КОМПЛЕКСНАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Комплексной геологической интерпретацией геофизических иссле­дований решаются следующие задачи.

Корреляция разрезов скважин.

Построение профильных разрезов и карт.

Установление последовательности и глубины залегания прой­денных скважиной пород.

Выделение и оценки залежей полезных ископаемых, пересеченных скважиной.

Для решения указанных задач привлекаются материалы всего комплекса геофиз. исслед-й, а также геологические материалы по данной скважине и скважинам, расположенных в пределах изучаемой площади и соседних районов. Использование геологических данных необходимо для обоснования методов интерпретации геофизических материалов, уточнения получаемых результатов и повышения их надежности.

39. Большинство промышленных залежей нефти и газа приурочено к породам-коллекторам, способным вмещать флюиды и отда­вать их при создании перепадов давлений. Одним из наиболее важных свойств коллекторов является пористость, характери­зующая способность пород вмещать флюиды благодаря нали­чию в них различных пустот (межзерновых пор, трещин, ка­верн и др.), не заполненных твердым веществом. Пористость отражает емкостные свойства породы и характеризуется коэф­фициентом k_п — отношением объема свободного пространства (пор) V_пор породы к ее объему V_п: k_п= V_пор/ V_п

Пористость выражается в процентах. В различных коллек­торах она изменяется от долей до 30—35 %.

Другим основным свойством коллектора является прони­цаемость, характеризующая способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор различные, флюиды при наличии перепада давлений. Увеличение прони­цаемости пород часто связано с ростом их пористости. Тем не менее даже очень низкопористые породы, например плотные карбонаты, вследствие трещиноватости и кавернозности могут быть высокопроницаемыми, а тонкозернистые, высокопористые породы типа писчего мела — малопроницаемыми.

Существенное значение имеет определение литологического состава пород, особенно их глинистости. С ростом гли­нистости, как правило, наблюдаются ухудшение коллекторских свойств пород и снижение их нефтегазонасыщенности.

При выделении пластов-коллекторов руководствуются сле­дующими прямыми качественными признаками: наличием проникновения фильтрата ПЖ в пласт; характерными показа­ниями на различных кривых ГИС, присущими пластам-коллек­торам.

Проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт может быть установлено по следующим показателям:

изменение во времени показаний каротажных диаграмм вследствие различия глубины проникновения фильтрата ПЖ в пласт-коллектор

наличие повышающего или понижающего проникновения фильтрата ПЖ в пласт, устанавливае­мого по данным кривых сопротивления, полученных зондами с различной глубиной исследования (БКЗ; БМК, БК; БК, И К)

положительное расхождение кривых кажущегося удель­ного сопротивления, замеренных микрозондами  

ВЫДЕЛЕНИЕ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Терригенные коллекторы могут быть представлены межзерновыми, трещинными и трещинно-межзерновыми породами. Основная масса нефтегазовых залежей в терригенном комплексе приурочена к коллекторам с межзерновой пористостью. Уменьшение пористости этих коллекторов связано с ухудшением отсортированности зерен скелета, увеличением в межзерновом пространстве цементирующего материала, уп­лотнением зерен с глубиной вследствие возрастания геотектони­ческого давления. Указанные факторы снижают и проницае­мость горных пород.

Песчаные и алевритовые коллекторы в терригенном разрезе выделяют по ряду прямых качественных признаков и наиболее надежно — по со­вокупности данных основных комплексов ГИС. Против чистых коллекторов наблюдаются: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствии в пласте радиоактивных минералов), образова­ние глинистой корки, фиксируемой сужением диаметра сква­жины по кавернограмме, и положительное расхождение кривых микрокаротажа.

Присутствие глинистого материала в горной породе влияет на ее удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свой­ства.

Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глини­стых коллекторах значительно меньше, чем против чистых кол­лекторов. В ряде случаев глинистый коллектор представлен че­редованием песчано-алевритовых и глинистых прослоев. Если мощность тонко чередующихся песчано-алевритовых прослоев достигает величины, равной одному-двум диаметрам скважины, то наряду с общим уменьшением амплитуды ПС происходит сокращение локальных минимумов и максимумов аномалии ПС против отдельных прослоев.

При выделении и качественной оценки глинистых коллекто­ров по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды ΔU_пс от­клонения кривой ПС использовать коэффициент снижения ам­плитуды ПС вследствие глинистости пласта:

α_пс= ΔU^’_пс/ ΔUпс^оп

где ΔUпс^оп — амплитуда отклонений кривой ПС против опор­ного пласта; ΔU^’_пс — то же, против изучаемого глинистого пласта, приведенная к пласту большой мощности:

ΔU^’_пс=ΔUпс/β

Здесь β — поправочный коэффициент за мощность

Опорный пласт, служащий для определения относительной амплитуды апс, должен отвечать следующим требованиям: 1) обладать достаточной мощностью и удельным сопротивле­нием, мало отличающимся от удельного сопротивления изучае­мых пластов 2) сохра­нять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию пластовой воды; минерализация пластовых вод в опорных и изучаемом пластах не должна сильно различаться.

. ВЫДЕЛЕНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

ТИПЫ КОЛЛЕКТОРОВ

В зависимости от структуры порового пространства, емкостных и фильтрационных свойств карбонатные коллекторы подраз­деляют на основные типы: высокопористые (с межзерновой по­ристостью, или поровые, k_п.м. >8%); малопористые (трещинно-каверновые с непроницаемой низкопористой матрицей, k_п.м. ≤6) и смешанные (трещинно-каверново-поровые с проницае­мой пористой матрицей, k_п.м. ≤8°/о). Выделение в разрезе кол­лекторов отдельных типов по геологическим данным затрудни­тельно. Трещинно-каверновые породы при бурении часто разрушаются и на поверхность не выносятся. Для выделения коллекторов в карбонатном разрезе и распознавания их типов наиболее перспективно применение комплексных геофизиче­ских и геологических исследований..

 

40. Корреляция (сопоставление) разрезов скважин заключается в выделении характерных горизонтов (пластов) и опре­делении глубин их залегания в разных скважинах.

Основой для корреляции разрезов служит имеющийся керновый материал, в особенности встреченная в нем фауна, указывающая на относительный возраст пород.

Для корреляции разрезов скважин широко используют данные каротажа. Предпосылкой к этому является характерная особенность формы каротажных кривых против различных горизонтов (пластов). Сопоставляя каротажные кривые разных скважин, легко выделить на них участки, соответствующие этим горизонтам, определить глубины их залегания и таким образом прокоррелировать разрезы скважин.

Применение данных каротажа для корреляции разрезов скважин облегчается тем, что каротажем исследуется вся скважина, причем получаемые кривые имеют большую степень детальности. Боль­шинство пластов, отличающихся один от другого литологическими свойствами, имеет различную геофизическую характеристику и хо­рошо выделяется по каротажным кривым.

Обычно корреляцию разрезов скважин проводят по всей совокуп­ности пересеченных скважиной пластов, придающих каротажным кривым характерный вид. Для облегчения корреляции выделяют участки каротажных кривых характерной формы, сохраняющейся в большинстве скважин; такие участки кривых, обычно соответству­ющие опорным горизонтам, называют реперами.

В качестве каротажных реперов чаще всего используют участки кривых, которым соответствуют следующие отложения.

Толща песчано-глинистых пород в карбонатных отложениях; такие реперы характеризуются минимумами КС, высокими показа­ниями ГК, увеличением диаметра скважины .

Мощные толщи глин, обычно отмечаемые низкими КС, высо­кими потенциалами ПС и показаниями ГК.

Пласты известняков и мергелей в терригенных породах, отме­чаемые высокими кажущимися сопротивлениями.

Корреляция разрезов скважин по каротажным диаграммам за­трудняется в низкопористом карбонатном разрезе вследствие измен­чивости петрофизических -свойств пород (известняков, доломитов, гипсов и др.) по площади.

При корреляции разрезов скважин пользуются корреляционными схемами. Корреляционную схему получают, нанося каротаж­ные диаграммы в порядке расположения скважин (от сводовой к крыльевой части, по некоторому профилю и т. д.), так, чтобы глу­бины залегания кровли или подошвы какого-либо опорного гори­зонта находились на одной линии. После того, как разрезы скважины будут сопоставлены, идентичные точки разреза (границы пластов) соединяют линиями. Для удобства корреляцию часто проводят раз­дельно для отдельных толщ.

Типовой геолого-геофизический разрез представляет собой ус­редненный геолого-геофизический разрез некоторой толщи по­род, Типовой геолого-геофизический разрез составляют в мас­штабе глубин, принятом в данном районе при каротаже сква­жин (обычно 1:500), для детальных типовых разрезов про­дуктивной толщи используют масштаб глубин 1 : 200. Состав­ление типового геолого-геофизического разреза заключается в построении типовой усредненной каротажной диаграммы и литологической колонки.

Для месторождений и разведочных площадей, характеризую­щихся изменчивостью литологии и мощностей, составляют не­сколько типовых геолого-геофизических разрезов, которые могут быть представлены в виде единого сводного геолого-гео­физического разреза. Сводные разрезы в отличие от типовых представляются не одной литологической колонкой, а несколькими в зависимости от числа разре­зов с характерными изменениями литологии и мощности пла­стов.

Геофизические данные, отражающие литологический состав разрезов скважин, при небольшой изменчивости литологии и мощности пластов сохраняют в основных чертах типовую кон­фигурацию кривых. Поэтому сводный разрез, представленный несколькими типовыми литологическими колонками с указа­нием пределов изменения мощности и литологии, характеризуется единым типовым каротажным разрезом.

41. Для определения пористости прежде всего могут быть использо­ваны данные электридеского каротажа по методу сопротивления. Основой для этого является то, что относительное сопротивление в первую очередь определяется пористостью породы. Уста­новив по результатам измерений теми или иными зондами величину относительного сопротивления Р, можно определить пористость, пользуясь исходной кривой зависимости Р от k_п. Характер кривой зависимости относительного сопротивления от пористости неодинаков для пород различных типов. Целесообразно в каждом отдельном случае пользоваться зависимостью Р от k_п полу­ченной для исследуемого пласта. В общем случае эту зависимость выбирают исходя из предполагаемого характера пласта. Методы определения пористости по относительному сопротивлению отличаются способами получения последнего.

Для заведомо водоносного пласта, не содержащего нефти и газа, относительное сопротивление Р может быть определено по его удель­ному сопротивлению р_вп и удельному сопротивлению пластовой воды р_пв, приведенному к температуре пласта.

Ввиду малого значения удельного сопротивления водоносных пластов точность измерения его мала. Это обстоятельство, а также влияние обычно находящихся в порах водоносного пласта в некотором количестве нефти и газа приводят к значительной погрешности в ре­зультатах определения пористости и ограничивают область приме­нения данного метода.

Относительное сопротивление коллекторов, у которых имеется зона, проникновения, можно определить по результатам измерений малыми зондами. По показаниям этих зондов вначале находят удель­ное сопротивление зоны проникновения р_зп , а затем, разделив это сопротивление на удельное сопротивление фильтрата бурового раствора, заполняющего поровое пространство породы в зоне про­никновения, получают относительное сопротивление Р. По послед­нему находят пористость пласта k_п.

Для оценки пористости пользуются показаниями малых градиент-зондов из комплекта зондов для БКЗ (длины около 0,5 м и около 1 м).

Определение пористости пород поданным акустического каротажа. Скорость распространения упругих волн по породе в большой степени зависит от ее пористости. Для пород с одним и тем же литолого-петрографическим харак­тером и одинаковой пластовой жидкостью существует линейная зави­симость между пористостью (k_п) и временем пробега упругой волной единицы длины. Это создает предпосылки для оценки k_п по дан­ным акустического каротажа. При применении указанных формул необходимо знать скорость распространения упругих волн в минеральном скелете породы и в жидкости насыщающей пласт. Скорость в минеральном скелете породы может быть получена по результатам измерений на образцах пород из исследуемого пласта или обобщения данных акустического каротажа. В общем случае можно считать, что скорость распростране­ния упругих волн в минеральном скелете для карбонатных пород составляет 6400—7000 м/с, а для песчаников — 5500 м/с. Скорость

 

100  150 200  250  300 350 , мкс/м

распространения упругих волн для пластовой жидкости может быть взята 1600 м/с.

Определение пористости по данным ней­тронного каротажа. Показания нейтронного каротажа в основном определяются водородосодержанием породы. Поскольку между водородосодержанием и пористостью неглинистого (чистого) водоносного или нефтеносного пласта имеется прямое соответствие, появляется возможность определения величины k_п по показаниям нейтронного каротажа9)

Существует ряд методов определения k_п по данным нейтронного каротажа, различающихся видами нейтронного каротажа (НТК, НК—Н), используемым параметром, способом получения исходной зависимости показаний от пористости и т. д.

Наиболее широко применяется метод определения пористости по данным НГК.

Исходную зависимость показаний НГК от k_п, необходимую для определения величины k_п, обычно получают по результатам измере­ний на моделях пластов разной пористости и разного литологического характера. При этом должны быть учтены тип аппаратуры, длина зонда, наличие или отсутствие обсадной колонны, диаметр скважины и др.

 

42. Методы определения k_н, k_пр. Определение коэффициента нефтенасыщенности. Коэффициент нефтенасыщенности k_н находят по величине параметра насыщения Р_н с помощью эмпирической зависимости Р_н = f(k_н), соответствующей данному типу коллектора. Этот способ определения k_н — основной для нефнасыщенных межзерновых коллекторов.

Существует зависимость  

если коллектор;

43. Температурные измерения в скважинах

Для выяснения температурного режима бурящихся и эксплуата­ционных скважин в них измеряют температуру. Термометрические исследования проводятся для решения ряда практических задач, возникающих при бурении и эксплуатации скважин.

Результаты измерения температуры в скважинах составляют основу для изучения теплового поля Земли.

Наличие теплового поля Земли вызывает непрерывное повышение температуры

горных пород, пропорциональное глубине их зале­гания.

Расстояние в метрах, при углублении на которое температура горных пород возрастает на 1° С, называется геотермиче­ской ступенью, а обратная ей величина, показывающая число градусов, на которое возрастает температура

горных пород при углублении на 100 м — геотермическим градиен­том.

В зависимости от геологических, гидрогеологических и иных условий величина

имеет различные значения; в среднем она соста­вляет около 33 м/°С.

Основным прибором для измерения температуры в скважине слу­жит резисторный термометр (термометр сопротивлений), перемеща­емый по стволу скважины на каротажном кабеле. В результате измерений получают кривую изменения температуры с глубиной — температурную кривую (термограмму).

Замер термометром сводится к тому, что устанавливают постоян­ную силу тока

питания моста и записывают регистрирующим при­бором РП разность потенциалов

ДС/; полученная кривая будет пред­ставлять собой термограмму.

Это условие беспечивается подбором постоянной по напряжению регистрирующего

прибора и установлением надлежащей силы тока.

Разность потенциалов обычно превышает предел измерений, который применяется

для записи температурной кривой. Поэтому в измерительную цепь вводят градуированный компенсатор поляри­зации РКП, которым величина частично компенсируется. Этим же компенсатором поляризации производится смещение

кривой («перенос» ее), если пишущее устройство подходит к краю дорожки для

записи термограммы.

В резисторном термометре для работы с одножильным кабелем содержится резистор Ш (2000 Ом при 293 К) с большим темпера­турным коэффициентом. Остальные элементы мостовой схемы рас­положены на поверхности.

Измерение искривления скважины

Обычно скважины проектируют вертикальными; однако в ряде случаев бурят наклонные скважины с заранее заданными направле­ниями и углами отклонения от вертикали. Целью наклонно-напра­вленного бурения является достижение намечаемой в недрах земли точки, проекция которой на дневную поверхность смещена от устья скважины.

По ряду причин геологического и технологического порядка скважина отклоняется от намеченного направления: вертикальная

 

Рис. 101. Проекция участка ствола скважины на гори­зонтальную плоскость (а) и участок оси скважпны в вертикальной плоскости (б).

а

скважина отходит от вертикали, а наклонно-направленная — отнаме-' ченного для нее положения.

Отклонение оси скважины от заданного направления называется искривлением скважины.

В процессе бурения необходимо все время контролировать поло­жение оси скважины — определять искривление ее.

Положение оси скважины на какой-либо глубине определяют по двум углам: углу б отклонения оси от вертикали (часто называ­емому кривизной) и направлению отклонения — дирекционному углу а горизонтальной проекции элемента оси скважины, взятой в сторону увеличения глубины. Вместо дирекционного угла часто пользуются получаемым непосредственно в результате измерений магнитным азимутом ср — отсчитываемым по ходу часовой стрелки углом между направлением на магнитный север Ю_и — С_и и гори­зонтальной проекцией оси скважины (рис. 101).

Плоскость, проходящую через вертикаль и ось скважины на дан­ном ее участке, называют плоскостью искривления.

Для измерения искривления скважин применяют приборы, называемые инклинометрами. Различают инклинометры:

для измерения только угла отклонения скважины от вертикали;

для измерения угла и направления отклонения оси скважины
от вертикали.

Чувствительным элементом прибора для определения угла откло­нения от вертикали является жидкость или отвес. При измерении отмечается уровень жидкости или положение отвеса. После подъема прибора на поверхность по этим отметкам можно определить вели­чину угла б.

Для отметки уровня жидкости используют свойство плавиковой кислоты разъедать стекло (прибор с плавиковой кислотой), электро­литический способ и др. Положение отвеса определяют фотопутем, наколом острием на отвесе бумажного диска, закреплением отвеса и другими способами. Измерения обычно проводят на одной глубине (в одной точке). Основную группу инклинометров для определения угла и напра­вления отклонения оси скважины от вертикали составляют приборы, в которых направление оси отклонения определяется по земному магнитному полю. Для этой цели обычно используют магнитную стрелку. Помещенная в прибор магнитная стрелка располагается по маг­нитному меридиану — направлению горизонтальной составляющей магнитного поля. Угол в горизонтальной плоскости между положе­нием магнитной стрелки и плоскостью искривления дает магнитный азимут направления отклонения оси скважины от вертикали. В ряде случаев вследствие влияния сильномагнитных пород магнитное поле является аномальным. При этом точное значение азимута направления отклонения оси скважины инклинометром с магнитной стрелкой получить нельзя. Инклинометр с магнитной стрелкой нельзя также применять для определения азимута искри­вления в скважинах, обсаженных стальными трубами.

Инклинометры с магнитной стрелкой подразделяются на ин­клинометры с дистанционным электрическим измерением и на фото­инклинометры.

44.Контроль качества цементирования, виды исследования.

После окончания строительства скважины в ней проводятся геофизи­ческие исследования для контроля цементирования и технического состояния обсадной колонны и получения базовых исходных показаний, используемых при изучении динамики технического состояния скважины в процессе ее эксплуатации. С этой целью применяют аппаратуру акустического контроля и гамма-гамма-контроля цементирования скважин и скважинный толщиномер для выявления дефектов в обсадной колонне.

При рассмотрении методов контроля цементирования необходимо учитывать следующее.

1. Дефекты цементного камня за колонной можно разделить на объемные (каверны, каналы) и щелевые. Аппаратура гамма-гамма-контроля позволяет установить интервалы распространения только объемных дефектов, тогда как аппаратура акустического контроля — интервалы объемных и щелевых дефектов, не различая их между собой. Комплексное использование обоих видов контроля позволяет однозначно классифицировать дефекты цементирования.

2. Дефекты, выявляемые  по данным акустического (АКЦ) и гамма-гамма-контроля цементирования, характеризуют лишь возможность воз­никновения затрубных циркуляций при определенных градиентах давления между соседними пластами. Наличие затрубной циркуляции должно быть подтверждено данными других геофизических методов, служащих для выявления заколонных перетоков.

45. Акустическая цементометрия

---

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 966; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

---

Мы поможем в написании ваших работ!