Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Задачи геологической службы при подготовке скважины к проведению геофизических исследований: проработать ствол скважины долотом номинального диаметра, с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок; привести в соответствие с требованиями геолого-технического наряда параметры бурового раствора (включая и удельное сопротивление); обеспечить однородность раствора по всему стволу скважины, для чего необходимо провести не менее двух циклов циркуляции. Не допускается проведение геофизических исследований в скважинах, заполненных буровым раствором с вязкостью более 90 с и содержащим более 5% песка или обломков твердых пород, или в скважинах, поглощающих (с понижением уровня более 15 м/ч), переливающих или газирующих. Объемы ГИС необходимо увеличивать с целью расширения круга решаемых задач, повышения качества и достоверности получаемых результатов. В максимальном объеме геофизические исследования должны проводиться в первых разведочных скважинах. Большое значение, начиная с первых этапов разведки, имеет оперативность обработки геофизической информации, которая должна давать возможность в действительности управлять разведочным процессом. В связи с ростом значимости ГИС в разведке залежей нефти и газа требуется изменение стратегии разведки. При положительном завершении поискового этапа рекомендуется бурение базовых скважин со сплошным отбором керна в продуктивной части, с поинтер- вальными испытаниями и специальными ГИС, включающими исследования по специальным методикам (например, каротаж - испытание - каротаж с принудительной закачкой в пласты флюидов с заданными свойствами). Проведенные исследования послужат основой для выведения необходимых петрофизических зависимостей и разработки алгоритмов интерпретации данных ГИС. Для контроля качества геофизических измерений в интервалах не менее 50 м, характеризующихся максимальной дифференциацией измеряемых параметров, проводят повторные (контрольные) замеры. Таблица 4.5.5 Обязательный комплекс ГИС в скважинах, бурящихся на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции Утвержден 7.12.1993 г. МПР Республики Коми
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ПРОМЫСЛОВОГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа. -М.: ВНИГНИ1987. - 20 с. В зависимости от решаемой задачи и объема исходной геолого-геофизической информации различают оперативную и сводную интерпретацию промыслово-геофизических исследований. При оперативной интерпретации на основании данных по исследуемой скважине, сразу после выполнения в ней комплекса ГИС, дается заключение о наличии в разрезе нефтегазоносных пластов и рекомендации по их опробованию. Сводная интерпретация проводится для продуктивного горизонта в целом по месторождению. Для интерпретации используют все геолого-геофизические данные о пласте по всем скважинам (результаты исследования керна, результаты опробования и исследования скважин). По результатам сводной интерпретации определяют геологическое строение продуктивного горизонта, строение залежи, подсчетные параметры и проводят подсчет запасов нефти и газа. Литологическое расчленение разреза скважин осуществляется по комплексу геофизических исследований с привлечением данных изучения керна и шлама. Расчленение разреза скважин основано на различии физических свойств горных пород, которые изменяются у каждой литологической разновидности в определенном диапазоне значений. Наличие перекрытия диапазонов указывает на то, что ни одна из пород не может быть опознана по одному какому-то геофизическому параметру, для ее определения нужна комплексная геофизическая характеристика. Геофизические характеристики наиболее типичных литологических разностей приведены на рис. 4.8.17. Определение подсчетных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов - эффективных толщин (Ьэф) нефте-(Ьэф.н) и газонасыщенных (Ьэф.г) интервалов, коэффициентов их пористости (Кп), проницаемости (Кпр), нефте- (Кн) и газонасыщенности (Кг) - производится по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) с использованием результатов изучения образцов керна и испытаний пластов в открытом стволе или в обсаженной скважине. Материалы ГИС служат основным источником информации для определения объемным методом запасов нефти и газа категорий А, В, С1 и С2 по результатам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Эти материалы используются для литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов пробуренных скважин, выделения в разрезе каждой скважины коллекторов, определения положений газонефтяного (ГНК), водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контактов между пластовыми флюидами и определения подсчетных параметров продуктивных коллекторов: Ьэф, Ьэф.н, Ьэф.г, Кп, Кн, Кг. Выделение коллекторов Определение эффективных нефте- и газонасыщенных толщин Коллекторы условно разделяются на простые и сложные. Простыми считаются коллекторы с межзерновым типом пор, сложенные преимущественно одним породообразующим минералом и содержащие один тип подвижного флюида (нефть, газ или воду). К сложным относятся коллекторы, обладающие сложным минералогическим составом породообразующих веществ, сложной структурой порового пространства (трещинные, каверновые и смешанные порово-трещинные, порово-каверновые и порово-трещинно- каверновые), многофазной насыщенностью в пределах одного пласта. Эффективные толщины, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности определяются по геофизическим материалам с учетом разрешающей способности отдельных методов ГИС. Результаты ГИС - основной метод выделения коллекторов в разрезе. К коллекторам относят пласты, для которых, по данным ГИС, значения пористости и проницаемости выше граничных, установленных для коллекторов этого типа раздельно для нефте-, газо- и водонасыщенных. Граничные значения количественных критериев должны быть подтверждены результатами опробований и испытаний пластов. Определение эффективных толщин нефте- (Ъэф.н) и газонасыщенных (Ьэф.г) пластов включает выделение коллекторов, оценку характера их насыщенности и положений контактов между пластовыми флюидами. С целью выделения коллекторов для каждого объекта (залежи, месторождения) на основе анализа имеющихся материалов ГИС, результатов исследований керна, опробовании и испытаний пластов устанавливается комплекс прямых и косвенных признаков или количественных критериев выделения проницаемых интервалов, проявляющихся в конкретных для этого объекта геолого-технических условиях разбуривания. Прямым качественным признаком движения флюидов, устанавливаемым в процессе разведки, является проникновение фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласты, регистрируемое по данным стандартных и специальных методик выполнения ГИС, а также по результатам специальных исследований керна. В поровых терригенных и карбонатных коллекторах признаками проникновения фильтрата по данным ГИС являются: сужение диаметра скважин, зафиксированное на кривой кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки; радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований при использовании методов микрокаротажа (МК) с условием, что сопротивления, измеренные зондами, превышают не более чем в 5 раз удельное сопротивление (рс) ПЖ, бокового каротажного зондирования (БКЗ), комплекса бокового (БК) и бокового микрокаротажа (БМК); изменение показаний электрических (ЭК) и радиоактивных (РК) видов исследований, выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформирование зоны проникновения. В коллекторах со сложной структурой порового пространства прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам. К ним относятся изменения показаний электрических видов каротажа, преимущественно БК и БМК, фиксирующих формирование зоны проникновения: при повторных измерениях во времени при сохранении свойств ПЖ в стволе скважины; при измерениях на ПЖ с различной минерализацией (методика двух ПЖ); при направленном воздействии на пласты путем создания дополнительной репрессии (методика каротаж-репрессия-каротаж) или депрессии (каротаж-испытание-каротаж). В обсаженных скважинах прямые качественные признаки устанавливаются при повторных измерениях стационарными и импульсными видами нейтронного каротажа (НК), свидетельствующими о расформировании во времени зоны проникновения. Косвенные качественные признаки коллекторов характеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся: аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательные, если удельное сопротивление ПЖ больше сопротивления пластовой воды и гидростатическое давление превышает пластовое, и положительные при их обратном соотношении): низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК); показания ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), превышающие фоновые; затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже (АК). С использованием количественных критериев коллекторы в скважинах, пробуренных на ПЖ любого состава, выделяются в случае превышения значений пористости и проницаемости над граничными значениями Кп.гр и Кпр.гр, установленными для коллекторов этого типа раздельно для нефте-, газо- и водонасыщенных разностей. Измеренные значения геофизических характеристик будут в этом случае большими (апс.гр, At, W) или меньшими (5, AIy ) соответствующих граничных апсгр, At^, 5 гр^гр, AIy гр. Граничные значения фильтрационно-емкостных и (или) геофизических характеристик определяются статистически по результатам: петрофизических исследований образцов керна; опробований и испытаний, в том числе приборами на кабеле, интервалов с однозначными геофизическими характеристиками; установления проникновения фильтрата ПЖ по данным стандартных и специальных ГИС. Граничные значения количественных критериев должны быть подтверждены результатами опробований и испытаний пластов. В случае получения противоречивых результатов особое внимание обращается на качество крепления скважин и совершенство вскрытия пласта. Выделение коллекторов в зависимости от геолого-технических условий проведения ГИС и наличия на полученных материалах прямых признаков проникновения реализуется двумя способами. В скважинах, проникновение ПЖ в которых устанавливается по материалам ГИС, выполненных по обычной технологии, прямые качественные признаки являются достаточными для выделения коллекторов при подтверждении их данными испытаний. Если проникновение устанавливается только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам в отдельных скважинах, выделение коллекторов в остальных скважинах на месторождении производится с использованием количественных критериев. Эффективная толщина нефте- или газонасыщенного коллектора определяется как приведенная к вертикальной скважине разность между общей толщиной коллектора и суммарной толщиной уплотненных прослоев-неколлекторов. Определение коэффициента пористости Методика определения коэффициента пористости (Кп) по данным ГИС выбирается в зависимости от типа коллектора и характеристик промывочной жидкости. Коэффициенты пористости (Кп) коллекторов определяются по материалам ГИС и на образцах пород, отобранных из керна при бурении скважины, либо из ее стенки сверлящим керноотборником на кабеле. В неглинистых терригенных и карбонатных коллекторах, разбуренных на ПЖ различного состава, Кп определяется отдельно по материалам АК, НК, гамма-гамма- плотностного каротажа (ГГКП) или в любом сочетании перечисленных методов. В скважинах, пробуренных на водных ПЖ, ориентировочные сведения о Кп получают также по материалам ЭК по удельному сопротивлению промытой зоны (рпп) или в водонасыщенных частях пластов ниже ВНК или ГВК и за контуром залежи. В глинистых терригенных и карбонатных коллекторах, разбуренных на пресной водной ПЖ (удельное сопротивление рс ПЖ превышает 0,2 омм, а отношение рс/рв>5), пористость определяется по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК, ПС. Ориентировочные сведения о пористости пород получают также по материалам ЭК. При бурении скважин на минерализованной (рс <0,2 омм, рс/рв>5) или токонепроводящей ПЖ значения Кп определяются по комплексу материалов АК, НК, ГГКП, ГК. В коллекторах со сложной структурой порового пространства по материалам ГИС должны определяться общая пористость (Кп) и, при необходимости, пористость матрицы (Кп.м). В полиминеральных порово-каверновых коллекторах Кп и Кп.м определяются по комплексу материалов НК, ГГКП, АК или НК, ГГКП, ЭК. В полиминеральных порово-трещинных коллекторах по комплексу материалов АК, НК, ГГКП определяется общая пористость (Кп). Ориентировочная оценка трещинной пористости может быть выполнена по материалам ЭК, полученным на двух ПЖ различной минерализации. В скважинах, пробуренных на токонепроводящих растворах, коэффициент пористости определяется по материалам ИК и диэлектрического каротажа (ДК). Петрофизическое обоснование для определения Кп должно устанавливать зависимость геофизических характеристик (апс, At, 5, W, AIy, рп) от величин общей и межзерновой пористостей, минерального состава скелета породы, типов и объемов цементирующих минералов и от порозаполняюших флюидов (минерализованная вода, нефть, газ). Петрофизическое обоснование включает зависимости "керн-керн" и "керн-геофизика", в том числе полученные в условиях, моделирующих пластовые. Значения пористости, найденные по материалам ГИС, должны быть обоснованы результатами ее измерения на представительных образцах керна из интервалов с высоким (более 80%) его выносом. В случаях, когда определение Кп не реализуется по данным ГИС, коэффициенты пористости определяются на представительных образцах керна. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||