Метода интерпретации. МЕтодика интерпретации. Методика интерпретации
 Скачать 0.54 Mb.
|
|
Методика интерпретации Предварительная обработка кривых ГИС включает в себя визуальный анализ качества материалов, увязку кривых по глубине и стандартизацию масштабов регистрации кривых. Стандартизация показаний ГК проводилась путем расчета двойного разностного параметра (ΔJгк) по формуле:  где Jгкmax – максимальные показания ГК в интервале бобриковских глин, Jгкmin – минимальные показания ГК в карбонатных породах бийско- афонинского горизонта. Значения радиоактивности в опорных средах представлены в таблице 5.3. Для оценки величины водородосодержания (W) по данным нейтронных методов, обычно используются экспериментальные зависимости показаний НКТ или НГК от водородосодержания, полученные для натуральных моделей пористой среды с минеральным скелетом, представленным кальцитом. Для расчета водородосодержания W использовалась зависимость двойного разностного параметра ΔJнк от коэффициента пористости известняка для прибора ДРСТ-3-90 (рисунок 5.1). Двойной разностный параметр ΔJнк рассчитывался по формуле:  где Jнкmax – максимальные показания НГК в интервале карбонатных пород бийско-афонинского горизонта, Jнкmin – минимальные показания НГК в интервале бобриковских глин. Значения радиоактивности в опорных средах представлены в таблице 5.3. Таблица 5.3 Значения в опорных средах для расчета двойного разностного параметра методов НК и ГК
 Рисунок 5.1 – Зависимость параметра ΔJнк от коэффициента пористости известняка для прибора ДРСТ-3-90. Скважина необсажена, минерализация пластовой воды и промывочной жидкости равна 0. Шифр кривых – диаметр скважины, мм. Интервальное время пробега упругой волны Т определялось непосредственно по кривым акустического каротажа. Величины удельных электрических сопротивлений (ρп). Удельное электрическое сопротивление (УЭСп) пород-коллекторов оценивалось по данным бокового каротажа (БК), индукционного (ИК) и БКЗ. Для нефтенасыщенных терригенных пластов ДI-1, ДI-2, ДIII удельное электрическое сопротивление в скважинах определялось по показаниям индукционного каротажа, пересчитанным из величин проводимости в величины сопротивления с поправкой за скин-эффект. 5.3.2 Выделение коллекторов В общем случае для выделения коллекторов по данным ГИС, используют прямые способы, основанные на качественных геофизических признаках проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и количественные критерии, основанные на граничных значениях фильтрационно-емкостных свойств и связанных с ними значениями геофизических параметров. Прямыми признаками для выделения коллекторов являются: уменьшение диаметра скважины в интервалах коллекторов вследствие образования глинистых корок; превышение показаний микропотенциал зонда над показаниями микроградиент зонда. Наличие прямых качественных признаков, в большинстве случаев, оказывается достаточным, но не окончательным условием выделения коллектора. В ряде случаев прямые признаки не отмечаются из-за технологических факторов, таких как: разрушение ствола скважины, добавления в промывочную жидкость ПАВ, кольматирующих поровое пространство коллекторов при бурении и т.д. При этом использовались граничные значения коэффициента пористости Кпгр. Для обоснования граничных значений коэффициента пористости в предыдущем подсчете запасов использовался статистический подход (Рисунки 5.2-5.3). В ПЗ 2019 г. по кумулятивным распределениям значений коэффициента пористости, полученным по результатам лабораторных исследований керна для пород-коллекторов и неколлекторов, были установлены граничные значения для рассматриваемых пластов, приведенные в таблице 5.4. Эти значения приняты в ОПЗ 2021 г. Таблица 5.4 Граничные значения коэффициента пористости
 Рисунок 5.2 – Интегральные распределения коэффициента пористости (керн) по коллекторам и неколлекторам для пластов ДI-1–ДI-2, ДIII Капитоновского месторождения  Рисунок 5.3 – Интегральные распределения коэффициента пористости по коллекторам и неколлекторам для пласта Д5+6 Капитоновского месторождения 5.3.3 Оценка содержания глинистого материала в терригенных и нерастворимого остатка в карбонатных отложениях Определение содержания глинистого вещества в терригенных коллекторах и оценка содержания нерастворимого остатка в карбонатных коллекторах нефтенасыщенных горизонтов Капитоновского месторождения основаны на показаниях метода естественного гамма-излучения – ГК. Для оценки содержания глинистой компоненты в нефтенасыщенных пластах использовались связи между весовым содержанием глинистого вещества (Сгл) и двойным разностным параметром ГК, полученные Ларионовым В.В. для пород палеозойского возраста (рисунок 5.4) [31]:  где СГЛ – весовая глинистость, в %, ΔJГК – двойной разностный параметр ГК. В пласте с максимальным значением Jгкmax (глинистые отложения муллинского возраста) – Cгл=90%. В пласте с минимальным значением Jгкmin (известняки бийско-афонинского горизонта) – Cгл=0% [31]. Объемное содержание глинистого материала определялось по формуле:  где КГЛ – объемная глинистость, в %, СГЛ – весовая глинистость, в %, КП – коэффициент пористости, в д.ед.  Рисунок 5.4 – Палетка для определения весовой глинистости Сгл по данным ΔJγ для палеозойских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и центральных районов европейской части РФ. Шифр кривых – Сглоп в опорной породе (по В.В. Ларионову) 5.3.4 Определение коэффициентов пористости коллекторов По особенностям емкостного пространства коллекторов – на основании лабораторных анализов керна и других данных (ГИС (АКШ), гидродинамические исследования и т.д.) – в нефтенасыщенных пластах Капитоновского месторождения выделяются коллекторы: поровые и поровые с трещиноватостью и кавернозностью. Преимущественно поровый тип коллектора характерен для терригенных пород ардатовского и пашийского возрастов (пласты ДI-1, ДI-2, ДIII), а трещинно-кавернозный и порово-трещинно-кавернозный – для карбонатных пород бийско-афонинского горизонтов (пласт Д5+6). Терригенные отложения Для терригенных пластов ДI-1, ДI-2, ДIII Капитоновского месторождения коэффициенты пористости коллекторов определялись по данным трех методов ГИС – АК, ГГК-П и НГК. При расчете пористости по методу АК использовалось уравнение среднего времени с учетом глинистости:  где ΔТ – показание метода АК в мкс/м, ΔТСК – интервальное время по скелету, ΔТЖ – интервальное время пробега продольной волны по жидкости, насыщающей породу в зоне исследования методом АК, ΔТГЛ – интервальное время пробега продольной волны в глинах. В отсутствие керновой информации с измерениями акустических свойств породы, интервальное время пробега продольной волны по скелету было принято по литературным данным (кварцевый песчаник) ΔТСК=160 мкс/м. Объемная глинистость KГЛ определялась по методу ГК. Интервальное время в глинах ΔТГЛ было принято согласно [8] равным 280 мкс/м (для гидрослюдистых глин на глубины 3500 м). Интервальное время по жидкости ΔТЖ = 595 мкс/м, было определено по номограмме скорости жидкости 5Ж (м/с) раствора NaCl при заданной минерализации CВ (кг/м3), эффективном давлении РЭФ (МПа) и температуре T (°C). Коэффициент пористости по нейтронному каротажу определялся по методике опорных пластов через относительный параметр водородосодержания W. Водородосодержание приводилось к общей пористости следующим уравнением:  где WΣ – суммарное водородосодержание; WСВ – объемное содержание связанной воды в глинистых частицах, равно 0,25 д.ед., что соответствует глинам гидрослюдистого состава Волго- Уральской провинции [31]; Kгл – объемная глинистость. Коэффициента пористости по данным гамма-гамма плотностного каротажа рассчитывался через уравнение средней плотности: Кп=(δск-δп)/(δск-δж), где δск – плотность скелета, установленная по керну, и для изучаемых песчаников равная 2,67 г/см3 (Рисунок 5.5); δж – плотность жидкости, принятая равной 1 г/см3; δп – плотность породы, установленная по данным ГГК-п.  Рисунок 5.5 – Сопоставление объемной плотности образца δп с коэффициентом пористости Кп для пластов ДI-1, ДI-2, ДIII Капитоновского месторождения Таблица 5.5 В качестве входных данных для палеток используются значения нейтронной пористости (W), интервального времени продольной волны (Т) и значения плотности по методу ГГК-П. Результатом комплексной интерпретации методов АК и НГК по этим палеткам являются определение коэффициентов пористости, учитывающих все поровое пространство породы, включая каверновую и трещинную составляющие, а также оценка литологического состава пород на количественном уровне (процентное содержание известняка и доломита). Для дальнейших расчетов и для подсчёта запасов, для терригенных пластов, коэффициент пористости принимался как среднее значение акустической и нейтронной пористости, как и в ПЗ 2019 г. 5.3.7 Оценка характера насыщенности коллекторов При оценке характера насыщенности коллекторов нефти и газа обычно используют сопоставление УЭС с Кп построенное для прослоев, охарактеризованных результатами испытаний. При этом получают функции типа ρпкр=f(Кп), либо принимают ρпкр=const. Для оценки характера насыщения терригенных пластов ДI-1, ДI-2, ДIII в подсчете запасов 2019 года использовалась зависимость ρпкр=f(Кп) с разделением поля графика на области с различным насыщением, подтвержденным кондиционными данными опробования скважин (рисунок 5.8). Статистика по опробованию в пластах ДI-1, ДI-2, ДIII крайне непредставительна. В качестве граничного сопротивления для разделения характера насыщения на нефть и воду в ПЗ 2019 г. был принят диапазон ρпкр=21÷31 Ом·м. Этот же диапазон значений УЭС принят в ОПЗ 2021 г.  Рисунок 5.8 – Сопоставление УЭС и коэффициента пористости с данными испытаний, пласты ДI-1, ДI-2, ДIII Капитоновского месторождения 5.3.8 Определение коэффициента нефтенасыщенности Определение коэффициента нефтенасыщенности (Кн) по данным метода сопротивлений ρп основано на использовании зависимостей между параметром пористости (Рп) и коэффициентом пористости (Кп), а также между параметром насыщения (Рн) и коэффициентом водонасыщенности (Кв), получаемых по результатам исследований керна. Нефтенасыщенность коллекторов рассчитывалась по методике Арчи-Дахнова с использованием петрофизических зависимостей Рпатм = f(Кпатм), и Рн = f(Кв), установленных по результатам электрометрических исследований керна Капитоновского месторождения. Корреляционные петрофизические связи Рп = f(Кп), Рн = f(Кв) нефтенасыщенных пластов имеют большую дисперсию точек, невысокие коэффициенты корреляции R2=0,6-0,64 и аппроксимируются следующими уравнениями (рисунки5.10-5.11): Для терригенных пластов (ДI-1, ДI-2, ДIII):   Для пластов ДI-1 и ДIII УЭС пластовой воды принято равным равным 0,019 Омм, поскольку для терригенных отложений на глубине 3600м минерализация пластовых вод составляет 250 г/л, температура пласта 75˚С. 5.3.9 Определение коэффициентов проницаемости коллекторов Прямого участия коэффициент проницаемости в формуле подсчёта запасов не принимает, тем не менее, его роль довольно высока, так как проницаемость во многом обуславливает ФЕС горных пород, их добывные возможности и, в конечном итоге, коэффициент извлечения нефти. Для оценки коэффициента проницаемости нефтенасыщенных пластов Капитоновского месторождения были использованы связи «керн-керн», построенные по результатам анализа керна. Пласты ДI-1 и ДI-2 Расчет абсолютной газопроницаемости для терригенных пластов ДI-1 и ДI-2 проводился по уравнению, установленному на собственном керне (рисунок 5.12): КПР=0,0018*exp(91,538*КП). Пласт ДIII Расчет абсолютной газопроницаемости для терригенного пласта ДIII проводился по уравнению, установленному на собственном керне (рисунок 5.13): КПР=0,0018*exp(76,789*КП). |