2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации

Корреляция разрезов скважин. Для установления пространственных границ залежи нефти или газа необходимо прежде всего выполнить корреляцию (сопоставление) разрезов в скважинах, вскрывших соответствующий пласт. При сопоставлении разрезов в них выделяются опорные или маркирующие горизонты, которые по ряду признаков (литологическому составу, цвету, геофизическим характеристикам и др. признакам) хорошо распознаются в разрезах всех скважин и прослеживаются на больших расстояниях. Ярким примером реперного горизонта является баженовская свита верхней юры Западной Сибири, которая прослеживается на большей части низменности и хорошо распознается по керну, каротажу и по сейсмическим характеристикам. Однако такие репера в разрезе довольно редки и чаще опорные горизонты прослеживаются в пределах отдельных нефтегазоносных районов или локальных структур.

Корреляция разрезов чаще всего выполняется по материалам промысловой геофизики, т.к. эти материалы имеются во всех скважинах и имеют непрерывный характер. На диаграммах различных видов каротажа (электрического, радиоактивного, акустического и др.) достаточно легко можно выделить реперные горизонты и отслеживать их в скважинах, по которым выполняется корреляция разрезов.

Корреляция позволяет прослеживать по площади одновозрастные и одинаковые по литологическому составу породы, устанавливать закономерности изменения толщин и литологии пород, возможные перерывы в осадконакоплении, тектонические нарушения. Результаты корреляции используются при построении структурных, геологических карт, карт толщин, неоднородностей и т.д.

При корреляции разрезов скважин по каротажным диаграммам необходимо учитывать некоторые факторы и допущения.

1. Предполагается, что один и тот пласт в разрезах разных скважин на каротажных диаграммах отражается одинаково.

2. Абсолютные значения геофизических параметров, используемых для корреляции разрезов, не имеют существенного значения, так как они зависят от ряда факторов, которые не связаны со свойствами пластов (диаметр скважины, свойства глинистого раствора и т.д.).

3. При корреляции необходимо учитывать сходство конфигурации различных кривых каротажа. Чаще всего для корреляции используются кривые КС и ПС. В отдельных случаях более эффективным может оказаться применение других кривых (таких, как каверномер, ГК, НГК и т.д.)

4. Необходимо учитывать изменение конфигурации кривых каротажа при литологических замещениях, изменении характера насыщения.

5. Толщина пластов в разрезе разных скважин будет близка только при условии компенсированного осадконакопления. При некомпенсированном осадконакоплении, а также при искривлении ствола скважины, пересечении ею крутых крыльев складок, разломов, несогласий и т.д. толщины одноименных пластов в разных скважинах могут существенно различаться.

Существует три основных вида корреляции разрезов: общая, региональная и детальная.

Общая корреляция. Это - сопоставление всего разреза скважины от устья до забоя в пределах какой-либо площади или месторождения. Основной задачей при этом является выделение и прослеживание в разрезе площади или месторождения свит, маркирующих горизонтов, литологических пачек, продуктивных горизонтов и пластов. При общей корреляции вначале выделяют и прослеживают опорные маркирующие горизонты, хорошо выделяющиеся в разрезе изучаемой территории, таких, как баженовская, кошайская свиты в Западной Сибири, доманиковая, угленосная свиты в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и т.д. Затем выполняют корреляцию разрезов между выделенными реперами и прослеживают горизонты и пласты, имеющие более локальное распространение. Прослеживают при этом и отдельные литологические тела.

Региональная корреляция. Целью региональной корреляции является прослеживание опорных горизонтов и реперов в пределах больших территорий - нефтегазоносных районов, областей и провинций. При этом обычно сопоставляются нормальные (вертикальные) типовые разрезы.

В результате региональной корреляции выделяются различные типы разрезов в пределах изучаемой территории, различающиеся по фациальной характеристике, толщины отдельных пачек. Так, в условиях Западной Западной Сибири это Ямальский, Уренгойский, Среднеобской, Шаимский и др. типы разрезов.

При региональной корреляции весьма важно выделение и прослеживание маркирующих горизонтов, региональных несогласий, зон выклинивания и т.д.

При успешном прослеживании нескольких региональных реперов по всей территории крупного осадочного бассейна или в пределах значительной части его территории удается использовать эту информацию для изучения истории его формирования и создания модели геологического строения крупных регионов. В Западной Сибири в качестве таких реперов используются горизонт А (кровля доюрского фундамента), горизонт Б, приуроченный к кровле баженовской свиты (верхняя юра), кошайская свита, распространенная на значительной части территории Западной Сибири (верхи нижнего мела), кровля сеноманского яруса и ряд горизонтов верхнего мела.

Детальная (зональная) корреляция. Основной задачей детальной корреляции является прослеживание частей разрезов скважин в пределах продуктивных пластов, горизонтов, продуктивных толщ. В результате этой работы устанавливается характер прослеживаемости отдельных пропластков коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Определяется степень литологической изменчивости пластов, от которой существенным образом зависит методика, технология разработки залежей и их результативность. По результатам детальной (зональной) корреляции составляют зональные карты, на которых прослеживаются отдельные песчаные тела и их толщины в разных частях залежей. Эти карты используются при проектировании разработки залежей, определении коэффициента нефтеотдачи, анализе разработки и т.д. Большое внимание уделяется выявлению тупиковых и застойных зон, участков слияния отдельных пропластков, наличие которых существенным образом влияет на выработку запасов. Эти факторы должны учитываться при воздействии на пласт, размещении эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных скважин.

Типовой, нормальный, сводный разрезы. По результатам корреляции разрезов скважин в пределах изучаемой территории составляются нормальный и типовой разрезы. При составлении нормального разреза за основу берется истинная мощность горизонта, т.е. расстояние между кровлей и подошвой горизонта по линии, перпендикулярной к ним. Естественно, при этом наклон пластов и кривизна ствола скважин никак не сказываются на величине толщины горизонта. Типовой разрез строится по фактической толщиы горизонтов по вертикали, т.е. при наклонном залегании пластов толщины горизонтов будут больше.

Разрезы строятся по комплексу материалов: за основу принимаются данные каротажа, которые детализируются (по литологии и коллекторским характеристикам) с учетом результатов исследования керна.

Геологический профиль. Более наглядно поведение горизонтов и пластов по площади месторождений и нефтегазоносных районов можно представить на геологических профилях. Геологический разрез (или профиль) – это графическое изображение строения недр в вертикальной плоскости, пересекающей объект исследования в определенном направлении. Для получения объемного представления строят несколько разрезов, пересекающих исследуемый объект в разных направлениях. Обычно строят профили вкрест простирания или по простиранию (вдоль длинной и короткой осей структур), а также по диагонали. При графическом оформлении геологических разрезов указывается направление, по которому он построен, масштабы вертикальный и горизонтальный, которые не всегда одинаковы, т.к. часто расстояния по горизонтали и вертикали могут различаться на несколько порядков. При одинаковых масштабах детали строения объекта по вертикали отобразить на таких профилях не удастся.

При построении геологических разрезов необходимо учитывать возможные искажения от ошибок при нанесении скважин на профиль и из-за возможной кривизны скважин. Искажения возникают также из-за разницы вертикального и горизонтального масштабов.

Структурная карта. Типовой или нормальный разрезы дают представление о строении разреза в точке, геологический профиль - в вертикальной плоскости, то структурная карта дает возможность получить представление о поведении пласта или горизонта в плане.

Структурными называются карты, на которых изображается положение опорного горизонта в пространстве при помощи линий равных высот (изогипс). Эти карты позволяют решить целый ряд вопросов нефтегазопромысловой геологии.

1. Размещение поисково-разведочных скважин.

2. Определение контуров нефтеносности и газоносности и местоположения залежей.

3. Расчет количества и определение местоположения эксплуатационных, нагнетательных скважин при проектировании разработки нефтяных и газовых залежей.

4. Изучение закономерностей изменения свойств продуктивного пласта, пластовых жидкостей и газов, пластовых давлений в пространстве.

5. Слежение за продвижением текущих контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки.

6. Расчет конечной и текущей нефтеотдачи по залежам или их частям и т.д.

В зависимости от решаемых задач структурные карты строят по кровле или подошве пласта или по кровле первого проницаемого пропластка. Для пологих, малоамплитудных структур сечение изогипс обычно принимается равным 5-10 м. При структурных построениях на геосинклинальных структурах, характеризующихся крутыми склонами и большой амплитудой, сечение изогипс берется больше: 10-25 м. На региональных структурных картах, где перепад высотных отметок может достигать многих сотен, даже тысяч метров, сечение изогипс обычно принимается равным 50-100 м.

Масштаб карт в зависимости от объектов исследования и решаемых задач также может существенно различаться. На мелких залежах для целей подсчета запасов и анализа разработки применяется масштаб 1:10000 или 1:25000. На крупных объектах для тех же задач карты строятся в масштабе 1:50000 и 1:100000. Региональные структурные карты, которые охватывают площадь в десятки и сотни тысяч км², строятся в более мелком масштабе: 1:200000, 1:500000 и даже 1:1000000.

В поисково-разведочной и нефтегазопромысловй практике существует несколько способов построения структурных карт:

- метод треугольников;

- метод профилей;

- метод схождений;

- комплексный метод на основе сейсмических карт. Сейчас все эти методы реализованы в компъютерных программах и карты обычно строятся при помощи современных компьютерных средств.

Нефтегазоводонасыщенность залежей. Залежи нефти и газа формируются в процессе миграции углеводородов через поровое пространство коллекторов при вытеснении воды углеводородами и накоплении последних в наиболее приподнятых участках пластов (ловушках нефти и газа). Из-за особенностей порового пространства и способности пород удерживать в себе воду это вытеснение никогда не бывает полным и в поровом пространстве залежей наравне с нефтью или газом всегда присутствует некоторое количество воды. Водоудерживающая способность пород характеризуется коэффициентом остаточной водонасыщенности К_ов. Вода удерживается капиллярными силами на поверхности зерен, тонких порах и каналах и называется связанной (или остаточной) водой.

Содержание остаточной воды может меняться в широких пределах (от единиц процента до 60-70 % порового пространства). Количество остаточной воды в породе зависит от многих факторов, таких, как минеральный состав, глинистость, структура порового пространства, а также условия формирования и возраст залежей, высота над водонефтяным контактом и т .д.

Содержание нефти в пласте определяют по формуле:

(2.1)

где - коэффициент нефтенасыщенности;

- коэффициент остаточной водонасыщенности;

– объем пор, заполненный нефтью;

- объем всех пор образца.

Выше были изложены некоторые методы определения остаточной воды в породах. Зная величину остаточной воды, по вышеприведенной формуле можно определить степень нефте-газонасыщенности пород. Но на практике, в связи с ограниченными возможностями указанных методов, коэффициент нефтегазонасыщенности чаще всего определяют по данным промыслово- геофизических методов исследования скважин (каротажа).

Имеются определенные закономерности распределения нефтегазонасыщенности в пределах залежи. Так, при прочих равных условиях этот коэффициент выше в породах с лучшей коллекторской характеристикой (пористостью и проницаемостью). Коэффициент насыщения пород нефтью и газом в пределах залежи тем выше, чем дальше по высоте от ВНК или ГВК расположен пласт. Он максимален в сводовой части структуры и минимален у ВНК или ГВК.

Оценка кондиционных пределов коллекторских свойств. Для того, чтобы при подсчете запасов неоправданно не включать в общую сумму запасы, заключенные в низкопроницаемых пластах, выполняются работы по обоснованию кондиционных пределов коллекторских характеристик пород. За основу при этом закладываются экономические расчеты по обоснованию минимального рентабельного дебита скважины, ниже которого эксплуатация становится экономически невыгодной. Затем по различным зависимостям и путем расчетов переходят к минимальным значениям основных параметров, характеризующих коллектор: пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Породы, обладающие параметрами ниже критических, в подсчет запасов не включаются.

Критические значения параметров в разных конкретных ситуациях различны. В условиях неокомских залежей Западной Сибири критические значения пористости, разделяющие коллекторы от неколлекторов колеблется в пределах 12-15%, проницаемости - (0,1-1,0)·10^-12 м², нефтегазонасыщенности - 35-45%.