3.9. Точність методів гдс

Каротаж ПС. Для запису кривої ПС в аналоговій формі використовуються масштаби 2,5; 5,0; 12,5 мВ/см. Запис проводиться у лінійному масштабі. При цифровому запису кри­вої ПС градуювальний сигнал реєструють на носії цифрової інформації. Похибка вимірювання ПС не повинна перевищувати 5% від реєструючої амплітуди.

Бокове каротажне зондування. Вимірювання всіма зондами повинні виконуватися за час, протягом якого змінюються питомий опір ПР і параметри зони проникнення. Масштаб запису кривих ПО визначається вимогами, згідно з якими забезпечується можливість відліку значень ПО проти всіх пластів, у тому числі і з низьким опором відхилення кривої від нульової лінії не менше 0,5 см.

Допустима відносна похибка вимірювання ПО при аналогоій реєстрації

•100 або ·100, (3.8)

де п- масштаб запису, Ом·м/см; - вимірювальне значення ПО, Ом·м; - відносна по­хибка вимірювання без врахування зміщення нульової лінії на діаграмі; —мінімальне значення ПО в інтервалі вимірювання, для якого проводиться кількісна оброб­ка одержаних даних.

При цифровій реєстрації величина • визначається за формулою

100, (3.9)

де — вимірювальний параметр; - відносна похибка реєстрації без врахування нульової лінії. Зміщення нуля цифрового запису не повинне перевищувати 1,5.

На початку і в кінці запису кривих і при кожній зміні масштабу на діаграмі повинні за­писуватися градуювальні сигнали, а також нульові лінії. Похибка вимірювання ПО не по­винна перевищувати значень, які визначаються формулами (3.8), (3.9).

Мікрокаротаж. Вимірювання градієнт-.мікрозондом А 0,025 М 0,025 N і потенціал-мікрозондом А 0,05 М проводиться тільки одночасно і в однаковому масштабі. Швидкість реєстрації - не більше 1000 м/год. Обов'язковий запис у колоні на інтервалі не менше 20 м.

Боковий каротаж. При виборі масштабів додержуються тих же правил, що і при зви­чайному каротажі. Допустима відносна похибка вимірювання визначається за формулами (3.8Ы3.9). Приймається, що при < 500 Ом м похибка =0,07, а при > 500 Ом·м =0, 1. Нестабільність встановленого стандарт-сигналу на початку і в кінці запису повинна перебувати у межах 3% від номінального значення; допустиме зміщення лінії нуля не має перевищувати 2 мм.

Боковий мікрокаротаж. Масштаб реєстрації приймається таким же, як і для бокового каротажу. Швидкість переміщення зонда у свердловині не повинна перевищувати 1000

78

м/год. Допустима похибка вимірювань - не більше 10% від вимірювальної величини в од­норідному пласті-колекторі; нестабільність стандарт-сигналу - у межах 3% від номінального значення; максимально допустиме зміщення нульової лінії - 2 мм.

Діаграми бокового мікрокаротажу мають задовольняти таким вимогам: зміщення нуль­ової лінії на кривій ПО, яке визначається по нуль-сигналу і показах у колоні, не перевищує 2 мм при аналоговому запису у лінійному масштабі; відмінність значень стандарт-сигналів, які фіксуються на початку і в кінці вимірів ( — ), де і - температура на початку і в кінці інтервалу вимірювання), не більше 0,1%; відмінність кривих ПО основного і повтор­ного вимірів у інтервалах з постійним діаметром свердловини не перевищує 20%.

Радіоактивний каротаж. Динамічна характеристика вимірювання визначається при цьому постійною часу - інтегруючою коміркою RC на виході вимірювальної схеми і швидкістю каротажа (підіймання приладу)

Постійна часу г визначається за формулою

(3.10)

де - середня швидкість облікування в інтервалі дослідження для порід, які можуть вміщувати корисні копалини, імп./хв; - допустима відносна середньоквадратична по­хибка вимірювання, яка зумовлена натуральними флюктуаціями радіоактивних процесів і залежить від виду дослідження, %. При загальних дослідженнях і - 3...4 м похибка приймається 4-7, при детальних ( = 1,5...2м) — 3-5%.

Допустима максимальна швидкість підйому приладу повинна бути такою, щоб при аналоговому запису динамічна похибка амплітуди з мінімальною товщиною , який підлягає кількісній оцінці, не перевищувала допустимого значення параметра При анало­говій реєстрації вона обчислюється за формулою

де - довжина зонда (для гама-каротажу довжина детектора), м. Для загальних досліджень при = 4... 7 м похибка дорівнює 20, а для детальних ( =1,5... 2м) -5%.

При цифровому запису швидкість К_д обчислюється за формулою

Під час проведення одночасних вимірювань декількома каналами величини V_д і т виби­раються за каналом з мінімальним значенням швидкості V_д.

Похибка вимірювань при радіоактивному каротажі характеризується такими величи­нами:

відносною середньоквадратичною похибкою , яка для аналогового запису має вигляд

а для цифрового

де крок квантування по глибині, м;

відносною систематичною інструментальною похибкою , яка обчислюється за резуль­татами основних ( ) і контрольних вимірювань за формулою

•100,

79

де N— загальне число пластів в контрольній виборці;

; — товщина пласта;

відносною випадковою апаратурною похибкою яка обчислюється за результатами ос­новного і контрольного вимірювань:

де 5 - повна випадкова похибка,

- статистична похибка, зведена до пласта товщиною 1 м,

апаратурною похибкою вимірювань в точці, зведеною до пласта товщиною їм,

Похибка визначається за результатами обробки запису в точці з нерухомим прила­дом. Для цього з діаграм на точці відраховуються N значень швидкості через інтервал часу і за цими значеннями обчислюються такі параметри: середня швидкість рахунку

розрахункова статистична похибка, зумовлена натуральними флуктуаціями,

середньоквадратична похибка вимірювання в точці

Реєстрація кривих проводиться в одиницях швидкості облікування. Масштаб запису ве­личини п вибирається так, щоб весь діапазон зміни показів був записаний на діаграмі без зсуву нуля у процесі вимірювання,

Для розширення діапазону запису допускається постійне переміщення з допомогою компенсатора нульової лінії на значення 0,8 ( — мінімальна швидкість рахунку в розрізі). Його доцільно застосовувати, коли відношення 4.

Криві записуються двома гальванометрами однакової чутливості. Гальванометр-дублер зміщений вліво на ширину поля. Нуль-сигнал з компенсацією і без неї і стандарт-сигнал за­писують на діаграмі при аналоговій реєстрації і на носії цифрової інформації — при циф­ровій. Контрольний запис (перекриття) проводиться у інтервалі 50-100 м.

Якість записаних діаграм перевіряється зіставленням одержаних даних з допустимими значеннями похибок , , і . Для кожного методу радіоактивного

каротажу допустимі значення похибок задаються. Для перевірки діаграм гама-

80

каротажу вибирають опорні пла­сти з максимальним значенням амплітуд. Різниця в показах не повинна перевищувати 0,7 • 10²фА/кг (1 мкР/год). При виділенні пластів довжина детектора може не враховува­тись, якщо вона менша від половини товщини пласта.

Для запису діаграм нейтронного каротажу рекомендуються такі масштаби, ум. од./см: 0,3 - 0,4 - у пористих розрізах ( < 10 %) при = 0,15...0,20 м; 0,2-0,3 - у низькопори-стих розрізах при = 0,25...0,30 м; 0,1 - у високопористих розрізах ( >10 %); 0,05 - при різночасових вимірюваннях в обсадженних свердловинах. Запис ведеться гальванометрами у масштабах 1:1 і 1:5.

Масштаб реєстрацій кривих при гама-гама-каротажі вибирається таким, щоб різниця між найбільшими (але не в кавернах) і найменшими показами була близько 8-10 см. Швидкість вибирається із співвідношення Vτ < 1200 при детальних дослідженнях і Vτr < 2400 — при загальних.

При вимірюванні температури у свердловинах застосовуються масштаби реєстрації 0,5 і 0,25 °С/см. Під час досліджень за допомогою диференційних термометрів масштаб збільшується у два - п'ять разів. Похибка вимірювань оцінюється порівнянням з показами ртутного термометра. Різниця у визначенні температури пласта і геотермичного градієнту свердловинним і ртутним термометрами на поверхні не більше 0,5, в інших випадках - не більше 2 °С.

Швидкість реєстрації термограм не повинна перевищувати 1200 м. При визначенні ви­соти підйому цементного кільця, а також при вимірюванні температури у стволі свердлови­ни при невстановленому режимі швидкість запису може бути збільшена у два рази.

На діаграмах акустичного каротажу до і після дослідження мають бути записані граду-ювальні сигнали: стан нульових ліній; відхилення пишучих пристроїв реєстратора від гра-дуювальних сигналів калібратора; зміщення нульової лінії градуювального компенсатора. Після реєстрації кривих ці операції виконуються у зворотному порядку. Швидкість реєстрації діаграм не повинна перевищувати 1200 м/год; похибка вимірювань величин Т₁, - 10, величини - 3, величин , і - 15%. Нульові покази на діаграмі, записані на початку і в кінці дослідження, не мають відрізнятися більше ніж на 1 мм. Допустиме зміщення нульової лінії - 2мм.

Інтервальний час пробігу пружних хвиль проти опорних пластів не повинен відрізнятися від номінального більше, ніж на 10%. За опорний може бути прийнятий по­тужний пласт кам'яної солі з інтервальним часом пробігу пружної хвилі 217-231 мкс/м або пласт ангідриду - відповідно 159-169 мкс/м.

Інтерпретація даних ГДС у газових і нафтових свердловинах. Результати геофізичних досліджень у свердловинах застосовуються для розв'язання геологічних задач як загального характеру (стратифікація і кореляція розрізів, уточнення літологічного складу порід, виділення колекторів), так і задач, пов'язаних з кількісними оцінками тих чи інших властивостей порід (визначення коефіцієнтів пористості, проникливості, глинистості, нафтогазонасиченості), а також для оцінки технічного стану свердловин і контролю розробки родовищ.

Для розв'язання перелічених задач проводиться інтерпретація даних ГДС з викори­станням геологічних даних (результатів випробування у відкритому стволі і колоні, аналізів керна, шламу, пластових фаз, ПР і інших), одержаних у даній свердловині, а також у свер­дловинах, розташованих у межах площі, що вивчається. Можна використовувати відповідні дані для сусідніх з подібними геолого-геофізичними умовами.

Розрізняють інтерпретацію оперативну і зведену (площинну). Головною метою опера­тивної інтерпретації даних ГДС є виділення колекторів і оцінка їх продуктивності (нафтога-

81

зоносності) у процесі буріння окремих свердловин. Зведена інтерпретація виконується з ме­тою визначення параметрів, необхідних для підрахунку запасів і проектування розробки і подальшої (детальної) розробки родовищ.

На пошуковому етапі розвідки оперативна інтерпретація проводиться у всьому пошуковому інтервалі розрізу свердловини. Встановлюються перспективні інтервали розрізу, в яких прогно­зується одержання промислових притоків нафти і газу. У розвідувальних свердловинах оператив­на інтерпретація здійснюється у виявлених на пошуковому етапі перспективних інтервалах.

За результатами оперативної інтерпретації складається висновок про нафтогазо­носність розрізу і доцільність випробування окремих пластів або проведення додаткових досліджень у свердловині.

Для успішної інтерпретації у розрізі свердловини виділяються перспективні інтервали, які можуть бути розділені на окремі пласти з приблизно однаковою геофізичною характери­стикою. Класифікуються пласти за літологічними ознаками, а також за приналежністю до колекторів чи неколекторів. Виявляються покришки і перемички нафтогазоносних пластів.

Пласти, які за геофізичною характеристикою не можуть бути визначені як колектори чи неколектори, належать до класу з невизначеною характеристикою.

При виділенні пластів-колекторів використовуються такі ознаки: наявність глинистої кірки навпроти пласта; наявність у пласті зони проникнення фільтрату ПР; відповідність визначених геофізичних параметрів виявленому для колекторів діапазону їх поширення. Для цього статистичним або петрофізичним способом визначається сукупність параметрів для двох класів пластів: колекторів і неколекторів.

Для підтвердження наявності колекторів у розрізі проводять випробування пластів з до­помогою випробувачів на трубах або поточкове їх випробування приладами на кабелі.

Стратифікація відкладів здійснюється способом кореляційного порівняння розрізу, який вивчається, з типовим літолого-стратиграфічним розрізом даного району. Для цього вико­ристовуються регіональні та локальні репери, а також маркуючі поверхні.

Покришки і перемички характеризуються відмінними щодо колекторів питомим елект­ричним опором і інтенсивністю природного і вторинного гама-випромінювання, перемінним діаметром свердловини і ін. Покришками можуть служити потужні пласти глин, щільних непроникливих вапняків, пласти галогенних осадків; перемичками — витримані по площі малопотужні пласти глин (мергелів), щільні пласти вапняків, пісковиків, доломіту або гало­генних осадків.

Перспективні інтервали визначаються за апріорними відомостями про поширення наф-тогазонасичених порід того чи іншого комплексу і при наявності порід-колекторів. Стра­тифікація комплексу здійснюється на основі детальної кореляції даних ГДС з геолого-ге-офізичним розрізом цих відкладів у сусідніх свердловинах. За даними ГДС може бути виз­начена місткість пустотного простору породи, об'єм цього простору, заповнений пластовими фазами, а також тип колектора.

Для оцінки місткісних характеристик порід і типу колекторів проводиться кількісна інтерпретація даних ГДС з використанням необхідних петрофізичних залежностей. По­ристість визначається з врахуванням особливостей літологічного складу порід, властивостей флюїдів і ПР. Тип колектора знаходять з допомогою аналізу геолого-геофізичної інформації для пластів, що вивчаються. Для карбонатного розрізу необхідно проводити аналіз співвідношення різних видів пористостей і загальної міжзернової вторинної ефективності пористості. Для теригенних колекторів основними характеристиками є літотип і характер розподілу глинистого матеріалу у породі (тип глинистості). Для карбонатних порід основ­ною характеристикою є тип вторинної ємності (кавернозна, тріщинна, каверново-тріщинна).

Виділення нафтогазоносних пластів-колекторів за даними ГДС здійснюється з враху­ванням зміни коефіцієнта водонасичення у радіальному напрямку пласта. При цьому вико-

82

ристовуються параметри, пов'язані з властивостями вуглеводнів і їх об'ємним вмістом в по­роді: питомий опір, час життя теплових нейтронів, інтервальний час і ін.

фазовий стан вуглеводнів у пласті визначається з врахуванням компонентного складу вуглеводневих газів у ПР за даними газового каротажу і в пробах пластових фаз, відібраних приладами на кабелі. Використовується також зміна показів в деяких геофізичних методах, зумовлена наявністю вільного газу у зоні дослідження.

Після завершення буріння у пошукових і розвідувальних свердловинах для кожної свер­дловини складається оперативне обгрунтування, у якому крім відомостей про повноту і якість виконаних геофізичних досліджень вміщуються геолого-геофізична характеристика виділених пластів-колекторів і рекомендація щодо випробування пластів або проведення до­даткових досліджень.

В обгрунтуванні наводиться характеристика здатності порід вміщувати і віддавати флюїди - колектор, неколектор, можливо, колектор, а також характеристика їх за складом і вмістом рухливих флюїдів — продуктивний (нафтогазоносний) пласт, водоносний пласт, перехідна зона нафто- або газоносного пласта, з невизначеним характером насичення. При наявності даних випробування пласти розділяються на нафто- і газоносні.

На основі наведених характеристик за даними ГДС можна очікувати приток флюїду: нафти із нафтоносного пласта; газу із газоносного пласта, нафти або газу із продуктивного пласта; води із водоносного пласта; нафти або води із перехідної зони нафтового пласта (по­кладу) ; газу або води із перехідної зони газоносного пласта (покладу). При невизначеності ха­рактеру насиченості за даними ГДС приплив флюїдів із колектора не прогнозується.

Рекомендації для випробування пластів геофізичною службою супроводжуються розг­лядом методів випробування. У відкритому стовбурі для цього використовуються випробу­вачі на кабелі або на трубах. Однозначно охарактеризовані за насиченням колектори реко­мендуються для випробування у пошукових свердловинах, а в розвідувальних свердловинах - тільки в інтервалах, які залягають нижче від гіпсометричної відмітки пластів, випробува­них в інших свердловинах.

Випробування пластів в обсадженій свердловині рекомендується для розв'язання за­вдань: визначення розташування ВНК (ГВК) і ГНК; виявлення колекторських властивостей породи (колектор, неколектор); підвищення ефективності (однозначності) інтерпретації да­них ГДС і ін.

Додаткові дослідження розрізу у відкритому стовбурі свердловини можуть рекоменду­ватись для уточненя колекторських властивостей пластів з невизначеною характеристикою. Так, випробування пласта з допомогою випробувачів дає змогу оцінити характер його наси­чення, а відбір зразків порід керновідбірниками і ґрунтоносами - визначити тип і уточнити літологію пласта.

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

Список літератури

1. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследо­ваний скважин. - М.:Недра, 1981. - 432с.

2. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах.- М.: Не­дра, 1982.-351с.

3. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважи­нах.-М.: Недра, 1985.-216с.

83