16. Использование интегральных кривых гис при корреляции разрезов скважин. Выделение реперов и маркирующих горизонтов.

17. Оперативная интерпретация данных гис.

Под оперативной интерпретацией данных ГИС понимают подготовку и выдачу геологической службе буровых предприятий заключений о наличии в разрезах скважин нефтегазонасыщенных пластов с указаниями их основных параметров (мощности, пористости, нефтенасыщенности) и рекомендации об испытаниях. Оперативная интерпретация производится на всех этапах разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, включая бурение первых скважин, когда отсутствуют достоверные сведения об изучаемых геологических разрезов и не установлены конкретные зависимости между геофизическими величинами и коллекторскими свойствами. Поэтом в отличии от результатов сводной интерпретации определяемых характеристики коллекторов носят качественный или полуколичественный характер, например указывается общая, а не эффективная мощность коллектора, дается прогнозная оценка характера их насыщения, а не коэффициенты нефтегазонасыщенности. Для полуколичественной оценки используются зависимости соседних месторождений.

Схема оперативной интерпретации включает следующие этапы:

- контроль качества каротажных материалов;

- расчленение разрезов, определение границ пластов и соответствующих им значений геофизических величин (А_пс, ρ_к, Δt, ΔJ_γ, ΔJ_nγ). На этом этапе производят также определение удельных сопротивлений ρ_зп, ρ_пп, ρ_п.

- выделение коллекторов и определение их мощности;

- прогнозная оценка характера насыщения (нефть, газ, вода) продуктивных пластов.

Перечисленные задачи более просто решаются в терригенном разрезе. По сходству геофизических характеристик к ним примыкают гранулярные карбонатные коллекторы. Для выделения и оценки коллекторов, сложенных несколькими минералами или обладающих сложной структурой порового пространства используют специальные методики. Оперативная интерпретация начинается с расчленения исследуемых разрезов на отдельные пласты и с определения их границ, затем, против интересуемых пластов измеряют кажущееся значения геофизических величин. В дальнейшем на этапе геологической интерпретации определяются: литологический состав, эффективные мощности, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности. Границы пластов и пропластков определяют по характерным точкам на кривых каждого вида каротажа.

П ри этом определяются и их геофизические значения. Далее производят литологическое расчленение разреза скважин и выделения коллекторов. Значение пористости определяется в основном по данным электрического, радиоактивного и акустического каротажей, а глинистость – по кривым КС и БК. Выделенные в разрезе коллекторы разделяют на продуктивные (нефтеносные, нефтегазоносные и газоносные) и не продуктивные, т.е. определяют характер насыщении пластов. При оперативной интерпретации также определяется переходная зона и положение ГЖК.

18. Сводная интерпретация данных гис и подсчет запасов нети и газа.

Сводная интерпретация проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазовых месторождений. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических и гидродинамических материалов. Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпывающих данных для ПЗ и составления проекта разработки месторождения.

Для определение запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:

- площадь S_н нефтенасыщенной части коллектора;

- эффективная мощность нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине h_эф и ее среднее значение h_эф.ср по всей залежи;

- пористость К_п по отдельным коллекторам и К_п.ср;

- коэффициент нефтенасыщенности К_н и К_н.ср;

- плотность нефти в стандартных условиях σ_н;

- объемный коэффициент ;

- β_н – вероятное значение коэффициента вытеснения нефти из коллектора и β_н.ср.

Коэффициент вытеснения зависит от нефтеотдачи коллекторов, определяемый разностью коэффициентов К_н и К_н0 (начальная и остаточная нефтенасыщенности), от охвата пласта эксплуатационными скважинами, от темпов отбора.

По перечисленным параметрам определяются геологические запасы нефти Q_геол: и извлекаемые запасы Q_извл: .

Геологические запасы газа подсчитываются по следующей формуле: , где S_г – площадь газоносной части коллектора, К_г.ср – среднее значение газонасыщенности, К_п.ср – среднее значение пористости, h_эф.ср – среднее значение эффективной толщины, α_t=293/T – поправка за приведение объема газа от пластовой температуры к температуре 293°К, P, P_к – пластовые давления в начальный и конечный период разработки, Z_г, Z_гк – коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный периоды разработки, β_г – коэффициент газоотдачи, изменятся от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и от давления.

Большинство параметров, необходимых для ПЗ определяют непосредственно по данным ГИС: h_эф, К_п, К_н, К_г. По комплексу ГИС и результатам испытаний: ГЖК, а при построении структурных карт используются S_н и S_г. Остальные параметры: σ_н, β_н, P, P_к, Z_г, Z_гк – находят по результатам испытаний отобранных проб нефти и газа. При сводной интерпретации обосновываются определяемые параметры.