Тонкослоистые пласты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

42 Практuческuе аспекты геофизических исследований скважин

Здесь мне хотелось бы пояснить, что я никогда не поддерживал и не поддерживаю использование кроссплота нейтронного/плотностного ка­

ротажа для расчета пористости в песчаниках. Я придерживаюсь этой

точки зрения на основании следующих соображений:

1. Как нейтронный, так и плотностной каротаж основаны на статис­ тических методах, где данные могут случайным образом меняться

вопределенных пределах, зависящих от скорости каротажа, типа

детектора, интенсивности источника и влияния ствола скважины.

Погрешность, возникающая при совместном использовании этих ус­ тройств, гораздо выше, чем погрешность только одного из них.

2. Поведение нейтронов существенно зависит от количества атомов

хлора в пласте, содержащихся либо в пластовой воде, либо в глинис­

тых минералах. Это означает, что пористость по данным нейтронного каротажа очень неопределенно связана с истинной пористостью (что

хорошо видно, когда она сравнивается с плотностной каротажной

диаграммой для комплекса «песок-глина»!).

3.Кроме того, на нейтроны непредсказуемым образом влияет наличие

газа (в отличие от плотности, для которой посредством использова­

ния соответствующего значения rhof может быть введена необходи­

мая поправка).

4.Я никогда не испытывал большого доверия к совмещенным данным,

представляемым подрядчиками на стандартных графиках взаимоза­

висимости данных нейтронного и плотностного каротажа. На поверку

нанесенные на совмещенный график реальные данные, как правило,

говорят о наличии всех видов минералов от доломита до известняка,

тогда как на самом деле имеет место комбинация глины и кварца.

При оперативной интерпретации нейтронную диаграмму я исполь­ зую только для двух целей: (1) качественной идентификации (с исполь­ зованием данных по плотности) глинистых и нефтеносных интервалов,

и (2) идентификации газоносных интервалов. Кроме того, я не советую

использовать акустический каротаж для определения пористости ни при

каких обстоятельствах.

По моему мнению, лучше опираться на квалифицированное предположе­

ние о пористости пласта, сделанное на основе каротажных данных в целом

и региональной информации, а не полагаться на какой-либо количественный

расчет, основанный на данных акустического каротажа продольных волн.

2.5. ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТА

При оперативной оценке пластов, сложенных терригенными поро­

дами, для расчета насыщенности в большинстве случаев бывает доста-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

46

Пракmuческuе аспекты геофизических исследований скважин

сованных с геологом границ пласта, разбиение должно осуществляться с учетом любых возможных изменений типа флюида или зоны, где име­

ется явная нехватка надежных данных, или во всех точках, где каротаж­

ная диаграмма меняет характер поведения. Далее следует подготовить

таблицу, аналогичную таблице 2.6.1.

Заметим, что средний коэффициент пористости определяется как:

Среднее значение величины Sw определяется как:

Там, где возможно определение коэффициента проницаемости, для каждого песчаного пласта должен быть получен средний коэффициент

проницаемости.

Эффективная толщина пласта обычно определяется исходя из гранич­

ного значения Vsh' Однако если это невозможно, следует использовать

граничное значение коэффициента пористости. Как правило, следует

устанавливать такое граничное значение, которое будет соответствовать проницаемости в 1 миллидарси (мД) для нефтеносных зон и 0,1 мД для

газоносных. Вообще я не поддерживаю идею применения граничных зна­

чений, поскольку зачастую они приводят к тому, что из расчета началь­

ных геологических запасов нефти (stock tank oil initially in place, STOIIP)

или газа (gas initially in place, GIIP) исключаются потенциальные запасы.

Однако, поскольку уравнение Арчи часто выдает ненулевые значения не-

Таблица 2.6.1

Отчет о результатах проведенной оценки

Зона 1, газ

Зона 1, нефть

Зона 1, возможно,

нефть Зона 1, вода Зона 2 Зона 3

Полностью газоносные

зоны

Полностью нефтенос­

ныезоны

vk.com/club152685050ОnераmU8>1| аяvkU>lm.com/id446425943ерnреmацuя кароmаЖ>lЫХ да>lНЫХ 47

фтенасыщенности даже в глинах, необходимо бывает использовать соот­ ветствующий инструмент для фильтрации данных.

Я серьезно возражаю против практики применения граничного значе­ ния еще и для Sw с целью определения отметки уровня, выше которого

в пласте может быть получен приток нефти. Этот параметр не приме­ няется ни в каких расчетах STOIIP или GIIP. Теоретически его можно бы использовать при принятии решений о том, какие зоны следует пер­

форировать. Однако на практике гораздо более эффективно эта задача решается путем изучения каротажных диаграмм в масштабе 1:200 и при­ нятия решения о том, какие зоны стоит перфорировать. Для презентаци­ онных целей полезно сделать версию каротажной диаграммы в масштабе

1:500 с включением в нее максимально возможного количества данных.

Хотя в различных компаниях используются различные условные обозна­

чения, общеупотребительными являются: зеленый цвет - для газа, жел­

Tый - для неопознанного углеводорода (неясно), красный - для нефти

иголубой - для водоносных зон.

Ярекомендую сформировать на основе функционала (1 - S) х Por

кривую под названием SHPOR (КН х К,,), включить ее в колонку порис­

тости И заштриховать площадь от О до кривой, используя цвета, приня­

тые для соответствующих флюидов. Эта кривая исключительно полезна, поскольку заштрихованная разными цветами область под ней наглядно отражает весь объем флюида. В результате тонкий пласт с высокой по­

ристостью удается выделить более явно, чем мощный, пористость кото­ рого может быть существенно ниже.

Упражнение 2.1. Оперативвый анализ каротажных даввых

Используя каротажные данные, приведенные в приложении 1 (оценоч­

ная скважина 1), выполните следующие действия:

1. Выберите на каротажных диаграммах значения GRsa и GRsh •

2. Рассчитайте величину V,h.

3. Определите наиболее вероятное положение ВНК.

4.В предположении вероятных значений плотностей флюидов для

нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта (для бурения скважины использовался буровой раствор на основе пресной воды)

и при плотности зерен породы 2,66 г/см3 рассчитайте коэффициент

пористости.

5. При Vsh > 0,5 (неколлектор) значения коэффициента пористости за­

давайте равными нулю.

vk.com/club15268505048 Практuческuе аспекты| vk.com/id446425943геофизических исследований скважин

6.Постройте график Пикетта для водоносного интервала.

7.В предположении, что т = n = 2, выберите соответствующее значе­ ние R,.

8.С помощью уравнения Арчи рассчитайте величину SW.

9.Проверьте определенное ранее положение внк. Если его требуется

переместить, повторите таким же образом расчет коэффициента по­

ристости и SW.

10.Рассчитайте кривую SHPOR (КН Х Кл). Нанесите ее на колонку порис­

тости.

11.Разбейте пласт на соответствующие интервалы и выполните расчеты

суммарных и средних значений пористости и нефтенасыщенности.

12.Определите точки, в которых необходимо измерить пластовое дав­

ление.

2.7.ИЗМЕРЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

ИОТБОР ПРОБ ФЛЮИДОВ

Вбольшинстве случаев в процессе каротажа применяются пластоис­

пытатели, позволяющие провести предварительные замеры пластового

давления (претесты) и отобрать глубинные пробы пластовых флюидов. Хотя эти данные используются инженером-разработчиком и технологом по добыче, они могут быть чрезвычайно полезны и петрофизику для оп­

ределения находящихся в пласте флюидов.

Претесты позволяют получить следующую информацию:

•Глубины уровня свободной воды или ГНК в скважине.

•Плотности флюидов непосредственно в нефте-, газо- и водосодержа­

щей частях пласта.

•Абсолютное значение пластового давления в водоносной и продуктив­

ной частях резервуара.

•Качественную информацию о подвижности флюидов и проницаемос­

ти пластов.

• Забойное давление и температуру в стволе скважины.

Кроме того, глубинные пробы позволяют получить следующую ин­

формацию:

• РVТ-свойства (pressure/volume/temperature, PVT) нефти и газа в пласто­

вых условиях.

•Минерализацию пластовой воды.

•Дополнительную информацию о подвижности флюидов и проницаемос­

ти пластов.

vk.com/club152685050Оперативная| vkиft.терcom/id446425943nретация каротажных данных 51

Уровень свободной воды представляет собой точку, в которой капил­

лярное давление Ре залежи равно нулю и ниже которой в рамках данной

напорной системы углеводороды отсутствуют. Зачастую уровень сво­

бодной воды может быть определен относительно уровня максималь­

ной насыщенности коллектора, в особенности когда в системе имеются

обильные запасы углеводородов. На графике «пластовое давление -

глубина» точка пересечения линий, характеризующих интервалы, на­

сыщенные нефтью и водой (или газом и водой) соответствует уровню

свободной воды.

Выше уровня свободной воды капиллярное давление Ре растет в со­

ответствии со степенью замещения в коллекторе воды углеводородами.

Однако, и особенно это касается низкопроницаемых пород, чтобы зна­ чение Sw могло опуститься ниже уровня единицы, необходимо наличие определенного начального давления. При достижении этого давления

в породе начнут обнаруживаться углеводороды, и можно будет конста­

тировать, что данная точка находится выше уровня ВНК или ГВк. Сле­

дует отметить, что между уровнем свободной воды и ВНК/ГВК давление будет соответствовать линии воды.

Для нефтегазовой залежи выше ВНК давление будет подниматься в соответствии с градиентом для нефти (тем не менее пересекая ли­

нию воды на уровне свободной воды). При формальном подходе дЛЯ

ГНК и уровня свободной нефти следует ожидать поведения давления,

аналогичного его поведению между ВНК и уровнем свободной воды.

Однако данная ситуация отличается от ситуации с ВНК тем, что имеет

дело с тремя (газ/нефть/вода), а не с двумя фазами. Поэтому обычно

принято трактовать точку ГНК как точку пересечения кривых давле­

ния нефти и газа. Возможно, это технически некорректно, но я могу

лишь добавить, что за всю мою карьеру петрофизика такое допущение

ни разу не вызвало у меня никаких проблем. Для газового коллектора

давление поднимется выше уровня ГВК в соответствии с градиентом

давления для газа (тем не менее пересекая линию воды на уровне сво­

бодной воды).

Заметим, что приведенные выше рассуждения не затрагивают пере­

ходную зону, относящуюся К интервалу между точкой ВНК или ГВК

и точкой, в которой насыщенность углеводородов начинает приближать­

ся к неснижаемоЙ. Эта ситуация будет обсуждаться в главе 4.

лах месторождения по мере изменения его фильтрационно-емкостных

свойств.