для вирішення таких завдань: визначення розташування ВНК, ГВК і ГНК; ви­явлення колекторних властивостей породи (колектор, неколектор); підви­щення ефективності (однозначності) інтерпретації даних ГДС тощо.

Додаткові дослідження розрізу у відкритому стовбурі свердловини можуть бути рекомендовані для уточнення колекторних властивостей пластів з неви-значеною характеристикою. Так, випробування пласта за допомогою випробу­вачів дає змогу оцінити характер його насичення, а відбір зразків порід кер-новідбірниками і ґрунтоносами — визначити тип і уточнити літологію пласта.

На основі висновків за даними ГДС й інших геолого-геофізичних до­сліджень геологічною службою замовника і спеціалістами геофізичних екс­педицій приймається рішення про доцільність випробовування свердлови­ни, розглядаються кількість і глибини залягання меж пластів, які підля­гають випробуванню, визначаються глибина спуску колони і висота під­няття цементу.

Отже, процес інтерпретації даних ГДС підрозділяють на два етапи: геологічний (оперативний, якісний) і геофізичний, коли проводиться кіль­кісна інтерпретація даних ГДС.

Геологічний етап, на якому здійснюють розшифровку, тобто інтерпре­тацію каротажних діаграм, проводять безпосередньо в установах, що бурять свердловини, без визначення спеціальними методами кількісних характе­ристик розкритого розрізу свердловини.

Геофізичний етап інтерпретації каротажних діаграм здійснюють в інтер-претаційних відділах геофізичних експедицій. На цьому етапі визначають кількісні характеристики усіх шарів і прошарків порід у розкритому сверд­ловиною розрізі відкладів.

Кількісна інтерпретація дає змогу виділяти пласти-колектори, які ха­рактеризуються кількісними ознаками пористості, проникності, водо-, наф­то- або газонасиченості, пластових тисків, флюїдів, що насичують колекто-

ри, внутрішньопорового тиску в глинистих породах, що являють собою покришки для покладів нафти і газу, тощо.

Результати кількісної інтерпретації даних ГДС відіграють дуже велику роль у виділенні перспективних пластів на площах, що дорозвідуються і, особливо, на нових перспективних на нафту і газ, коли складаються про­ектні геолого-геофізичні розрізи свердловин, а також для розрахунку за­пасів нафти і газу.