Методика комплексной интерпретации результатов геофизических исследований скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Методика комплексной интерпретации результатов геофизических исследований скважин

скважина геофизический глинистый каротажный

Основными задачами создания представляемой методики является разработка алгоритма комплексной интерпретации каротажных данных в терригенном разрезе на основе построения петрофизических моделей Элланского М.М. и привлечения методик расчета петрофизических параметров пласта Ларионова В.В., Дахнова В.Н., Афанасьева С.В., Урманова Э.Г., Пирсона С.Дж., Коутса-Дюмануара и других. Методика построена в качестве универсального алгоритма для определения петрофизических коэффициентов пластов, оценки характера насыщения их и прогноза фазового притока при отсутствии достаточного петрофизического обоснования типа керн-ГИС исследуемых отложений.

Методы комплексной интерпретации каротажных данных в терригенном разрезе представляют собой построение петрофизической модели терригенных отложений, имеющих песчано-глинистый литологический состав и межзерновую структуру порового пространства. Процесс построения такой модели включает в себя выполнение следующих основных задач:

- определение литологических характеристик отложений, напрямую связанных с геофизическими величинами (содержание глинистого материала, алевролита, песчаника, карбонатного вещества), а также объем пустот - общей пористости;

- петрофизическое моделирование водо- и нефтегазонасыщенности с использованием современной модели электропроводности горных пород;

- построение моделей абсолютной проницаемости для пород, имеющих пластовый флюид в подвижном состоянии;

- прогноз фазового притока при повторном вскрытии пласта.

Данная методика может быть использована как для ситуации расширенного комплекса ГИС, включающего методы сопротивления (в том числе и микрометоды), естественной радиоактивности и СГМ, нейтрон-нейтронный, акустический и плотностной гамма-гамма метод, кавернометрию; так и стандартного комплекса, отличающегося отсутствием микрометодов, СГМ, кавернометрии, акустического и плотностного гамма-гамма метода.

Расширенный комплекс ГИС при решении задач комплексной интерпретации позволяет оценить не только литологический, но и минеральный состав изучаемых отложений, а также более точно определить коэффициенты пористости и нефте-газонасыщеннности, возможное наличие вторичных пустот. При этом допускаются любые литологические смеси из пяти компонент: известняка, кварца, полевых шпатов, двух минералов глин.

Для успешной и достаточно точной интерпретации данных ГИС в терригенном разрезе по данной методике предлагается следующий комплекс входных данных: Каротаж естественной гамма-активности пород (ГК или СГК); Плотностной гамма-гамма каротаж (ГГКП); Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ); Акустический каротаж (АК); Боковой и микробоковой каротаж (БК и МБК); Боковое каротажное зондирование (БКЗ); Индукционный каротаж (ИК) или ВИКИЗ; Резистивиметрия; Кавернометрия.

Препроцессинговая обработка

По отношению большого (НКТб) и малого (НКТм) зондов НКТ для определенного вида аппаратуры производится расчет текущего водородосодержания (кажущейся нейтронной пористости) пород.

Для обеспечения устойчивого математического решения в алгоритме предусмотрен входной фильтр исходных данных: отрицательных и нулевых значений; интервального времени пробега упругой волны (от минимального времени в чистых доломитах до максимального времени на больших кавернах); кажущейся плотности по ГГКП (от минимальной на кавернах до максимальной на плотных прослоях); определение минимального и максимального показаний ГК.

Следующей процедурой препроцессинговой обработки служит исправление входных данных (кажущейся плотности, водородосодержания и интервального времени DT) за диаметр скважины - т.е. приведение этих данных к показаниям при номинальном диаметре скважины. 1) Поправка за толщину слоя (глинистый раствор) плотностью Rсл отделяющей прибор от изучаемой породы плотностью Rгп определяется следующим образом[1]:

dR=16.13*((DS-Dnom)^2)+0.22*(DS- Dnom) (1),где

DS - диаметр скважины в м, Dnom - номинальный диаметр скважины в м.

2) Учет влияния диаметра скважины на показания нейтронных методов также сводится к введению поправочного коэффициента[1]:

dW=10^(-0.7689*(lg(DS-Dnom))^2-1.5018*(lg(DS-Dnom))-0.5851).

3) Поправка же интервального времени пробега упругой волны имеет линейный характер:

dDT=(DS-Dnom)*DTсл (2), где

DTсл - время пробега волны в буровом растворе (зависит от концентрации солей в растворе и текущей температуры, приближенно 580-600 мкс/м).

Рассчитывается статический потенциал собственной поляризации для определения параметра Альфа ПС, участвующего в дальнейших построениях модели пористости и насыщения:



Est=70.7*((273+t)/298)*log10(Rf/Rw) (3),

где t - температура пласта; Rf - УЭС фильтрата бурового раствора; Rw - УЭС пластовой воды.

Определение массовой глинистости, пористости и минерального состава пород

Зависимость метода естественной радиоактивности от глинистости осадочных пород изучалась многими отечественными и зарубежными исследователями. В.В. Ларионов, обобщая результаты анализа этой зависимости, установил, что для осадочных пород (в которых отсутствуют значительные примеси глауконитовых, монацитовых, карнотитовых и других высокорадиоактивных песков, песчаников и конгломератов, а также отсутствуют полимиктовые пески и песчаники, псаммитовая фракция которых характеризуется повышенным содержанием калия), зависимость показаний гамма-метода от массовой глинистости Сгл достаточно универсальна[2]. Эту зависимость можно представить в следующем виде:

dJгк = 1,9*(Сгл/Сгл.макс) - 0,9*( Сгл/Сгл.макс)2 (4), где

dJгк - показания гамма-метода, выраженные в единицах так называемого двойного разностного параметра:

dJгк = (Jгк-Jгк.мин)/( Jгк.макс-Jгк.мин),

Jгк,Jгк.мин, Jгк.макс - соответственно показания против изучаемого интервала разреза, минимальные и максимальные показания гамма-метода, Сгл.макс - максимальная глинистость пласта глин, используемого для получения относительных показаний dJгк.

Как видно, связь глинистости и dJгк нелинейная. Ее нелинейность была подтверждена работами В.В. Ларионова и М.Д. Шварцмана [2], показавших, что величина удельной радиоактивности глин Qгл уменьшается по мере возрастания количества глинистого цемента в терригенных породах или нерастворимого остатка в карбонатных породах. Разрешая данное уравнение относительно массовой глинистости, получена следующая зависимость:

Сгл=Cгл.макс*(1-(1-dJгк)1/2) (5).

Таким образом, используя данные выражения, по показаниям метода естественной радиоактивности с помощью модели В.В. Ларионова определяется массовая глинистость пород, участвующая в дальнейших расчетах.

При наличии данных спектрометрического гамма-каротажа расчет производится согласно методике Урманова Э.Г. [3]. Данные СГК в таких случаях позволяют избежать грубой ошибки определения глинистости пласта в песчаниках с высоким содержанием ЕРЭ. Выбор минерального состава изучаемых отложений производится по сопоставлению параметров плотности - интервального времени пробега волны - водородосодержания, тория - калия, с привлечением керновых данных. Для получения объемных содержаний выбранных компонентов в каждой точке решается система линейных уравнений. В качестве коэффициентов системы уравнений принимаются петрофизические коэффициенты содержания тория - калия рассчитываемых минералов. В качестве индикатора глинистости предлагается использовать так называемый «калий-ториевый индекс» JTh+K, при отсутствии установленных для конкретных отложений корреляционных связей, оценка глинистости производится по методике двух опорных пластов:



Сгл=(JTh+K-(JTh+K)min)/((JTh+K)оп.пл-(JTh+K)min) (6).

Далее в определяющие входные данные вводится поправка за глинистость, исходя из линейной связи этих данных с параметром глинистости:

W = W - Wгл* Сгл

Q = Q - Qгл* Сгл (7)

DT = DT-DTгл* Сгл,

где Wгл, Qгл, DTгл - соответственно водородосодержание глин в изучаемом разрезе, минеральная плотность глинистого материала и интервальное время пробега упругой волны в опорном пласте глин.

Доля карбонатного цемента - коэффициент карбонатности породы рассчитывается по теоретической модели взаимосвязи карбонатности с показаниями методов СП и ГК Элланского М.М. [4].

Коэффициент общей пористости рассчитывается с учетом пористостей, оцененных по всем методам комплекса:

- КпПС по методике Элланского М.М. [4];

- КпАК по формуле Фоменко или коэффициентов петрофизической модели;

- КпНК с введенными поправками за водородосодержание глин;

- КпГГКП по данным плотности скелета породы или коэффициентов петрофизической модели.

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности пород Нефтегазонасыщенность оказывает существенное влияние на удельные электрические сопротивления пород, и для ее оценки наиболее широко применяется каротаж по методу сопротивлений.

Удельное сопротивление нефтегазоносной породы зависит от коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг, минерализации пластовых вод, пористости, структуры порового пространства и др. Для исключения влияния различных факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуры порового пространства) используется отношение удельного сопротивления нефтегазоносного пласта снг (поры которого заполнены нефтью, газом и остаточной водой) к сопротивлению того же пласта свп при 100%-ном заполнении его пор водой той же минерализации. Коэффициент увеличения сопротивления, или параметр нефтегазонасыщенности Рн = снг/свп показывает во сколько раз увеличивается удельное сопротивление водоносного коллектора при частичном насыщении его пор нефтью или газом. Коэффициент увеличения сопротивления связан с водонасыщенностью следующим соотношением:

1 / Рн = снг/ свп = Р* св/ снг = Квn (8).

Для промытой зоны и зоны проникновения:

1 / Рон = св.пп/ спп = Р* сф/ спп = Квnпп (9);

1 / Рон1 = св.зп/ сзп = Р* ссм/ сзп = Квnзп (10),

где Рон и Рон1 - коэффициент увеличения сопротивления в промытой зоне и зоне проникновения; Кв.пп и Кв.зп, св.пп и св.зп - водонасыщенность и удельные сопротивления промытой зоны и зоны проникновения; n - показатель степени водонасыщенности, зависит от литолого-петрофизических свойств пород, их смачиваемости, свойств нефти и воды и изменяется в пределах 1.73 - 4.33 (в общем случае принимается равным 2).

Как видно, для определения нефтегазонасыщенности по удельному сопротивлению пласта снг необходимо найти сопротивление того же пласта при 100%-ной водонасыщенности свп, т.е построить модель электропроводности рассматриваемой породы при данном литологическом составе и нулевом содержании углеводородов в порах.

В качестве модели электропроводности терригенной породы используется модель Афанасьева В.С. [5], учитывающая влияние интегрального параметра, характеризующего электрохимическую активность горной породы - приведенную емкость катионного обмена qп, с принятым структурным показателем для гранулярных горных пород n=1.7.

Определение остаточных (не участвующих в фильтрации) водо- и нефтегазонасыщенности продуктивных пород[4].

Попадая в поры продуктивной породы, нефть, газ и вода взаимодействуют с породой под воздействием различных сил: поверхностного натяжения, капиллярных, адсорбционных. В результате проявления этих сил в поровом пространстве породы какая-то часть нефти, газа и воды попадает в тупики между зернами скелета или в тупики поровых каналов, образует пленки на поверхности пор, «защемляется» под воздействием капиллярных сил в тонких капиллярах, не имеющих «активной» поверхности (способной адсорбировать молекулы воды и углеводородов), адсорбируется на поверхности пор в тонких капиллярах, обладающих активной поверхностью. Все перечисленные категории углеводородов и воды теряют подвижность, то есть не участвуют в фильтрационных процессах. Кроме того, они приобретают свойства, отличные от свойств нефти, газа и воды в свободном состоянии. Естественно, что для применения методик выявления нефтегазоносных пород нужно знать физические, физико-химические и другие свойства не только подвижных, но и всех неподвижных компонент углеводородов и воды.

Виды остаточных насыщенностей пород:

- Адсорбированная вода и адсорбированные углеводороды.

- Капиллярные вода, нефть и газ.

- Остаточные вода и углеводороды «скелета» и стенок больших капилляров продуктивных отложений.

- «Островные» остаточные нефть, газ и вода.

Используя модель остаточных насыщенностей в рассматриваемой методике интерпретации коэффициенты остаточной водо- и нефтенасыщенности рассчитываются путем суммирования значений флюидов по каждому виду остаточных насыщенностей в поровом пространстве:

Кво=f(Квоск, вгл, в) (11),

Конг=f(Квоск, Конгск, вгл, в) (12),

Квкр=0.69*Кво+0.31 (13),

где Кво, Квоск - остаточные водонасыщенности общая и скелета породы соответственно; Конг, Конгск - остаточные нефтегазонасыщенности общая и скелета породы соответственно; вгл, в - доли открытых пор, заполненных связанной водой в глинистом и карбонатном цементе соответственно; Квкр - критическая водонасыщенность, выше которой появляется подвижная вода (эмпирическая формула по данным ВНИИГИК).

Именно возникновение островной насыщенности нефти и газа при их вытеснении водой объясняет тот факт, что объем остаточных углеводородов оказывается примерно одинаковым как в случае нефти, так и в случае газа. Он чаще всего равен 0,2-0,3 объема порового пространства - для лучших коллекторов. С ухудшением коллекторских свойств этот объем возрастает и достигает (для нефти) 0,5 и более объема открытых пор[6].

Определение абсолютной, эффективной и фазовой проницаемости продуктивных пород[4]

Для решения поставленной задачи оценки разных видов проницаемости авторами методики были учтены теоретические и эмпирические результаты, полученные Л.С.Лейбензоном, С.Д.Пирсоном, В.О.Винзауером и др. [6,7,8], использующими в своих исследованиях модель идеального грунта. Идеальный грунт, как известно, представляет собой среду с извилистыми цилиндрическими капиллярами. Результаты, полученные при описании электропроводности реальных горных пород с помощью модели идеального грунта показали, что при наложении электрического поля движение электрического тока происходит по наиболее упорядоченной части порового пространства, имеющей достаточно простую форму. И эту часть порового пространства можно моделировать с помощью извилистых каналов, имеющих сечение в виде круга или эллипса. Такой подход оказался весьма плодотворным и при моделировании всех видов проницаемости пород с межгранулярным типом пор: абсолютной, эффективной и фазовой по нефти (газу) и воде. Базовым выражением петрофизической зависимости проницаемости является уравнение Козени для идеального грунта:

Кпр.абс = Кп*rп2/4КТ2 (14), где

Кп - коэффициент пористости породы, rп - радиус поровых каналов в мкм, К - коэффициент, отражающий форму порового сечения канала изменяющийся в небольшом диапазоне и равный 2 для круга и 2,5 - для эллипса, Т - извилистость поровых каналов.

Исходя из вышесказанного авторами модели проницаемости [4] на основе решения уравнения Козени был предложен следующий алгоритм расчета проницаемости пород с межгранулярной пористостью, используемый и в настоящей методике интерпретации поровых коллекторов:

Кпрабс=(Кп*(1-Кво)*(rp^2))/(8*(f^2)) - абсолютная проницаемость пород (15);

Кпрэф=Кпрабс*((1-Кво-Конг)/(1-Кво)) - эффективная проницаемость (16);

Kпрфаз= Кпрэф *(((1-Кв-Конг)/(1-Кво-Конг))^2) - фазовая проницаемость для продукта (17).



Рассчитываемый коэффициент абсолютной проницаемости (Кпрабс) является сложной функцией коэффициента пористости, остаточной водонасыщенности, извилистости пор скелета (f) и радиуса фильтрующих капилляров (rp). Коэффициенты эффективных (Кпрэф) и фазовых (Kпрфаз) проницаемостей рассчитываются из абсолютной с учетом подвижных и неподвижных флюидов порового пространства коллектора.

Выделение проницаемых интервалов и оценка характера притока из них

Для решения данной задачи применена универсальная модель критериев выделения коллекторов и оценки характера притока[4]. Они, как доказано автором модели, не зависят от литологии, структуры порового пространства и других особенностей продуктивных отложений. Эти критерии отражают, во-первых, долю порового пространства, свободную от неподвижных углеводородов и воды и, во-вторых, различие между полной (текущей) и остаточной водонасыщенностью и полной (текущей) и остаточной нефтегазонасыщенностью. Анализ этих критериев показывает, что нет единой границы «коллектор - неколлектор». Она будет разной для нефти, газа и воды, а также будет зависеть от состава цемента и от минерализации пластовой воды.

Рассматриваемая модель реализуется для метода вытеснения углеводородов водой за счет разницы между забойным и пластовым давлениями.

«Грубые» критерии «коллектор - неколлектор» и «продуктивный коллектор - водоносный коллектор» имеют следующий вид:

Кво + Конг = 1 - изучаемый интервал разреза неколлектор.

Кво + Конг < 1 - интервал возможно коллектор (возможно и нет).

Кв = Ков - коллектор продуктивен.

Кв >> Ков - коллектор водоносен.

Приведенные критерии выделения проницаемых прослоев и оценки характера притока являются приближенными и для однозначного выделения коллекторов и оценки вида продукции, отдаваемой ими, их необходимо уточнить.

Для прогноза характера притока из пласта применяется схема вытеснения нефти (газа) водой, учитывающая не только остаточную водонасыщенность, но и неподвижную воду пор коллектора (см. рис1).

Рис. 1 Схема вытеснения продукта водой в коллекторе порового типа

1.Если 0 < Кв<=Квкр(Ков<=Кв

2.Если Квкр<=Кв<1-Конг, из пласта будут получены нефть (газ) с водой.

3.Если Кв=1-Конг, из пласта будет получена вода.

Пусть коллектор насыщен нефтью (газом) и в нем отсутствует вода. Создается перепад давления, за счет которого вода начинает внедряться в коллектор.

Сначала формируются все виды остаточной, не участвующей в фильтрации воды. Завершение формирования этой категории воды происходит при Кв = Ков. Далее начинает формироваться подвижная вода в виде отдельных капелек («островная» водонасыщенность по С.Д.Пирсону). Когда водонасыщенность Кв достигает значения критической водонасыщенности Квкр, отдельные капельки сливаются в единый ансамбль - «нитку» подвижной воды и вода начинает двигаться в коллекторе и выходить из него вместе с нефтью или газом. После того, как водонасыщенность Кв достигает значения (1 - Конг), сплошная «нитка» нефти или газа истончается и раздробляется на отдельные капельки нефти или пузырьки газа.

Рост водонасыщенности останавливается. Фазовая проницаемость по нефти (газу) становится равной нулю. Из коллектора поступает только вода, а внутри него остаются нефть в виде капелек или газ в виде пузырьков, причем их объем равен Конг, что составляет в лучшем коллекторе (скелете породы) 0,25-0,3 объема открытых пор, а в плохих коллекторах - 0,5 и более объема открытых пор.

Схема, показанная на рисунке, позволяет выделить различные интервалы водонасыщенности коллектора (показанные под рисунком), в пределах которых будет тот или иной характер притока. Обратим внимание на то, что во всех этих интервалах характер насыщения коллектора не изменяется: он всегда содержит и воду, и углеводороды, но в разных количествах.

Подводя итог сказанному, очевидно, что если:

Кво<= Кв< Квкр, то из коллекторов будут получены безводная нефть или безводный газ.

Квкр<=Кв<1-Конг, то из коллектора будут получены нефть(газ) и вода.

Кв=1-Конг, то из коллектора будет получена вода, хотя в коллекторе находятся остаточные углеводы в виде капелек нефти, или пузырьков газа (островная нефтегазонасыщенность). Критическая водонасыщенность тесно связана с остаточной водонасыщенностью и по данным ВНИИГИК:



(Квкр-Кво) / (1-Кв-Кво)=0,27-0,34 (18),

Квкр = 0,69Кво+0,31 (19).

Таким образом, с помощью рассмотренных моделей оцениваются все характеристики продуктивных отложений, необходимые для использования универсальных критериев выделения коллекторов и оценки характера притока из них.

Подобная картина наблюдается и при рассмотрении продуктивной залежи пласта: в случае вытеснения нефти (газа) водой наблюдается три качественно различных состояния или три класса коллекторов по характеру притока: 1)безводная нефть или безводный газ; 2)нефть (газ) с водой и 3)вода. По рассмотренной схеме также можно оценивать и степень обводненности пластов-коллекторов в процессе разработки месторождения.

Итак, в рассматриваемом алгоритме интерпретации в результате уточнения «грубых» критериев выделения коллекторов и разделения их на продуктивные и водоносные мы получаем универсальные критерии:

1. выделения коллекторов;

2. оценки характера притока из них;

3. оценки степени их обводнения.

При этом показано, что граница «коллектор-неколлектор» будет разной для воды и нефти (газа).

Сопоставление данных интерпретации с результатами испытаний и гидродинамических исследований пластов

Рассмотрим сопоставление расчетной и фактической проницаемостей пласта на примере двух интервалов (отложения верхнего мела и юры) разреза нефтегазовых скважин широтного приобья Западной Сибири. Расчетная проницаемость получена при интерпретации данных ГИС рассматриваемых пластов, фактическая - при вычислениях по результатам испытания пластов.

Сравнение данных интерпретации поровых коллекторов пластов группы А Приобского месторождения (сургутский свод) с модельной проницаемостью по результатам испытания пластов показывает хорошую сопоставимость результатов (рис.2).

Рис. 2 Фрагмент планшета интерпретации данных ГИС пластов группы А Приобского месторождения с нанесенной фактической их проницаемостью по результатам испытаний (показано штриховкой)

Коэффициенты абсолютной и фазовой проницаемостей интерпретации данных ГИС получены по рассмотренной выше методике с настраиваемыми скелетными параметрами. Фактическая проницаемость пластов по результатам испытаний рассчитана по установившемуся притоку в гидродинамически совершенную скважину для условий линейной фильтрации (закон Дарси), описываемой уравнением Дюпюи[9]:



Qф=B*(2*р*h*Кпрф*dP*g*0.864)/(мф*вф*103*lg(rk/rc)) (20),

где Qф - объемный дебит фазового притока в м3/сут; h - эффективная толщина пласта, м; Кпрф - фазовая проницаемость по нефти или воде, мД; dP - разность пластового и забойного давления, атм; g - ускорение свободного падения - 9.81 м/с2; мф - вязкость нефти или воды в пластовых условиях, сПз; вф - коэффициент сжимаемости нефти или воды; В - коэффициент совершенства вскрытия пласта; rk, rc - радиусы контура питания и скважины соответственно.

Рис. 3 Пример сопоставления данных интерпретации ГИС с результатами испытаний для широкого диапазона проницаемостей (от 0.5 до 20 мД).



Литература

1. Дахнов В.Н. «Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин» - М.: Недра. 1982.

2. Ларионов В.В., Шварцман М.Д. «Естественная радиоактивность карбонатных отложений верхнего мела Восточного Предкавказья» - Геофизические методы исследования скважин (МИНХ и ГП, Труды, вып.56). - М.: Недра. 1966.

3. Урманов Э.Г. «Спектрометрический гамма-каротаж нефтегазовых скважин» - М.: ВНИИОЭНГ. 1994.

4. Элланский М.М. «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин» - М.: ГЕРС. 2001.

5. Афанасьев В.С., Афанасьев С.В. «Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы» - Тверь: НПГП «ГЕРС». 1993.

6. Пирсон С.Д. «Учение о нефтяном пласте. Под ред.Н.Н.Кусакова» - М.: Гостоптсхиздат. 1961.

7. Тульбович Б.И. «Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа» - М.: Недра. 1978.

8. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. «Петрофизика» - М.: Недра. 1991.

9. Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. «Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС» - М.: ВИЭМС. 1991.

Размещено на Allbest.ru

...