Лекция 1_промысловая геофизика. Выделение пластов и пропластков, отбивки их кровли и подошвы
 Скачать 1.1 Mb.
|
|
Лекция 1 Промысловая геофизика занимается исследования и работами в скважинах по изучению естественных и искусственных полей и связанных с ними коллекторских свойств пород. Выделение пластов и пропластков, отбивки их кровли и подошвы Идентификация продуктивных пластов и пропластков (толщин) возможно только по результатам детальной межскважинной корреляции с учетом неоднородности пластов. Пласт (продуктивный)- геологический объект характеризующийся сходными литологическими признаками, представляющий собой единую гидродинамическую систему в пределах эффективных толщин. В целом хорошо выдержанный по площади залежи, но для которого допустимы зональная и вертикальная формы неоднородности. Пропласток – часть пласта выделенная на основе некоторого критерия оценки непроницаемого экрана, но для которого допустимы известные формы микронеоднородности (фильтрационно-емкостные свойства). Пласт выделяется по комплексу геофизических исследований скважин изучающих поля как естественные-естественной радиоактивности, естественного теплового поля, так и искусственно созданные – электрические, электоромагнитные, акустические, нейтронов и гамма квантов. Пласт выделяется по началу подъема и спуска аномалии. Границы пластов фиксируются в масштабе глубин (1:500; 1:200). Выделение основных литологических разностей по комплексу ГИС представлено в табл. 1 и рис.1. Глины выделяются по увеличению ДС, увеличению ГК, положительным аномалиям ПС, снижением НГК. Плотные породы выделяются увеличением УЭС, увеличением НГК, диаметр скважины – номинальный, как правило. Определение толщин пластов и пропластков. Определение эффективных толщин (выделение коллекторов) по качественным признакам. Толщина пласта определяется как разность глубин зафиксированной подошвы и глубины кровли. Коллекторы выделяют по количественным и качественным признакам прямым и косвенным. Качественные признаки связаны с проникновением промывочной жидкости в пласт, образованием глинистой корки, промытой зоны и зоны проникновения, в связи с этим отмечается сужение ствола скважины, изменение УЭС по радиусу, низкие показания микрозондирования, превышение МП3. МГ3. Таблица 1 Основные признаки пород по ГИС
* -- Показания меняются с изменением диаметра скважины  Рис.1 Выявление реперов и реперных границ Детальная корреляция разрезов скважин по данным ГИС начинается с нахождения в разрезах скважин региональных и локальных реперов и реперных границ. Репером называют пласт, выдержанный по площади и толщине, литологически отличающийся от выше- и нижележащих отложений. Характерная, ярко выраженная на диаграммах ГИС поверхность называется реперной границей.(3) В качестве реперов и реперных границ наиболее часто выбираются глины и плотные карбонаты. Глины хорошо выделяются по комплексу ГИС повышенными показаниями ГК, увеличенным диаметрам скважины ДС, низкими показаниями НК (НГК, ННК), низкими значениями УЭС, положительной аномалией ПС, высокой скоростью проходки. Одним из основных реперов Волго-Уральской антиклизы является репер «Тульская плита». Репер «плита» тульского горизонта сложен извесняками уплотненными, толщиной порядка 5-10 метров, залегающий среди глин тульского и бобриковского горизонта. Подошва «Тульской плиты» является подошвой тульского горизонта и кровлей бобриковского горизонта. На рис. 1 приведена геофизическая характеристика отложений тульского, бобриковского, радаевского горизонтов скважины 153 Ванинской площади. Выделенный репер «Тульская плита» характеризуется повышенными (но не максимально высокими) показаниями НГК, пониженными показаниями ГК, высокими значениями УЭС, номинальными показаниями ДС. Репер «тульская плита» четко отмечается от выше- и нижележащих глин. По подошве плиты отбивается кровля бобриковского горизонта. В бобриковском горизонте выделяются пласты СI (аналог Б2) и СIа. Подошва бобриковского горизонта отбивается по подошве пласта С1а. Составление корреляционных схем. Выделение типов коллекторов, прослеживание их по площади залежи Детальная корреляция оформляется в виде схем корреляции, выравненных по поверхности одного из основных реперов, называемой линией сопоставления или выравнивания. Результаты детальной корреляции – отбивки стратиграфических границ продуктивного горизонта, кровли и подошвы пластов-коллекторов. На рис. 2 приведена схема корреляции по линии скважин 4-288-289-290-280. По каждой скважине выделены стратиграфические единицы: тульский, бобриковский, горизонты визейского яруса; кизеловский, черепецкий, упинский, малевский горизонты турнейского яруса; заволжский надгоризонт, данковский горизонт фаменского яруса. Линия выравнивания – кровля глин бобриковского горизонта. Бобриковский горизонт визейского яруса представлен терригенными породами: глинами, песчаниками, алевролитами. Турнейский, фаменский ярусы – в основном карбонатными породами. Реперная граница по подошве глин малевского горизонта турнейского яруса является кровлей заволжского надгоризонта фаменского яруса. На схеме показано изменение толщин пластов и горизонтов исследуемого объекта. В терригенных отложениях бобриковского горизонта выделен пласт Б2. В карбонатном разрезе турнейского яруса выделены пласты:В1, соответствующий кизиловскому горизонту, В2 – черепецкому, В3 - упинскому. В отложениях заволжского надгоризонта выделен пласт ЗЛ (Дл), пласт Дфм соответствует данковскому горизонту фаменского яруса.  рис.2 Определение эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин Коллекторы (эффективные толщины) определяются по качественным и количественным признакам, прямым и косвенным. Качественные признаки связаны с проникновением промывочной жидкости ПЖ в пласт, образованием глинистой корки, промытой зоны и зоны проникновения. В связи с этим отмечается уменьшение диаметра скважины, изменение УЭС в глубь пласта, превышение МПЗ над МГЗ, а также отрицательная аномалия ПС, пониженные показания НК (ННК, НГК), пониженные показания ГК, пониженные показания ГГК-П, повышенные ΔТп. Определение коэффициента пористости и нефтенасыщенности Для мономинеральной породы достаточно одного метода определения пористости (ННК, НГК, АК, ГГК-П, ПС). По акустическому каротажу определение пористости связанно с тем, что интервальное время в породе складывается из интервального времени в жидкой и твердой фазах: ΔТ п =ΔТж Кп +ΔТтв (1-Кп), это уравнение среднего времени. По гамма-гамма плотностному каротажу, δп = δж Кп + δтв (1-Кп). По нейтронным методам (ННК, НГК) определение пористости осуществляется через двойной разностный параметр: ΔInɣ=(Ix– Imin) / (Imax - Imin), где Imax–максимальные показания в плотных породах, Imin– минимальные показания в глинистой каверне ( опорные пласты). Затем используется зависимость в виде палетки ΔInɣс нейтронной пористостью, и с введением поправок определяется общая пористость. При определении емкости глинистого пространства и коэффициента глинистости используется зависимость Кгл с ΔIɣ; ΔIɣ=(Ix– Imin) / (Imax - Imin), где Imax – максимальные показания в глинах, Imin– минимальные показания в чистых не глинистых породах (опорные пласты). Открытая пористость определяется как разность общей пористости и емкости глинистого пространства ωгл ∙Кгл Для дву- трехминеральной породы одного метода недостаточно. Для двуминеральной породы межзернового типа предлагается НК – АК, НК – ГГК-П, по палеткам определяется литология и пористость. Для трехминеральной породы не осложненной вторичной пористостью НК – АК - ГГК-П. Для мономинеральной породы трещинно-кавернозной по НК- определяется общая пористость, а по АК – оценивается межзерновая пористость. Для двуминеральной породы по НК- ГГК определяется литология и пористость (по палеткам), а по акустическому каротажу оценивается межзерновая пористость. К п нк >К пак является признаком кавернозности. Признаками трещиновастости является; увеличение ΔТп , нарушение синфазности на фазокорреляционной диаграмме по звуковому образу, а также снижение показания БК, изрезанность диаметра скважины. Количественные признаки: прямые и косвенные. Прямые признаки К п >Кпкр. Косвенные признаки: ΔInɣ<ΔInɣ крит; ΔIɣ<ΔIɣ крит; δп <δп крит; ΔТп >ΔТп. Схема определения критических значений приводится ниже. Таблица 2 Геофизические методы, рекомендуемые для определения пористости
По комплексу ГИС – керн – ИПТ – перфорация выделяют нефтенасыщенные пласты. По ГИС признаки нефтесодержания выявляют по увеличенным значениям УЭС, по методике нормализации и способу радиального градиента. Определяют степень нефтенасыщения ГИС – керн по петрофизическим зависимостям  .Уточняют эффективные толщины по критическим значениям  .Уточняют эффективные нефтенасыщенные толщины по критическим значениям  .Схема определения критических значений представлена в таблице 3. Схема определения критических значений Таблица 3
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
;
;
)
),
= 0
f (
