Курсовая. ВВЕДЕНИЕ2. Литература объектом исследования в работе являются методы достоверной оценки пространственного распределения удельного электрического сопротивления (уэс) в околоскважинной части терригенного разреза,
 Скачать 1.94 Mb.
|
|
Глава 4. Практическое применение. Характеристика объектов исследования - скважин различного типа. В настоящее время метод ВИКИЗ применяется на большинстве месторождений Западной Сибири. Также получено значительное количество данных из карбонатных коллекторов Волго-Уральской нефтяной провинции. Успешно проводиться внедрение метода ВИКИЗ в КНР. Основная сфера применения - открытый ствол нефтяных и газовых скважины. Проведены работы [24], подтвердившие перспективность применения метода ВИКИЗ при исследовании контрольных скважин, обсаженных стеклопластиковой колонной. Все скважины, в которых проводятся исследования методом ВИКИЗ можно разделить на четыре группы: разведочные нефтегазовые скважины; наклонные эксплуатационные скважины; горизонтальные скважины; контрольные скважины. В отдельную группу можно выделить скважины, бурящиеся с применением биополимерных растворов. Главной особенностью этих растворов, с точки зрения геоэлектрики, является их очень высокая электропроводность. Все эти объекты существенно отличаются друг от друга технологией бурения и как следствие, имеют различное строение околоскважинного пространства. Кроме того, данные ВИКИЗ, полученные в различных типах скважин используют для решения различных задач. Основные задачи В настоящее время большая часть исследований методом ВИКИЗ проводиться в наклонных эксплуатационных скважинах. Они характеризуются небольшим углом отклонения ствола от вертикали, не превышающим, как правило, 45 градусов. Приборы опускаются на интервал исследования под собственным весом. Исследования проводятся на обычном каротажном кабеле. Привязка данных по глубине производиться каротажной станцией при помощи сельсина и датчика магнитных меток. Обработка данных из таких скважин должна проводиться в сжатые сроки. Главной задачей интерпретации является уточнение границ продуктивных прослоев, вычисление коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, а также определение местоположения водонефтяного контакта. При интерпретации достаточно мощных (толщина сопоставима с длиной зонда), однородных и малоконтрастных прослоев имеются все основания для применения алгоритмов одномерной инверсии, которые позволяют уверенно определять параметры геоэлектрической модели. Так, при бурении слабонаклонных скважин на интервале пластов-коллекторов формируется зона проникновения, форму которой в определенном приближении можно считать цилиндрической. Следовательно, интерпретацию данных в мощных прослоях можно проводить в рамках цилиндрически-слоистой среды. К помощи двумерной инверсии имеет смысл обращаться лишь в случаях тонкослоистого высококонтрастного разреза, когда велико влияние вмещающих пород на показания зондов внутри исследуемого прослоя. Разведочные скважины имеют, как правило, продолжительный цикл бурения, кроме того, при бурении используют промывочные жидкости (ПЖ), отличные ПЖ, применяемых при бурении эксплуатационных скважин. Вследствие этого зоны проникновения в прослоях- коллекторах имеют, зачастую, значительно больший радиус. Задачи, стоящие при исследовании разведочных скважин схожи с задачами в эксплуатационных скважинах. Различие заключается в том, что разведочной скважиной вскрывается достаточно большой интервал, на котором, зачастую, находится целый ряд продуктивных пластов. Т.е. в результате интерпретации требуется выделить эти объекты, установить местоположение их границ, идентифицировать их стратиграфическую принадлежность. Контрольные скважины бурятся в ограниченном количестве на разрабатываемых месторождениях для мониторинга продуктивных пластов. Это, как правило, наклонные скважины с малым углом отклонения от вертикали, в которых на интервал разрабатываемого пласта спущена стеклопластиковая обсадная колонна, в то время как вся скважина обсажена стальной колонной. Такая конструкция обсадной колонны позволяет производить измерения в скважине электромагнитными методами. Главной задачей при исследовании контрольных скважин является отслеживание изменений геоэлектрической модели исследуемых прослоев во времени. Т.е. при интерпретации данных ВИКИЗ из таких скважин требуется тщательно отслеживать изменения полученных результатов, причем интерпретация проводиться в рамках тех же границ. По значениям вариаций параметров можно судить об изменениях положения ВНК и ГНК, изменениях насыщения прослоев при обводнении пластов. Причем, нужно отметить, что эти изменения происходят на фоне процессов расформирования зоны проникновения. Совершенно отдельно в этом ряду стоят скважины горизонтальные. В настоящее время технология бурения горизонтальных стволов позволяет проводить скважину в достаточно сжатые сроки, это обуславливает малый размер зон проникновения, толщина прослоев также не играет роли, так как при проводке скважины вдоль пласта его видимая толщина превышает десятки метров при реальной мощности меньше одного метра. В этом случае актуальной задачей является учет влияния вмещающих пластов, при этом в подошве могут оказаться пласты не пересеченные скважиной. В этом случае адекватной является одномерная горизонтально-слоистая модель среды. Тем не менее, при возникновении зон проникновения достаточно большого радиуса (более 1 м) встает необходимость применения уже трехмерных алгоритмов интерпретации данных. При этом важной становится информация о положении прибора относительно геологических объектов, т.е. данные инклинометрии. Задачи исследования горизонтальных скважин осложняются еще и ограниченностью комплекса методов, применяемых при их геофизических исследованиях. Бурение так называемых «боковых стволов» является достаточно новой технологией вскрытия нефтегазоносных пластов. При этом бурятся как наклонные стволы, так и скважины с горизонтальным завершением. По мере развития технологий бурения доля горизонтальных стволов постоянно увеличивается. В качестве ПЖ применяют, как правило, «биополимерные» растворы. Главным отличием этих скважин является то, что их бурение осуществляется из существующей наклонной скважины долотом меньшего диаметра через окно в обсадной колонне. При этом, даже в наклонных скважинах угол отклонения от вертикали может превышать 40 градусов. Исследование в боковых стволах проводятся, преимущественно, при помощи автономных комплексов типа «Алмаз-1». В этом случае привязка данных по глубине осуществляется посредством регистрации перемещения талевого блока отдельной системой и последующей обработкой данных из модулей памяти и питания. Комплекс методов, применяемых при исследовании таких скважин ограничен еще сильнее, чем в обычных горизонтальных скважинах. Геофизик-интерпретатор, фактически располагает, помимо данных электромагнитного каротажа, диаграммой ПС и диаграммой ГК. Задачи стоят такие же, как и в обычных скважинах, т.е. выделение границ коллекторов, определение положения ВНК, определение коллекторских свойств, и коэффициента нефтенасыщенности. При этом следует учитывать влияние вмещающих пород, аналогично случаю с горизонтальными стволами. Применение биополимерных промывочных жидкостей производится, главным образом, при бурении именно боковых стволов. С точки зрения эффективности нефтедобычи это считается оправданным, по некоторым данным нефтеотдача пластов, вскрытых на биополимерных ПЖ повышается в несколько раз. Как уже было сказано, высокая электропроводность этих растворов представляет существенные трудности при проведении геофизических исследований электрическими и электромагнитными методами. УЭС таких растворов может составлять от 0.2 Ом.м. Кроме того, принципиально отсутствует возможность корректно записать потенциал самопроизвольной поляризации. В существующих аппаратурных комплексах запись ПС производиться относительно буровой колонны, которая может обладать достаточно стабильным потенциалом. Но это условие соблюдается далеко не всегда, поэтому диаграмма ПС не всегда имеет приемлемое качество. В настоящее время в геофизической практике принята методика интерпретации данных ВИКИЗ, которая подразумевает разделение всех данных на два типа, полученные в слабонаклонных и в субгоризонтальных скважинах. Это определяется тем, что в настоящее время реализованы алгоритмы одномерной инверсии данных. Для вышеперечисленных случаев применяются цилиндрически-слоистое и горизонтально-слоистое приближения. Выделение геологических границ Для этих целей кроме диаграмм ВИКИЗ часто используют диаграммы дополнительных методов, таких как потенциал самопроизвольной поляризации, гамма и нейтронного каротажа и других методов. Эти методы в совокупности с диаграммами ВИКИЗ (рис 4.1) позволяют уверенно выделять пласты-коллекторы и детально расчленять их на более тонкие прослои. В качестве коллекторов, например, рассматриваются интервалы, в которых показания ПС (красная линия) также как и ГК (сиреневая линия) имеют минимальные значения (рис 4.1). Кроме того, в большинстве случаев, на интервалах терригенных пластов-коллекторов наблюдается радиальный градиент сопротивления, что сопровождается расхождением показаний между разноглубинными зондами ВИКИЗ, например, интервал 2034.8 - 2058.1 м - является пачкой коллекторов, из которых верхние 12 метров имеют нефтяное насыщение, а в нижней части находятся водонасыщенные прослои. Такой вывод можно сделать на основании анализа геоэлектрической модели разреза, построенной в результате интерпретации данных ВИКИЗ совместно с диаграммами ПС и ГК. Исходя из равенства УЭС (примерно 18 Ом.м) в зоне проникновения всех прослоев-коллекторов можно говорить о малом различии коллекторских свойств этих прослоев. Этот факт подтверждается и малой дифференциацией амплитуд ПС ГК на этом интервале.                   cm Рис. 4.1 Диаграммы ВИКИЗ, ПС, ГК и АК скважины в терригенном разрезе Interval: 2038 45 2041.90 Apparent resistivity, Ohm*m 17.2 Probe lenght, m Thickness Resfcdvicy 0.108 2.CO D.401 17.51 8.Э4 W Invaded zone I Bordering zone Futed/Varied 0,50,71,0 Mean deviation Рис. 4.2 Кривая зондирования и результаты интерпретации интервала продуктивного коллектора В общем случае одномерный подход к интерпретации каротажных данных в основе своей содержит попластовую разбивку. После выделения геологических границ производится выбор прослоев для интерпретации. Критериями для такого выбора, в первую очередь, служат достаточная толщина и однородность этих прослоев. Минимальная толщина прослоев выбирается из соображения ограниченного влияния вмещающих пород на показания зондов внутри прослоя (глава 3). Интерпретация проводится на выделенных интервалах в рамках цилиндрически-слоистой модели (см. рис. 4.3), показания зондов на всем интервале усредняются с учетом влияния вмещающих пород и полученные значения интерпретируются. Результатом интерпретации является геоэлектрическая модель околоскважинного пространства, параметрами которой являются сопротивления зоны проникновения и пласта, а также внешнего радиуса зоны проникновения (см. рис. 4.2.). Сопротивление бурового раствора и радиус скважины считаются заранее известными и не определяются из-за низкой чувствительности этих параметров на показания зондов. Значение удельного электрического сопротивления пласта в дальнейшем используют для геологического толкования результатов интерпретации, определения типа насыщения пластов, вычисления других петрофизических параметров. скважина  неизмененная часть пласта Рис. 4.3 Одномерная модель строения околоскважинного пространства Выделение ВНК Выделение ВНК является частной задачей выделения геологических границ при интерпретации данных ГИС, как в наклонных, так и в горизонтальных скважинах. Наряду с определением местоположения кровли и подошвы пласта-коллектора определение местоположения ГНК и ВНК является наиболее важной задачей. Это связано с требованием высокой точности позиционирования интервалов перфорации при существующей технологии вскрытия пластов после обсадки и цементирования обсадной колонны. Погрешность определения границ флюидонасыщенности может привести к раннему обводнению скважины, формированию так называемого «конуса обводненности» или к прорыву газов. Кроме того, точное определение местоположения ВНК в контрольных скважинах позволяет проводить мониторинг разработки месторождения [24]. При интерпретации данных из наклонных скважин задача обнаружения ВНК и определение его точного местоположения решается после установления границ пласта-коллектора. В практике геофизических работ в настоящее время термином ВНК принято называть верхнюю границу переходной зоны (нижняя часть нефтенасыщенной части). По сути своей, ВНК в терригенных коллекторах является, преимущественно, геоэлектрическим объектом, следовательно, возможно его нахождение на диаграммах ВИКИЗ. В этом случае, главным образом, опираться следует на параметр критического значения УЭС пласта, т.к. он в первую очередь связан с параметром нефтенасыщенности. Кроме того, в качестве прямого признака нефтенасыщенности можно рассматривать наличие окаймляющей зоны. Механизм возникновения окаймляющей зоны широко описан в литературе [3]. Первоначальная интерпретация данных ВИКИЗ проводится по стандартной методике, описанной выше. По диаграммам ВИКИЗ и ПС производится попластовая разбивка и выделение интервалов для интерпретации. После этого проводится интерпретация снятых отсчетов в рамках цилиндрически-слоистой модели. В качестве примера простого случая, в котором ВНК определяется по результатам одномерной интерпретации рассмотрим диаграммы, полученные на интервале одной из скважин Крапивинского месторождения (рис. 4.4). Этот интервал представлен терригенными коллекторами верхнеюрского возраста ЮС1-ЮС2, сложенным мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов. Разрешающей способности диаграммы ПС не достаточно, чтоб выделить тонкослоистую структуру коллектора ЮС1. На диаграммах ВИКИЗ, тем не менее, видна неоднородная структура коллектора. При попластовой разбивке уверенно выделяются прослои толщиной около метра, в которых можно снять отсчеты и провести интерпретацию с построением адекватной модели. Так, на рис. 4.5 приведен пример интерпретации данных в продуктивном прослое из интервала пласта ЮС1. Расположение диаграмм ВИКИЗ характерно для повышающего проникновение в этом прослое, причем наблюдается «инверсия» показаний длинных зондов, что говорит о наличии кольцевой зоны пониженной электропроводности.  Рис. 4.4 Пример диаграмм ВИКИЗ и ПС и геоэлектрической модели.  Рис. 4.5 Кривая зондирования и результат интерпретации для нефтенасыщенного прослоя верхней пачки. Кроме того, УЭС неизмененной части пласта составляет 13 Ом.м, что также говорит о продуктивном характере насыщения этого прослоя. Ниже залегает еще менее однородный пласт ЮС2, в котором выделяются еще более тонкие прослои, толщиной 0.5 м - 0.7 м, но контраст УЭС вмещающих пород в этом пласте невелик и это позволяет проводить достоверную одномерную интерпретацию. Судя по диаграммам ВИКИЗ, верхняя часть толщиной около 4 м является полностью нефтенасыщенной, это подтверждается результатами интерпретации (рис. 4.5) и последующими испытаниями пласта.  Рис. 4.6 На этом интервале также наблюдается наличие окаймляющей зоны. Отличие от предыдущего прослоя состоит в увеличенных радиусах зоны проникновения и окаймляющей зоны, а также в более низком значении УЭС пласта. Исходя из этого, а также принимая во внимание тот факт, что показания диаграммы ПС соответствуют большим значениям параметра «альфа ПС» (апс), можно предположить более низкие значения коэффициента нефтенасыщенности (Кн) в этом интервале.  Рис. 4.7 Ниже (2985.3 м - 2987.5 м) расположен еще один продуктивный прослой, имеющий тонкую, заглинизированную покрышку. Этот прослой имеет строение и насыщение схожее с вышеописанным прослоем, залегающим выше. Ниже этого прослоя, начиная с глубины 2987.5 м, расположена пачка коллекторов, имеющих другое строение зоны проникновения (рис. 4.6). Кривые зондирования в этом интервале, как можно видеть на рис., имеют монотонный характер, соответствующий повышающему характеру проникновения. Значение УЭС неизмененной части пласта в этих прослоях не превышает значения 4.5 Ом.м. Эти факты свидетельствуют о водоносном типе насыщения этих коллекторов. Таким образом, можно говорить о наличии водонефтяного контакта в этом пласте, причем по диаграммам ВИКИЗ, даже без их количественной интерпретации, можно точно установить его местоположение - 2987 м - 2988 м. Такие оценки можно выполнять непосредственно на месте проведения каротажных работ, при соблюдении условий малого влияния вмещающих пород на показания зондов внутри интервала продуктивного прослоя.  Рис. 4.8 Пример диаграмм ВИКИЗ и ПС и геоэлектрической модели На рис. 4.8 приведен фрагмент диаграмм ВИКИЗ и ПС на интервале сравнительно однородного коллектора, имеющего неоднородный состав насыщающих флюидов, так, в верхней части наблюдаются прослои, в которых зонды DF14 и DF20 имеют «инверсное» расположение (рис. 4.9), свидетельствующее о наличии на этом интервале окаймляющей зоны. На глубине 2730.2 м заметен резкое изменение положения длинных зондов (рис. 4.10), несмотря на неизменность положения зондов DF05, DF07, DF10 по сравнению с вышележащим интервалом. Эту границу можно охарактеризовать как ВНК. В пользу этого свидетельствует и понижение УЭС неизмененной части пласта с 12 Ом.м в верхних прослоях до 5 Ом.м в нижних.    Рис. 4.9 Кривая зондирования и результат интерпретации для нефтенасыщенного прослоя  Рис. 4.10 Кривая зондирования и результат интерпретации для водонасыщенного прослоя ниже ВНК Эти примеры иллюстрируют возможность интерпретации данных ВИКИЗ по одномерной модели среды, т.е. когда изменения среды предполагаются только в радиальном направлении. Недостатком такого подхода является невозможность учета влияния вмещающих пород в случае высокого контраста вмещающих пород или малой мощности исследуемых прослоев и вызванного этим сильного искажения показаний зондов. Поэтому, в ряде случаев бывает невозможно оценить правильное распределение электропроводности в радиальном направлении, что делает невозможным оценку характера проникновения и типа насыщающего флюида без проведения двумерного моделирования. Подходы к двумерной интерпретации В общем случае, задача двумерной интерпретации состоит в определении параметров распределения УЭС как в радиальном направлении от ствола скважины, так и в вертикальном направлении. В самом простом случае реализуем попластовый подход, аналогичный описанному выше подходу в одномерной интерпретации. Поэтому, в качестве начального приближения наиболее адекватной является геоэлектрическая модель, полученная в результате одномерной интерпретации. В ходе выполнения расчетов синтетических диаграмм, производится подбор значений УЭС пластов и зон проникновения в них, а также радиус зон проникновения и положение границ. Таким образом, производится уточнение начальной геоэлектрической модели на всем интерпретируемом интервале. В настоящее время такой путь является достаточно трудоемким и продолжительным и применяется только в отдельных случаях, когда одномерная интерпретация не может обеспечить необходимую достоверность.   Рис. 4.11 Для иллюстрации двумерной интерпретации рассмотрим данные из скважины одного из месторождений восточной части Среднего Приобья (рис. 4.11). С геологической точки зрения этот интервал представлен полимик- товыми среднезернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и является типичным для всего Среднего Приобья. В данном случае рассматривался интервал 2408.49 м - 2413.09 м, единственный, являющийся потенциально продуктивным в этой скважине. По данным ПС этот интервал является сравнительно однородным. Поэтому для первоначальной модели весь интервал принимался как единый однородный пласт. В табл. 4.1 приведены исходные результаты интерпретации. Все вариации показаний длинных зондов (DF10, DF14, и DF20) на этом интервале первоначально считались обусловленными влиянием вмещающих пород. 
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||