Тонкослоистые пласты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЛАВА 2

ОПЕРАТИВНАJI

ИНТЕРПРЕТАЦИJl

кАротАж.ныx ДАННЫХ

После того как буровая скважина пройдена на всю глубину, петрофи­

зику нужно интерпретировать полученные в необсаженной скважине

каротажные диаграммы. Для расшифровки данных каротажа петрофи­

зик должен получить в свое распоряжение:

1.Все относящиеся к делу ежедневные отчеты о бурении, включая дан­ ные об искривлении ствола скважины, последней глубине спуска об­ садной колонны и данные о буровых растворах.

2.Все последние записи результатов исследования бурового раствора,

включая описание шлама, нефтепроявлений, данные по газу и скоро­

сти проходки.

3. Имеющиеся в наличии каротажные данные и их интерпретацию для близлежащих скважин и других скважин в данном регионе, вскры­

Baющиx те же пласты, особенно когда относящиеся ко всей залежи значения т, n, R,., плотность скелета породы (rhog) и межфлюидные

контакты известны.

4. Комплект палеток интерпретации от подрядчика.

2.1. СТАНДАРТНЫЙ КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

КАРОТАЖНЫХ ДАННЫХ

Получив в свое распоряжение каротажные диаграммы, петрофизик

должен убедиться в их соответствующем качестве, для чего необходимо

выполнить следующие действия:

1.Проверить, чтобы абсолютная глубина (TD) последней точки записи каротажа и глубина погружения башмака обсадной колонны прибли-

33

•Плотность: 1,95-2,95 г/см3 (сплошная линия).

•Нейтронный каротаж: -0,15±0,45 (пористость), (пунктирная ли­ ния).

•Акустический каротаж: 140-40 мс/фут.

2.2.ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА

внастоящем разделе речь идет о пластах, состоящих из терригенных

пород. Пласты, состоящие из карбонатов и сложных пород, будут обсуж­ даться далее. Наиболее надежно порода-коллектор определяется поведе­

нием каротажных диаграмм, полученных при плотностных и нейтрон­

ных измерениях, когда кривая плотности смещается влево (в область более низких значений плотности) и касается или пересекает нейтрон­ ную кривую. Для коллекторов, состоящих из терригенных пород, почти

во всех случаях наблюдается спад на диаграмме гамма-каротажа (gamma ray, GR). В некоторых пластах гамма-каротаж является ненадежным ин­

дикатором песчаников ввиду присутствия в них радиоактивных мине­

ралов. Глины могут быть легко идентифицированы как интервалы, где

плотностная кривая лежит правее нейтронной, как правило, на 6 или бо­

лее единиц пористости по данным нейтронного каротажа.

Чем больше переходная область между плотностной и нейтронной

диаграммами, тем выше качество коллектора. Однако газоносные плас­

ты будут иметь большую переходную область при данной пористости, чем нефтеносные и водоносные. Поскольку нейтронный и плотностной

каротаж основаны на статистических измерениях (то есть на случайном попадании гамма-квантов в детекторы), соответствующие диаграммы

имеют неустойчивый характер даже в абсолютно однородных пластах.

Поэтому довольно рискованно только на основании пересечения плот­

ностной и нейтронной кривых делать вывод об эффективной толщине песчаного пласта. Для большинства пластов более надежным является следующий подход (см. рис. 2.2.1):

1. Определите средние показания гамма-каротажа в чистых песках (GRsJ и в глинах (GRsh ). Принимайте для GRsh не максимальное значе­

ние, а наиболее вероятное.

2.Определите объем глины: Vsh = (GR - GRs,,)/(GRSh - GRsJ. Путем срав­

нения Vsh с сигналами плотностного и нейтронного каротажа опреде­

лите граничное значение Vs},' Обычно используется 50%.

Если гамма-каротаж непригоден для выделения терригенных коллек­

торов, то на данный момент рассматривайте общую толщину пласта-кол­

лектора как эффективную и используйте граничную величину пористос­ ти на последующей стадии интерпретации (см. следующий раздел).

Однако некоторые углеводородонасыщенные и воДонасыщенные интер­

валы ведут себя несколько по-иному в следующих случаях:

• Когда минерализация пластовой воды очень высока, сопротивление

может оказаться низким и в чистых песчаниках.

•В глинистых песчаниках, содержащих большую долю проводящих дис­ персных глин, роста сопротивления также может не наблюдаться.

•Если песчаники тонкими слоями располагаются между глинистыми

породами, метод измерения сопротивления не способен обнаружить

их, и сопротивление может оставаться низким.

•Если бурение скважины было проведено с очень большим избыточ­

HыM давлением, пласт может быть настолько насыщен фильтратом бурового раствора, что совершенно завуалируется присутствие в нем

углеводородов.

•Когда пластовая вода является очень пресной (то есть обладает вы­ соким значением ~), сопротивление даже в водоносных зонах может

вести себя по отношению к плотности, как ее зеркальное отражение.

Когда возникает одна из первых двух ситуаций, очень важно обратить внимание на то, каково абсолютное значение сопротивления, а не толь­

ко на относительное поведение сопротивления и плотности. Если данная или соседняя скважина вскрыли водоносный интервал, вы уже должны

иметь представление об ориентировочном значении его сопротивления.

Если измеренное сопротивление оказывается выше этого значения, неза­

висимо от формы кривой можно сделать предположение о присутствии

в песчанике углеводородов.

Очевидно, что, если неясно, содержит ли пласт утлеводороды, должны

быть изучены все данные результатов исследования бурового раствора (газопроявление, флюоресценция). Однако по результатам анализа бу­

рового раствора не всегда удается установить наличие углеводородов,

особенно когда пласт тонкий, а избыточное гидростатическое давление

велико. Более того, некоторые незначительные газовые пики могут на­

блюдаться даже в водоносных песках (рис. 2.2.2).

Как уже отмечалось ранее, газоносыщенные интервалы будут харак­

теризоваться большей переходной областью между плотностной и ней­

тронной кривыми, чем нефтеносные. Иа диаграмме для очень чистого

пористого песчаника ГИК может быть обнаружен относительно легко. Хотя безошибочно ГИК обнаруживается лишь в 50% случаев. Вторичные газовые шапки в истощенных залежах таким способом обычно никогда не улавливаются. Графики пластового давления представляют собой го­ раздо более надежный способ обнаружения ГИк, однако, как правило, они бывают полезны только для невскрытых залежей. В прошлом для идентификации газоносных зон предлагались различные зависимости,

бывает достаточно «обрезать» завышенное значение пористости по мак­ симально возможному уровню значений ее в данных условиях. При этом принимается во внимание тот факт, что часто размываются рыхлые по­

роды, имеющие высокую пористость.

Однако в некоторых случаях бывает необходимо вручную редактиро­

вать плотностную каротажную диаграмму, используя наиболее адекват­ ную оценку возможного значения плотности. Заметим, что для водонос­

ных интервалов наилучшая оценка коэффициента пористости (ф) может

быть выполнена с помощью удельного электрического сопротивления

(R,) и уравнения Арчи (Archie), которое выглядит следующим образом:

или

где R,., - сопротивление пластовой воды (Омм);

т - показатель цементации;

Sw - воДонасыщенность;

n - показатель насыщенности.

Вкачестве альтернативы иногда может использоваться корреляция

между данными гамма-каротажа и плотностного каротажа в неразмы­

тых интервалах.

Обычно я предпочитаю работать с общей пористостью. Используется

также термин «эффективная ПОРИСТОСТь», хотя зачастую разные специа­ листы используют его, имея в виду разные понятия. Наверное, наилуч­

шим определением этого понятия является разность общей пористости

и пористости, заполненной водой, связанной глинистыми минералами.

Поэтому она может быть определена как:

Однако я сомневаюсь в правильности предположения, что свойства

глин в зонах, находящихся вне коллектора, применимы по отношению

к глинам, содержащимся в порах песчаного коллектора. Вообще я не ре­ комендую выполнять расчет величины ФеtJ В рамках какой-либо опера­

тивной оценки.