Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения коллекторов

Программное обеспечение системы Gintel 97 разработано на платформе IBM PC/AT в операционной системе MS Windows 98 в среде Visual C++, MFC.

Архитектурные системы Gintel 97 обеспечивает ее эксплуатацию на отдельной рабочей станции IBM PC/AT. Вместе с тем она может использоваться и в вычислительной сети.

Взаимодействие пользователя с системой Gintel 97 реализовано на двух - русском и английском.

В основе функционирования системы Gintel 97 лежит принцип объектно-ориентированной визуальной обработки данных при реализации вычислительных процессов по схеме паутины решений.

В качестве объекта обработки принят интервал разреза в скважине. Для него составляют проект, которому присваивается имя. Обработка данных в системе осуществляется в рамках выбранного текущего проекта. Внутри интервала разреза, соответствующего проекту, обычно выделяется некоторая совокупность не пересекающихся по глубине интервалов, названных зонами. Каждая такая зона может представлять отдельную залежь углеводородов в разрезе изучаемого месторождения или какой-либо геологический объект ( стратиграфический интервал пород ).

В системе Gintel 97 зона рассматривается как объект, представляющий отдельную информационную единицу геологических данных. Зоне присваивается уникальное имя, обычно совпадающее с номенклатурным именем пласта (залежи) в разрезе, определенным при локальном стратиграфическом расчленении толщи пород в пределах конкретного месторождения.

Для зоны в системе хранятся различные данные: петрофизические

связи и константы, геологические характеристики, полученные как в результате сбора и обобщения первичной геологической информации, так и при обработке и интерпретации геолого-геофизической информации по отдельным скважинам.

Для каждой зоны используется самостоятельная технология обработки, интерпретации и обобщения геолого-геофизических данных. Эта технология может уточняться при обработке данных по каждой конкретной скважине.

Обработка данных в системе конструируется как реализация произвольной последовательности ( паутины ) вычислительных функций. Каждая вычислительная функция выполняется специалистом в интерактивном режиме и управляется с собственного технологического экрана - специального окна на дисплее, возникающего при запуске вычислительной функции и содержащего различные органы управления (меню, кнопки управления, поля, окна со списками данных). При инициировании какого-либо органа управления выполняется отдельная вычислительная процедура. Последовательность выполнения вычислительных функций и процедур определяет специалист, решающий конкретную геологическую задачу.

Общее управление работой системы реализует Главный монитор.

Главный монитор обеспечивает реализацию вычислительных функций и процедур над данными в соответствии с выбранным проектом. Проект - это пакет сведений об исходных данных и накопленных результатах вычислений. Управляющий монитор формирует список проектов, из библиотеки системных данных, создает новые и редактирует существующие проекты, сохраняет проекты в базе геолого-геофизических данных, выбирает их из базы данных, корректирует списки проектов и т.д. Он также обеспечивает запуск вычислительной функций.

В одном сеансе работы с системой специалист может запустить несколько Главных мониторов. Такой режим обеспечивает реализацию одновременной обработки данных по целой группе произвольно выбранных скважин. Например, на одном Главном мониторе запускаются вычислительные процедуры обработки данных по отдельной скважине, а на другом - функции обобщения данных по группе скважин для расчета интегральных геологических характеристик по отдельным залежам. В рамках одного проекта можно выполнять обработку по нескольким проектам.

Результаты обработки, порождаемые отдельными вычислительными функциями, оформляются в виде протоколов, которые записываются в формате ASCII файлов в базу данных и могут быть в последующем просмотрены и откорректированы на дисплее, распечатаны на принтерах в форме отчетов по обработке данных.

Вычислительные процедуры обычно синтезируют графические изображения планшетов кривых ГИС и геологических данных, а также графиков и обеспечивают запись их макетов в специальных ASCII файлах. Такие файлы в последующем используются в качестве исходной информации для программы графического отображения, которая реализует вывод информации с помощью струйных принтеров и термальных плоттеров в формате А0 - А4.

Библиотека обрабатывающих программ системы Gintel 97 содержит компоненты, обеспечивающие реализацию произвольных сложных процессов обработки и интерпретации геолого-геофизической информации. При этом используются математические модели, произвольные многопараметрические петрофизические связи и интерпретационные палетки ГИС. Программное обеспечение включает разные диалоговые средства вывода и формирования всех типов данных в цифровой и графических формах, программы выполнения диалоговых фиксированных вычислительных процедур, программу Процессор ГИС, обеспечивающую составление и реализацию пользователем самостоятельно сформулированных им произвольных вычислительных процессов, включающих сложные логико-математические преобразования данных, синтез графических изображений, статистический анализ, решение систем уравнений и т.д.

В состав программного обеспечения входит целый набор программных средств диалоговой обработки геолого-геофизических данных, представленных в графической форме на экране монитора, экспертного анализа и корректировки результатов расчетов, интегрированного обобщения информации, ввода-вывода данных ГИС в формате LAS, LIS и в других форматах.

Кривые ГИС и кривые свойств породы, а также таблицы данных могут выводиться непосредственно в программу MS Excel или выводиться в формате обменных файлов MS Excel (*. сsv). Любые таблицы могут вводиться в систему из файлов (*. сsv), подготовленных программой MS Excel.

Процесс обработки геолого-геофизических данных в Gintel 97 подразделяется на логические этапы, в результате завершения каждого из которых интерпретатор получает графический и табличный материал, необходимый для оценки качества обработки и составления задания для последующего этапа.

На первом этапе обработки первичных материалов вводят в них аппаратурные поправки, приводят диаграммы к стандартным условиям измерений, учитывают влияние вмещающих пород. При этом используются как непосредственно палеточные данные, полученные по результатам математического моделирования прямых задач каротажа, так и данные, обобщенные на основе современных методов фильтрации и регрессионного анализа и представляющие собой нелинейные операторы - фильтры (для индукционного каротажа и метода ПС). В Gintel 97 увязка кривых между собой по глубине проводится путем задания величин и направлений сдвига по глубине для отдельных кривых. При этом одна из кривых назначается интерпретатором в качестве опорной. На этом же этапе снимаются отсчеты в опорных пластах с исправленных кривых. В основу программ отбивки пласта заложены два способа: аналитический (основан на определении границ по характерным точкам кривых) и способ математического моделирования (заключается в поиске точек максимума функции R(?) для интерпретируемой кривой и математической модели границ пласта).

2.6. Интерпретация геофизических данных

Интерпретация данных ГИС предусматривает решение основных геологических задач, таких как литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов, определение характера насыщения пластов и решение других задач исследования. При интерпретации делается заключение по скважине с конкретным указанием интервалов перфорации.

Физические основы интерпретации

Интерпретация методов электрического сопротивления. Удельное электрическое сопротивление (УЭС) горных пород зависит от удельного сопротивления, структуры и объемного соотношения отдельных фаз породы, от явлений на границе раздела фаз, от температуры и давления.

УЭС пластовых вод ?_в определяется их минерализацией, химическим составом, температурой и другими факторами. Этот параметр можно оценить путем непосредственного измерения в лабораторных условиях с внесением поправки за температуру, и используя метод ПС.

УЭС фильтрата промывочной жидкости ?_ф оценивается по сопротивлению ПЖ р_п с учетом температуры. Для утяжеленных растворов вносят поправки.

УЭС углеводородной фазы значительно превосходит удельное сопротивление поровых растворов, поэтому электропроводность первых можно условно считать практически равной нулю.

УЭС чистых неглинистых пород рвп при 100%-ном заполнении пор УЭС рв определяется соотношением р_вп⁼ Рп*?_в, где Рп - параметр пористости, связанный с коэффициентом пористости породы Кп и зависящий от ее литологического состава.

Интерпретация диаграмм БКЗ. БКЗ заключается в исследовании разрезов скважин комплектом однотипных зондов КС разной длины с целью определения УЭС неизмененной части пласта и параметров промежуточной зоны - ее диаметра и УЭС. Принцип интерпретации результатов БКЗ состоит в построении фактической кривой БКЗ и сопоставлении ее с теоретическими кривыми, полученными для определенных параметров среды. В случае совпадения кривых параметры среды теоретической кривой присваивается исследуемому пласту. Для построения фактической кривой БКЗ необходимо выделить наиболее однородные пласты, для которых возможна количественная интерпретация. Толщину пластов определяют обычным способом по кривым КС с использованием малого зонда. Уточнение положения границ пластов можно также проводить по диаграммам микрозондов и других методов каротажа.

Интерпретация диаграмм БК. Процесс обработки диаграмм БК проводится поэтапно:

а) проверка качества диаграмм. Заключается, прежде всего, в проверке записи нулевых и градуировочных сигналов, контрольных повторных замеров и перекрытий.

б) выделение объектов интерпретации. Особенности форм кривых сопротивления описаны в соответствующих руководствах.

в) снятие характерных значений ?_к, проводят способами, зависящими от строения пласта. Если пласт однородный по ?, то против пласта отсчитывают средневзвешенное по толщине кажущееся сопротивление ?_к.ср. Если пласт считается неоднородным, то против пласта отсчитывают продольное кажущееся сопротивление ?_кt. Принцип определения истинного удельного сопротивления основан на изучении характера распределения электрического поля экранированного зонда БК.

г) введение поправки за влияние эксцентриситета зонда в скважине. Ее вводят в показания экранированных зондов с малым радиусом исследования. Показания зондов БК со средним и большим радиусом исследования не зависят от положения прибора в скважине.

д) введение поправки за ограниченную толщину пласта.

е) введение поправки за толщину пласта.

ж) введение поправки за влияние скважины.

з) введение поправки за влияние зоны проникновения фильтрата ПЖ.

Интерпретация диаграмм микрозондов. Диаграммы микрозондов используют в основном для целей качественной интерпретации. Однако существует и принципиальная возможность количественного определения УЭС. Плотные непроницаемые породы характеризуются общим высоким уровнем и изрезанностью кривой р_к, связанной с шероховатостью стенок скважины и неравномерностью прижатия электродов к породе.

В пластах, образующих каверны, получаемое микрозондами р_к близко к сопротивлению ПЖ.

Интерпретация диаграмм индукционных зондов. Метод служит для определения удельной электрической проводимости пород и основан на изучении вторичного электромагнитного поля, возникновение которого обусловлено вихревыми токами, индуцированными в породах с помощью искусственного электромагнитного поля.

Важным свойством индукционных зондов являются радиальные и вертикальные характеристики, показывающие изменение геометрических факторов участков среды по мере удаления их от зонда. Радиальные характеристики определяют радиус исследования зонда и степень влияния на его показания скважины, зоны проникновения и неизменённой части пласта. Вертикальная характеристика зонда даёт представление о степени влияния на его показания вмещающих пород.

Обработка и интерпретация диаграмм включает в себя следующие основные этапы:

а) проверка качества материалов. Качество диаграмм предварительно оценивают в соответствии с требованиями технических инструкций. Расхождения между данными БКЗ и величинами сопротивления, определёнными по ИМ с внесением поправки за скважину и скин-эффект, не должны быть более ±10% для всех опорных пластов;

б) выделение объектов интерпретации и снятие значений кажущейся электрической проводимости. Базируется на анализе кривых кажущейся удельной проводимости ?_к, полученных для изучаемой среды разного строения.

Для пласта ограниченной толщины, залегающего в породах, имеющих одинаковое сопротивление снизу и сверху пласта, кривые ?_к имеют симметричную форму относительно середины пласта. При толщине пласта более 2 метров его границы проводят по точкам, соответствующим середине аномалии ?_к;

в) учет влияния скважин. Проводят при помощи палеточной зависимости геометрического фактора скважины Gc от её диаметра d_c ;

г) учёт влияния скин-эффекта. Позволяет перейти от снятого с диаграммы значения ?_к к значению р_к для того же пласта. Поправку за скин-эффект вводят после введения поправки за влияние скважин;

д) учёт влияния ограниченной толщины пласта. Необходим для приведения показаний индукционного метода к условиям пласта неограниченной толщины;

е) учёт влияния зоны проникновения. Осуществляется по специальным палеткам, представляющим собой семейство кривых зависимостей р_к от р_р или ?_к от ?_р

Интерпретация метода ПС

Потенциалы самопроизвольной поляризации, регистрируемые при исследовании газовых скважин, обусловлены естественными электрическими полями, которые возникают в результате электрохимических процессов, протекающих на границе между скважиной и породами, а так же пластами различной литологии в разрезе скважины.

Среди электрохимических процессов, формирующих потенциалы ПС в скважине, основную роль играют диффузия солей и течение жидкости, в результате которых возникают потенциалы (э.д.с.) диффузионного или фильтрационного происхождения.

Диаграмма ПС не имеет нулевой линии. Горизонтальный масштаб зарегистрированной кривой ПС показывают числом милливольт приходящихся на отрезок 2 см. Ввиду отсутствия на диаграмме ПС нулевой линии в качестве условной нулевой линии, от которой отсчитывают отклонение кривой ПС, используют линию глин. Подавляющая часть осадочных пород в терригенном, карбонатном, вулканогенном, гидрохимическом разрезах и различных их сочетаниях отмечается отклонением кривой ПС влево от линии глин. Границы пластов на кривой ПС соответствуют точкам перегиба зарегистрированной кривой ПС.

Для геологической интерпретации диаграмм ПС используют либо график скачка потенциала Еs или значения Еs в отдельных пластах, либо относительные значения ?_пс ⁼ Еs/ Еs_max, -- максимальное значение Еs в изучаемом участке разреза.

При интерпретации диаграмм СП решают следующие задачи:

определение р_в при температуре пласта и расчет минерализации пластовой воды Св, соответствующей р_в для определения р_в обычно используют аномалию ПС в пласте чистого песчаника или известняка, залегающего в плотных высокодисперсных глинах.

выделение коллекторов в терригенном разрезе, определение глинистости пород.

Интерпретация радиоактивных методов

Интерпретация ГК. Гамма-метод позволяет судить о радиоактивности горных пород и используется для расчленения геологического разреза, оценки глинистости, выделения и оценки радиоактивности пород. Скважинный прибор ГК содержит детектор и электронную схему для регистрации числа импульсов за единицу времени. Показания прибора зависят от содержания U, Th, К в породе и среде, заполняющей скважину, от толщины и материала корпуса прибора, спектральной чувствительности детектора.

Важнейшие особенности кривой интенсивности гамма-излучения I?: аномалия симметрична, при h > 1м I? в середине пласта практически равна показаниям I?^? при h = ?. Влияние скважины на результаты ГК обусловлено поглощением излучения пласта скважины и вкладом в I? квантов, возникающих в скважине. Это влияние определяется коэффициентом линейного поглощения раствора ?_р, его плотность ?р и удельной активности. Кроме поправки за скважину в измеренные значения вводят поправку за глинистую корку и исключают фон прибора. Геологической интерпретацией результатов ГК в данном случае будет являться литологическое расчленение пластов.

Интерпретация данных НКТ. При интерпретации данных НКТ выделение пластов, у-, отсчет показаний и их исправление за влияние интегрирующей ячейки (поправка за ??_я) проводят так же, как и при ГК. Затем вычитают естественный фон, определяют кажущеюся пористость пласта по палеткам зависимости I/Iв от kn для чистого водоносного известняка и соответствующего диаметра скважины, учитывают нестандартность скважинных условий (учитывается влияние ПЖ которое складывается из различных параметров: водородного индекса раствора юр, его плотности ?р, излучающей способности ?_p и сечения поглощения тепловых нейтронов ?з.р, зависящего в основном то содержания хлора и железа, влияние промежуточного слоя - глинистая корка или отход прибора от стенки), учитывают особенности пласта (вводится поправка за основной минеральный состав скелета, за глинистость, за примеси элементов с высоким сечением поглощения нейтронов, за влияние остаточного газонасыщения в зоне проникновения, за температуру и давление в пласте и скважине).

Количественное определение коэффициентов газонасыщенности по данным стационарного НМ основано на использовании уравнения

k_г = (k_п - k_п,_K ⁺ kгл ?_гл + ??_пл)/[ k_п(1-?_г)]. (2.1)

Поскольку ??_пл зависит от k_г и эта зависимость пока не аппроксимирована соответствующими формулами, k_г находят методом последовательных приближений. Сначала определяют первое приближение k_г полагая ??_пл -- 0; далее вычисляют приближенные значения по формуле (2.1.) и находят первое приближение ??_пл и второе приближение k_г. Подобный процесс продолжают до получения устойчивых значений k_г.

Погрешность определения k_п по стационарным нейтронным методам в разных условиях составляет примерно 1,5 - 3,5 %.

Интерпретация данных ГГП каротажа. ГГП используют для определения плотности горных пород ?, регистрируя относительно жесткое гамма-излучение (более 0,15 МэВ). Основное назначение ГГП в нефтяных и газовых скважинах - определение k_п.

Если плотность твердой фазы ?_тв и заполнителя пор ?_ж не зависит от k_п, то

k_п=(?ск-?)/( ?_тв - ?_ж).

Если твердая фаза двухкомпонентная (скелет + примесь), то

k_п = ( ?_ск - ?)/( ?_ск- ?_ж)+(?_прим-?_ск)* k_прим/(?_ск-?_ж), где k_прим - доля примеси

(глинизация, нерастворимый остаток, доломитизация и т.п.) в объеме породы; ?_ск и ?_прим - плотность скелета и примеси.

В газоносных пластах следует учитывать остаточную газонасыщенность k_г.о, зоны проникновения и вместо ?_ж использовать ? _ж ⁼ ?_ж - k_г.о (?_ж - ?_г), где ?_г - плотность газа.

Интерпретация акустических методов

Стандартный акустический метод.

Определение коэффициента пористости. Основа метода определения коэффициента пористости пород - наличие тесной взаимосвязи между величинами Vp (или ??) и k_п. В однородной и изотропной идеально упругой среде скорость распространения упругих волн определяется значением модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона ?, плотностью ?_п-Плотность пористой среды зависит от коэффициента пористости :

?_п = ?_тв-(?_тв- ?₃)*k_п, (2.2)

Где ?тв - плотность твердой фазы, т.е. зерен , слагающих скелет породы;

?з - плотность заполнителя порового пространства.

В горных породах связь между фазами, слагающими породу, недостаточно совершенна. По этой причине зависимость V_p от ? и ?_п , а следовательно, и от k_п отклоняется от закона.

На основании экспериментальных и теоретических исследований сред с несовершенными связями предложен ряд выражений, устанавливающих зависимость скорости (интервального времени) распространения продольных волн от пористости.

Наиболее простые из них следующие:

уравнение среднего времени, полученное М. Вилли, А. Грегори и Л. Гарднером,

??_п = ??_тв + ( ??₃ - ??_тв)*k_п; (2.З.)

уравнение степенной связи, предложенное В.Н. Дахновым,

??_п = ??_тв+k_п^mп(??_з- ??_тв)+k_гл^mгл *( ??_з- ??_тв) , (2.4.)

где ??_тв - интервальное время в твёрдой фазе породы; m_п и m_гл - показатели, зависящие соответственно от структуры и степени цементации коллектора, изменяющиеся от 0,7 до 1,5 и возрастающие с увеличением уплотнения.

В основу уравнений (2.З) и (2.4) положена линейная зависимость между скоростью (или интервальным временем) и пористостью. В них не учитывается влияние горного и пластового давлений, хотя их роль возрастает с уменьшением пористости.

Для пористых сред, содержащих глинистые включения в порах, получено уравнение, позволяющее учитывать особенности упругих свойств изучаемых пород и влияние всестороннего сжатия на скорость упругих волн:

, (2.5)

где ? - коэффициент, учитывающий относительное содержание и сжимаемость глинистых частиц; ?_тв , ?_п, ?_з - коэффициенты сжимаемости соответственно твёрдой фазы минералов, слагающих скелет породы, объёма порового пространства и его заполнителя.

Уравнение (2.5) определяет зависимость между скоростью Vp и к_п пород с совершенной связью между твёрдой и жидкой фазами. Условие совершенства связи хорошо удовлетворяет низкопористым трещинным, трещинно-кавернозным карбонатным коллекторам.

Коэффициент пористости в неглинистых коллекторах можно определить одним из следующих способов.

1. Устанавливают величину k_п по экспериментальным зависимостям V_P = f(k_n), полученным по представительной коллекции керна, с учётом эффективного давления и температуры, характерных для данного разреза.

2. Применяют статистические уравнения, выражающие зависимость интервального времени от пористости и глубины залегания пород, которая служит косвенным показателем термобарических условий изучаемого разреза.

Предложенные способы дают возможность оценивать коэффициент пористости с высокой точностью. При подсчёте запасов предпочитают второй способ, поскольку при использовании статистических уравнений систематические ошибки минимальны.

Погрешность оценок kп и ??_п может быть существенно снижена до (1.5-2%) при использовании данных нескольких методов ГИС ,т.е. путем применения уравнений множественной корреляционной связи.

3.Используют уравнения (2.4) с дальнейшим введением поправок за уплотнение (эффективное давление) и нефтегазонасыщенность.Данный способ наиболее распространен на практике. Получают следующее выражение для k_п:

k_n= (??_п - ??_тв)/( ??_з- ??_тв), (2.6)

которое справедливо для пород с мономинеральным составом скелета при насыщении пор одним флюидом.

Степень влияния различных параметров, входящих в уравнение (2.6), на точность оценки k_п не одинакова, интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов и изменяется в зависимости от температуры и давления (глубины залегания). Для водных растворов оно определяется достаточно точно по эмпирическому выражению:

?? = 710*(1-1,2-10^-3*p)/(1+2,2*10^-3-1,65*10^-5*t²)*(1+5.5*10^-4*Св), (2.7)

где Св - минерализация, кг/м³; р - давление, МПа; t- температура ⁰С.

Наибольшие ошибки при определении kп возникают из-за неверной оценки интервального времени в твердой фазе породы, соответствующего скорости Vp при k_п --> 0.

Существует несколько способов определения ??_тв:

1. Использование значений ??_тв, полученных для определенных минералов в атмосферных условиях. Однако такой подход в некоторых случаях может привести к значительным погрешностям, поскольку диапазон изменения скоростей в твердой фазе литологически однотипных пород даже при атмосферных условиях довольно широк и может изменяться в зависимости от состояния поверхности зерен и акустического контакта между ними.

2. Линейная экстраполяция зависимости ??=f{k_п) к нулевой пористости, основанная на сопоставлении скорости, измеренной в скважине, с величинами k_п, определенными на керне при сплошном его отборе.

3. Сопоставление интервального времени и удельного электрического сопротивления породы, полученного по результатам записи экранированным зондом. В этом случае по оси абсцисс откладывают ??_п в линейном масштабе, а по оси ординат - значения ?_к в масштабе у = ?_к -^1/2. Интервальное время ??_тв находят в результате экстраполяции полученной зависимости до пересечения с осью ординат в точке ?_к >?. Такой способ рекомендуется использовать для глинистых, нетрещиноватых пород.

Опыт использования уравнения (2.З) показывает, что оно дает удовлетворительные результаты для сцементированных слабоглинистых пород (С_гл<5-10%) с межзерновой пористостью более 20% при насыщении пор водой и эффективном давлении ?40МПа. Если же эти условия не соблюдаются, то необходим учёт влияния названных факторов на изменяемые величины скорости (или интервального времени).

Для учёта термобарических условий в зависимости от степени консолидации пород водят поправку за уплотнение различными способами.

Широкополосный акустический метод. В аппаратуре широкополосного акустического метода предусмотрено получение интервальных времен, амплитуд и коэффициентов затухания продольных волн, амплитуд и коэффициентов затухания поперечных волн, а также фазокорреляционных диаграмм и волновых картин.

Современная модификация широкополосного акустического метода имеет следующие особенности.

1. В изучаемом участке разреза для любой его точки полностью фиксируется волновая картина, характеризующая поле волн: продольной (Р), поперечной(S), и Лэмба- Стоунли (трубной волны , L-St)

2. Созданные к настоящему времени программы позволяют при обработке информации получить:

- кривые изменения по разрезу интервального времени первых вступлений волн продольной ??_p поперечной ??_s Лэмба-Стоунли ??_Ls-t, а так же их средних амплитуд А_Р, As, Аь-st и коэффициентов поглощения ?_р, ?_s, ?_L-St

- ФКД

3. Исследование разреза с получением указанной информации проводится при необходимости при различной частоте колебаний, возбуждаемых источником от З КГц до 25 КГц и более, - что позволяет проводить частичное акустическое зондирование, увеличивая радиус исследования скважинным акустическим прибором при уменьшении частоты. Последнее дает возможность изучать разрезы обсаженных скважин в условиях, расформированной зоны проникновения в коллекторах, что в свою очередь, позволяет использовать акустический метод как средство для оценки характера насыщения коллектора в процессе разработки месторождения в эксплуатационных скважинах, а так же в обсаженных разведочных скважинах, бурящихся на стадии доразведки месторождения (выявление пропущенных ранее продуктивных объектов). Весьма перспективным является проведение повторных исследований АКШ до и после перфорации колонны, а так же после обработки призабойной зоны с целью интенсификации притока.

Выделение коллекторов со сложной структурой порового пространства. По данным АКШ для выделения в разрезе трещинных, трещинно-кавернозных коллекторов с плотной непроницаемой матрицей используются следующие признаки.

характерный для данного типа коллекторов «звуковой образ», главными особенностями которого являются:

- резкое уменьшение толщины, иногда вплоть исчезновения изображения, линии на ФКД при одновременном увеличении значений ? всех фаз волн (продольных, поперечных, Лэмба-Стоунли); иногда появление характерной сетки, вызванное явлениями интерференции и дифракции волн;

- заметный рост значений ?_р, ?_s, ?_L-St

- увеличение значений интервальных времен первых вступлении всех видов волн;

2. увеличение коэффициента сжимаемости породы ?_о, рассчитываемого на основе зарегистрированных значений ??_р и ??_s .

Данные АКШ позволяют рассчитать величину коэффициента Пуассона ? и модуль Юнга Е по формулам:

2.8 2.9

В этом состоит преимущество АКШ по сравнению со стандартным АК, поскольку при расчете величины ? по данным АК приходится задаваться вероятными для изучаемого объекта значениями ? и E.

Далее рассчитывается ?_о по одной из следующих формул:

2.10

2.11

Определение нефтенасыщенности пород. Новый способ определения насыщения пород по данным АКШ основан на использовании кинематических параметров продольной и поперечной волн в комплексе со стандартными методами ГИС. Физической основой способа является различие сжимаемостей водо-, нефте-, и газонасыщенных пород.

Если сравнивать распределение удельных сопротивлений и изотермических сжимаемостей среди наиболее распространенных минералов и насыщающих флюидов продуктивных коллекторов, то аномальным компонентом в ряду удельных сопротивлений

будет пластовая вода (пониженные значения). Она очень широко дифференцирует породы-коллекторы по характеру насыщения. Трудности обычно возникают при учете влияния минерализации пластовой воды и содержания битума, структуры порового пространства по и содержания битума, структуры порового пространства, глинистости и характера смачиваемости коллектора. В случае сравнения изотермических сжимаемостей, аномально упругим свойством среди компонент нефтяного пласта является сжимаемость подвижной нефти. Битум и вода близки по сжимаемости. Битум, не имеющий, как правило, существенного газового фактора будет отмечаться, как дополнительное водородосодержание. Значительно меньше на результаты влияет минерализация пластовой воды, фактор смачивания, структура порового пространства.

Однако аномально высокой сжимаемостью обладает нефтяной газ в свободной фазе, появляющийся при снижении давления нефти ниже давления насыщения. При наличии нефтяного газа в свободной фазе даже при малом газосодержании существенно изменяются упругие свойства пласта, что легко можно установить качественно по волновой картине, однако в этом случае становится невозможным количественное определение нефтенасыщенности такого пласта по его упругим свойствам.

Однако, несмотря на кажущуюся простоту решения проблемы определения нефтенасыщения пластов, не содержащих свободной газовой формы, высокие требования предъявляются к определению коэффициентов сжимаемости породы в целом, минералов, нефти и газа.

Применяя уравнения 2.8, 2.9 к горной породе, допуская в ней только упругие деформации, можно вычислить сжимаемость породы ?, решая уравнение 2.10, 2.11 при условии, что величины ?, E, ? известны из данных эксперимента или обобщенных сведений для различных классов горных пород. В дальнейшем основным объектом исследований при интерпретации данных АКШ становится параметр ?, который, является источником информации о емкостных свойствах породы и составе флюидов, насыщающих породу.

Известно полученное теоретическим путем для модели породы, составляющие, которой ведут себя как идеально упругие однородные и изотропные среды, уравнение Ф.Гассмана:

2.12

где ?_о, ?_cк, ?_тв,?_ж соответственно сжимаемости породы, скелета породы, твердой фазы и жидкости (флюида), заполняющие его поры.

Модель Ф.Гассмана не учитывает упругой связи между твердой и флюидальной компонентами, которая присутствует в реальных породах. Для преодоления этого недостатка В.М. Добрынин предложил уравнение:

2.13

где ?_р- коэффициент, учитывающий влияние включений , присутствующих в реальных породах, на упругие характеристики породы.

Коэффициент упругой связи ?_св твердой и флюидальной фаз породы определяется выражением:

, 2.14

где ?_п - коэффициент сжимаемости пор.

На основании изложенного, получено уравнение для коэффициента объемной сжимаемости породы ?_о при динамических нагрузках (динамическая сжимаемость):

2.15

для газонасыщенных терригенньгх коллекторов сжимаемость породы значительно
меньше сжимаемости флюида, поэтому , ?_св=1 , поэтому уравнение 2.15

принимает вид:

2.16

Для количественной интерпретации используется набор комплексных, параметров зависимость комплексного безразмерного параметра, названного «индексом динамической сжимаемости» (ИДС), от коэффициента водонасыщения пласта. ИДС характеризует соотношение сжимаемостей минералов, пор породы, нефти, газа и воды. Для его определения необходимо знать скорости (интервальные времена) продольных и поперечных волн, пористость и плотность изучаемых отложений.

Основой для расчета кривых служат широко известные теории деформации пористых тел М.Био и Ф.Гассмана, модифицированные В.М.Добрыниным применительно к определению нефтенасыщенности коллекторов. При этом были учтены важнейшие ограничения в применении этих теорий для практических целей.

Получены два семейства кривых для нефтегазонасыщенных пластов: кривые с параметром нефтенасыщенности, изменяющимся к пределах k_н= 0-0,8 и кривые с параметром газонасыщенности - k_г= 0-0,5.

Одна из кривых получена для условий нефтеводонасыщенного пласта без свободной газовой фазы (k_г=0). Он имеет плавный характер и диапазон изменения ИДС достигает 70% при изменении коэффициента водонасыщения от предельной величины k_в=k_в.о до k_в= 100%.

При наличии в порах небольшого количества свободного газа (k_г = 0,02 -0,05) кривые для определения k_в резко выполаживаются, т.к резко снижается дифференциация пласта по нефтенасыщению. Это делает затруднительным количественные определения нефтенасыщенности. При k_г = 0,5 все семейства кривых ИДС =f(k_в) устремляется к предельному значению, соответствующему отсутствию упругой связи между флюидом и твердой фазой породы. В этих случаях ИДС может лишь служить очень чувствительным индикатором присутствия свободного газа в нефтенасыщенном пласте.

3. Специальная часть

Информативность метода ВИКИЗ при изучении песчано-глинистых разрезов

3.1. Основные геолого-геофизические задачи, решаемые методом ВИКИЗ

Метод высокочастотных индукционных каротажных изопараметрических зондирований предназначен для исследования пространственного распределения удельного электрического сопротивления пород, вскрытых скважинами, бурящимися на нефть и газ.

Использование метода ВИКИЗ позволяет решать следующие задачи ГИС:

-- расчленение разреза, в том числе тонкослоистого, с высоким пространственным разрешением;

-- оценка положения водонефтяных и газоводяных контактов;

-- определение удельного электрического сопротивления неизмененной части пласта, зоны проникновения фильтрата бурового раствора с оценкой глубины вытеснения пластовых флюидов;

-- выделение и оценка параметров радиальных неоднородностей в области проникновения, в том числе скоплений соленой пластовой воды («окаймляющие зоны»), как прямого качественного признака присутствия подвижных углеводородов в коллекторах.

В отличие от трехкатушечных зондов индукционного каротажа, в которых измеряются абсолютные значения сигналов на фоне скомпенсированного прямого поля, метод ВИКИЗ, базирующийся на измерении относительных фазовых характеристик, мо¬жет использоваться для исследования в скважинах, заполненных сильнопроводящим (УЭС менее 0,5 Ом-м) буровым раствором.

Результаты интерпретации диаграмм ВИКИЗ в комплексе с данными других ме¬тодов ГИС и петрофизической информацией позволяют определять коэффициент неф-тегазонасыщения, литологию терригенного разреза, оценивать неоднородность коллек-торских свойств на интервалах пористо-проницаемых пластов, выделять интервалы уплотненных песчаников с карбонатным или силикатным цементом и др.

3.2. Основы теории. Сигналы ВИКИЗ в неородных средах

О фокусирующих системах электромагнитного каротажа

Основная цель электромагнитного (в том числе индукционного) каротажа зак-лючается в возможно более точной оценке удельных электрических сопротивлений пластов. Для достижения этой цели применяются многокатушечные зонды. Параметры зондов выбираются таким образом, чтобы измеряемый сигнал в основном определял-ся УЭС неизмененной части пласта, а влияние скважины и зоны проникновения было относительно небольшим. Такого рода зонды в каротаже принято называть фо-кусирующими.

В индукционном каротаже (частоты до 250 кГц) для проектирования зондов ис-пользуются принципы частотной и геометрической фокусировки, базирующиеся на те-ории обобщенного геометрического фактора. При геометрической фокусировке момен-ты катушек и расстояния между ними подбираются таким образом, чтобы существенно уменьшить вклады (геометрические факторы) скважины и измененной проникновени-ем прискважинной области. Другим, менее распространенным способом фокусировки является измерение двухчастотной разности реальных частей э.д.с. или мнимой состав-ляющей э.д.с. Улучшение радиальных характеристик фокусирующих зондов приводит к увеличению влияния на сигнал вмещающих пород. Особенно это становится заметным, когда мощность пласта сравнима с длиной зонда. Другой особенностью фокусирующих систем является значительное уменьшение уровня измеряемого сигнала. Таким обра-зом, при их проектировании требуется найти компромисс между двумя альтернативны-ми условиями: для улучшения радиальных характеристик необходимо понижать частоту или увеличивать длину зонда, а для улучшения вертикальных характеристик и увеличе-ния измеряемого сигнала необходимо повышать частоту и укорачивать зонд. Все широ-ко используемые зонды индукционного каротажа (6Ф1, 6Ф1М, 8И1.4) спроектированы с учетом этих противоречивых требований.

Принципиально иным является принцип фокусировки переменного электромаг-нитного поля в области высоких частот. Было установлено, что относительная разность амплитуд или фаз, измеренных в двух близко расположенных катушках, очень слабо за-висит от параметров скважины даже на очень высоких частотах (до 15 МГц). Таким об-разом, измерение разности фаз позволяет выполнить сразу два требования: исключить влияние скважины, не утратив при этом хорошего вертикального разрешения. Приме-нение высоких частот приводит к высоким уровням сигналов даже в относительно плохо проводящей (до 120 Ом-м) среде, что расширяет диапазон определяемых удельных электрических сопротивлений.

Разность фаз и ее связь с удельным электрическим сопротивлением однородной изотропной среды. Кажущиеся сопротивления

В высокочастотных методах при измерении относительных характеристик ис-пользуются трехкатушечные зонды. Такой зонд состоит из одной генераторной (Г) и двух измерительных (И_р И₂) катушек. Все катушки соосны. Измерительные элементы располагаются по одну сторону от генератора. Генераторная катушка питается перемен-ным гармоническим током

J=J₀e^-iwt.

Здесь w-- круговая частота, J₀-- амплитуда, i = v-1 -- мнимая единица. Момент генера-торной катушки M_t определяется током, площадью витка S и количеством витков n_t:

M_t = Jn_tS.

Моменты измерительных катушек М_r определяются площадью витка и числом витков п:

M_r = n_rS.

Расстояние между центрами генераторной и дальней измерительной И₁ катушек называется длиной зонда L_1. Относительное расстояние между центрами измеритель-ных катушек L\L₁ называют базой зонда.

Переменный ток в генераторной катушке возбуждает в однородной проводящей среде переменное электромагнитное поле. Если расстояния между генераторной и из-мерительными катушками существенно превышает их размер (L » v/S ), все катушки можно заменить магнитными диполями. В этом случае магнитное поле в центрах изме-рительных катушек описывается выражением:

Здесь k -- волновое число, которое связано с параметрами среды следующим соотноше-нием:

В j-й измерительной катушке наводится э.д.с.

Фаза магнитного поля или э.д.с. в измерительной катушке описывается выраже-нием

Эта зависимость является базовой для проектирования изопараметрических зондов. Из представленного выражения видно, что разность фаз в однородной среде будет одинакова и зависит только от УЭС среды, если выполняются два условия:

Трехкатушечные зонды, для которых выполняются эти условия, называются изопараметрическими.

В аппаратуре ВИКИЗ выбраны следующие значения изопараметров:

Где f-- частота в Гц. В однородной среде показания всех зондов ВИКИЗ соответствуют одному значению кажущегося сопротивления, равному УЭС среды (р_к=р). Для этих значений изопараметров на рис. 3.1 приведена зависи-мость измеряемойразности фаз ? от УЭС однородной среды. Как видно из рисунка, существует однозначная связь между величинами ? и ?, которая применяется для вве-дения кажущегося сопротивления ?_к. Отметим, что в однородной среде показания всех зондов ВИКИЗ соответствуют одному значению кажущегося сопротивления, равному УЭС среды (?_к= ?).

Поскольку реальные измерения содержат погрешности, проанализируем влия-ние ошибок измерения сигналов на кажущееся сопротивление. Как известно, относи-тельная ошибка определения кажущегося сопротивления ??_к связана с относительной ошибкой измерения ?? следующим приближенным соотношением:

Величина k_? называется коэффициентом усиления относительной ошибки измерения, ?_? -- чувствительностью измеренного сигнала ? к сопротивлению среды р.

Рис. 3.1. Зависимость разности фаз от удельно-го электрического сопротивления однородной среды

Глинистый низкоомный пласт, вскрытый скважиной. Зона проникновения либо мала, либо совсем отсутствует. При расчете кривых учтено, что глины характеризуются высокой диэлектрической проницаемостью, которая может влиять на показания двух коротких зондов. КС для всех зондов, кроме самого короткого, совпадают с истинным сопротивлением пласта. На показания самого короткого зонда влияние оказывает скважина. Хорошо проводящий раствор приводит к завышению КС по отношению к истинному(рис.3.2.).

Уплотненный малопроницаемый высокоомный пласт. Зона проникновения мала либо отсутствует. Влияние скважины проявляется практически на всех зондах.

Причем проводящая скважина занижает (до 25%) КС по сравнению с истинным(рис.3.3.).

Водонасыщенный коллектор с повышающим проникновением. Кажущее сопротивление двух коротких зондов определяется УЭС зоны проникновения.

УЭС раствора практически не влияет на показания четырех длинных зондов.

Сильно проводящий раствор снижает КС для самого короткого зонда примерно на 7%. Показания двух длинных зондов близки к истинному сопротивлению пласта(рис.3.4).

Нефтенасыщенный коллектор с повышающем сопротивлением. Кривые зондирования отражают истинное распределение УЭС. КС двух коротких зондов рисуют УЭС зоны проникновения. Влияние хорошо проводящего раствора (до 0,02 Омм) проявляется в снижении КС двух коротких зондов на 12%. Показания двух длинных зондов близки между собой и УЭС незатронутой части пласта. В этой ситуации также, как и в предыдущем случае возможно проведение достоверной оценки качества насыщения(рис.3.5.).

Газовый коллектор с понижающим проникновением. Кривые отражают повышение сопротивления от скважины к неизменной части пласта.

Показания двух коротких зондов близки УС ЗП, в то время как УС двух длинных зондов практически полностью определяют УС пласта(рис.3.6.).

Нефтенасыщенный коллектор с повышающим проникновением и окаймляющей зоной (рис. 3.7). При наличии окаймляющей зоны возможна смена типа кривой зондирования: от монотонной к инвертированной (с экстремумом). При этом кажущиеся сопротивления на коротких зондах существенно ниже, чем УЭС зоны проникновения, но значительно превосходят УЭС окаймляющей зоны. Кажущееся со-противление для длинного зонда совпадает с УЭС пласта.

На рис. 3.8 показаны изменения кривых зондирований при разных положени-ях окаймляющей зоны. По мере удаления окаймляющей зоны от скважины минимум кривой зондирований смещается в область все более длинных зондов. В то же время происходит постепенное увеличение кажущихся сопротивлений для коротких зондов, которые все более приближаются к УЭС зоны проникновения. Окаймляющая зона ди-агностируется минимумом на кривой зондирования. Отметим, что этот признак на-блюдается только при больших контрастах УЭС зоны проникновения и УЭС окаймля-ющей зоны. То есть окаймляющую зону можно выделить на кривых зондирования, если УЭС фильтрата бурового раствора и пластовой воды сильно различаются. На рис. 3.9 приведены кривые зондирования при сравнительно небольшом контрасте ?_зп и ?_оз. В этом случае кривые становятся монотонно убывающими и на них отсутствует минимум, обусловленный окаймляющей зоной.

Типичные диаграммы.

Одной из основных задач ВИКИЗ - это расчленение разреза.

Уплотненный молопроницаемый пласт в глинистых отложениях. Н=0,8 и 2,4м.

В маломощном (0,8м) пласте УС занижены, т.к. УСк для одного из зондов не выходит за УС пласта. В центральной части мощного пласта показания короткого зонда выходят на постоянное значение, примерно на 20% больше УС пласта. Есть отличие для этих пластов при переходе через кровлю пласта. Они связаны с тем, что малом пласте есть точки профилирования, в которых генераторные и приемные катушки располагаются в перекрывающих и подстилающих породах. Диаграммы асимметричны относительно центра пласта, по причине несимметричности трехкатушечных зондов. Асимметрия увеличивается для более длинных зондов. Отметим, что если в маломощном пласте макс показания расположены практически на одной глубине, то в мощном расходятся примерно на 0,5 м. УСк на длинном зонде существенно занижено из_ за влияния хорошо проводящих вмещающих отложений (глин) (рис.3.10.).