Интерпретация стандартного комплекса ГИС

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ М.В.ЛОМОНОСОВА ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ И ГЕОХИМИИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ПО КУРСУ: ИНТЕРПРЕТАЦИЯ СТАНДАРТНОГО КОМПЛЕКСА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН УДК 550.832; 552.08; 552.5 Учебное пособие выпущено при финансовой поддержке ПАО «ГАЗПРОМ» Рецензенты: д.т.н. С.И.Билибин к.г.-м.н. Е.В.Козлова Рекомендовано Учебно-методическим советом Геологического факультета МГУ имени М.В.Ломоносова в качестве учебного пособия для студентов, обучающихся по направлению «Геология» Учебное пособие посвящено основам интерпретации методов геофизических исследований скважин (ГИС). В книге освещены вопросы, связанные с применением результатов геофизических измерений, получаемых в процессе каротажа скважин, для решения различных задач нефтегазопромысловой геологии: литофизического расчленения разрезов, определения коэффициента пористости различными методами и оценки характера насыщенности в открытом стволе скважин. Рассматриваются современные подходы к интерпретации комплекса ГИС. Пособие рассчитано на студентов геологических специальностей, занимающихся поиском и разведкой нефтяных и газовых месторождений; магистрантов, обучающихся по модулю «Скважинные геофизические и петрофизические исследования месторождений нефти и газа», а также может быть использовано в рамках дисциплин «Подсчет геологических запасов нефти и газа», «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС». ИНТЕРПРЕТАЦИЯ СТАНДАРТНОГО КОМПЛЕКСА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ. / В.С. Белохин, Г.А. Калмыков, А.А. Мифтахова, Н.Н. Петракова, Г.Г. Топунова ISBN © Белохин В.С., Калмыков Г.А., Мифтахова А.А., Петракова Н.Н., Топунова Г.Г. © Геологический факультет МГУ. 2020 Оглавление Список сокращений .................................................................. 5 Введение .................................................................................... 7 1. Геофизические исследования скважин и задачи решаемые на их основе .................................................. 8 1.1. Глубинность и вертикальное разрешение ГИС ................................................................................. 23 1.2. Связь между ГИС и петрофизическими исследованиями ..................................................... 27 1.3. Построение петрофизических связей типа «керн-керн» ............................................................ 29 1.4. Построение петрофизических связей типа «керн-ГИС» ............................................................ 38 1.5. Задачи, решаемые при интерпретации данных ГИС ......................................................................... 42 2. Литофизическое расчленение разреза и выделение коллекторов ............................................... 44 2.1. Практические задачи по загрузке данных и литологическому расчленению............................ 54 3. Определение коэффициента пористости различными методами ................................................. 81 3.1. Ядерные методы каротажа ................................... 81 3.1.1. Гамма-каротаж .................................................... 86 3.1.2. Гамма-гамма литоплотностной каротаж .......... 90 3.1.3. Стационарные нейтронные методы каротажа ............................................................... 95 3.1.4. Импульсный спектрометрический нейтронный гамма-каротаж ИНГК-С (литокаротаж) ...................................................... 97 3.2. Оценка коэффициента глинистости коллекторов по данным гамма-каротажа ............ 98 3.3. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа .......................... 105 3.4. Определение коэффициента пористости по методу плотностного каротажа .......................... 114 3 Определение коэффициента пористости по методу акустического каротажа ......................... 117 3.6. Определение коэффициента пористости по методу собственных потенциалов ..................... 123 3.7. Определение коэффициента пористости по методу ЯМК ......................................................... 131 3.8. Расчет газонасыщенности и пористости в зоне исследований радиоактивных методов каротажа ............................................................... 133 4. Оценка насыщения пород углеводородами в открытом стволе скважины ...................................... 137 4.1. Методы электрометрии для исследования разрезов скважин ................................................. 138 4.1.1. Характеристика объектов исследования в скважинах ........................................................... 140 4.1.2. Электрический каротаж нефокусированными зондами .......................... 142 4.1.3. Микрозондирование .......................................... 148 4.1.4. Боковой каротаж ................................................ 149 4.1.5. Индукционный каротаж.................................... 153 4.1.6. Ограничения и области применения методов электрометрии ................................................... 156 4.2. Определение УЭС по комплексу методов. Изорезистивная методика ................................... 159 4.3. Практические задачи по электрометрии ........... 164 5. Определение эффективной мощности hэф продуктивного коллектора ........................................ 182 6. Определение коэффициента насыщения пород в неперфорированной обсаженной скважине. .......... 183 Заключение ............................................................................. 191 Литература.............................................................................. 192 Приложение............................................................................ 195 3.5. 4 Список сокращений АК БД БК БКЗ БМК ВИК ВИКИЗ ВП ВСП ГАК ГГК ГГК-ЛП ГГК-П ГГК-С ГДИС ГДК ГИРС ГИС ГК ГП ГТИ ДК ДС ЕРЭ ИИ ИК ИКЗ ИНГК-С ИНК Инкл. ИП акустический каротаж база данных боковой каротаж боковое каротажное зондирование боковой микрокаротаж высокочастотный индукционный каротаж высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование каротаж вызванных потенциалов вертикальное сейсмическое профилирование гамма-каротаж активационный гамма-гамма-каротаж гамма-гамма-каротаж литоплотностной гамма-гамма-каротаж плотностной гамма-гамма-каротаж селективный гидродинамические исследования в скважинах гидродинамический каротаж геофизические исследования и работы в скважине геофизические исследования скважин гамма-каротаж горная порода геолого-технологические исследования диэлектрический каротаж кавернометрия (диаметр скважины). естественно радиоактивные элементы импульсный источник индукционный каротаж индукционное каротажное зондирование импульсный нейтронный гамма-каротаж спектрометрический импульсный нейтронный каротаж инклинометрия интенсификацией притоков 5 ИПТ ИТСС КМВ КС МК МКЗ НАК Накл. НГК НК НКТ ННК-НТ ННК-Т ОПК ПВР ПГИ ПЖ ПС Рез. РК СГК СИ СКО УЭС ФБР ФЕС ЭДС ЭК ЭМК ЯМК ЯМТК испытатель пластов на трубах исследования технического состояния скважин каротаж магнитной восприимчивости каротаж сопротивлений микрокаротаж микрокаротажное зондирование нейтронный активационный каротаж пластовая наклонометрия нейтронный гамма-каротаж нейтронный каротаж насосно-компрессорные трубы нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам нейтронный каротаж по тепловым нейтронам опробование пластов приборами на кабеле прострелочно-взрывные работы промыслово-геофизические исследования промывочная жидкость каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации токовая резистивиметрия радиоактивный каротаж гамма-каротаж спектрометрический стационарный источник отбор образцов пород сверлящим керноотборником удельное электрическое сопротивление фильтрат бурового раствора фильтрационно-ёмкостные свойства электродвижущая сила электрический каротаж электромагнитный каротаж ядерно-магнитный каротаж ядерно-магнитный томографический каротаж 6 Введение В учебном пособии освещены вопросы, связанные с применением результатов геофизических измерений, получаемых в процессе каротажа скважин, для решения различных задач нефтегазопромысловой геологии: литофизического расчленения разрезов, определения коэффициента пористости различными методами и оценки характера насыщенности в открытом стволе скважин. Пособие рассчитано на студентов геологических специальностей, занимающихся поиском и разведкой нефтяных и газовых месторождений; магистрантов, обучающихся по направлению «Скважинные геофизические и петрофизические исследования месторождений нефти и газа». Авторы учебного пособия постарались дать представления учащимся об основных задачах нефтегазопромысловой геологии. Кроме этих задач перед геофизиком-интерпретатором стоит огромное число других задач, которые не рассматривались в рамках данного учебного курса. И ни в коем случае авторы не собирались подменять им такие фундаментальные работы как «Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Петерсилье В.И. и др.» (Методические, 2003) или Учебник Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС (Латышова, 2007). 7 1. Геофизические исследования задачи решаемые на их основе скважин и Результаты геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС) являются одним из основных видов геологической документации скважин, бурящихся для поисков, разведки и добычи нефти и газа [РД 153-39.0-07201]. Их применяют для решения геологических, технических и технологических задач, возникающих на всех этапах жизни скважины: - обеспечения заданных параметров бурения; - корреляции пробуренных разрезов, оценки литологического состава и стратиграфической принадлежности пород; - выделения коллекторов и количественных определений их фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) и нефтегазонасыщенности; - определения технического состояния обсадных колонн и цементного камня; - контроля процессов добычи нефти и газа, оценки текущей нефтегазонасыщенности и обводненности коллекторов; - информационного обеспечения технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов, их испытаний и интенсификации дебитов. Материалы ГИРС составляют информационную основу для подсчёта запасов нефтяных и газовых залежей и определения степени их выработки. Они обеспечивают 8 геологический, технический и экологический контроль (мониторинг) за эксплуатацией месторождений и отдельных залежей и выполнение природоохранных задач [РД 153-39.0072-01]. ГИРС включают в себя изучение естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространстве (ГИС), геолого-технологические исследования в процессе бурения (ГТИ), а также работы, связанные с вторичным вскрытием продуктивных пластов перфорацией (прострелочно-взрывные работы (ПВР) и интенсификацией притоков (ИП). Основной объем ГИРС составляют ГИС. К ним относятся [РД 153-39.0-072-01]: - каротаж – исследования разрезов скважин в околоскважинном пространстве, основанные на измерениях параметров физических полей в скважине и околоскважинном пространстве, с целью изучения свойств разбуренных горных пород, выявления продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов, привязки к разрезу по глубине других исследований и операций в скважинах, а также получения информации для интерпретации данных скважинной и наземной геофизики; - ИТСС – исследования и контроль технического состояния скважин и технологического оборудования, необходимые для информационного обеспечения управления процессами бурения скважин, спуска и цементирования обсадных колонн, вторичного вскрытия коллекторов и вызова 9 притоков пластовых флюидов, капитального и подземного ремонта скважин и ликвидации аварий. Решение этих задач включает определения: траектории и конфигурации ствола скважины, глубины прихвата бурового инструмента в бурящихся скважинах; высоты подъема цемента за обсадной колонной, полноты заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с колонной и горными породами, положений в разрезе муфт обсадных колонн и насоснокомпрессорных труб (НКТ), их толщин и дефектов; в эксплуатационных скважинах – местоположения технологического оборудования, парафиновых отложений, интервалов порывов эксплуатационной колонны, глубин прихвата НКТ; - ПГИ – промыслово-геофизические исследования (ГИС-контроль, гидродинамические исследования в скважинах (ГДИС), гидродинамический каротаж (ГДК), предназначенные для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и в процессе длительной эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения данных о продуктивности, фильтрационных свойствах и гидродинамических связях пластов, включающие измерения давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюидов в стволе скважины. - прямые исследования пластов – опробование и испытание пластов и отбор образцов пород и флюидов, обеспечивающие отбор образцов пород и проб пластовых флюидов из стенок скважины, исследование их свойств и состава, а также измерение пластового давления в процессе 10 отбора проб флюидов с целью изучения фильтрационных свойств пласта. К прямым исследованиям относятся использование испытателя пластов на трубах (ИПТ) и опробование пластов приборами на кабеле (ОПК). К геофизическим работам в скважинах относят также работы и исследования, связанные с привязкой интервалов перфорации, сверлящую перфорацию, освоение пластов свабированием, интенсификацию притоков пластовых флюидов и удаление гидратных и асфальтено-парафиновых отложений с помощью геофизического оборудования. Технологию проведения ГИС можно проиллюстрировать с помощью следующих рисунков (Рисунок 1.1-3). На рисунке 1.1 приведена схема проведения каротажа скважин приборами на кабеле [Дьяконов, 1977]. К кабелю 2, намотанному на барабан лебедки 5 геофизической каротажной станции, подсоединяется скважинный прибор 1, в котором находятся датчики и электронные узлы. Геофизической станцией называется полевой информационно-измерительный комплекс, включающий подъёмник (лебедка 5 и ее управление) и лабораторию (регистратор 6, блоки питания и управления). В настоящее время, как правило, их монтируют на едином шасси. Прибор опускают в скважину через направляющий блок 4 и блокбаланс 3. К направляющему блоку 4 присоединены датчики глубины и магнитных меток. Сигналы от этих датчиков по кабелю 7 передаются на регистратор 6. Выполняя грузонесущие функции, кабель 2 служит также для подачи питания и сигналов 11 управления к скважинному прибору и передачи информации на поверхность. Кабель соединен с геофизической лабораторией. Рисунок 1.2. Вид на каротажную станцию, со стороны лебедки Рисунок 1.1. Схема проведения каротажа скважин приборами на кабеле. (по Д.И.Дьяконову [Дьяконов, 1977]) Рисунок 1.3. Фотография каротажной станции на скважине 12 Все современные приборы оснащены аналогоцифровыми преобразователями, а регистрация ведется на портативных компьютерах, которые могут не только сохранять информацию, но оперативно ее обрабатывать и при необходимости изменять параметры работы скважинного прибора и скорость каротажа. Кроме приборов на кабеле в настоящее время используются автономные приборы, которые доставляются в скважину на буровых трубах (например, в горизонтальные скважины с большой длиной горизонтального участка), или на тросе (скважины с агрессивной средой). ГИС – совокупность физических методов, предназначенных для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. Параметры искусственных и естественных физических полей в скважине связаны с физическими свойствами горных пород, находящихся в околоскважинном и межскважинном пространстве. Физические свойства отражают литологические, фациальные, коллекторские, структурнотекстурные и другие характеристики. Эти характеристики определяют по измеренным в скважине параметрам физических полей. Между тем, поле в скважине имеет интегральный характер. Вклад в его формирование вносят различные зоны: сам измерительный прибор; скважина (включая буровой раствор, глинистую корку для открытого ствола скважины; промывочную жидкость, обсадную колонну, цементный камень для обсаженной скважины); часть породы, примыкающая к стенке скважины и измененная 13 в процессе бурения; неизмененная часть пласта; вмещающие породы. Классификация методов ГИС может быть выполнена по виду изучаемых физических полей. Их делят на электрические, электромагнитные, ядерно-физические, сейсмоакустические, гравитационные, магнитные, термические, геохимические и др. Электрический и электромагнитный каротаж – исследования скважин, основанные на изучении электрических и электромагнитных свойств горных пород и насыщающих их флюидов. Электрический каротаж (ЭК) – исследования горных пород, основанные на регистрации параметров естественного или искусственного постоянного (квазипостоянного) электрического поля. ЭК, основанный на регистрации параметров естественного электрического поля, представляет собой каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Измеряемой величиной является потенциал электрического поля ПС или разность потенциалов. Единица измерения — милливольт (мВ). ЭК, основанный на регистрации параметров постоянного (квазипостоянного) искусственного электрического поля, включает следующие виды: боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), боковой микрокаротаж (БМК) и микрокаротаж (МК), каротаж вызванных потенциалов (ВП), токовую резистивиметрию (Рез.). Они объединяются под общим названием «каротаж сопротивлений» (КС). Измеряемой величиной является 14 кажущееся удельное электрическое сопротивление () среды. Единица измерения — Омметр (Омм). Стандартный электрический каротаж — исследования, включающие регистрацию потенциалов ПС и кажущихся сопротивлений одним или двумя не фокусированными потенциал- и градиент- зондами, длины которых выбраны постоянными для данного региона работ. ЭК не выполняют в скважинах с промывочной жидкостью на непроводящей основе. Электромагнитный каротаж (ЭМК) - исследования горных пород, основанные на измерении параметров искусственного переменного электромагнитного поля. ЭМК в области низких частот (десятки и первые сотни кГц), в которой слабо проявляются волновые свойства регистрируемого поля, носит название индукционного каротажа (ИК), а в варианте зондирования – индукционного каротажного зондирования (ИКЗ). Измеряемой величиной является кажущаяся удельная электрическая проводимость (). Единица измерения – миллиСименс на метр (мСм/м). ЭМК в области частот от нескольких сотен кГц до МГц – это высокочастотный индукционный каротаж (ВИК) и диэлектрический каротаж (ДК). Наиболее распространен ВИК с использованием изопараметрических зондов (ВИКИЗ), постоянной величиной которых является произведение частоты излучения на квадрат длины измерительного зонда, а измеряемой величиной – разность фаз сигналов (напряженности магнитного поля) в сближенных измерительных катушках. 15 Для изучения изменения электрических параметров пород в радиальном направлении от скважины к неизменённой части пласта применяют комплексирование разноглубинных измерительных зондов одного вида — БКЗ, ИКЗ, ВИКИЗ либо различных видов, реализующих зонды с разной радиальной глубинностью исследований, например, — МК, БМК, БК, ИК. Радиоактивный каротаж (РК) — исследования, основанные на измерении параметров полей ионизирующих частиц (нейтронов и гамма-квантов) с целью определения ядерно-физических свойств и элементного состава горных пород. Радиоактивный каротаж нефтяных и газовых скважин включает следующие основные группы измерений: гаммакаротаж (ГК), гамма-гамма-каротаж (ГГК), нейтронный каротаж (НК), нейтронный активационный каротаж. Каждая группа подразделяется на несколько модификаций, различающиеся типом детекторов, энергетическим спектром регистрируемого излучения, конструкцией измерительных зондов, методиками измерений и обработки первичных данных. Гамма-каротаж ГК основан на измерении естественного -излучения горных пород. Использование спектрометрической модификации ГК позволяет определять концентрации естественных радиоактивных элементов (K-40, продуктов распада Th и U) в горных породах. Нейтронный каротаж НК основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного или управляемого источника и измерении плотностей потоков 16 надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина — скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин), расчётная величина водородосодержание пород в стандартных условиях. В зависимости от регистрируемого излучения различают: каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-НТ), по тепловым нейтронам (ННК-Т), нейтронный гамма-каротаж (НГК). Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов. Для оценки насыщения пород углеводородами после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора используют НК с импульсным источником нейтронов. В практике геофизических работ обычно используют импульсный нейтронный каротаж (ИНК), позволяющий определять макросечение поглощения тепловых нейтронов, и спектрометрический гамма ИНК (С/О-каротаж). Гамма-гамма каротаж ГГК – исследования, основанные на регистрации плотности потока -излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным ампульным источником энергетического спектра, -квантов. В зависимости регистрируемого от -излучения различают плотностной (ГГК-П), показания которого обусловлены, в основном, плотностью пород, и литоплотностной (ГГК-ЛП), предназначенный для определения плотности и индекса фотоэлектрического 17 поглощения, связанного с эффективным атомным номером пород. Акустический каротаж (АК) предназначен для измерения интервальных времён (, =1/V, где V-скорость распространения волны, м/мкс), амплитуд (А) и коэффициентов эффективного затухания (), преломленных продольной, поперечной, Лэмба и Стоунли упругих волн, распространяющихся в горных породах, обсадной колонне и по границе жидкости, заполняющей скважину, с горными породами или обсадной колонной. Единицы измерения — микросекунда на метр (мкс/м), безразмерная (для А) и децибел на метр (дБ/м) (для ). В настоящее время в практику проведения геофизических работ в необсаженных скважинах вошёл метод ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), который позволяет определять количество подвижного водорода в поровом пространстве путем измерения параметров свободной ядерной прецессии протонов, возникающей после выключения поляризующего поля. Изучение геометрии ствола скважины проводят по результатам измерения нескольких диаметров во взаимно перпендикулярных плоскостях – профилеметрия ствола, а также и среднего диаметра скважины – кавернометрия (ДС). Инклинометрические (Инкл.) исследования – это измерения зенитного угла и азимута скважины в зависимости от глубины измерений. Для определения элементов залегания пород в разрезе скважины используется пластовая наклонометрия (Накл.) 18 Термометрия используется для изучения естественных и искусственных тепловых полей в скважине при установившихся и неустановившихся режимах. Магнитный каротаж основан на изучении магнитных характеристик горных пород и напряженности геомагнитного поля в породах, вскрытых скважиной. В практике детальных исследований применяют каротаж магнитной восприимчивости (КМВ), основанный на изучении искусственного переменного электромагнитного поля, величина электродвижущей силы (ЭДС) которого определяется магнитной восприимчивостью горных пород. Геофизические исследования разрезов нефтяных и газовых скважин всех категорий (каротаж) подразделяют на: - общие, материалы которых предназначены для расчленения разбуренных разрезов, выделения в них основных литолого-стратиграфических комплексов пород, перспективных и продуктивных отложений; - детальные, которые выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах с целью определения количественных характеристик пластов. В Таблица 1.1 приведены комплексы обязательных методов ГИС для решения общих и детальных исследований. Геологическую интерпретацию данных общих и детальных исследований выполняют непосредственно по завершении каждого этапа скважинных работ (оперативная интерпретация) и при подсчёте запасов нефти и газа (сводная интерпретация), используя для этого петрофизическое обеспечение в разной стадии готовности. 19 Общие исследования выполняют во всех скважинах по всему разрезу, вскрытому бурением. Они обеспечивают: - определение пространственного положения и технического состояния стволов скважин; - выделение стратиграфических реперов и разделение разреза на литолого-стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический и др.) идентификацию литолого-стратиграфических комплексов, к которым приурочены продуктивные и/или перспективные на нефть и газ отложения; - расчленение разреза на пласты, их привязку по относительным и абсолютным отметкам глубин, внутри- и межплощадную корреляцию разрезов; - привязку интервалов отбора керна по глубине; - литологическое изучение интервалов разреза, не охарактеризованных керном; - привязку по глубине интервалов опробований, испытаний, перфорации, материалов геофизических исследований в обсаженных скважинах; - информационное обеспечение интерпретации наземных (полевых) геофизических исследований. Этапы, интервалы и объёмы общих исследований закладывают в проекты на строительство скважин. В зависимости от решаемых задач исследования подразделяют на промежуточные и заключительные, которые выполняют полным комплексом в заданных интервалах, и привязочные, назначаемые по мере необходимости. 20 Промежуточные исследования проводят по завершению разбуривания интервалов, намеченных для перекрытия кондуктором, техническими колоннами, а также эксплуатационной колонной выше первого продуктивного или перспективного интервала. Применяют для оценки пространственного положения и технического состояния ствола скважины с целью её безопасного бурения, часто ограниченным комплексом методов. Заключительные исследования проводят по окончании бурения скважины. Привязочные исследования проводят с целью оценки положения текущего забоя относительно стратиграфических реперов, а также привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований и испытаний. 21 Таблица 1.1. Обязательные комплексы геофизических исследований необсаженных скважин для решения геологических и технических задач [РД 153-39.0-072-01] Категория скважин Опорная, Структурная, поисковая, Эксплуата-ционная параметрическая оценочная, разведочная Общие исследования (по всему разрезу скважин) ГТИ, ПС, КС (1-2 зонда ГТИ3, ПС, КС (1-2 ГТИ, ПС, КС (1-2 из состава БКЗ), БК, ГК, зонда из состава зонда из состава БКЗ), НК, АК, ГГК-П, БК3), БК3, ГК, НК, БК, ГК, НК, АК, ГГКпрофилеметрия, П, профилеметрия, АК3, ГГК-П3, инклинометрия, Инкл., Рез., профилеметрия, резистивиметрия, термометрия, ВСП Инкл., Рез. термометрия1, ВСП2 Постоянная часть детальных исследований ПС, БКЗ, БК, ИК ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), МК, БМК, МК, БМК, (ЭМК), МК3, БМК, профилеметрия, ГК профилеметрия, ГК профилеметрия, ГК (СГК), НК, ИНК, АК, (СГК). НК, АК, ГГК-П (СГК)3, НК, АК, ГГКГГК-П (ГГК-ЛП), (ГГК-ЛП)4, Накл5. П (ГГК-ЛП)3,4 Накл., ЯМК, КМВ Изменяемая часть детальных исследований (дополнительные исследования): - в сложных (трещинных, глинистых, битуминозных) коллекторах ДК, ГДК, ОПК, ИПТ, ЭК- сканирование, АК- сканирование, ЯМК - для определения межфлюидальных контактов ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК, ГДК, ОПК, ИПТ, ГДК, ОПК, ИПТ, ИНК ЯМК ИНК, ЯМК - при низком выносе керна СКО (отбор образцов пород сверлящим керноотборником) - при неоднозначной итерпретации ГДК, ОПК, ИПТ, СКО, специальные исследования со сменой условий в скважине -для моделирования залежей и при проведени 3D-сейсморазведки Накл., ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование) Примечания: 1 – в нескольких скважинах на площади (месторождении); 2 – во всех поисково-оценочных скважинах, в разведочных скважинах – при близком расположении сейсмопрофилей; 3 – при кустовом бурении – в вертикальных скважинах кустов; 4 – в разрезах с карбонатными коллекторами; 5 – в поисковых, оценочных и разведочных скважинах при наклоне границ пластов более 5° к оси скважины. 22 1.1. Глубинность и вертикальное разрешение ГИС Бурение изменяет свойства пласта. Скважину бурят, используя буровой раствор, который состоит из жидкости и добавок, чаще всего глинопорошка (твердых частичек глины). Если давление в скважине больше пластового давления, то фильтрат проникает в продуктивный пласт и вытесняет пластовую жидкость. Получается следующая картина (см. Рисунок 1.4) [https://www.geolib.net]. Рисунок 1.4. Структура зоны проникновения Нгл.к-толщина глинистой корки; гл.к – удельное сопротивление глинистой корки, Кво -коэффициент остаточной водонасыщенности , Кв – коэффициент водонасыщенности. 23 Самая ближняя к скважине зона – так называемая "промытая зона", поровое пространство которой заполнено фильтратом бурового раствора; далее находится зона проникновения фильтрата в пласт – часть пластового флюида замещено фильтратом бурового раствора; самая дальняя зона – незатронутая проникновением часть пласта (см. Рисунок 1.4). Фильтрат – чистая жидкость, минерализация которой зависит от того, на какой основе используется буровой раствор, и добавок. Обычно минерализация бурового раствора меньше минерализации пластовой воды (т.е. используют буровой раствор на пресной воде). После проникновения фильтрата в пласт на стенке скважины против пласта образуется глинистая корка. Наличие корки указывает на факт проникновения и, соответственно, на проницаемость пласта. Различные методы каротажа обладают различной глубинностью исследований и вертикальным разрешением по стволу скважины Под глубинностью метода будем понимать радиус области ограниченной цилиндрической поверхностью из которой получается 90% информации. Под вертикальным разрешением понимают характерную мощность пласта во вмещающей однородной толще геофизические характеристики которого могут быть оценены при обработке и интерпретации данного метода ГИС. (см. Таблица 1.2). 24 Таблица 1.2. Глубинность и вертикальное разрешение основных методов ГИС Методы Глубинность, см Вертикальное разрешение, см ПС 10 ÷ 25 100 ГК 15 ÷ 30 30 ÷ 40 НК 15 ÷ 30 40 ÷ 60 АК 10 ÷ 20 40 ÷ 60 ГГК-П 15 ÷ 30 20 ÷ 40 ИК 100 ÷ 150 100 ÷ 150 БК 30 ÷ 80 30 ÷ 80 Микропотенциал Микроградиент 10 ÷ 12 2,6 ÷ 3,7 5 4 МБК 10 5 БКЗ градиентзонд потенциал-зонд 1L 2L 2L 2L L – длина зонда. Для градиент-зонда AxMyN где х – расстояние между электродами А и М, y – расстояние между электродами M и N L= x+y/2 Для потенциал-зонда L равно расстоянию между электродами A и M. Важно отметить, что различные методы ГИС получают информацию (сообразно глубинности метода) из различных частей системы прибор-скважина-пласт, а их интерпретация 25 зависит от заполнения порового пространства, которое в свою очередь, определяется соотношением флюидов в неизменённой части пласта и в зоне проникновения фильтрата бурового раствора. Пример. Необходимо определить глубинность акустического каротажа АК для доломитизированного песчаника (кварцевых зерен – 0.81 доля, доломитовый цемент – 0.19) с пористостью 0.2. Интервальное время прохождения продольной волны во флюиде = 610 мкс/м. Частота работы генератора ультразвуковых колебаний составляет 10кГц Под глубинностью будем подразумевать 0.5 длины волны. Решение. Длина волны ([м]) равна отношению скорости волны (V[м/сек]) к частоте (f[Гц]): =V/f (1.1) Для расчета скорости волны используем табличные значения интервального времени, приведенные в Таблица 5.5. Tкварца = 164 мкс/м, Tдоломита = 143 мкс/м. Тогда запишем Tск=164*0.81+143*0.19=160 [мкс/м] Tпороды = 160*(1-0,2)+610*0,2 = 250 [мкс/м] V=1000000/250=4000 [м/с] =V/f=4000/10000=0,4 [м] Получаем глубинность АК = 0,2 м 26 1.2. Связь между ГИС и петрофизическими исследованиями При геофизических исследованиях производятся измерения физических полей. С помощью связей «кернкерн», «керн-ГИС», «ГИС-ГИС», полученных на основе петрофизической информации, проводится интерпретация данных ГИС, то есть получение на основе измеренных геофизических параметров информации о минеральном составе, пористости, насыщенности пород и пр. Зависимости «керн-керн» и «керн-ГИС» позволяют переходить от геофизических параметров к геологическим, например, от плотности к пористости, от интервального времени пробега продольной волны к пористости и др. В практике построения таких связей обычно используются двумерные функции. При интерпретации данных ГИС необходимо использовать петрофизические зависимости, включающие петрофизические константы (коэффициенты в уравнении Арчи-Дахнова, водородосодержание глин, плотности минералов, интервальное время и т.д.) и информацию о минеральном составе. Как правило, необходимы следующие петрофизические данные по каждому продуктивному пласту: 1. Минеральный состав пород (для выбора интерпретационной модели). 2. Связь для расчета глинистости:  ГК =f(Сгл). 27  ПС =f(Кгл).  ПС =f [Кгл / (Кгл + Кп)]. 3. Для расчета пористости:  Связь DT=f (Кп) (для расчета пористости по АК).  Связь δ=f (Кп) (для расчета пористости по ГГК-П).  Связь αПС=f (Кп) (для расчета пористости по ПС).  Данные по водородосодержанию глин (для расчета пористости по нейтронным методам). 4. Критерии выделения коллектора и критические значения  Граничное значение ПС, Кп, Кгл. 5. Для расчета коэффициента водонасыщенности:  Связь Pп=f(Кп).  Связь Pн=f(Кв). 6. Для расчета проницаемости:  Связь Кпр = f(Кп).  Связь αПС = f(Кпр).  Связь Ков = f(Кпр). 7. Для расчета Кп.эф = Кп(1-Ков)  Связь Ков=f(Кп) или Ков=f(Кгл/Кп). 28 Возможно применение более сложных многомерных связей [Еникеев, 2003]. При отсутствии должного петрофизического обеспечения на начальном этапе работ возможно использование соответствующих связей для одновозрастных отложений соседних месторождений. Следует помнить, что при сравнении данных по керну и по ГИС данные керна следует приводить к условиям, имитирующим пластовые. 1.3. Построение петрофизических связей типа «керн-керн» Наиболее надежные связи между различными характеристиками горной породы получаются при построении зависимостей типа «керн-керн». При этом желательно получать их для каждого литотипа в отдельности. На рисунке 1.5 приведен пример взаимосвязи водоудерживающей способности и пористости. 29 Рисунок 1.5. Зависимость коэффициента остаточной водонасыщенности от коэффициента пористости для пласта БВ 8-1 одного из месторождений ЗападноСибирского НГБ Песчаники можно объединять в единый литотип – коллектор, а аргиллиты (на рисунке обозначены как глины) рассматривать как другой тип. Основной отличительной особенностью, позволяющей отделить аргиллиты от коллекторов, является количество остаточной воды (Ков), измеряемое при извлечении воды из порового пространства, например, методом центрифугирования. В аргиллитах Ков составляет 80-100% (0.8÷1 долей единицы). Наиболее важные двумерные связи строятся по кроссплотам между электрическими характеристиками породы, с одной стороны, и ее пористостью и водонасыщенностью с другой. Обычно для построения этих зависимостей используются степенные уравнения АрчиДахнова. 30 Удельное сопротивление горных пород в общем случае зависит от состава породообразующих минералов и характера жидкости, заполняющей поровое пространство. Главные породообразующие минералы осадочных пород (кварц, полевой шпат, слюды, кальцит) обладают сопротивлением 107÷1015 Омм. При прохождении электрического тока через такие породы основную роль в проводимости играет поровая вода, содержащая растворенные соли. Удельное сопротивление породы при 100%-ном заполнении пор водой (ВП) и удельном сопротивлении воды В, оценивается соотношением: ВП =Рп*В, (1.2) где Рп – параметр пористости. В практике интерпретации удельного электрического сопротивления горных пород в России чаще всего используются эмпирические уравнения Арчи-Дахнова. Для полностью водонасыщенных пород параметр пористости связан с общей пористостью породы (Кп) следующей эмпирической зависимостью: Рп =ВП/В =am/Кпm, (1.3) где am и m – константы для данного типа пород, которые рассчитываются при аппроксимации данных, полученных при измерениях на представительной коллекции керна (не менее 30 образцов) из изучаемых отложений. На рисунке 1.6 представлены результаты измерений Ков и Кп. Как было сказано выше, образцы с Ков = 0.8÷1 относятся к 31 аргиллитам, и их необходимо из общих построений исключить. Точки, соответствующие коллекторам, используются для нахождения зависимости Pп=f(Кп). На рисунке 1.7 представлена аппроксимирующая зависимость (1.3) для отложений АВ8-1 месторождения Вань-Еган. Для этих отложений am=1.4914 и m=1.674. Рисунок 1.6. Кроссплот коэффициентов остаточной водонасыщенности и пористости 32 Рисунок 1.7. Взаимосвязь параметра пористости Рп и коэффициента пористости Кп для коллекторов пласта АВ8-1 и апроксимирующая её зависимость В породах-коллекторах часть объема пор может быть насыщена нефтью или газом. Поскольку нефть и газ практически не проводят электрический ток, удельное сопротивление нефтегазоносной породы (НП) возрастает в Рн раз по сравнению с её удельным сопротивлением при полном водонасыщении (ВП): Рн=НП/ВП (1.4) Величину Рн называют параметром насыщения. Он связан с коэффициентом остаточной водонасыщенности породы КОВ следующим соотношением: Рн=НП/ВП =an/Ковn, (1.5) где an, n – эмпирические постоянные, величины которых зависят от структуры порового пространства, 33 глинистости породы и избирательной смачиваемости поверхности пород водой и углеводородами. На рисунке 1.8 приведена зависимость Рн от Ков, полученная на представительной коллекции керна отложений АВ8-1 месторождения Вань-Еган. Значение остаточной водонасыщенности получено после центрифугирования полностью водонасыщенных образцов. Для этих отложений значения коэффициентов уравнения (1.5) будут следующие: an=0.9881 и n=1.979. Процедура построения зависимостей ориентируется на измерения, проводимые в лабораторных (t=20oC и Р=1 атм) или атмосферных условиях, однако при переходе от пластовых к атмосферным условиям меняются все петрофизические характеристики (Кп, ВП, В и др.). Поэтому необходимо проводить исследования в пластовых условиях. При невозможности исследовать все образцы в пластовых условиях, проводятся исследования на ограниченной коллекции керна и в пластовых и в атмосферных условиях, и строится система перехода от атмосферных к пластовым условиям. 34 Рисунок 1.8. Взаимосвязь параметра насыщения Рн и коэффициента остаточной водонасыщенности Ков для коллекторов пласта АВ8-1 и аппроксимирующая её зависимость Таким образом, для расчета коэффициента водонасыщенности Кв неглинистого коллектора нужно знать его пористость (Кп), удельное электрическое сопротивление УЭС (RП) и УЭС содержащейся в нем пластовой воды (В), а также постоянные уравнений Арчи-Дахнова (am, m, an и n). Кв=(аm*an*ρВ/(RП*Кпm))1/n Коэффициент (1.6) нефтегазонасыщения связан с коэффициентом водонасыщенности следующим образом: 𝑛 Kн = 1 − Кв = 1 − √ 𝑎𝑛 ⋅ 𝑎𝑚 ⋅ ρВ Kп𝑚 ⋅ R П (1.7) Для определения УЭС пластовой воды, зная минерализацию пластовой воды и ее температуру, обычно используют зависимость, приведенную на рисунке 1.9. По оси 35 ОХ откладывают значение минерализации (кг/м3=г/л). Перпендикулярно оси ОХ проводят прямую линию до пересечения с кривой, соответствующей температуре пласта. От точки пересечения проводят прямую параллельную оси ОХ до пересечения с ось ОY. Точка пересечения с осью OY соответствует значению УЭС пластовой воды. В качестве примера рассмотрим задачу определения УЭС пластовой воды с минерализацией 30 г/л при температуре 60C. На оси OX наносим точку «а». От нее ведем прямую до точки «б», а от точки «б» ведем прямую до точки «в». УЭС равно 0.11 Омм. Другим способом расчета УЭС пластовой воды при температуре пласта и при известном сопротивлении этой воды в лабораторных условиях, является использование зависимостей, приводимых компанией «Шлюмберже» в своих инструкциях для расчетов с использованием измерений температуры в градусах Цельсия: ρВ2= ρВ1*(21.5+T1)/(21.5+T2)) (1.8) где ρВ2 – рассчитываемое сопротивление минерализованной воды при температуре T2, ρВ1 – известное сопротивление раствора при температуре T1. 36 Рисунок 1.9. Зависимость удельного электрического сопротивления воды от концентрации NaCl [Латышова, 2007]. Шифр кривых –температура Т [C] Для определения сопротивления воды по её минерализации, пересчитанной в минерализацию по NaCl, при температуре Т2 можно пользоваться следующей формулой: 𝜌В = (0.0123 + 3647.5 (1000⋅СВ )0.955 37 )⋅ 23.4+21.5 𝑇2 +21.5 (1.9) где ρВ – сопротивление воды при известной минерализации по NaCl, и температуре T2[°C], CВ [г/л]– минерализация пластовой воды по NaCl. Правый сомножитель позволяет пересчитать сопротивление, рассчитанное для температуры 23.4°C в сопротивление этой же воды при температуре T2 [°C]. Преобразуя выражение (1.9) можно получить выражение для оценки минерализации воды: СВ = 1 ( 1000 3647.5 𝑇 +21.5 𝜌В 2 −0.0123 23.4+21.5 1 0.955 ) (1.10) Для примера: в(T2=20С), равное 0.42 Омм, соответствует Св = 14.955 г/л 1.4. Построение петрофизических связей типа «керн-ГИС» Для построения такого типа связи необходимо увязать глубины отбора образцов керна и измерений ГИС. Для увязки обычно используют кривые гамма-каротажа и спектрометрического гамма-каротажа, полученные в скважине, и результаты профильных замеров радиоактивности, полученные на полноразмерной колонке керна. На рисунке 1.10 представлен график увязки измерений по ГИС и образцов керна. 38 Рисунок 1.10. Пример увязки глубин измерений по ГК-ГИС и отбора образцов керна по профильным замерам радиоактивности Данные привязанного керна могут быть использованы для оценки качества ГИС. При этом для контроля таких физических величин, как концентрации ЕРЭ, водородный индекс и т.п., можно использовать измерения на керне в лабораторных условиях, а для таких, как плотность и интервальное время, на величину которых оказывают влияния температура и давление, результаты измерений на керне следует привести к пластовым условиям. Способы контроля данных ГИС по керну: достоверности 39 интерпретации 1. Сравнение параметров по ГИС и керну на кроссплоте (керн должен быть привязан)(Рисунок 1.11) Рисунок 1.11. Кроссплот «Кп-ГИС – Кп-керн». Кп-ГИС получен по данным электрометрии (ПС) [Гудок и др., 2007] 2. Сравнение распределений параметров по ГИС и по керну (привязка не обязательна)(Рисунок 1.12) Рисунок 1.12. Сопоставление распределений «Кп-ГИС» и «Кп-керн» [Гудок и др., 2007] 40 3. Сопоставление параметров на планшете (керн должен быть привязан)(Рисунок 1.13) Рисунок 1.13. Сопоставление результатов интерпретации комплекса ГИС (Кп, Кгл) с прямыми измерениями на образцах керна При анализе достоверности интерпретации следует учитывать представительность данных керна. Так, формы распределений параметров, измеренных на керне и по ГИС, могут не совпадать из-за особенностей выноса керна и отбора образцов на анализ. В данном примере формы распределений не совпадают из-за пониженного выноса керна из интервалов хороших коллекторов. 41 1.5. Задачи, решаемые при интерпретации данных ГИС Результаты геофизических исследований скважин используются на разных уровнях решения геологогеофизических задач. При исследованиях в поисковых, разведочных и эксплуатационных на нефть и газ скважинах данные промысловой геофизики используются для составления литофизического разреза скважины, выделения и оценки характера насыщения коллекторов в разрезе, определения эффективной мощности, коэффициентов пористости и нефтегазонасыщения, а также оценки коэффициентов проницаемости и глинистости продуктивных коллекторов [Латышова и др.,2007 ]. Для построения пространственной модели месторождения по данным геофизических исследований скважин решаются следующие задачи (не рассматриваются в данном пособии): 1. Определение глубины кровли и подошвы пластаколлектора в точках пересечения его скважиной. Для этого глубины пластопересечения по данным каротажа пересчитываются в абсолютные глубины с учетом амплитуды стола ротора буровой установки и искривления ствола скважины, измеренного с помощью инклинометра. 2. Идентификация пластов, пересеченных различными скважинами и построение схем межскважинных корреляций. 42 3. Оценка фациальной принадлежности пластов. В России родоначальником методики является В.С.Муромцев [Муромцев, 1984]. В западных технологиях построения трехмерных геолого-гидродинамических моделей используется классификация терригенных коллекторов на основании вычисления гидравлических единиц потока, зависящих от коэффициентов пористости (Кп), проницаемости (Кпр) и с учетом неоднородности порового пространства. Проведя выделение геологического тела, перед геологами возникают задачи получения характеристик данного тела по разрезу скважины. Задачи, решаемые при исследованиях в одной скважине, можно условно разделить на несколько задач: 1. Литофизическое расчленение разреза. 2. Определение коэффициента пористости (Кп). 3. Оценка насыщения (Кн) пород углеводородами в открытом стволе скважины. 4. Определение эффективной мощности. 5. Определение коэффициента насыщения пород (Кн) в неперфорированной обсаженной скважине Данные задачи подробно рассмотрены в последующих главах. 43 2. Литофизическое расчленение разреза и выделение коллекторов Задача литофизического расчленения разреза скважин решается путем применения признаков основных типов пород на диаграммах геофизического комплекса. Чем больше установлено признаков, характеризующих породу, тем точнее она может быть определена. При комплексной геофизической интерпретации необходимо учитывать, что существующие методы измеряют физические поля, часто являющиеся одинаковыми для разных отложений, а для перехода от физических полей к геологическим параметрам необходимо привлекать данные петрофизических исследований коллекций образцов керна, извлеченного в процессе бурения или боковым керноотборником. Таблица для оценки наиболее распространенных осадочных пород по данным геофизических методов приведена ниже (Таблица 2.1). Необходимо учитывать, что в ней приведены наиболее ясно выраженные типы пород и коллекторов, в природных же условиях часто встречаются переходные разности. В частности, увеличение песчанистости глины может привести к уменьшению ее пористости и вероятности образования каверны напротив нее, а также увеличению сопротивления, а увеличение пластичности – к сужению диаметра скважины, вместо увеличения. Повышение содержания глинистого материала в нефтенасыщенном песчанике приводит к 44 уменьшению амплитуды ПС и значительному снижению сопротивления [Латышева и др.,2007]. Коллекторы выделяются в разрезе по геофизическим признакам благодаря пористости и проницаемости. Для выделения коллекторов используются качественные и количественные признаки. К качественным признакам выделения коллекторов относятся: 1. Наличие глинистой корки (если бурение велось на глинистом буровом растворе), которое определяется по любому методу измерения диаметра скважины (каверномеру, профильному каверномеру). 2. Расхождение между микропотенциал- и микроградиентзондами. При проходке скважин с использованием бурового раствора на не минерализованной воде в пласт проникает пресный фильтрат бурового раствора, поэтому сопротивление, измеренное более глубинным микропотенциал-зондом, будет больше, чем сопротивление, измеренное микроградиент-зондом. При бурении на соленой воде, соотношение может измениться в сторону уменьшения сопротивления, измеренного по микропотенциал-зонду по отношению к микроградиентзонду, но это будет зависеть от минерализации бурового раствора. 3. Расхождение между показаниями электрических методов, имеющих разную глубину исследований: зондов бокового каротажного зондирования (БКЗ), зондов высокочастотного индукционного каротажного 45 изопараметрического зондирования (ВИКИЗ), несколько зондов индукционного каротажа (ИК), бокового каротажа (БК) и микробокового каротажа (МБК). При этом необходимо учитывать, что расхождения может не быть, так как в коллекторах могут создаваться условия, при которых сопротивление зоны проникновения будет примерно равным с сопротивлением неизмененной части пласта. Например, для полностью водонасыщенных коллекторов это условие будет выполняться, если бурение проводилось на растворе с минерализацией, близкой к минерализации пластовой воды. 46 Таблица 2.1. Основные признаки некоторых осадочных пород и коллекторов по данным геофизических методов (глинистый раствор) [Латышева, 2007 ] Породы и коллекторы Глины Пески, песчаники, высокопористые карб. коллекторы с межзерн. пористостью, насыщ. минерализованной водой Пески, песчаники, высокопористые, карб. коллекторы с межзерновой пористостью, насыщ. нефтью с небольшим содерж. связанной воды Методы сопротивления ρП Низкое Минимальное Среднее Хар-р проникн. Отсутствие проникновения ρР < ρЗП ≥ ρП ρР < ρЗП > ρП ρР < ρЗП < ρП ρР < ρЗП = ρП Метод ПС Кавернограмма Микрозонды Гаммаметод Нейтр. методы UПС dС ρК Iγ Inγ, Inn Максимальные dС > dН Низкие, совпадающие для МПЗ и МГЗ Максимальные Минимальные Минимальные dС < dН Средние, не совпадающие для МПЗ и МГЗ Средние Средние То же То же То же Средние Средние 47 Породы и коллекторы Пески, песчаники, высокопористые, карб. коллекторы с межзерновой пористостью, насыщ. газом с небольшим содерж. связанной воды Коллекторы с межзерновой пористостью, насыщенные водой более пресной или такой же, как фильтрат бурового раствора Методы сопротивления Метод ПС Кавернограмма Микрозонды Гаммаметод Нейтр. методы ρП Хар-р проникн. UПС dС ρК Iγ Inγ, Inn Среднее То же То же То же То же Средние Максимальные Среднее ρР < ρЗП < ρП ρР < ρЗП = ρП Выше, чем в глинах, или как в глинах; ρф ≤ ρв dС = dН То же 48 Средние Средние Породы и коллекторы Низкопористые коллекторы в чистых карбонатных разностях (межзерновая и/или трещинная пористость). Хар-р насыщения установить трудно из-за глубокого проникновения. Глинистые известняки, мергели. Могут обладать как межзерновой, так и трещинной пористостью Ангидриты, чистые плотные кристаллические известняки Метод ПС Кавернограмма Микрозонды Гаммаметод Нейтр. методы Хар-р проникн. UПС dС ρК Iγ Inγ, Inn Глубокое проникновение Минимальные или фильтрата, кажущееся отсутствие проникнове ния Минимальные Средние, но выше, чем в песчаных коллекторах Методы сопротивления ρП Среднее То же То же То же Отсутствие проникновения максимальн ые То же максимальные, резко меняющиеся Средние или максимальные Средние, но выше, чем в песчаных коллекторах Максимальное Отсутствие проникновения Минимальные dС = dН То же Минимальные Максимальные 49 Породы и коллекторы Гипсы, сильно загипсованные породы Методы сопротивления Метод ПС Кавернограмма Микрозонды Гаммаметод Нейтр. методы ρП Хар-р проникн. UПС dС ρК Iγ Inγ, Inn То же То же То же То же То же То же Минимальные минимальные при dС >> dН Очень низкие Показания меняются с изм. диаметра скважины от средних до очень высоких Галит (каменная соль) То же То же То же dС >> dН dС = dН при предельном насыщении раствора солью Калийные соли То же То же То же То же То же Аномально высокие То же Угли Максимальное (бурые угли) То же dС > dН максимальные, меняющиеся Минимальные Минимальные Породы баженовской свиты Максимальное То же dС = dН максимальные, резко меняющиеся Аномально высокие Низкие 50 Кроме прямых качественных признаков выделения коллекторов используются косвенные количественные, по которым критерием выделения коллекторов является превышение расчетных значений проницаемости (Кпр), пористости (Кп), глинистости (Кгл) над критическими значениями. К количественным признакам можно отнести и геофизические параметры, отражающие изменения Кпр, Кп, Кгл (НК – двойной разностный параметр по нейтронному каротажу, ГК – двойной разностный параметр по гаммакаротажу, ПС – относительная аномалия потенциала собственной поляризации). На рисунке 2.1 приведен пример геофизического планшета по одной из скважин Западносибирского нефтегазоносного бассейна. Синим выделены интервалы нефтенасыщенных песчаников: низкие значения ГК (GR) и минимальные показания кривой ПС (SP) в связи с маленькой глинистостью, средние показания сопротивления (LLD, PROX), расхождение микрозондов из-за наличия глинистой корки (MINV – микроградиент-зонд показывает меньшие значения, чем MNOR – микропотенциал-зонд), расхождение зондов БКЗ (GZ1-7) в связи с наличием зоны проникновения. Голубым цветом выделен прослой углей: минимальная радиоактивность и показания нейтронного метода (CFTC), высокое сопротивление. Глины (зеленым цветом) характеризуются высокими значениями ГК, отклонениями кривой ПС вправо, низким сопротивлением. Плотные породы (розовый цвет) выделены по низкой радиоактивности и высокому сопротивлению. По кривой кавернометрии (CALI) 51 видно, что диаметр скважины в глинах и углях значительно больше номинального из-за образования каверн, в песчаниках – меньше из-за появления глинистой корки. В плотных породах диаметр обычно равен номинальному, но в данном случае кривая этого не показывает в верхнем пропластке (возможно, ошибка записи каверномера в этом интервале). Рисунок 2.1. Пример литологического расчленения разреза: синим выделены проницаемые песчаники, зеленым – глинистые породы, голубым – угли, розовым – карбонатизированные пропластки При работе в Западносибирском регионе необходимо обратить внимание на наличие в разрезе пород баженовской 52 свиты (Рисунок 2.2). Это карбонатно-глинисто-кремнистые породы с очень высоким содержанием органического вещества, которое оказывает существенное влияние на геофизические характеристики пород. Во-первых, это органическое вещество сорбирует на себе большое количество урана, благодаря чему показания гамма-каротажа на соответствующих глубинах больше, чем максимальные в глинах, в 2–10 раз. В связи с гидрофобностью и малым содержанием глинистых минералов сопротивление этих пород очень высокое, от 12 до тысяч Омм. Радиоактивность и сопротивление – два признака, которые уверенно выделяют баженовскую свиту в скважине по ГИС. При интерпретации каротажа интервалы баженовской свиты рассматриваются отдельно. Пример выделения баженовской свиты в той же скважине, что рассмотрена выше, приведен на рисунке 2.2. Видно, что масштаб кривой GR выбран в диапазоне от 0 до 140 мкр/ч, в то время как для интерпретации обычных пород предпочтителен масштаб от 0 до 20 мкр/ч (Рисунок 4.1). 53 Рисунок 2.2. Выделение интервала баженовской свиты по данным ГИС (в колонке литологии) 2.1. Практические задачи по загрузке данных и литологическому расчленению ЗАДАЧА I. «Ввод и редактирование данных ГИС» Целью задачи является ознакомление и получение навыков работы с основными средствами ввода и коррекции данных ГИС в программном комплексе GeoOffice Solver (далее Solver). Задача включает следующие основные практические задания: Задание 1 – создание базы данных (БД) по конкретной скважине в процессе ввода данных ГИС. 54 Задание 2 – просмотр и коррекция введенных данных ГИС с помощью средств работы с электронными таблицами и планшетом данных. Задание 1. Создание базы данных. Цель задания 1. Получение навыков ввода данных ГИС в БД. 2. Знакомство со средствами работы и с таблицей каротажных данных. Содержание задания 1. Создание БД для скважины в зависимости от варианта, предложенного преподавателем. 2. Ввод каротажных данных и проверка правильности их ввода. 3. Редактирование БД с помощью средств просмотра таблиц. Методические указания 1. Создать в директории C:\GeoOficeSOLVER\ рабочую директорию пользователя. Например, Ivanov. Выбор рабочей директории. При работе нескольких пользователей с программой на одном компьютере или при работе в сетевых условиях, когда программа вызывается с сервера, возникает необходимость разделения пользователями всех рабочих документов: LAS-файлов, наборов таблиц, графиков, распределений, статистических зависимостей, пользовательских программ. Для решения этой задачи каждому пользователю предоставляется возможность выбора своей рабочей директории. В этой директории 55 программа предлагает сохранять все текущие рабочие документы. Так, при выходе из программы в рабочей директории автоматически создается файл work.ini, в который записывается, какие документы были открыты или сохранены в текущей рабочей директории. При возвращении в эту директорию документы в том виде, в котором их оставил пользователь, будут открыты автоматически. С другой стороны, выбор рабочей директории не ограничивает пользователя при открытии и сохранении файлов с рабочими документами. Файлы рабочих документов могут получаться или сохраняться на любом доступном пользователю диске, а программа автоматически поддерживает связку рабочих документов. 2. Запустить программу SOLVER и выбрать с помощью меню Файл–Рабочая директория (Ctrl+D) в качестве рабочей директории созданную директорию (Рисунок 2.3). В результате появится главное меню SOLVER со строкой функциональных иконок и пустой таблицей данных (Рисунок 2.4). 56 Рисунок 2.3. Выбор директории Рисунок 2.4. Главное меню программы SOLVER 57 3. Загрузить данные ГИС из LAS-файла в соответствии с вариантом. Для этого необходимо воспользоваться пунктом меню Файл – Загрузка Las-файлов (Рисунок 2.5). Рисунок 2.5. Меню загрузки данных из LAS-файлов В открывшемся окне выбрать требуемую директорию и нажать на опцию «Продолжить» (Рисунок 2.6). Рисунок 2.6. Выбор директории при загрузке LAS-файлов В результате появится следующее окно, в котором необходимо выбрать требуемый LAS-файл(ы), пометив 58 его(их) «галочкой», и далее снова нажать на опцию «Продолжить» (Рисунок 2.7). Рисунок 2.7. Чтение информации о LAS-файле В появившемся окне если требуется определить кровлю и подошву интервала обработки. Далее окно «Создать планшет» пометить «галочкой», и нажать на опцию «Завершить» (Рисунок 2.8). 59 Рисунок 2.8. Определение кровли и подошвы интервала обработки, создание планшета В результате в пустой таблице данных появятся данные методов ГИС, оцифрованные с равным интервалом по глубине, например, 0.2 м. Кроме таблицы данных создастся планшет, содержащий изображения всех введенных кривых (Таблица 2.2, Рисунок 2.9). Сохранить планшет и таблицу в рабочую директорию. В рабочей директории должны появиться файлы с расширениями, соответственно, *.brd и *.asc. 60 Таблица 2.2. Мнемоники каротажных кривых CALI диаметр скважины (мм) IK,CILD CFTC нейтрон-гамма каротаж (у.е.) акустический каротаж (мкс/м) гамма-каротаж (у.е.) градиент-зонд 0.45м (Омм) градиент-зонд 1.05м (Омм) градиент-зонд 2.25м (Омм) градиент-зонд 4.25м (Омм) градиент-зонд 8.25м (Омм) обращенный градиент-зонд 2.25м (Омм) LLD DT GR GZ1 GZ2 GZ3 GZ4 GZ5 GZ7 MINV MNOR (M)RES RHOB PROX SP MSFL индукционный каротаж, зонд 6Ф1 (мСм/м) боковой каротаж (Омм) микроградиент-зонд (Омм) микропотенциалзонд (Омм) сопротивление скважины (Омм) плотность (г/см3) потенциал-зонд (Омм) собственный потенциал (мВ) микробоковой каротаж (Омм) Задание 2. Визуализация данных ГИС, редактирование и увязка каротажных кривых по глубине. Цель задания: Получение навыков работы с окном Планшет. Содержание задания: 1. Формирование планшета данных ГИС (Рисунок 2.9). 2. Проверка качества каротажных кривых и их коррекция. 61 Рисунок 2.9. Рабочие таблица и планшет в программе SOLVER Методические указания Геофизические планшеты служат для визуализации геофизических кривых, пластовой информации, литологической колонки, результатов классификации (литологии, стратиграфии и т.п.), выноса керна, результатов анализа керна, результатов испытаний и любой текстовой информации. Окно Планшет – специальное инструментальное средство программы Solver – является не только геофизическим планшетом, но также позволяет геофизику производить визуальный анализ качества диаграмм, коррекцию введенных каротажных кривых, увязку кривых по глубине и пр. 62 1. Формирование планшета. В Задании 1 было отмечено, что окно Планшет автоматически создается при загрузке в БД каротажных кривых из LAS-файлов. Окно Планшет можно вызвать с помощью второй справа функциональной иконки, пункта меню «Окна – Планшет» или клавиши F8. Планшет состоит из поля глубин и полей, которые могут содержать кривые, данные керна, испытаний, литологии и пр. (Рисунок 2.10). Кривые можно перемещать между полями с помощью мыши. Ширину поля, масштаб кривых (минимум и максимум, логарифмический/линейный), цвета, толщину, типы данных, список изображаемых объектов и пр. можно изменять в окне редактирования поля, вызываемом двойным нажатием левой кнопки мыши на соответствующее поле. В этом же окне можно создать новое поле с помощью иконок «Справа+» и «+Слева», удалить ненужное поле, а также воспользоваться пометкой «единый масштаб» для установления одного и того же масштаба для всех кривых, расположенных в одном поле. 63 Рисунок 2.10. Внешний вид и структура геофизического планшета В результате таких преобразований можно привести планшет к более удобному виду: 1) Собрать логически дополняющие друг друга кривые в одном поле. Например, кривые радиометрии – в одном поле, зонды БКЗ – в другом поле, микрозонды – в третьем и т.д. 2) Задать нужную ширину полей, придать изображениям кривых цвет, толщину и необходимый масштаб. 3) Для кривых БКЗ (градиент-зондов) установить единый масштаб изображения. 4) Установить единый масштаб изображения кривых зондов БК и МБК. 5) Установить единый масштаб изображения кривых микрозондов. При приведении планшета к удобному виду рекомендуется выбирать оптимальную ширину полей (50 или 64 60 мм). Окно настройки планшета показано на рисунке 2.11, результат – на рисунке 2.12. Рисунок 2.11. Настройка геофизического планшета 65 Рисунок 2.12. Внешний вид планшета после настройки Сохраните планшет в рабочей директории под тем же именем. 2. Корректировка каротажных кривых по глубине (первичная обработка данных ГИС). В окне Планшет, нажав на функциональную иконку Параметры планшета, как показано на рисунке ниже, вызвать меню Основные параметры (Рисунок 2.13). 66 Рисунок 2.13. Вызов меню «параметры планшета» Изменить в поле Масштаб изображения на 200 (Рисунок 2.14). Рисунок 2.14. Настройка масштаба отображения планшета по глубине Определить визуально, какие кривые из представленных на планшете нуждаются в увязке с другими кривыми по глубине. Далее выбрать в меню Функции – Увязка кривых (Рисунок 2.15). 67 Рисунок 2.15. Выбор функции «увязка кривых» В появившемся окне Увязка для внесения в него имени корректируемой кривой в поле Имя объекта нажмите левой кнопкой мыши на имя кривой в соответствующем заголовке поля планшета (Рисунок 2.16). 68 Рисунок 2.16. Окно увязки кривых Существуют две возможности увязки, определяемые значением иконки, расположенной сразу после поля Тип деформации. При нажатии мыши на эту иконку попеременно появляется Резинка или Сдвиг. Опция Резинка предполагает закрепление на нужной глубине характерных точек с автоматическим растягиванием и сжатием кривой между 69 ними. Опция Сдвиг дает возможность сдвинуть кривую целиком. Иконка Связать с позволяет одновременно и одинаково увязать несколько кривых по глубине. Для этого имя одной из увязываемых кривых вводится в поле Имя объекта, затем нажимается иконка Связать с и в расположенное ниже нее поле вводятся имена остальных совместно увязываемых кривых из заголовков полей планшета с помощью левой кнопки мыши. Такой подход, например, удобен при увязке кривых БКЗ, микрозондов и радиометрии. ЗАДАЧА II. «Литологическое расчленение разреза» Задание 1. Расчленение разреза скважины на пласты, коррекция границ и отсчетов, литологическое расчленение разреза. Цель задания 1. Получение навыков работы по расчленению разреза скважины на пласты. 2. Обучение определению пластовых характеристик, т.е. снятию отсчетов с кривых ГИС. 3. Обучение контролю качества и коррекции выделения границ пластов и снятых отсчетов. 4. Получение навыков по литологическому расчленению разреза. Содержание задания 1. Расчленение разреза по комплексу методов ГИС. 70 2. Снятие пластовых отсчетов в комплексных границах. 3. Визуализация результатов, просмотр и коррекция границ пластов и отсчетов. 4. Литологическое расчленение разреза. Методические указания Расчленяют разрез скважины по выбранному комплексу методов ГИС с учетом или без учета литологических и стратиграфических границ, и далее в полученных границах снимают отсчеты для всех необходимых при дальнейшей интерпретации каротажных кривых. Расчленение на пласты можно выполнять в автоматическом режиме или в интерактивном режиме, т.е. фиксацией положений границ с помощью мыши. Снятие отсчетов осуществляется автоматически с возможностью последующей интерактивной коррекции. Все операции производятся в окне Планшет. 1. Расчленение разреза на пласты в автоматическом режиме. Открыть окно Планшет. Выбрать в меню Функции – Трансформация – Автоматическая (Рисунок 2.17). 71 Рисунок 2.17. Выбор функции «Автоматическая трансформация» В результате появится окно Отбивка границ и снятие отчетов (Рисунок 2.18). Рисунок 2.18. Окно отбивки границ и снятия отсчетов Заполнить в окне Параметры трансформации данными как показано выше. 72 Границы пластов часто отбивают по данным методов ПС, ИК, НК (НГК) или БК. Эти кривые необходимо скопировать из самого левого столбца в соседний, и далее имена кривых при необходимости отметить галочкой и определить для них Тип кривой Количество получаемых границ зависит от параметров, указанных в окнах средняя толщина пропластка и Неоднородность. Рекомендуется вначале указать средняя толщина пропластка – 3 м, Неоднородность – 40%. Фразу «отсчеты в комплексных границах» отметить галочкой. В противном случае отсчеты с каротажных кривых будут сняты в собственных границах каждого метода. В массив кровель и массив подошв ввести выходные имена кровель и подошв получаемых пластов, которые должны отличаться от имен уже имеющихся столбцов таблицы (например, Zk и Zp). Пластовые отсчеты будут иметь имена кривых плюс символы, выбранные в Результаты: Имя+. После выполнения программы снятые отсчеты отобразятся в тех же колонках планшета теми же цветами и в том же масштабе, что и исходные кривые. Причем в таблице появятся массивы кровель, подошв и отсчетов. 73 2. Снятие отсчетов с остальных кривых ГИС в комплексных границах. Выбрать в меню окна Планшет Функции – Преобразование объектов в пласты (Рисунок 2.19). Рисунок 2.19. Выбор функции «Преобразование объектов в пласты» В появившемся окне Перевод в пласты (Рисунок 2.20) в рамки Имя кровли: и Имя подошвы при необходимости ввести имена кровель и подошв пластов, полученных в комплексных границах (пункт 1). В рамке Имена объектов: выделить названия остальных кривых с помощью клавиши Ctrl и левой кнопки мыши. Пластовые отсчеты будут иметь имена кривых плюс символы из строки Результат: Имена объектов+. Как и пункте 1 после выполнения программы снятые отсчеты отобразятся в тех же колонках планшета теми же цветами и в том же масштабе, что и исходные кривые, а в таблице появятся массивы отсчетов. 74 Рисунок 2.20. Окно «Перевод в пласты» В результате работы планшет примет вид, подобный рисунку ниже (Рисунок 2.21). 75 Рисунок 2.21. Геофизический планшет с попластовыми отсчетами С помощью планшета оценить качество полученных границ и снятых отсчетов. Обычно полученные результаты необходимо корректировать, как описано ниже в пункте 3. 76 3. Коррекция границ пластов и отсчетов в интерактивном режиме Для исправления положения границ пластов и значений отсчетов можно воспользоваться пунктом меню Функции – Трансформация – Ручная (Рисунок 2.22). Рисунок 2.22. Выбор функции «Ручная трансформация» В появившемся окне в окна Кровля и Подошва ввести имена кровель и подошв пластов, полученных в комплексных границах (пункт 1). После нажатия клавиши Продолжить появится окно Ручная. Перейдите к заголовку планшета, установите курсор на имя пластовых отсчетов, которые нуждаются в редактировании, и нажмите левую клавишу мыши. В результате в поле окна Ручная после Объект: появится имя объекта коррекции (Рисунок 2.23) 77 Рисунок 2.23. Окно ручной трансформации границ пластов В интерактивном режиме с помощью мыши можно корректировать как границы пластов, так и отсчеты по каротажной кривой, выбрав соответствующую клавишу (Границы или Отсчеты). В случае коррекции границ пластов установление новых и удаление старых границ выполняется с помощью нажатия левой кнопкой мыши на требуемой глубине. Коррекция пластовых отсчетов проводится подобным образом. 78 4. Литологическое расчленение разреза Выбрать в меню Функции – Трансформация – Выделение коллекторов. В появившемся окне Выделение коллекторов при необходимости ввести в строчки Кровля и Подошва названия массивов кровель и подошв пластов, полученных в пунктах 1–3. В строку Индексы коллектора ввести имя для массива литологических индексов (например, lith), и нажать клавишу Продолжить>> (Рисунок 2.24). Рисунок 2.24. Окно для введения индекса коллектора В появившемся новом окне Выделение к…, следуя инструкции на нем, ввести в появившуюся на планшете колонку Коллекторы справа от колонки Глубина значения 79 литологических индексов (параметр, lith), как показано на рисунке 2.25. Часто для коллекторов полагают значение индекса, равное 1, для глин (аргиллитов) – 2, для углей – 4, для плотных пород – 5. Сохранить таблицу и планшет под теми же именами. Рисунок 2.25. Присвоение пластам кода литологии 80 3. Определение коэффициента пористости различными методами Основные методы ГИС, позволяющие определить Кп в породе: 1. Нейтронный каротаж ННК или НГК. 2. Плотностный каротаж ГГК-П. 3. Акустический каротаж АК. 4. Метод собственных потенциалов ПС. 5. Ядерно-магнитный каротаж ЯМК. 3.1. Ядерные методы каротажа Радиоактивный каротаж (РК) [РД 153-39.0-072-01] – исследования, основанные на измерении параметров полей ионизирующих частиц (чаще всего нейтронов и гаммаквантов) с целью определения ядерно-физических свойств и элементного состава горных пород. Аппаратура РК базируется на трех основных компонентах: источник и детектор излучения, а также регистрирующая электронная схема. Различные комбинации данных трех компонент позволяют построить основные типы РК, которые представлены в таблице 3.1. Структура аббревиатур названий методов РК (за редким исключением) выглядит следующим образом: (С)(И)(Х1,Х2)К(ХХ) С – Спектрометрический, И – Импульсный, Х1 – Тип источника излучений: Н – нейтронный или Г – гамма, Х2 – Тип регистрируемого излучения: Н – нейтронов, Г – гамма, А – активация, К – Каротаж, ХХ – Особенности метода (напр., С 81 – селективный, НТ – по надтепловым нейтронам, П – плотностной и др.) Пример: ГГК-П – гамма-гамма-каротаж плотностной, в котором источником является гаммаизлучатель, регистрируется также гамма-кванты, измеряемый параметр – плотность. Приборами РК непосредственно измеряются сигналы детекторов ионизирующего излучения в виде скорости счёта - числа импульсов, регистрируемых в единицу времени. Скорости счета могут быть определены с учетом энергии или времени регистрации частицы (спектрометрическая модификация) или регистрация без разделения (интегральная модификация). Стоит отметить, что спектрометрические методы наряду с большей технической сложностью аппаратуры и методики обладают большей информативностью. Переход от скорости счёта [РД 153-39.0-072-01] к геофизическим характеристикам пород (плотность пород, эффективный атомный номер элементов, макросечение захвата нейтронов и др.) и их геологическим параметрам (пористость, насыщенность, вещественный состав пород) осуществляют с использованием зависимостей между показаниями скважинных приборов и указанными характеристиками. Зависимости получают с помощью методов математического моделирования, измерений на моделях пород, или получения связей между показаниями приборов в скважине и характеристиками, измеренными на образцах керна («керн-ГИС»). 82 Таблица 3.1. Основные ядерно-геофизические методы № п/п 1 2 Метод Гамма-каротаж (ГК) Нейтронные методы каротажа со стационарным источником нейтронов (НК) Испуска- Регистри- Тип емая руемая источчастица частица ника γ γ ГП γ γ ГП n n СИ n n СИ n n γ γ СИ СИ Разновидности по типу регистрир. частиц и особенн. регистрации излучения ГК СГК ННК-НТ (регистрация надтепловых нейтронов) ННК-Т (регистрация тепловых нейтронов) НГК СНГК 83 Интерпретационные параметры Задачи Суммарная Кгл, содержание радиоактивность органического вещества Концентрации Кгл, минеральный состав, естественных содержание органического радиоактивных вещества элементов (К, Th, U) Кп Общее Кг после расформирования водородосодержание зоны проникновения № п/п 3 Метод Нейтронные методы каротажа с управляемым источником нейтронов (импульсным генератором нейтронов) (ИНК) Испуска- Регистри- Тип емая руемая источчастица частица ника n n ИИ n γ ИИ n γ ИИ Разновидности по типу регистрир. частиц и особенн. регистрации излучения ИННК Интерпретационные параметры Задачи Тип насыщения, Кг, Кн в Декремент затухания высокоминерализованных тепловых нейтронов пластах в расформированной зоне  Отношение скорости проникновения Контроль ИНГК за разработкой, счета большого и определение газо-водяного малого зондов и нефте-водяного (RAIT) контактов Контроль за разработкой, СИНГК (С/ОЭлементный анализ, определение газо-водяного каротаж или ИНГК- отношения С/О и и нефте-водяного С) Si/Ca контактов, Кн 84 № п/п 4 5 Метод Испуска- Регистри- Тип емая руемая источчастица частица ника γ γ СИ γ γ СИ Гамма-гамма каротаж (ГГК) Активационный каротаж (АК) Разновидности по типу регистрир. частиц и особенн. регистрации излучения ГГК-П (плотностной) ГГК-С (селективный) Интерпретационные параметры Задачи Объемная плотность горных пород,  Кп Zэфф Литологический состав γ γ СИ Дефектомертолщинометр Рассеянное гаммаизлучение Контроль качества цементирования и технического состояния обсадных колонн обсаженных нефтегазовых скважин. n γ γ γ СИ СИ НАК ГАК Элементный анализ Заколонные перетоки ГП – горная порода СИ – стационарный источник ИИ – импульсный источник 85 Особенностью ядерно-физических методов является принципиальная возможность определения с их помощью как концентраций отдельных элементов (например, K, U, Th, породообразующие элементы и др.) так и параметров, характеризующих элементный состав (эффективный атомный номер, макросечение поглощения нейтронов и др.) в горных породах. Важными преимуществами большинства ядернофизических методов является то, что они могут применяться как в необсаженных, так и обсаженных скважинах, и на их показания относительно слабо влияет и характер жидкости в стволе скважины (за исключением методов, направленных на изучение ее состава). Недостатками методов РК являются: существенное влияние конструкции скважины на результаты измерений и относительно малая глубинность исследования (первые десятки сантиметров). Статистический характер процессов радиоактивного распада обуславливает ограничение скорости перемещения прибора по стволу скважины, от которой зависит точность измерения. Правила техники безопасности при обращении персонала с источниками ионизирующего излучения ограничивают их мощность и требуют дополнительных затрат. 3.1.1. Гамма-каротаж В основу гамма-каротажа (ГК) и спектрометрического гамма-каротажа (СГК) положена идея регистрации гаммаизлучения естественно радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах. К ним, в первую очередь, 86 относятся три естественных радиоактивных семейства – урана235 (период полураспада 0.7·109 лет), урана-238 (период полураспада 4.5·109 лет) и тория-232 (период полураспада 14·109 лет). Радиоактивность горных пород обусловлена не только присутствием в них урана, тория и радиоактивных продуктов их распада, но и отдельными радиоактивными элементами. В ядерной геологии и геофизике наибольший интерес из них представляет изотоп К40. Содержание естественных радиоактивных элементов в различных породах различно, следовательно, регистрируя испускаемое ими излучение, можно судить о типе горных пород, пройденных скважиной. В результате распадов ЕРЭ излучаются гамма-кванты с характерным для каждого радиоактивного элемента распределением энергий, что позволяет принципиально реализовать две методики гамма-каротажа. Гамма-каротаж, или гамма-каротаж интегральный, основан на регистрации гамма-излучения с использованием гамма-счетчиков или сцинтилляционных детекторов, работающих в интегральном режиме. В результате измерения гамма-каротажа формируется интегральная кривая радиоактивности по стволу скважины. Метрологические измерения на моделях с известной радиоактивностью с одной стороны, и специальное программно-методическое обеспечение введения поправок за условия измерения (диаметр скважины, толщина обсадной колонны, тип бурового раствора и до.) с другой, позволяют производить оценку суммарной радиоактивности в 87 абсолютных единицах (как правило используются мкР/ч или API). В спектрометрической модификации гамма-каротажа регистрация излучения проводится сцинтилляционным детектором, что позволяет на каждом кванте глубины зарегистрировать энергетический многоканальный гаммаспектр. Метрологическое обеспечение состоит из гаммаспектров отдельных элементов, которые могут быть получены на специальных полноразмерных моделях пласта или полевых калибровочных устройствах. Энергетический гамма-спектр, измеренный в пласте, может быть представлен как суперпозиция спектров отдельных излучателей, что приведет к переопределенной системе алгебраических уравнений, решая которую можно получить значения концентраций ЕРЭ. Для проведения подобной обработки необходимо учитывать достаточно большое количество мешающих факторов: аппаратурное изменение шкалы спектрометра, влияние колонны, диаметра скважины, и пр. Наибольший вклад в величину поправочного множителя для измерений в обсаженных скважинах оказывает поглощение излучения породы в стальной колонне. Для 9 мм стальной колонны поправочные коэффициенты для калия, урана и тория будут соответственно равны 0.76, 0.73, 0.72. Поэтому величина поправки за стальную колонну будет больше, чем поправка для промывочной жидкости, где для внутреннего диаметра обсадной колонны 16.8 см величина поправки составляет менее 20% для всех элементов. 88 На сегодняшний момент существуют достаточно развитые методики учета этих факторов, и оценка концентраций ЕРЭ производится достаточно точно. Проведение в скважине спектрометрического гаммакаротажа, в отличие от интегральной модификации, значительно увеличивает количество информации о пластах. В первую очередь, проведение СГК дает распределение интегральной радиоактивности по стволу, т.е. решает задачу ГК, помимо этого происходит определение концентраций ЕРЭ – калия, урана и тория, что позволяет более детально проводить разделение пород на литологические типы, а также использовать концентрации ЕРЭ в качестве дополнительных петрофизических уравнений. Интерпретация данных интегрального гамма-каротажа может быть проведена двумя способами: по данным ГК могут быть выделены литологические пласты и проведена оценка глинистости пород, подобный подход используется для терригенной части разреза, где используется тот факт, что радиоактивность в большей степени обусловлена глинистыми минералами (см. пункт 3.2). Для отложений баженовской свиты, где глинистость обычно невелика (~10%) и показания гамма-каротажа обусловлены, в основном, излучением урана, содержащегося в органическом веществе, интерпретация ГК сводится к выделению интервалов баженовской свиты и оценке содержания органического вещества. Для оценки органического вещества по данным ГК (и СГК) (Рисунок 3.1) строятся специальные зависимости по данным, полученным 89 или на керновом материале, или на скважинах, где содержания ОВ могут быть получены независимо, например, по данным спектрометрического импульсного нейтронного гамма каротажа ИНГК-С (литокаротажа). Рисунок 3.1. Пример зависимости содержания органического вещества ТОС от показаний ГК в интервале баженовской свиты 3.1.2. Гамма-гамма литоплотностной каротаж Используемые в ядерной геофизике источники гаммаизлучения (ампульные стационарные источники, например, 60 Co, 137Cs, 75Se, 203Pb) позволяют получить поток гаммаквантов с распределением энергии от 0.1 до 1 МэВ. Для гаммаквантов в этом энергетическом диапазоне характерны три типа реакций: комптоновское рассеяние, фотоэффект и 90 образование пар. И общий линейный коэффициент ослабления гамма-излучения, характеризующий интенсивность ослабления потока гамма-квантов, будет иметь вид: 𝑍 𝜇 = 𝜌 𝐴 𝑁𝐴 [𝜏ф (𝐸)𝑍 𝑚−1 + 𝜎𝑘 (𝐸)], (3.1) где - 𝜌 - плотность, 𝑍, 𝐴-зарядовое число и атомный номер элемента, 𝑁𝐴 -число Авогадро, 𝜏ф (𝐸) – линейный коэффициент фотопоглощения, 𝜎𝑘 (𝐸) - линейный коэффициент комптоновского рассеяния, 𝑚 – коэффициент (~4-4,5). Так же важно отметить, что интенсивность реакций сильно зависит от энергии гамма-излучения, например, фотоэффект (𝜏ф (𝐸)) наиболее интенсивно идет при энергиях меньше 0.3 МэВ, в то время как комптоновское рассеяние преобладает при энергиях от 0.3 до нескольких МэВ, что дает возможность раздельного учета этих процессов. А поскольку степень ослабления гамма-потока по-разному зависит от плотности 𝜌 и зарядового числа 𝑍 для комптоновского рассеяния и фотоэффекта, то становится возможным построение методики оценки этих параметров. В основе гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-П) лежит именно комптоновское рассеяние, для этого используются источники излучения с энергией порядка 0.6–0.8 МэВ и различные фильтры, отсекающие при регистрации мягкое гаммаизлучение. Для учета влияния ближней зоны аппаратура ГГКП, как правило, оборудована прижимным устройством, коллиматорами источника и детектора с несколькими зондами. 91 Как показано на рисунке (Рисунок 3.2), скорости счета двухзондового прибора обратно пропорциональны плотности среды, при этом относительная чувствительность к плотности горной породы (ΔI/Δ) дальнего зонда выше, чем ближнего. Рисунок 3.2. Зависимость относительных скоростей счета I/I(Al) от величины плотности горных пород  а) для дальнего зонда (дз), б) для ближнего зонда (бз) Для учета влияния ближней зоны, представленной или кавернами, или глинистой коркой, используется специальное палеточное обеспечение, представляющее серию кривых (Рисунок 3.3), полученных для данного прибора при различных характеристиках промежуточного слоя. Появление, например, глинистой корки низкой плотности приводит к отклонению показаний ГГК-П от номинальной прямой вправо, высокой плотности – влево. 92 I дз, I бз – показания дальнего и ближнего зондов прибора ГГК-П Рисунок 3.3. Результаты серий измерений, в которых моделировалась различная плотность промежуточного слоя и его толщина Для реализации селективного гамма-каротажа используют источники гамма-излучения с энергией менее 0.3 МэВ, например, 75Se, с основными линиями 0.136 и 0.265 МэВ, 203Pb с основной линией 0.279 МэВ. Для таких энергий гамма-квантов, основным процессом взаимодействия будет фотоэффект, и интенсивность ослабление излучения в 93 породе будет характеризоваться, в основном, линейным коэффициентом ослабления фотоэффекта: 𝑍 𝜇 = 𝜌 𝐴 𝑁𝐴 𝜏ф (𝐸)𝑍 𝑚−1. (3.2) Как видно из последней формулы (3.2), ослабление сильно связано с Z породы, поэтому для описания среды со сложным составом вводится понятие Zэфф: 𝑍эфф = √∑𝑛𝑖=1 𝑝𝑖 𝑍 𝑚−1, 𝑚−1 (3.3) где 𝑝𝑖 -массовая доля i-го компонента. Подбор длины зонда (использование реверсивной области) и использование источников с низкой энергией позволяют построить аппаратуру гамма-гамма каротажа селективного (ГГК-С), показания которой в первую очередь связаны с Zэфф. Другое название этого метода – гамма-гамма каротаж литоплотностной. Эту модификацию гамма-гаммаметода используют для выделения пород, обогащенных тяжелыми элементами (свинец, ртуть, вольфрам и др.), и количественного определения концентрации последних. Поскольку показания ГГК-С зависят и от плотности горных пород, для повышения надежности интерпретации его результаты необходимо рассматривать совместно с диаграммой ГГК-П. В традиционных коллекторах плотностной каротаж является методом для непосредственной оценки пористости: 𝜌 −𝜌 Кп = 𝜌 гп −𝜌ск , фл (3.4) ск где 𝜌ск - плотность скелета породы, 𝜌фл - плотность флюида, 𝜌гп - плотность горной породы. 94 В отложениях баженовской свиты, где плотность компонент породы более разнообразна (от пирита с плотностью ~5 г/см3, до керогена - ~1.1 г/см3 и нефти ~ 0.8 г/см3) плотность может использоваться для построения одного из системы уравнений: 𝜌гп = Кп𝜌н + 𝐾𝑄 𝜌𝑄 + 𝐾𝐶𝑎𝐶𝑂3 𝜌𝐶𝑎𝐶𝑂3 + 𝐾Доломит 𝜌Доломит + 𝐾Пирит 𝜌Пирит + 𝐾Кер 𝜌Кер + 𝐾Гл 𝜌Гл (3.5) где 𝜌н , 𝜌𝑄 , 𝜌𝐶𝑎𝐶𝑂3 , 𝜌Доломит , 𝜌Пирит , 𝜌Кер , 𝜌Гл – плотность нефти, кварца, кальцита, доломита, пирита, керогена и глинистых компонент, соответственно. Также плотность может быть использована для выделения интервала баженовской свиты и её составляющих, что вытекает непосредственно из состава пород баженовской свиты и их характерных плотностей. Селективный каротаж интерпретируется традиционно – используется для литологического расчленения разреза. В интервалах баженовской свиты по значениям 𝑍эфф , например, можно разделять различные карбонатные породы. 3.1.3. Стационарные нейтронные методы каротажа Согласно [РД 153-39.0-072-01], нейтронный каротаж (НК) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин); расчётная 95 величина – водородный индекс W. Водородный индекс – это отношение количества атомов водорода в среде к их количеству в дистиллированной воде. Основными задачами применения НК являются определение пористости и литологическое расчленение разреза скважин. Из-за сравнительно малого диаметра зоны исследований (порядка 20–30 см) на показаниях всех стационарных нейтронных методов сказываются изменение диаметра скважины, удаление прибора от стенки скважины (например, из-за наличия глинистой корки) и крепление скважины колонной. Поэтому количественная интерпретация результатов нейтронных методов требует учета влияния перечисленных скважинных факторов. Поправки должны учитывать и геологические факторы – плотность пород и литологию. На показания всех модификаций стационарных нейтронных методов каротажа [Добрынин 1986] основное влияние оказывает содержание в породе водорода. Характер зависимости определяется длиной зонда. Однако, стоит отметить, что для модификации НК – ННК-Т (нейтронный каротаж по тепловым нейтронам) важны оказывается содержание в породе элементов с аномальным поглощением нейтронов (например, хлора), что необходимо учитывать при интерпретации данного метода. Так же содержание хлора оказывает заметное влияние на показания НГК – гамма модификации НК. Минимальные требования [РД 153-39.0-072-01] к методическому обеспечению заключаются в наличии 96 зависимостей: калибровочных, устанавливающих связь между пористостью и скоростями счёта каждого зонда в стандартных условиях измерений, и поправочных, учитывающих отклонение условий измерений от стандартных. При НГК кроме гамма-излучения радиационного захвата, регистрируется также гамма-излучение естественных радиоактивных элементов горных пород, поэтому из его показаний вычитают показания ГК, помноженные на коэффициент, учитывающий различие чувствительности детекторов в каналах НГК и ГК. 3.1.4. Импульсный спектрометрический нейтронный гамма-каротаж ИНГК-С (литокаротаж) Облучение горных пород происходит импульсами быстрых нейтронов (14 МэВ). В результате взаимодействия нейтронов с веществом (неупругое рассеяние и радиационный захват) ядра среды излучают гамма кванты, с характерным энергетическим распределением. Регистрируя данное излучение возможно проводить оценку концентраций ядер-излучателей. Для регистрации гамма-излучения используются сцинтилляционные детекторы (LaBr, BGO). В процессе интерпретации энергетические гаммаспектры представляются в виде суммы спектров элементарных, и коэффициенты такого разложения интерпретируются как относительные концентрации элементов. Дополнительные метрологические и методические подходы позволяют провести оценку абсолютных концентраций элементов горной породы, к которым 97 относятся: Al, Ba, C, Ca, Cl, Cu, Fe, Gd, H, K, Mg, Mn, Na, Ni, O, S, Si, Ti. Результатами обработки данных являются: концентрации химических элементов, Сорг.вес, %, сухие веса минералов, свойства матрицы, макроскопическое сечение, плотность. Конкретный набор параметров зависит от прибора и системы обработки данных. 3.2. Оценка коэффициента глинистости коллекторов по данным гамма-каротажа Повышенная объясняется: радиоактивность глинистых пород  их высокой удельной поверхностью и способностью к адсорбции радиоактивных элементов  длительностью накопления пелитового материала, обеспечивающего повышение содержания урана и тория в осадке  повышенным содержанием калия (в глинах количество калия возрастает благодаря селективной сорбции ионов калия глинами)  повышенным содержанием органических остатков в глинах (согласно А.Е. Ферсману содержание радия, а, следовательно, и радиоактивность животных и растительных организмов во много раз превышает содержание радия в окружающей среде). На рисунке 3.4 показано, в каком виде различные глинистые минералы находятся в поровом пространстве породы. 98 Каолинит в виде дискретных частиц Хлорит, выстилающий поры Иллит, закупоривающий поры Рисунок 3.4. Заполнение порового пространства между песчаными зернами глинистыми минералами [SPE 6858 с дополнениями] 99 Каждый тип глинистых минералов по-разному влияет на проницаемость. Это связано, прежде всего с положением глинистых минералов в коллекторе и их сорбционными свойствами, и структурой. Каолинит обладает минимальным поверхностным зарядом и образует вермикулитоподобные сростки, которые обладают меньшей поверхностью. За счет этого он оказывает минимальное влияние на проницаемость пород. Хлорит обычно образует крустификационный цемент по поверхности песчаных зерен, поэтому он обладает достаточно большой поверхностью, на которой сорбируются молекулы воды и катионы, в результате чего значительно уменьшается эффективная пористость коллектора, и, как следствие, уменьшается проницаемость. Максимальной поверхностью обладают гидрослюды (иллит), которые к тому же и характеризуются наибольшим из трех рассматриваемых минералов зарядом на поверхности. В результате гидрослюды больше других минералов уменьшают проницаемость пород. Радиоактивность коллекторов определяется радиоактивностью твердой, жидкой и газовой фаз коллектора и их объемным содержанием:  Радиоактивность скелетной породообразующих составляющей коллекторов, чаще всего твердой минералов фазы невысокая. (матрицы) Исключением являются породы, насыщенные органическим веществом (например, породы баженовской, доманиковой свит); фосфориты, которые обогащены ураном; породы с повышенным содержанием радиоактивных элементов 100 (циркон, сфен, апатит и т.п.), в которых наблюдаются значительные концентрации тория и урана; калийсодержащие минералы: сильвин (KCl) и микроклин/ортоклаз (KAlSi3O8).  Радиоактивность пластовых вод обычно низкая, за исключением вод, обогащенных солями радия и калия.  Радиоактивность нефтей имеет порядок радиоактивности пластовых вод, а для углеводородных газов она исчезающее мала. Сопоставление радиоактивности осадочных горных пород приведена на рисунке 3.5. В большинстве случаев возрастание радиоактивности коллекторов наблюдается с повышением глинистости. Глинистость межзернового терригенного коллектора характеризуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен менее 0.01 мм. Количественно глинистость характеризуется массовым содержанием СГЛ (массовая глинистость) в твердой фазе породы, выраженным в процентах или долях единицы: СГЛ = 𝑚<0.01 (3.6) 𝑚ТВ Где m<0.01 – масса фракции с диаметром зерен <0.01 мм, mТВ – масса твердой фазы породы, включая фракцию с диаметром зерен <0.01 мм 101 Рисунок 3.5. Радиоактивность горных пород: 4019К, 23892U, 235 232 92U, 90Th При интерпретации стандартного комплекса ГИС содержание глинистой компоненты определяется по данным гамма-каротажа. Зависимость радиоактивности от глинистости (Рисунок 3.6) была получена В. В. Ларионовым для кварцевых песчано-глинистых пород и имеет вид: 𝛥ГК = 1.9 ⋅ (С СГЛ ГЛ.МАКС ) − 0.9 ⋅ (С СГЛ ГЛ.МАКС ) 2 (3.7) где 𝛥ГК – показания гамма-метода, выраженные в единицах двойного разностного параметра, СГЛ.МАКС максимальная глинистость пласта глин. 𝛥ГК = 𝐼 𝐼ГК −𝐼ГК.МИН – (3.8) ГК.МАКС −𝐼ГК.МИН где IГК, IГК.МИН, IГК.МАКС – показания ГК против изучаемого интервала разреза, минимальные в чистом карбонатном пласте или чистом кварцевом песчанике и 102 максимальные в выдержанном глинистом пласте (обозначены как GKмин и GKмакс на Рисунок 3.7). ГК 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 ГК = -0.9*(СГЛ/СГЛ.МАКС)2 + 1.9*(СГЛ/СГЛ.МАКС) 0,1 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 СГЛ/СГЛ.МАКС Рисунок 3.6. Зависимость двойного разностного параметра гамма-каротажа от отношения текущей массовой глинистости к максимальной массовой глинистости М.М. Эланский [Элланский, 2001], используя зависимость В.В. Ларионова, предложил рассчитывать массовую глинистость через двойной разностный параметр ГК: СГЛ = СГЛ.МАКС ⋅ (1 − √1 − ГК) (3.9) Примеры (в зависимости от СГЛ.МАКС) приведены на рисунке 3.8. Однако после нахождения Сгл остается проблема перехода к объемной глинистости (КГЛ), так как для этого необходимо знание Кп. М.М. Эланский [Элланский, 2001] предложил для рассеянной глинистости (наиболее значимой для коллекторов) с целью перехода от массовых долей к объемным использовать параметр Кп.ск – пористость скелета 103 – доля объемного пространства породы между зернами скелета. Тогда при равенстве минеральных плотностей частиц скелетной и глинистой фракции можно записать следующее выражение КГЛ = СГЛ ⋅ (1 − КП ) (3.10) Рисунок 3.7. Определение минимальных показаний ГК в карбонатном пласте и максимальных в глинистом пласте для расчета двойного разностного параметра 104 Если учесть соотношение между открытой пористостью, объемной глинистостью и пористостью скелета, имеющее место для терригенных отложений с глинистым цементом (Кп.ск=Кп+Кгл), то получим: КГЛ = 1 СГЛ ⋅(1−КП.СК ) (3.11) 1−СГЛ СГЛ 0,9 Сгл.макс=1 0,8 Сгл.макс=0.8 0,7 0,6 Сгл.макс=0.6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 ГК 1 Рисунок 3.8. Зависимость массового коэффициента глинистости от двойного разностного параметра по ГК в зависимости от максимальной глинистости в пластах глин 3.3. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа Одна из основных задач, решаемых с помощью нейтронного метода, - определение коэффициента пористости Кп пород. В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой или водой, нефтью и газом, общее содержание водорода оценивается водородным индексом, 105 который равен отношению объемной концентрации атома водорода в данной среде к его концентрации в пресной воде при нормальных условиях. В горных породах эту величину именуют эквивалентной влажностью W. Таким образом, водородный индекс для пресной воды WВ=1. Объемная атомная концентрация водорода в нефтях близка к характеристике воды. Поэтому эквивалентная влажность нефти WН ≈WВ=1 (3.12) Водородный индекс чистых, не содержащих химически связанной воды пород, насыщенных водой или нефтью с водой WНП ≈WВП=Кп*WВ=Кп (3.13) Поэтому эквивалентная влажность или водородный индекс чистых пород численно равен их пористости. Для газонасыщенных пород: WГП =(КВ*WВ+КН*WН+КГ*WГ)*Кп=(КВ+Кн)*Кп+КГ*WГ*Кп (3.14) Поскольку за счёт низкой плотности газа по сравнению с водой и нефтью WГ<WН ≈WВ, эквивалентная влажность газонасыщенных коллекторов меньше, чем водо- и нефтенасыщенных. В глинистых коллекторах, скелет которых содержит кристаллизационную WСВ (химически связанную) воду: WНП ≈WВП=Кп+КГЛ*WСВ (3.15) К таким же породам относится гипс. В таблице 3.2 приведены примеры минералов и пород с различным содержанием связанной воды. 106 Таблица 3.2. Содержание связанной воды в некоторых минералах и породах [Вендельштейн, 1978] Распространенные методы определения Кп основаны на существовании связей между показаниями нейтронного каротажа и водородосодержанием среды W. Они изучены главным образом путем натурного моделирования и представлены в виде основных зависимостей вида Jn=f(Ln(Кп)) для конкретных типов аппаратуры и определенного литотипа (как правило, чистого кальцита) (Рисунок 3.9). Часто пользуются обратными показаниями 1/Jn, так как их зависимость от Кп близка к линейной в широком диапазоне изменения Кп. 107 Рисунок 3.9. Зависимости Jnk=f(w) для известняков, шифр кривых – Dc, мм [Латышова, 2007] Факторы, влияющие на отклонение изучаемой в скважине интенсивности излучения от стандартной, делятся на 2 группы. К первой относится влияние скважинных условий: диаметр скважины, плотность бурового раствора, толщина глинистой корки, хлоросодержание бурового раствора, пластовой воды и т.д. Ко второй группе относятся петрофизические факторы: содержание минералов с большим 108 количеством связанной воды (содержание глины, гипса); отличие химического состава скелета пород от сред, в которых произведено моделирование; изменение плотности и газосодержания пород; влияния температуры и давления и пр. Все эти факторы должны учитываться при интерпретации. Коэффициент пористости горных пород определяют нейтронными методами в тех случаях, когда поровое пространство породы заполнено водой, нефтью или газом с известным водородным индексом, известны содержание кристаллизационной и гигроскопически связанной воды в твердой части породы и ее водородный индекс. Связанная вода содержится в наибольших количествах в глинистых минералах, и так как водородный эквивалент скелетной составляющей невелик, то нейтронными методами наиболее точно определяется коэффициент пористости неглинистых пород. Преимущества нейтронного метода определения коэффициента пористости – почти полное отсутствие влияния структуры горных пород, возможность использования его как в водоносных, так и нефтеносных пластах, в обсаженных трубами скважинах. К недостаткам следует отнести заметное влияние скважинных факторов и литологии пластов. Учесть эти факторы бывает иногда трудно из-за неполноты информации о них, а в некоторых случаях – из-за недостаточной точности соответствующих номограмм. В ряде случаев интерпретатор не в состоянии заметить присутствие искажающих факторов, поскольку комплекс геофизических методов к ним слабо чувствителен. Это относится, например, к составу твердого скелета, в частности к содержанию гипса, вносящего большие 109 искажения в результаты интерпретации данных нейтронных методов. Результатом обработки материалов НК является кажущийся водородный индекс горной породы (W) с учетом всех технических условий измерений (или кажущийся коэффициент пористости по данным нейтронного каротажа Кп(НК). Его соотношение с истинной пористостью можно записать в следующем виде [Вендельштейн, 1978; Элланский, 2001]: W = Кп*WЗП + Кгл*WСВ+∆WПЛ, (3.16) где WЗП – водородный индекс флюида в зоне проникновения. Водородным индексом W (в геофизике) называют отношение содержания атомов водорода в изучаемом объекте к содержанию атомов водорода в дистиллированной воде. Например, для метана (формула СН4) он будет записан в следующем виде: 𝐶 𝐶𝐻4 ⋅𝛿 𝑊 = 𝐶𝐻𝐻2𝑂 ⋅𝛿𝐶𝐻4 , 𝐻 (3.17) 𝐻20 где СНСН4, СНН2О массовая доля атомов водорода в молекулах метана и воды, соответственно; СН4, Н2О плотность метана и воды, соответственно. WСВ – водородный индекс воды, связанной с глинистыми минералами. Кп на образцах керна определяют при высушивании образца до постоянной массы при температуре 105С и насыщении керосином (метод Преображенского) [Кобранова, 1986]. Тогда под WСВ следует понимать количество воды WX, сохраняющейся в составе глинистых минералов при 110 105С. Это обеспечивает взаимное соответствие величин Кп, определенных на образцах и по данным НК. ∆WПЛ – поправка, которую необходимо ввести в Кп(НК) для учета расхождения плотности изучаемой породы и калибровочных моделей. Калибровка НК производится по карбонатным моделям с плотностью твердой фазы равной 2.71 г/см3 и заполнением порового пространства водой. При изучении разрезов нефтяных и газовых скважин в поровом пространстве может быть газ, плотность, которого значительно ниже плотности воды, а в состав твердой фазы входят глинистые минералы, которые при плотности близкой к плотности кальцита (2.71 г/см3) содержат в своем составе химически связанную воду. Разность плотностей эталонных моделей и изучаемых отложений (∆) можно записать как[Элланский, 2001]: ∆ = Кгл*∆ГЛ – Кп* (1–КвЗП) *∆НГ (3.18) где ∆ГЛ, ∆НГ – расхождение плотностей глинистых минералов и углеводородов от 2.71 г/см3; КвЗП – содержание воды в поровом пространстве в зоне проникновения. ∆ГЛ = ГЛ – WХ*В – СК*(1 – WХ) (3.19) ∆НГ = СК – WНГ*(СК – В) – НГ (3.20) где СК, ГЛ, В, НГ – значения плотности скелета породы, минеральной плотности глинистого материала, пластовой воды и углеводородов; WНГ – водородный индекс углеводородов. С учетом вышесказанного, уравнение необходимо переписать: 111 W=Кп*(КвЗП*WВЗП+WНГ*(1–КвЗП)]+WХ*Кгл+ +B*Кп(НК)*Кгл*∆ГЛ–Кп*(1-КвЗП) *∆НГ] (3.21) Коэффициент B является константой для конкретного типа прибора [Элланский, 2001]. Он равен 1 для приборов нейтрон-нейтронного каротажа и 0.7 для нейтрон-гамма каротажа [Элланский, 2001] Для определения Кп по данным НК необходимо заменить Кгл на Сгл и преобразовать последнее уравнение относительно Кп. 𝑊−𝛥𝑊СК +𝐶ГЛ ⋅(𝛥𝑊СК −𝑊ГЛ ) 𝐾п(𝑊) = (3.22) 𝑊В −𝛥𝑊СК +𝐶ГЛ ⋅(𝛥𝑊СК −𝑊ГЛ ) ЗАДАЧА «Определение коэффициента пористости по данным НГК» 1. Найти опорные пласты для расчета водородосодержания – глину и известняк – по комплексу методов ГИС. 2. Снять показания нейтронного метода в опорных пластах: НКГЛ в глине и НКИЗВ в известняке. Водородосодержание в глине принять равным 0.27, в известняке – 0.05. 3. Рассчитать обратные показания нейтронного метода в опорных пластах: А=1/НКГЛ и В=1/НКИЗВ (Таблица 3.3). 112 Таблица 3.3 Параметры для калибровки показаний НГК Обратные Водородосодержание показания в опорных пластах, НК д.е. А= 1/НКГЛ WГЛ= 0.27 В= 1/НКИЗВ WИЗВ= 0.05 X Y 4. Вынести точки на график: по оси X – обратные показания НК, по оси Y – значение водородосодержания в опорных пластах (Рисунок 3.10) Рисунок 3.10. Нанесение точек по опорным пластам на график зависимости водородосодержания от обратных показаний нейтронного каротажа 5. По этим двум точкам построить линейную зависимость (Рисунок 3.11). 113 6. Рассчитать водородосодержание W в интервале всего разреза по полученной линейной зависимости. 7. Рассчитать пористость в коллекторе по формуле: Кп = 𝑊 − Кгл ⋅ 𝑊ГЛ, (3.23) где WГЛ – водородный индекс глин. Водородный индекс глин рассчитать для состава: 45% каолинит, 30% гидрослюда (гидромусковит), 25% хлорита. 0.3 Водородосодержание W, д.е. y = 1.934x - 0.1415 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 Обратные показания НК Рисунок 3.11. Построение зависимости водородосодержания от обратных показаний нейтронного каротажа по двум точкам 3.4. Определение коэффициента пористости по методу плотностного каротажа Для расчета пористости в водонасыщенных или нефтенасыщенных породах можно использовать данные плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-П). Результатом 114 обработки ГГК-П является плотность горной породы  [г/см3]. Её величина может быть выражена следующим уравнением:  = СК*КСК + ГЛ*КГЛ + ФЛ* Кп, где (3.24) СК, ГЛ, ФЛ – плотности скелета, глины и флюида [г/см3]. Плотности минералов, составляющих скелет породы и глинистую фракцию представлены в таблице 3.4. Таблица 3.4. Плотность минералов [Латышова, 2007] Минерал Плотность, г/см3 Кварц 2.65 Кальцит 2.71 Доломит 2.85 Ангидрит 2.95 Гипс 2.32 Галит 2.18 Ортоклаз, микроклин 2.57 Альбит 2.52 Анортит 2.76 Каолинит 2.65 Монтмориллонит без межпакетной 3.36 воды Монтмориллонит с массовым 2.2 содержанием воды 25 % Гидрослюда 2.78 Вода пресная 1 Вода соленая (минерализация 200 г/л) 1.146 Нефть n(CH2) 0.85 Используя уравнение для пересчета массовой глинистости в объемную (3.11) и учитывая, что сумма объемных долей скелета, глин и пор составляет 1, то для расчета Кп по плотностному каротажу можно использовать следующее уравнение: 115 𝐾п(𝛿) = 𝛿−𝛿СК +𝐶ГЛ ⋅(𝛿СК −𝛿ГЛ ) 𝛿В −𝛿СК +𝐶ГЛ ⋅(𝛿СК −𝛿ГЛ ) (3.25) где СГЛ – массовая доля глинистой фракции, вычисляемая, например, по данным гамма-каротажа. Глубинность ГГК-П составляет 1015 см, поэтому на его показания оказывает влияние зона проникновения, где в поровом пространстве преобладает фильтрат бурового раствора (ФБР). При бурении на пресном буровом растворе плотность ФБР составляет 1 г/см3. Поэтому для расчета пористости можно использовать ФЛ=1 г/см3. Во всех других случаях необходимо знать плотность ФБР. Если плотность глинистых минералов и минералов скелета совпадают (или расходятся не более чем на 0.02 г/см3), то глинистую фракцию и скелет можно объединить в твердую фазу. Тогда уравнение (3.24) запишется в следующем виде:  = 𝛿СК ∙ (1 − 𝐾п ) + 𝛿ФЛ ∙ 𝐾п где СК, ФЛ – плотности твердой фазы и флюида, заполняющего поровое Следовательно: пространство, Кп= (СК – ) / (СК – ФЛ) соответственно. (3.26) Плотность твердой фазы зависит от её состава и может быть определена или при измерении на коллекции керна из изучаемых отложений, или рассчитана по содержаниям минералов. Исключение составляют измерения в газонасыщенных пластах, где наличие газа в зоне проникновения существенно снижает плотность флюида в зоне исследования метода (один 116 из вариантов решения задачи определения пористости в газонасыщенных пластах описан в п. 3.8). 3.5. Определение коэффициента пористости по методу акустического каротажа Результатами обработки измерений АК являются скорости или интервальные времена, прохождения продольных, поперечных, Лэмба-Стоунли волн и коэффициенты затухания амплитуд этих волн. Наиболее распространенным способом определения пористости по АК является использование интервального времени прохождения продольной волны () по уравнению среднего времени (М.Вилли, А.Грегори, [Вендельштейн, 1978]: ∆𝑇 = ∆𝑇СК ∙ (1 − 𝐾п ) + ∆𝑇ФЛ ∙ 𝐾п , Л.Гарднер) (3.27) где СК, ФЛ – интервальное время прохождения продольной волны в твердой фазе и в поровом пространстве. Первую величину можно определить на коллекции керна или по минеральному составу породы, а вторая зависит от минерализации флюида, давления и температуры [Вендельштейн, 1978, Латышова, 2007]. Преобразуя это уравнение относительно Кп, получаем уравнение Кп= (СК – ) / (СК – ФЛ) (3.28) Полученное уравнение по общему виду аналогично уравнению для расчета пористости по ГГК-П, но, в отличие от него, имеет серьёзное ограничение: оно справедливо только для «чистых» неглинистых коллекторов. 117 Для глинистых коллекторов уравнение необходимо переписать в следующем виде: ∆𝑇 = ∆𝑇СК ∙ (1 − 𝐾ГЛ − 𝐾п ) + ∆𝑇ГЛ ∙ 𝐾ГЛ + ∆𝑇ФЛ ∙ 𝐾п , (3.29) где ГЛ - интервальное время прохождения продольной волны в глинистой составляющей. Тогда для расчёта Кп уравнение примет вид: 𝛥𝑇−𝛥𝑇СК +𝐶ГЛ ⋅(𝛥𝑇СК −𝛥𝑇ГЛ ) 𝐾П (𝛥𝑇) = , 𝛥𝑇ФЛ −𝛥𝑇СК +𝐶ГЛ ⋅(𝛥𝑇СК −𝛥𝑇ГЛ ) (3.30) 𝛥𝑇ФЛ – интервальное время во флюиде (чаще всего это фильтрат бурового раствора, вытеснивший все флюиды в зоне проникновения) рассчитывается по номограмме (Рисунок 3.15). Таким образом, для того, чтобы рассчитать коэффициент пористости по показаниям акустического каротажа, используются следующие параметры: 𝛥𝑇СК, 𝛥𝑇ГЛ, 𝛥𝑇ФЛ. Интервальное время пробега акустической волны в скелете породы можно узнать из табличных значений, если известен его состав (Таблица 3.5). Необходимо учитывать, что табличные значения для минералов соответствуют времени пробега волны в монолитной мономинеральной породе при атмосферных условиях. В реальных осадочных породах нет идеального акустического контакта между зернами скелета, поэтому время пробега волны больше. Исключение составляют кварцевые песчаники с регенерационным цементом и перекристаллизованные известняки и доломиты. Обычно параметр 𝛥𝑇СК для песчаников составляет 170–180 мкс/м, а для известняков – 150–160 мкс/м. 118 Таблица 3.5. Значения интервального времени пробега акустической волны для некоторых минералов [Латышова, 2007] Минерал Кварц Анортит Слюда Кальцит Ортоклаз Микроклин 𝛥𝑇СК, мкс/м 164 170 178 155 150 163 Минерал Доломит Ангидрит Гипс Каменная соль Альбит Мусковит 𝛥𝑇СК, мкс/м 143 164 172 208 166 170 𝛥𝑇ГЛ в значительной мере изменяется с глубиной, при этом зависит от минерального состава глин (Таблица 3.6). В большинстве глинистых пород одновременно присутствуют ассоциации из двух и более глинистых минералов. В одном из глинистых меловых пластов Западной Сибири содержится 30% каолинита и 70% гидрослюды. Для этих соотношений глинистых минералов рассчитано интервальное время прохождения продольный волны и приведено в последнем столбце в таблице 3.6. Эти же данные вынесены на рисунке 3.12. 119 Таблица 3.6 Зависимость пористости и интервального времени прохождения продольной волны для глинистых минералов от глубины Глубина Кп км 0.3 1 2 3 4 5 доли 0.5 0.3 0.15 0.1 0.07 0.05 Каоли- Гидронит слюда мкс/м 450 360 290 260 250 230 мкс/м 500 400 330 290 270 260 МонтСмесь из морил- каолинита (30%) и лонит гидрослюды (70%) мкс/м мкс/м 550 485 430 388 360 318 330 281 310 264 290 251 Зависимость интервального времени от глубины для смеси 70% гидрослюды и 30% каолинита 600 dTp = 371.82*(Глубина-0.241) R2 = 0.9912 Интервальное время, мкс/м 500 400 300 200 Исходные данные Степенной (Исходные данные) 100 0 0 1 2 3 4 5 6 Глубина, км Рисунок 3.12. Зависимость интервального времени пробега продольной волны от глубины для глинистой породы, состоящей на 30% из каолинита и на 70% из гидрослюды Интервальное время пробега акустической волны в порах зависит от трех параметров: состава флюида, заполняющего поры, температуры и давления в пласте. Глубинность акустического каротажа составляет первые десятки см (см.п.1.1), в коллекторе породы прискважинная 120 зона обычно промыты фильтратом бурового раствора. Для этого случая используется номограмма, учитывающая минерализацию воды и термобарические условия, как показано ниже (Рисунок 3.13). Рисунок 3.13. Номограмма для определения интервального времени dTж или скорости ж акустической волны в жидкости при заданных минерализации Св (шифр кривых в кг/м3), давлении pэф и температуре t (раствор NaCl) [Латышова, 2007, по данным Герхард-Оуэн] Использование номограммы для определения интервального времени при заданных минерализации, давлении и температуре. 1. Определить какая температура в изучаемом пласте. Это можно сделать по данным термометрии (обычно отсутствует в скважинах старого фонда) или по температурному градиенту (для Западной Сибири это 30С/км). 121 2. По оси 0Х левой части номограммы отложить температуру и параллельно оси 0Y провести параллельную прямую до пересечения с линией соответствующей минерализации воды в прискважинной зоне (глубинность акустического каротажа составляет примерно 20 см (см.п.1.1)). В прискважинной зоне для открытого ствола скважины находится фильтрат бурового раствора. В приведенном примере температура пласта составляет 40С. Проводим прямую перпендикулярно вверх до пересечения с линией соответствующей минерализации: черная пунктирный отрезок а-б соответствует минерализации 80г/л. 3. Параллельно оси 0Х проводим отрезок б-в до пересечения с осью 0Y, соответствующей давлению равному 0 МПа. 4. Проводим отрезок в-г, параллельный линиям палетки. 5. На оси давлений (правая часть диаграммы) находим давление, соответствующее давлению пластовой жидкости. В случае, отсутствия измерения пластового давления значение берется из гидростатики, т.е. давления столба жидкости. Как известно, 10 м воды соответствуют 1 атм или примерно 105 Па (0.1 Мпа). Это значит, что 1 км, соответствует 10 МПа. 6. Проводим вертикальную линию вверх а'-г. 7. Параллельно оси 0Х проводим линию до оси интервального времени и определяем значение 593 мкс/м. 122 Нахождение интервального времени в жидкости: ЗАДАЧА 1: Дано tС = 40С, Рэф = 15МПа Минерализация 20г/л Найти интервальное время Ответ 640 мкс/м. Решение показано на рисунке 3.13 голубым цветом. ЗАДАЧА 2: Дано tС = 80С, Рэф = 30МПа Минерализация 150г/л Найти интервальное время Ответ 576 мкс/м. Дано: глубина=4 км градиент температур 30С/км tС(h=0km)=0С Минерализация = 20г/л Ответ 625 мкс/м. 3.6. Определение коэффициента пористости по методу собственных потенциалов Зонд метода собственных потенциалов (ПС) состоит из двух электродов (один движется в скважине, другой заземлен на поверхности). Кривая метода ПС – это разность потенциалов между этими электродами. Поскольку источника тока зонд не содержит, появление наблюдаемой разности 123 потенциалов обусловлено естественными процессами, протекающими в скважине и породе. Обычно появление собственного потенциала связано с процессами диффузии и адсорбции в капиллярах породы и на границе порода-скважина (редко существенны фильтрация и химические реакции). Обязательным условием образования собственного потенциала является наличие в скважине промывочной жидкости. Стенки капилляров при контакте с водой приобретают отрицательный заряд, и на них адсорбируются положительные ионы из раствора, образуя т.н. адсорбционный (прочно связанный) и диффузионный (сравнительно подвижный) положительно заряженные слои. Оставшийся объем капилляра занимает электронейтральный канал. На контакте двух растворов разной минерализации СВ и СС (пластовой воды и скважинной промывочной жидкости) движение ионов в процессе диффузии происходит из раствора с большей минерализацией (чаще всего пластовой воды, СВ) в раствор с меньшей (чаще всего промывочная жидкость, СС). В диффузии участвуют ионы, находящиеся в подвижных слоях – диффузионном и электронейтральном. При этом напротив диффузионного слоя логично образуется положительный заряд, а напротив электронейтрального канала – отрицательный, поскольку ионы Cl- легче и быстрее ионов Na+ (Рисунок 3.14). 124 Рисунок 3.14. Образование собственного потенциала Очевидно, что величина и знак суммарного заряда напротив пласта зависят от соотношения толщин диффузионного слоя и электронейтрального канала. Толщина диффузионного слоя примерно постоянна и зависит от свойств стенки и катионов. Наличие и толщина электронейтрального канала зависят от диаметра пор и, соответственно, от размера частиц породы, на чем и основано расчленение терригенного разреза по методу ПС на песчаники, глины и промежуточные разности. При СВ>СС глинам (мелкие частицы, тонкие поры – нет электронейтрального канала) соответствуют положительные значения собственного потенциала (отклонение кривой вправо), а песчаникам (крупные частицы, широкие поры, большой электронейтральный канал) – отрицательные значения (отклонение кривой влево). При СВ<СС глинистым породам соответствуют отрицательные аномалии (Рисунок 3.15, Рисунок 3.16). Для оценки глинистости и открытой пористости терригенных пород рассчитывается двойной разностный параметр метода ПС (Рисунок 3.15): αПС=(Линия глин–ПС)/(Линия глин–Линия песков), (3.31) 125 где линия глин – максимальное отклонение кривой ПС напротив чистых глин, линия песков – соответствует значениям ПС напротив чистого водонасыщенного песчаника (Рисунок 3.15). Очевидно, что 0 ≤ αПС ≤ 1, причем для глин αПС=0, а для чистых водонасыщенных песчаников αПС=1. Для терригенных пород Западной Сибири геофизиками совместно с геологами была экспериментально доказана правомерность использования ПС для определения коэффициента пористости (Кп), был обоснован и внедрен в производство метод определения Кп по данным каротажа потенциалов собственной поляризации. Этот метод основан на построении связей типа «керн-ГИС» (Рисунок 3.17). Для построения такого типа связи необходимо увязать глубины отбора образцов керна и измерений ГИС. Сравнение конфигурации кривых значений потенциала собственной поляризации ПС и пористости показывает их хорошую согласованность между собой (Рисунок 3.18). Обычно получаемая зависимость между Кп и αПС линейная: Кп = AαПС+B (3.32) Для изучаемых отложений А=0.1597 и В=0.0713 (Рисунок 3.17) 126 Рисунок 3.15. Определение линии глин и линии песков по кривой ПС (при минерализации пластовой воды большей, чем минерализация промывочной жидкости) и выделение коллекторов 127 Минерализация пластовой воды Минерализация пластовой воды больше минерализации промывочной меньше минерализации промывочной жидкости жидкости Рисунок 3.16. Вид кривой ПС при разных соотношениях минерализаций пластовой воды и промывочной жидкости Рисунок 3.17. Кроссплот и аппроксимационная зависимость между Кп(керн) и ПС 128 Рисунок 3.18. Планшет увязки глубин измерений по ГИС и отбора образцов керна Константы А и В уравнения (3.32) могут также быть получены путем построения связей типа «керн-керн». Так как для глин ПС=0, то константа В соответствует пористости глин (Кп.гл). Поскольку для песчаников ПС=1, константу А можно вычислить по следующему выражению: А = Кп.кол – В = Кп.кол – Кп.гл, (3.33) где Кп.кол – максимальная пористость пород, соответствующая наиболее чистому коллектору. Предложен способ нахождения констант А и В по данным о величинах остаточной водонасыщенности (Ков) и пористости (Кп) образцов керна. Строится кроссплот Ков от Кп (Рисунок 3.19). Все точки, где Ков > 0.8, исключаются из выборки – эти точки соответствуют глинистым образцам и для дальнейших исследований не используются. Если в выборке присутствуют точки, значительно выбивающиеся из общей зависимости, то их тоже исключают. Используя оставшиеся точки, находят 129 линейную зависимость, аппроксимирующую точки кроссплота. На рисунке 3.19 эта зависимость представлена уравнением: Ков = –4.2726*Кп + 1.5317. В общем виде эту зависимость можно описать следующим выражением: Ков = *Кп+ (3.34) Тогда для расчета коэффициента «В» приравниваем Ков к 1 (Ков=1): В=(1-)/ (3.35) Для приведенного случая В=(1–1.5317)/(–4.27226)=0.1245 Для расчета коэффициента «А» необходимо найти минимальное значение остаточной водонасыщенности (КовМИН). Рисунок 3.19. Корреляционная связь коэффициента остаточной водонасыщенности (Ков) от коэффициента пористости (Кп) 130 Тогда Кп.кол=(КовМИН -)/ (3.36) Для приведенных на Рисунок 5.19 КовМИН=0.39. Следовательно, Кп.кол=(0.39–1.53)/(–4.272)=0.267. Тогда А = Кп.кол – В = 0.267–0.1245 = 0.1425 данных Таким образом, уравнение для расчета Кп=f(ПС) для рассматриваемого образом: случая будет записано следующим Кп=0.1425*ПС + 0.1245. Существует также метод определения констант А и В уравнения (3.32) по значениям пористости «чистых» песчаников (Кп.кол) и глин (Кп.гл) (методика Ахиярова В.Х.): Кп = (Кп.кол – Кп.гл)*ПС + Кп.гл, причем зависимости Кп.кол. и Кп.гл от глубины основываются на эмпирических уравнениях нормального уплотнения. В настоящее время применение поверхностных вод для поддержания пластового давления и использование буровых растворов с высокой минерализацией резко ограничило возможности применения методы ПС для определения Кп. 3.7. Определение коэффициента пористости по методу ЯМК Рассмотренные ранее методы определения пористости можно отнести к косвенным методам. Они позволяют определить те или иные физические величины, а потом, на 131 основании петрофизических связей, полученных при обработке измерений коллекции образцов керна, переходить к Кп. В настоящее время в практику проведения геофизических работ в необсаженных скважинах вошёл метод ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), который позволяет определять количество подвижного водорода в поровом пространстве. Существуют две модификации ЯМК: в магнитном поле земли и в искусственном (создаваемом самим прибором) магнитном поле. Так как искусственное поле позволяет исследовать пласт на разной удаленности от скважины он получил название ядерно-магнитный томографический каротаж (ЯМТК). На рисунке 3.20 представлены результаты измерений прибором ЯМТК производства ООО «Нефтегазгеофизика» (г.Тверь). Рисунок 3.20. Показания ЯМТК в разрезе с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами В колонках 1–3 приведены результаты обработки исходных сигналов прибора, а в колонках 4–5 результаты геологическая интерпретация: Кп.эф. – эффективная 132 пористость породы; Кп кап.св. – пористость породы, представляющая собой капилляры, заполненные водой; Кп гл. – доля породы, приходящаяся на поры, связанные с глинистыми минералами. Сумма этих трех видов пористости дает общую пористость породы. Распределение пор по размерам, получаемое на основании интерпретации ЯМТК, позволяет рассчитывать Кпр, приведенный в колонке 5. 3.8. Расчет газонасыщенности и пористости в зоне исследований радиоактивных методов каротажа Для определения по плотностному и нейтронному каротажам пористости пластов, в которых присутствует газ в зоне проникновения фильтрата бурового раствора, используется уравнение: 𝐾п(W,𝛿) = (𝑊−𝛥𝑊СК )⋅(𝛿Г −𝛿В )−(𝛿−𝛿СК )⋅(𝑊Г -WВ )−СГЛ ⋅(𝑊ГЛ −𝛥𝑊СК )⋅(𝛿Г −𝛿В ) (𝑊В −𝛥𝑊СК )⋅(𝛿Г −𝛿В )−(𝛿В −𝛿СК )⋅(𝑊Г -WВ )−СГЛ ⋅(𝑊ГЛ −𝛥𝑊СК )⋅(𝛿Г −𝛿В ) , (3.37) где Кп(W,𝛿) – пористость, в долях единицы; W – водородный индекс, в долях единицы (рассчитанный по зависимостям для карбонатной матрицы с учетом диаметра скважины, минерализации бурового раствора и пластовой воды); СГЛ – коэффициент массовой глинистости; WГ, WВ, WГЛ, WСК – водородные индексы газа, воды, глинистых минералов, поправочный коэффициент в водородный индекс за отклонение элементного состава 133 (сечения поглощения и рассеяния нейтронов) и плотности зерен скелета от соответствующих характеристик кальцита; , СК, Г, В – плотность породы, скелета породы, газа и воды соответственно, г/см3; WСК – поправка в водородный индекс зерен скелета, получаемая в результате отклонений зависимости для реального состава скелета от зависимости для кальцита. В случае кварцевого скелета она равна –0.033. В Приложении 1 приведен вывод уравнений (3.37) и (3.40). В качестве плотности зерен скелета используется средневзвешенная плотность минералов, образующих скелет породы, или значение, полученное в результате совместной обработки данных о плотности и пористости образцов керна (например, для кварцевой матрицы значение СК =2.65 г/см3, см. пункт 3.4), в качестве плотности воды – плотность фильтрата бурового раствора. Водородный индекс глинистых частиц WГЛ = 0.17 (Таблица 3.7). Значения водородного индекса газа, состоящего на 95% из метана, рассчитывается по формулам: WГ =9/4 δГ (3.38) Плотность газа определяется по упрощенной формуле, приведенной в Методических рекомендациях по подсчету запасов [Методические рекомендации, 2003] δГ=2.16*P[МПа]/T[K], (3.39) где P, Т – пластовые давление и температура, соответственно. 134 Если не известно пластовое давление, то принимается давление равное гидростатическому, т.е. P=10*h[км]. Если не известна температура пласта, то используется температурный градиент. А на земной поверхности температура приравнивается к 0. Так для Западной Сибири температурный градиент равен 30° на 1 км. Тогда для сеноманских газовых залежей Западной Сибири плотность газа можно рассчитывать по следующему уравнению δГ=2.16*(h[м]/100)/(273+30*(h[м]/1000), (3.40) где h – абсолютная глубина измерений в метрах, 30°температурный градиент на 1 км. Коэффициент массовой глинистости CГЛ рассчитывается поточечно с использованием двойного разностного параметра гамма-каротажа (см.п.3.2). Значение KГ – коэффициента газонасыщенности в зоне исследований радиоактивных методов (нейтронный и гаммагамма плотностной каротажи) – находится из уравнения 𝛿−𝛿СК −Кп(𝑊,𝛿)⋅(𝛿В −𝛿СК ) 𝐾Г = (3.41) (𝛿Г −𝛿В )⋅Кп(𝑊,𝛿) 135 Таблица 3.7 Данные о минеральном составе глинистой фракции для расчета плотности глинистых частиц и водородного индекса Результаты измерений Содерж. глин. минер.% № Лаб. Прочие минералы К п/п номер К Х ГС ССО M 1 2–31 1 5 32 5 57 Кв, пр.ПШ, сл.Крб 1 2 3–1 4 9 38 5 44 Кв, пр.ПШ, сл.Крб 4 3 3–2 0 0 18 30 52 Кв, пр.ПШ, Крб 0 4 3–3 2 7 20 6 65 Кв, ПШ, сл.Крб 2 5 3–4 1 1 13 10 75 Кв, пр.ПШ, сл.Крб, сл.Пир 1 6 3–5 0 0 16 24 60 Кв, пр.ПШ, сл.Крб, пр.Пир 0 7 4–6 3 6 54 10 27 Кв, пр.ПШ, пр.Пир 3 8 5–22 0 0 14 13 73 Кв, пр.ПШ, сл.Крб, сл.Пир 0 9 5–24 1 2 19 12 66 Кв, пр.ПШ, сл.Крб 1 10 5–26 1 2 30 9 58 Кв, пр.ПШ, сл.Крб 1 11 5–28 17 27 25 10 21 Кв, пр.ПШ, Крб 17 12 5–29 11 15 20 7 47 Кв, ПШ, Кц, пр.Крб 11 13 6–30 4 7 17 72 0 Кв, пр.ПШ, Крб, сл.Пир 4 14 8–7 6 8 42 44 0 Кв, пр.ПШ, сл.Крб 6 15 8–8 0 0 22 9 69 Кв, пр.ПШ 0 16 10–14 9 6 22 8 55 Кв, пр.ПШ, сл.Крб 9 17 12–15 5 12 22 7 54 Кв, ПШ, сл.Пир 5 Максимум 17 Минимум 0 Среднее 3.82 Х ГС 5 9 0 7 1 0 6 0 2 2 27 15 7 8 0 6 12 27 0 6.29 34.05 40.7 29.4 21.98 15.1 23.68 60.9 16.86 22.6 33.51 32.5 23.5 71.72 79.4 24.52 25.36 25.01 79.4 15.1 34.16 Расчет Плотн, Вод-ый индекс M г/см3 д.е. 59.95 2.60 0.16 46.3 2.63 0.17 70.6 2.57 0.14 69.02 2.56 0.16 82.9 2.53 0.14 76.32 2.55 0.14 30.1 2.69 0.17 83.14 2.53 0.14 74.4 2.56 0.15 63.49 2.59 0.15 23.5 2.66 0.24 50.5 2.60 0.20 17.28 2.72 0.18 6.6 2.75 0.19 75.48 2.56 0.14 59.64 2.59 0.17 57.99 2.59 0.18 83.14 6.6 55.72 2.60 0.17 К – каолинит, Х – хлорит, ГС – гидрослюда, ССО – смешано-слойные образования, М – монтморрилонит, Кв – кварц, ПШ – полевые шпаты, Крб – карбонатные минералы, Пир – пирит, пр. – примесь, сл. – следы. 136 4. Оценка насыщения пород углеводородами в открытом стволе скважины Для определения Кн изучаемых отложений по комплексу геофизических исследований открытого ствола должна быть выполнена следующая последовательность действий: 1. Проводится литологическое расчленение разреза и по качественным признакам выделяются интервалы пород-коллекторов. Если по качественным признакам коллекторы выделить не удается, то рассчитывают Кп и Кгл по всему стволу скважины, а как коллекторы определяют пласты, в которых Кп больше, а Кгл меньше критического значения, или рассчитывают эффективную пористость (Кп.эфф), которая присутствует только в коллекторах. 2. Рассчитывается коэффициент пористости коллекторов. 3. По величине пористости коллектора находится параметр пористости Рп (уравнение (1.3), для конкретных отложений требуется использование зависимости именно для этих отложений). 4. Определяется удельное сопротивление воды В по данным анализов образцов вод, отобранных при опробовании законтурных скважин. Если такая информация отсутствует или данные опробования недостоверны, удельное сопротивление пластовых вод 137 оценивается как среднее по данным многих определений или принимается по данным месторождений-аналогов. 5. Вычисляется удельное сопротивление пласта при 100%-ном водонасыщении RВП=Рп*В. 6. Определяется удельное сопротивление неизмененной части пласта по комплексу электрометрических методов исследования разрезов скважин. 7. Для определения коэффициента нефтегазонасыщенности выбирается зависимость Рн=f(КВ) (уравнение (1.5)), соответствующая данному типу коллектора. 8. Вычисляется параметр насыщения Рн=RП/ВП и по нему находится КВ, а затем Кн=1-КВ: 𝑛 𝑎 ⋅𝑎𝑚 ⋅𝜌В 𝐾Н = 1 − √ 𝑛 𝐾 П 𝑚 ⋅𝑅 П (4.1) 4.1. Методы электрометрии для исследования разрезов скважин Электрические и электромагнитные методы ГИС базируются на дифференциации горных пород по электромагнитным свойствам. Методы электрометрии делятся на методы естественного и вызванного поля, электрические и электромагнитные (на квазипостоянном и переменном токе, соответственно) (Рисунок 4.1), а также на фокусированные и нефокусированные (устройство прибора предполагает или не предполагает фокусировку поля в интересующей области пространства) (Рисунок 4.2). 138 Рисунок 4.1. Классификация методов электрометрии по источнику поля Рисунок 4.2. Классификация методов электрометрии по наличию фокусировки Рассмотрим физические основы, устройство приборов и принципы обработки результатов для наиболее распространенных на российских месторождениях методов электрометрии, таких как метод собственного потенциала, измерения градиент- и потенциал-зондами (одиночное профилирование, боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрозондирование), боковой каротаж и индукционный каротаж. Метод собственных потенциалов (ПС) и интерпретация его данных описаны в пункте 3.6. 139 4.1.1. Характеристика объектов исследования в скважинах При проведении электрического каротажа скважина должна быть заполнена промывочной жидкостью, через которую обеспечивается контакт электроустановок с горной породой. В сухих или непроводящих скважинах могут быть выполнены только электромагнитные методы ГИС. Промывочная жидкость оказывает существенное влияние на результаты каротажа. При проходке скважины различные горные породы изменяются на контакте с буровым раствором (промывочной жидкостью) неодинаково. При разбуривании плотных пород их свойства на контакте с буровым раствором обычно не претерпевают изменений (возможно осыпание и образование зоны трещиноватости, если породы хрупкие). Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором, в результате чего диаметр скважины может увеличиться. Однако свойства оставшейся глины практически не меняются и остаются однородными в радиальном направлении. Наибольшее изменение свойств прискважинной зоны обычно наблюдается при вскрытии пластов-коллекторов скважиной на глинистом растворе. Превышение скважинного давления над пластовым вызывает проникновение фильтрата промывочной жидкости из скважины в пласт, при этом на стенке скважины, как на фильтре, образуется глинистая корка, 140 уменьшая диаметр скважины. В прискважинной области коллектора образуется зона проникновения, где пластовые флюиды смешиваются с фильтратом бурового раствора, при этом глубина проникновения обычно составляет 2–8 радиусов скважины. Характер проникновения называется повышающим, если ρзп>ρп (характерен для терригенных коллекторов, насыщенных водой или нефтью), и понижающим, если ρзп<ρп (характерен для терригенных коллекторов, насыщенных газом, и карбонатных коллекторов). а b Рисунок 4.3. Горизонтальный и вертикальный разрезы двухслойной (а) и трехслойной (b) моделей радиального распределения сопротивления Таким образом, распределение сопротивления от центра скважины в радиальном направлении может быть упрощенно представлено в виде двух моделей (Рисунок 4.3) – двухслойной для непроницаемых пород (скважина – 141 неизмененная порода) и трехслойной для коллекторов (скважина – зона проникновения – неизмененная порода). 4.1.2. Электрический каротаж нефокусированными зондами Нефокусированные зонды электрического каротажа обычно состоят из двух питающих электродов (обозначаемых на схемах как А и B), один из которых (B) заземлен на поверхности, и двух приемных электродов (M и N). Электроды А и B питают переменным током низкой частоты (не превышает нескольких сотен Гц), что позволяет базировать теорию метода на законах постоянного тока. Измеряют разность потенциалов (напряжение) между приемными электродами, получая в итоге т.н. кажущееся сопротивление, равное ρК = K ΔU/I, (4.2) где K – коэффициент зонда. Кажущимся наблюденное сопротивление называют изза его зависимости не только от свойств изучаемого пласта, но и от свойств скважины, зонда, экранных эффектов горизонтальных границ и т.д. Нефокусированные зонды электрического каротажа бывают двух типов – градиент-зонд (измерительные электроды сближены) и потенциал-зонд (измерительные электроды отдалены друг от друга). В соответствии с названием для градиент-зонда разность потенциалов между M и N близка к градиенту 142 потенциала в точке записи, а для потенциал-зонда – к потенциалу в точке M. На представленной схеме (Рисунок 4.4) можно видеть, кроме строения зондов, определение их длин и расположение точки записи О (точки, к глубине положения которой относят результат измерения). Расположение электродов оказывает влияние на радиус исследования (глубинность) зондов. Радиус исследования градиент-зонда приблизительно равен его длине, в то время как глубинность потенциал-зонда – 2–3 длины. Кривые, записанные градиент- и потенциал-зондами напротив одного и того же пласта, различны по форме. Различны также и методики отбивки границ и снятия существенных значений. Рисунок 4.4. Схемы расположения электродов, составляющих градиент- и потенциал-зонды Отбивка кровли пласта высокого сопротивления по кривой градиент-зонда делается по минимуму, подошвы – по максимуму, а в виде существенных значений напротив пласта 143 достаточной мощности следует снимать среднее значение в средней части пласта (Рисунок 4.5). Отбивка границ пласта высокого сопротивления по кривой потенциал-зонда делается на расстоянии Lз/2 от начала крутого подъема кривой, а в виде существенных значений напротив пласта достаточной мощности следует снимать максимальное показание напротив середины пласта (Рисунок 4.5). Поскольку при наличии скважины и прискважинной области с измененным составом флюида (зоны проникновения) определить истинное сопротивление пласта при одиночном профилировании нефокусированными зондами невозможно, предложен метод одновременного замера, выполняемого несколькими градиент-зондами разной длины, размещенными на одном приборе. Длины зондов, включенных в прибор, обычно составляют от 0.45 до 8.5 м. Поскольку радиус исследования зонда обусловлен его длиной, таким путем осуществляют зондирование среды в радиальном (боковом) направлении или боковое каротажное зондирование (БКЗ). Напротив пластов с существенным радиальным изменением сопротивления (коллекторов, Рисунок 4.3) наблюдается расхождение показаний градиент-зондов разной длины (Рисунок 4.6), так как их радиусы исследования охватывают участки среды с разным сопротивлением – от скважины и зоны проникновения для коротких зондов до неизмененной части пласта для длинных зондов. 144 a b Рисунок 4.5. Кривые, записанные градиент- и потенциалзондом напротив пласта высокого сопротивления (a – градиент-зонд, b – потенциал-зонд) 145 Рисунок 4.6. Показания зондов БКЗ напротив коллекторов и неколлекторов При интерпретации данных БКЗ для каждого исследуемого пласта строится фактическая кривая зондирования – зависимость показаний зонда (существенного значения кажущегося сопротивления, снятого с кривой напротив пласта) от его длины ρк = f(Lз). Так как радиус исследования зонда прямо связан с его длиной, эта зависимость отражает распределение сопротивления в радиальном направлении (предполагается, что в осевом направлении сопротивления модели неизменны). 146 Для решения обратной задачи БКЗ используется метод подбора (Рисунок 4.7, Рисунок 4.8) – прием совмещения кривой зондирования с палеточными кривыми (расчетными кривыми зондирования для заданных параметров модели среды). Модель распределения сопротивления в среде, использованная для расчета наиболее подходящей палеточной кривой, принимается за модель изучаемого пласта. Результатом интерпретации данных БКЗ как зондирования является полное описание пространственного распределения сопротивления в рамках выбранной модели, то есть определение диаметра D и сопротивления ρзп зоны проникновения и сопротивления ρп неизмененной части пласта. Рисунок 4.7. Пример применения метода подбора. Модель трехслойная, с повышающим проникновением 147 Рисунок 4.8. Пример применения метода подбора. Модель трехслойная, с понижающим проникновением 4.1.3. Микрозондирование Микрозондирование нефокусированными зондами состоит в одновременном исследовании ближней зоны потенциал- и градиент-зондом малой длины. Прибор для микрозондирования представляет собой резиновый башмак с расположенными на нем электродами, который для исключения влияния промывочной жидкости прижимается к стенке скважины. Расстояния между электродами составляют 2.5 см, так что образуется потенциал-микрозонд (МПЗ) А0,05M и градиентмикрозонд (МГЗ) А0,025M0,025N. Роль удаленного электрода N для потенциал-микрозонда играет металлический корпус прибора (Рисунок 4.9). 148 Радиус исследования МГЗ составляет 3–4 см, тогда как МПЗ – 10–12 см. Поэтому влияние низкого сопротивления глинистой корки (на коллекторах, толщина 0.5-1см) на показания МГЗ существеннее, и показания МПЗ напротив коллекторов должны превышать показания МГЗ (Рисунок 4.10). Напротив непроницаемых пластов низкого удельного сопротивления (глин, например) показания микрозондов совпадают. Рисунок 4.9. Устройство микрозонда Рисунок 4.10. Расхождение показаний микрозондов напротив коллекторов 4.1.4. Боковой каротаж Боковой каротаж (БК) – электрический метод с фокусированной управляемой системой питающих электродов. Имеет трех, семи и девятиэлектродные модификации. 149 Фокусировка зонда, изображенного на Рисунок 6.11, достигается применением трех точечных питающих электродов А0, А1 и А2, напряжение на которые подано в одинаковой фазе. Такая система позволяет сфокусировать ток центрального электрода в пласт. Рисунок 4.11. Схема зонда семиэлектродного БК и линии тока, возбуждаемого им Управление фокусировкой осуществляется с помощью контрольных электродов M1, N1 и M2, N2. При правильной фокусировке ток на участках M1N1 и M2N2 не протекает и разности потенциалов между ними равны нулю (условие регулирования). При нарушении фокусировки электронная схема зонда автоматически изменяет силу тока через экранные электроды А1 и А2. Ток I0 на выходе генератора, питающего электрод А0, неизменен. При выполнении условия регулирования потенциалы электродов M1, N1, M2 и N2 равны. Измеряют разность потенциалов UБК между любым из этих электродов и 150 удаленным электродом N, получая кажущееся сопротивление, равное ρК = KБК UБК/I0, (4.3) где KБК ˗ коэффициент фокусированного зонда. Таким образом, зонды БК являются потенциалзондами с фокусировкой тока, и для их диаграмм можно применить правила отбивки границ и снятия существенных значений с кривых потенциал-зондов. Особенностью поля при боковом каротаже является то, что текущие в изучаемой среде токи при мощности пласта более 1 м не пересекают плоских границ. Это практически освобождает диаграммы БК от влияния вмещающих пород и дает высокую вертикальную разрешенность. Линии тока, создаваемого центральным электродом А0, можно считать перпендикулярными цилиндрическим границам. Это позволяет при расчете полного сопротивления заземления центрального электрода складывать сопротивления отдельных зон среды: скважины, зоны проникновения и пласта, включенных последовательно. Для корректного учета влияний участков среды на наблюденное сопротивление вводится понятие геометрических факторов. Геометрический фактор участка среды зависит как от геометрии участка, так и от свойств зонда – размещения, числа и характеристик фокусирующих элементов ̶ и отражает вклад участка среды в результирующее поле. Логично, что сумма геометрических факторов всех участков среды, также как и геометрический фактор однородной среды, равны единице. 151 При наличии зоны проникновения значение измеряемого кажущегося удельного электрического сопротивления бокового каротажа может быть записано как ρк = Bc ρс + Bзп ρзп + Bп ρп, (4.4) где Bc, Bзп, Bп ̶ геометрические факторы скважины, зоны проникновения и пласта. Вышесказанное позволяет оценить эффективность измерения боковым каротажем в условиях различного сопротивления скважины и характера проникновения. Очевидно, что эффективным можно считать измерение, при котором наблюденная величина сопротивления близка к истинному сопротивлению пласта. В таком случае ясно, что условие эффективного измерения боковым каротажем – низкое сопротивление скважины, понижающий характер проникновения и высокое сопротивление пласта. Такие условия складываются при разбуривании карбонатного разреза скважиной на глинистом или глинисто-полимерном растворе. Увеличение диаметра зоны проникновения ведет к увеличению ее геометрического фактора и, соответственно, вклада в наблюденное сопротивление. Характерный для терригенных коллекторов повышающий характер проникновения оказывает большое влияние на показания бокового каротажа, получаемое кажущееся сопротивление оказывается близко к сопротивлению зоны проникновения. 152 4.1.5. Индукционный каротаж Индукционный каротаж (ИК) это метод ГИС, основанный на возбуждении в среде переменного электромагнитного поля (рабочие частоты лежат в диапазоне 20-60 кГц) и измерении ЭДС, индуцированной этим полем в приемной катушке зонда. Простейший зонд индукционного каротажа состоит из генераторной и приемной катушек (Рисунок 4.12), оси которых совпадают с осью зонда. За точку записи принимают середину расстояния между катушками. Переменный ток, пропускаемый через генераторную катушку, создает переменное магнитное поле, индуцирующее вихревые токи в среде, окружающей зонд. Очевидно, что при одинаковом первичном поле сила этих токов пропорциональна проводимости среды. Магнитное поле в области расположения приемной катушки есть сумма первичного магнитного поля, создаваемого генераторной катушкой, и вторичных магнитных полей, создаваемых вихревыми токами. Первичное поле компенсируют специально подключенной компенсационной катушкой. Напряженность вторичного поля пропорциональна силе вихревых токов и, следовательно, проводимости горных пород. Кроме генераторной, приемной и компенсационной катушек индукционные зонды могут содержать фокусирующие катушки. Фокусировка в случае индукционного каротажа может быть двух видов – внешняя и внутренняя. При конструировании внешней фокусировки 153 действие фокусирующих катушек направлено на уменьшение распространения поля в осевом направлении и, таким образом, на исключение влияния вмещающих пород и горизонтальных границ и увеличение вертикальной разрешенности. Внутренняя фокусировка приводит к концентрации поля в области неизмененного пласта и снижению влияния скважины и зоны проникновения на показания прибора. Обозначение зонда ИК включает общее число катушек, букву Ф, если зонд фокусирован, а также длину зонда (например, 6Ф1 – шестикатушечный фокусированный зонд длиной 1 м). Измеряют ЭДС (напряжение) на приемной катушке, получая кажущуюся проводимость, равную к = E/KИ, (4.5) где KИ ˗ коэффициент индукционного зонда. Рисунок 4.12. Принципиальная схема зонда ИК Токовые линии поля, создаваемого индукционным зондом, не пересекают цилиндрических границ скважины и зоны проникновения. Это позволяет складывать эффекты влияния проводимости отдельных кольцевых проводников, 154 независимых друг от друга, как при параллельном соединении. В соответствии с теорией геометрических факторов, аналогичной таковой для бокового каротажа, можно записать к = Gc с + Gзп зп + Gп п, (4.6) где Gc, Gзп, Gп ̶ геометрические факторы скважины, зоны проникновения и пласта. Оценим эффективность измерения индукционным каротажем в условиях различного сопротивления скважины и характера проникновения. Если оценивать только влияние проводимости, то условие эффективного измерения индукционным каротажем – высокое сопротивление скважины, повышающий характер проникновения и низкое сопротивление пласта. Такие условия складываются при разбуривании терригенного разреза скважиной на нефтяной основе. Вообще, из методов электрометрии в непроводящих скважинах (РНО, сухие) возможно применение только индукционного каротажа. Ведь для измерения электрическими методами (БКЗ, БК и пр.) необходим гальванический контакт между электродами и породой, который в непроводящей скважине невозможен. Успешная внутренняя фокусировка современных зондов индукционного каротажа дает возможность эффективного измерения индукционным каротажем в хорошо проводящих скважинах, радикально снижая геометрический фактор скважины. Поэтому индукционный каротаж и его модификации являются основным методом определения 155 сопротивления терригенных коллекторов. Однако зоны проникновения большого диаметра могут ограничивать эффективность измерения индукционным каротажем даже в условиях повышающего проникновения. В этом случае возникает необходимость внесения поправок за наличие зоны проникновения. Часть энергии вихревых токов при распространении их в среде преобразуется в тепловую энергию, и амплитуда поля падает. Такое явление называется скин-эффектом и должно учитываться при расчете сопротивления по данным индукционного каротажа (вводится специальная поправка). Поскольку нагревание среды пропорционально ее проводимости, скин-эффект значительнее в проводящих средах. 4.1.6. Ограничения и области применения методов электрометрии Рассмотренные выше основные группы методов электрометрии – боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК) и индукционный каротаж (ИК) имеют определенные области их преимущественного применения и ограничения, связанные с особенностями зондов и физическими основами этих методов. Ограничения в применении БКЗ вытекают, в основном, из нефокусированности составляющих его зондов. 1. Сопротивление скважины. Скважины должны быть хорошо проводящими – необходим гальванический контакт электродов с породой. 156 2. Сопротивление пород. Большое влияние на корректность полученного сопротивления пласта оказывает отношение сопротивления пласта к сопротивлению скважины. При значении этого отношения более 200 шунтирующее влияние скважины возрастает, что недопустимо понижает точность измерения. Условие эффективности – отношение ρп/ ρс<<200. 3. Мощность пласта. В связи со сферическим истечением тока с питающего электрода зонды БКЗ отличаются сравнительно низкой вертикальной разрешающей способностью. Поскольку для корректного решения обратной задачи необходимы как минимум три точки на кривой зондирования, мощность пласта для достоверного определения его сопротивления должна быть более 3 м. Область применения бокового каротажного зондирования (БКЗ) – мощные коллектора сравнительно низкого сопротивления, вскрытые проводящей скважиной. Обычно данные БКЗ используются для оценки УЭС мощных пластов, и далее полученные для этих пластов параметры зоны проникновения применяются для исправления за влияние проникновения отсчетов ИК или БК против аналогичных (по другим методам ГИС) маломощных пластов. Ограничения в применении бокового каротажа (БК) связаны, в основном, с характером фокусировки тока. 1. Сопротивление скважины. Скважины должны быть хорошо проводящими – необходим гальванический контакт электродов с породой. 157 2. Сопротивление пород. Условие эффективности измерения боковым каротажем – высокое отношение ρп/ ρс. 3. Характер проникновения. В связи с квазипоследовательным соединением проводников (скважина – зона проникновения – пласт) эффективность измерения выше при понижающем характере проникновения. Область применения бокового каротажа (БК) – пласты сравнительно высокого сопротивления, практически без ограничений по мощности, вскрытые проводящей скважиной, с понижающим характером проникновения. Метод бокового каротажа – основной метод определения сопротивления карбонатного разреза. Ограничения в применении индукционного каротажа (ИК) связаны, в основном, с характером распространения поля. 1. Сопротивление скважины. Скважины могут быть непроводящими – не нужно гальванического контакта электродов с породой. Однако вполне возможно эффективное измерение и в проводящей скважине. 2. Сопротивление пород. Индукционный каротаж на низких частотах (десятки и сотни кГц) эффективен при сопротивлении пласта менее 50 Омм, поскольку при большем сопротивлении низкий уровень сигнала в приемной катушке ведет к нарастанию ошибок интерпретации. Для приборов с применением повышенной частоты (единицы МГц) ограничение измеряемого сопротивления может составлять до 200 Омм. 158 3. Характер проникновения. В связи с квазипараллельным соединением проводников (скважина – зона проникновения – пласт) эффективность измерения достигается при повышающем характере проникновения. 4. Мощность пласта. Вертикальная разрешающая способность различных зондов индукционного каротажа составляет порядка 2 метров. Необходимость внесения поправки за ограниченную мощность пласта зависит также от соотношения сопротивления вмещающих пород и изучаемого пласта. Область применения индукционного каротажа (ИК) – разрезы сравнительно низкого сопротивления с повышающим характером проникновения в коллекторах. Метод индукционного каротажа – основной метод определения сопротивления терригенного разреза. 4.2. Определение УЭС по комплексу методов. Изорезистивная методика Задача определения модели радиального распределения сопротивления в коллекторе есть задача нахождения неизвестных параметров ρзп, ρп, D, влияющих на показания как нефокусированных, так и фокусированных зондов. Поэтому для решения можно использовать различные наборы зондов, различающихся по радиусу исследования, в количестве трех и более (чем больше имеется точек для построения кривой зондирования, тем лучше). Такое комплексирование дает возможность решить вышеупомянутую задачу с приемлемой точностью в пластах толщиной 1-4 метра, где БКЗ нефокусированными зондами 159 этого не позволяет, а также повысить точность определений в более мощных пластах. При объединении данных разнотипных зондов в единой кривой зондирования (зависимости показаний зонда от его длины) основная проблема состоит в учете различного характера зависимости радиуса исследования от длины зонда у зондов разных типов. Для фокусированных зондов необходимо также учитывать влияние фокусировки на вклад участков среды в результирующее поле (например, для бокового каротажа геометрический фактор зоны проникновения значителен, в то время как для индукционного может быть сильно снижен внутренней фокусировкой). Изорезистивная методика – методика использования разнотипных зондов для определения УЭС коллектора, объединяющая комплекс градиент-зондов БКЗ и фокусированные зонды бокового и индукционного каротажа. Для реализации методики вычисляются кажущиеся сопротивления фокусированных зондов (ρк)БК и (ρк)ИК (решаются прямые задачи БК и ИК) для тех же моделей, что использовались при расчете палеточных кривых БКЗ. Затем на каждой палетке значения этих сопротивлений на рассчитанных для соответствующих моделей кривых БКЗ соединяются. Таким образом, палетки БКЗ в ходе реализации методики дополняются кривыми, где (ρК)БК = (ρК)ГЗ и (ρК)ИК = (ρК)ГЗ. Такие кривые называются изорезистами. Изорезисты позволяют определить геометрические места точек для фокусированных зондов (или подобрать т.н. 160 фиктивную длину), давая возможность нанести эти точки на кривые зондирования (Рисунок 4.13, Рисунок 4.14). Показания дополнительных зондов, приведенные к условиям стандартной скважины dC=0,2м и бесконечной мощности пласта, наносят вместе с кривой зондирования на палетку БКЗ в виде прямых линий ρК=ρКБК и (или) ρК=ρКИК. Пересечения этих прямых с соответствующими изорезистами определяют дополнительные точки кривой зондирования. Таким образом, если толщина исследуемого пласта мала и значения УЭС с больших зондов из комплекса БКЗ не могут быть сняты, эти дополнительные точки расширяют возможности бокового каротажного зондирования. 161 Рисунок 4.13. Палетка БКЗ с нанесенными изорезистами (синие – индукционного каротажа, красные – бокового каротажа) и кривая зондирования БКЗ (зеленая), дополненная точками фокусированных зондов 162 Рисунок 4.14. Реализация изорезистивной методики в программе Solver 163 4.3. Практические задачи по электрометрии ЗАДАЧА III. «Определение удельных сопротивлений пластов и преобразования каротажных данных» Задание 1. Определение удельного электрического сопротивления пород по данным электрометрии. Цель задания – обучение определению удельного электрического сопротивления пород по данным электрометрии. Содержание задания 1. Оценка УЭС бурового раствора и качества снятых отсчетов. 2. Автоматический расчет электрических свойств пластов. 3. Интерактивная оценка электрических свойств коллекторов. Методические указания Для оценки УЭС пластов, зон проникновения, качества снятых отсчетов, УЭС бурового раствора и т.п. служит модуль программы Оценка УЭС. В основе работы программы Оценка УЭС лежит так называемая изорезистивная методика. Она объединяет данные метода БКЗ с данными, получаемыми дополнительными зондами: обычно индукционным зондом (например, 6Ф1) и зондом бокового каротажа (например, БК3). Для интерпретации используется альбом палеток БКЗ с добавлением информации, получаемой от других зондов. Главная особенность каждой палетки – дополнительные линии – изорезисты, соединяющие те точки на кривых БКЗ ρК/ρС = f(AO/dС), в которых (ρК/ρР)ГЗ = (ρК/ρР)БК и (ρК/ρР)ГЗ = (ρК/ρР)ИК и т.д. 164 Модуль Оценка УЭС обеспечивает решение следующих задач: 1. Ввод поправок; 2. Уточнение значений УЭС бурового раствора и оценка качества; 3. Автоматическая оценка электрических свойств; 4. Экспертная оценка электрических свойств. Режим Ввод поправок используется для получения результатов каротажа без влияния промежуточных слоев (скважины, вмещающих пород, глинистой корки, в случае ИК обеспечивается ввод поправок за скин-эффект). Это позволяет свести результаты каротажа к зависимости, главным образом, от изучаемых параметров пласта. Так, совместное рассмотрение в одном масштабе исправленных кривых кажущихся сопротивлений бокового каротажа, градиентзондов и индукционного каротажа позволяет выделить проницаемые участки разреза из-за наличия радиального градиенты сопротивления. Режим Уточнение значений УЭС бурового раствора и оценка качества снятых отсчетов. Если данные резистивиметрии отсутствуют, то данный режим позволяет оценить УЭС бурового раствора. С другой стороны, этот режим позволяет оценить качество данных резистивиметрии и проанализировать качество кривых электрометрии. Режим Автоматическая оценка электрических свойств используется для автоматической оценки электрических свойств пластов. Этот режим целесообразно применять при потоковой интерпретации большого количества скважин. 165 Режим Экспертная оценка электрических свойств применяется для оценки электрических свойств пластов в интерактивно-графическом режиме, в котором интерпретатор может одновременно использовать планшет (для контроля и исправления существенных отсчетов по зондам) и специализированное окно, отображающее палетки интерпретации, изорезисты, текущее решение, показания зондов и т.п. В результате работы программы Оценка УЭС в режимах Автоматическая оценка электрических свойств и Экспертная оценка электрических свойств определяются УЭС пластов и зон проникновения, диаметры зон проникновения, электрические анизотропии неколлекторов, а также теоретические значения показаний зондов, с помощью которых вычисляются погрешности оценки УЭС пластов и величины функции невязки решения. В сложных геологотехнических условиях интерпретатор может использовать дополнительную априорную информацию и правила обработки данных: – задавать признаки пластов с проникновением, без проникновения, неопределенного типа; – выборочно обрабатывать пласты определенных типов; – использовать априорные значения параметров зоны проникновения в качестве начального приближения или решения; – использовать разные способы обработки пластов в зависимости от их толщины и числа отсчетов по зондам; 166 – ограничить область решения для параметров зоны проникновения и УЭС пласта или использовать методику глобального поиска начального приближения. Если необходима обработка показаний устаревшей аппаратуры или требуется выполнить обработку по специфической для конкретных условий методике, в программе Solver имеется возможность ввести любые свои палетки (меню в таблице Инструменты – Редактор Палеток) или формульные зависимости (меню в таблице Окна – Интепретатор) и реализовать собственную методику определения УЭС пластов. 1. Уточнение УЭС бурового раствора и оценка качества снятых отсчетов. В меню таблицы выберите Обработка – Оценка УЭС. В окне Обработка отметьте Попластовая. Выбрав в строке Аппаратный комплекс меню БКЗ-ИК-БК, заполните все строки выше строки Результат только результатами пластовых отсчетов в комплексных границах, полученных в Задании 1 Задачи II. Замечание: при последующих вызовах модуль запоминает введенные ранее в него данные. В строке Результат–Режим обработки: выберите Уточнение бурового раствора и оценка качества. При необходимости в рамке Результат–Пометьте зонды для оценки качества пометьте все введенные выше зонды галочкой и отметьте опцию Результат–По всем пластам. Нажмите на кнопку Параметры. В появившемся новом окне Параметры обработки, которое изображено на рисунке ниже (Рисунок 4.15), введите 167 число-индекс, которое было присвоено коллектору, в поле строки Индексы-Коллектор:. и числа-индексы, которые были присвоены неколлекторам, через запятую, в поле строки Индексы-Неколлектор:. В рамке Что обрабатывать? отметьте галочкой поля Коллекторы, Неколлекторы, Неопределенные индексы. Остальные параметры окна Параметры обработки можно оставить без изменения. Рисунок 4.15. Окно «Параметры обработки (оценка УЭС)» Нажмите на кнопку ОК, появится снова окно Оценка УЭС, в котором нажмите на кнопку Выполнить. После 168 выполнения программы в течение непродолжительного времени появится окно Оценка качества с нажатой опцией График (Рисунок 4.16). Рисунок 4.16. Раздел «График» в окне «Оценка качества» На графике изображается результат оценки качества снятых отсчетов для зонда, указанного на графике и в строке Зонд:, а именно, синяя линия – линяя регрессии – представляет собой зависимость теоретических расчетов от данных каротажа. Кроме этого, на графике красные линии представляют допустимые линии погрешности, черная линия — биссектрису красных линий, цифрами даются 169 номера пластов. Если линия регрессии лежит между линиями погрешностей, то можно сказать, что качество каротажных данных является удовлетворительным. В противном случае необходимо проверить качество снятых отсчетов и повторить данную процедуру снова. Выбор зонда осуществляется с помощью двух стрелочек вверх и вниз. Не рекомендуется использовать окно Вид уравнения: и нажимать на кнопку Корректировка зонда в учебной работе, в противном случае ваши каротажные данные для зонда в таблице будут безвозвратно изменены. После закрытия окна График в окне Оценка УЭС можно увидеть в окне УЭС раствора теоретически оцененное значение УЭС бурового раствора, а в окне Невязка – допустимую погрешность измерения (эти окна обведены жирной линией на рисунке 4.17). Таким образом, значения УЭС бурового раствора по данным резистивиметрии можно считать удовлетворительными, если они будут находиться в пределах невязки с теоретически расчетным значением. В противном случае рекомендуется использовать полученное теоретически расчетное значение УЭС бурового раствора. 170 Рисунок 4.17. Результаты уточнения УЭС бурового раствора и невязки измерения 171 2. Автоматический расчет электрических свойств пластов. В меню таблицы выберите Обработка – Оценка УЭС. При необходимости аналогично пункту 1 заполните выше строки Результат меню всех окон. В меню Результат–Режим обработки: выберите опцию Автоматическая оценка электрических свойств, как показано на рисунке ниже. При первом вызове окна в строке Результат–УЭС пласта, УЭС зоны, Диаметр зоны, Анизотропия и Невязка по умолчанию введены имена результатов Rt, Rzp, Dzp, A, N. Аналогично по умолчанию отмечены галочкой опции Погрешность УЭС Rt+, Теоретические отсчеты и введены суффиксы соответствующих результатов. При необходимости эти параметры можно изменить. Нажмите на кнопку Параметры и появившееся окно заполните при необходимости теми же параметрами, что и в пункте 1. Нажмите кнопку Выполнить. Выведите на планшет в поле БКЗ результаты определения УЭС пластов и зон проникновения (Рисунок 4.18). 172 Рисунок 4.18. Автоматическая оценка электрических свойств пород 3. Экспертная оценка электрических свойств коллекторов. В меню таблицы выберите Обработка – Оценка УЭС. При необходимости аналогично пункту 1 заполните выше строки Результат меню всех окон. В строке Результат– Режим обработки: выберите Экспертная оценка электрических свойств. Нажмите на кнопку Параметры, отметьте галочкой в меню Что обрабатывать? только Коллекторы, а в строках Неколлекторы, Неопределенные индексы при 173 необходимости снимите галочки, закройте окно Параметры, нажав кнопку ОК. В появившемся снова окне Оценка УЭС нажмите кнопку Выполнить. В результате появится окно Экспертный режим оценки УЭС поверх таблицы, как показано на рисунке ниже. В окне на графике синим цветом изображена палетка БКЗ. Тип палетки: двухслойная или трехслойная, – можно определить по кнопке, отмеченной в рамке Модель. Так, если в окне Параметры отмечены только коллектора, то будет нажата кнопка Трехслойная. В этом случае ниже рамки Модель даются параметры трехслойной палетки: УЭС неизменной части пласта, УЭС зоны проникновения и диаметр зоны проникновения. Пурпурным цветом на графике дана прямая линия значения БК, зеленым цветом – прямая линия значения ИК (изорезисты БК и ИК можно вывести на палетку БКЗ, нажав правую кнопку мыши на графике и выбрав соответствующее меню). Красным цветом на графике дана кривая зондирования, полученная по данным каротажа для пласта, указанного в строке Пласт, и черным цветом – невязки в точках зондирования. Количество точек зондирования можно определить по ненулевым значениям УЭС зондов БКЗ в соответствующих окнах КС1, КС2, КС3, КС4 и КС5, отмеченных рядом галочкой. Количество точек зависит от мощности пласта. При необходимости растяните окно по вертикали, чтобы внизу окна увидеть значения невязки и погрешности. 174 Если значение невязки не превосходит 1 Омм и погрешности 30–50%, то результат определения электрических характеристик пласта можно считать удовлетворительным. В противном случае для получения удовлетворительного результата попробуйте одно из следующих действий: 1. Откорректируйте отсчеты в таблице (на планшете); 2. Отключите показания зондов БК и (или) ИК, сняв галочки против соответствующих полей; 3. Измените значение диаметра скважины в сторону его увеличения, так как показания каверномера могут не отражать истинный диаметр скважины; 4. Измените УЭС бурового раствора; 5. Измените УЭС и диаметр зоны проникновения, закрепляя их галочкой в окошках справа. В результате интерактивного поиска, нажимая на кнопку Решение, найдите удовлетворяющее решение и, нажав кнопку Сохранить, перейдите к следующему пласту. Внимание: для правильного расчета электрических свойств пласта его мощность должна быть не меньше длины третьего градиент-зонда из комплекса БКЗ, а лучше – четвертого. Если в Задаче II коллектор был расчленен на малые пропластки, то уменьшите количество границ средствами ручной коррекции, воспользовавшись в меню окна планшет Функции – Трансформации и Функции – Преобразование объектов в пласты (см. Задание 1 Задачи II). Обратите также внимание на соответствие положения границ правилам отбивки границ по кривым градиент-зондов. 175 Пример оценки УЭС мощного коллектора по данным БКЗ+ИК приведен на Рисунок 4.19. Рисунок 4.19. Пример оценки УЭС мощного коллектора по данным БКЗ и ИК Таким образом, электрические характеристики коллекторов, рассчитанные в автоматическом режиме, заменятся в таблице на значения, рассчитанные в интерактивно-графическом режиме. После окончания работы закройте окно Экспертный режим и далее окно Оценка УЭС. Войдите в окно планшета и обновите его содержимое с помощью меню Редактировать –Обновить. Сохранить таблицу и планшет под теми же именами. 176 Задание 2. Преобразования каротажных данных для оценки ФЕС коллекторов Цель задания – получение навыков работы с модулем Калькулятор, расчет ФЕС коллекторов. Методические указания Во всех программных комплексах по обработке и интерпретации каротажных данных существует модуль Калькулятор, предназначенный обычно для вычисления отдельных, относительно простых выражений или пересчета данных на основе алгебраических уравнений, включая различные условия. В меню таблицы выберите Функции – Калькулятор (Рисунок 4.20). Выражение записывается в окне Формула Преобразование:. Для обозначения действий над данными можно использовать следующие знаки операций: + (сложение); – (вычитание); * (умножение); / (деление) и ^ (возведение в степень). Операция ^ имеет наивысший приоритет, далее по приоритету следуют операции * и /. Для изменения приоритета операций и указания аргументов функций используются символы открывающей (и закрывающей) скобок. В Калькулятор встроены следующие элементарные функции: abs, sqrt, sin, cos, tg, arcsin, arccos, arctg, exp, ln, lg. Например, для выражения 1.23 + lg(123*sqrt(12.3)) после нажатия на клавишу Вычислить в строке РЕЗУЛЬТАТ: получим значение 3.8648577. 177 Рисунок 4.20. Окно «Калькулятор» В выражении можно использовать каротажные данные из таблицы, расположенные в рамке Данные:. Для этого необходимо предварительно установить курсор в строку Формула Преобразование: (установив курсор, его можно передвигать с помощью клавиши Пробел направо, вставляя пробел, Стрелок налево и направо и т.п.) и далее в окне Данные: двойным нажатием на левую клавишу мыши выбрать требуемые данные. Результат выражения можно записать в таблицу, для этого необходимо слева от выражения записать имя результата и ввести знак =. Например, Имя1=1.23+lg(Имя2 sqrt(Имя3)), где Имя1 – имя столбца таблицы, который будет содержать результаты расчета, Имя2 и Имя3 – имена существующих в таблице столбцов. После нажатия на клавишу Вычислить в строке Результат появится имя столбца Имя1, в который были записаны результаты расчетов. В Калькуляторе разрешается использовать следующие символы для обозначения имени результата: прописные и строчные буквы латинского и русского алфавита 178 A...Z, a...z, А...Я, а...я; цифры 0...9; символ подчеркивания _. Имя результата должно начинаться с буквы. Выражения, содержащие каротажные данные, можно вычислять при различных логических условиях для данных указанных в окне При условии:. Разрешается использовать следующие операции – сравнения: > (больше); >= (больше или равно); <> (не равно); < (меньше); <= (меньше или равно) и = (равно), логические операции: and, or и not. Требуемые каротажные данные вносятся в строку При условии: так же, как и в строку Формула преобразования:. Справа от строк При условии: и Формула преобразования: имеется стрелка вниз, при нажатии на нее появляются ранее введенные выражения и условия. Внимание! – если в левой части выражения используется старое имя, которое присутствует в таблице, то значения в этом столбце таблицы будут пересчитаны; – если алгебраическое выражение набрано неправильно, то внизу на информационной панели калькулятора после нажатия на клавишу Вычислить появится сообщение об ошибке; – если при составлении выражения необходимо знать максимальное и минимальное значения каротажных данных по всему разрезу, их можно определить, как воспользовавшись пунктом меню Функции – Статистика; так и непосредственно при просмотре планшета (нажав Ctrl + левая кнопка мыши, можно определить значение кривой или отсчета). 179 Практическое задание. Вычисление коэффициентов пористости, глинистости, проницаемости и нефтенасыщения для предложенного месторождения. Для пластовых данных, полученных при выполнении Задания 1 Задачи II: 1. Вычислить двойной (относительный) разностный параметр метода ПС (αПС) (пункт 3.6, формула 3.31). 2. Определить объемную глинистость пород по двойному разностному параметру метода ПС, используя формулу, полученную по керновым данным: KGL_SP = 18.6 αПС2 - 59.5 αПС + 45 3. Рассчитать коэффициент пористости по двойному разностному параметру метода ПС (пункт 3.6, формула 3.32) с коэффициентами, полученными по керновым данным: А=0.108 В=0.0685 4. Рассчитать коэффициент проницаемости по коэффициенту пористости, используя формулу, полученную по керновым данным: KPR = 10^(23.486 KP-3.04) 5. Рассчитать коэффициент остаточной водонасыщенности по коэффициенту проницаемости по формуле, полученной по керновым данным: SWO = 0.4293 –0.1286 Lg(KPR) 180 6. Рассчитать параметр пористости по 1-ой формуле Арчи-Дахнова (пункт 1.3, формула 1.3) (коэффициенты получены по керновым данным): am=1.0605 m=1.685 7.Рассчитать сопротивление водонасыщенной породы из формулы 1.3, пункт 1.3, если В=0.065 Омм 8. Рассчитать параметр насыщения, используя формулу 1.5 из пункта 1.3 (коэффициенты получены по керновым данным): НП – сопротивление пласта ВП – найденное сопротивление водонасыщенной породы 9. Рассчитать коэффициент водонасыщенности коллекторов, используя 2-ю формулу Арчи-Дахнова (пункт 1.3, формула 1.5 или используя готовое выражение формула 1.6, коэффициенты получены по керновым данным): an=0.9331 n=1.8797 10. Рассчитать коэффициент нефтенасыщенности по формуле Кн=1-Кв. 181 5. Определение эффективной мощности hэф продуктивного коллектора Эта задача решается по-разному в зависимости от строения пласта: 1. Мощность однородного продуктивного пластаколлектора определяется по диаграммам геофизических методов с учетом правил определения границ пластов для каждого метода и их объединения в комплексе. 2. Мощность однородного по коллекторским свойствам, но неоднородного по насыщению коллектора устанавливается для интервала, который по характеру насыщения отнесен к продуктивным. 3. В мощном пласте-коллекторе, однородном по характеру насыщения, но содержащем прослои неколлектора, hэф определяется как разность мощности всего пласта h и суммы прослоев неколлектора hпл : hэф =h - hпл 4. В пачке, представленной чередованием тонких прослоев коллектора и глины, в которой отдельные прослои неколлектора не выделяются даже по данным методов с максимальной разрешающей по вертикали способностью, суммарную эффективную мощность находят расчетным путем по интегральным характеристикам пачки в целом. 182 6. Определение коэффициента насыщения пород в неперфорированной обсаженной скважине. В процессе разработки залежей углеводородного сырья периодически возникают проблемы, связанные с оценкой и уточнением характера насыщения пластов коллекторов. Типичными мероприятиями, успешность которых зависит от корректности оценки характера насыщения являются:  Перевод эксплуатации скважин с обводненных объектов на вышележащие объекты, эксплуатируемые, согласно схем разработок, соседними скважинами.  Изучение интервалов, не охваченных исследованиями открытого ствола. Поиск пропущенных промысловых объектов.  Плановый мониторинг текущего состояния нефтегазовых залежей с целью подсчета и переподсчета балансовых запасов углеводородного сырья. Такие измерения можно проводить только методами, для которых сталь является «прозрачной». Это ядерно-физические и акустические методы. Необходимо отметить, что оценка Кнг в открытом стволе чаще всего основана на данных о сопротивлении породы, полученных из электрических и электромагнитных методов каротажа. Сопротивление породы в большей степени определяется количеством в ней воды и ее минерализацией, поэтому таким методом невозможно определить вид углеводородов в поровом пространстве (и газ, и нефть, и газоконденсат электрический ток не проводят). В 183 отличие от электрических методов ядерно-физические и акустические методы работают с веществом, т.е. по результатам обработки этих методов можно определить не только количество углеводородов, но и их тип. Почему же нельзя их использовать в открытом стволе? Это связано с небольшой глубинностью исследования этих методов (не более 50 см от стенки скважины). А как известно, в этой области после бурения скважины в поровом пространстве преобладает фильтрат бурового раствора. Поэтому применение этих методов для оценки Кнг возможно только после расформирования зоны проникновения. Для оценки газонасыщенности (Кг) через стальную неперфорированную колонну привлекаются стационарные и импульсные нейтронные каротажи. Интерпретация стационарных методов основана на количественном сопоставлении показаний метода в пласте с нерасформировавшейся зоной проникновения фильтрата бурового раствора и после расформирования. Эта методика позволяет оценивать Кг и определять положение газожидкостного контакта (ГЖК). Показания стационарного НК зависят от конструкции скважины, используемого оборудования для добычи газа и положений разделов двух фаз: газоводяного (ГВР) или газонефтяного (ГНР). На физический параметр являющийся результатом обработки ИННК (макросечение поглощения тепловых нейтронов - ) конструкция скважины оказывает значительно меньшее влияние, чем на водородный индекс (а в достаточно большом диапазоне это влияние пренебрежимо мало). Т.е. для оценки Кг предпочтительней 184 использовать результаты обработки ИННК, чем стационарные методы НК. Тем более, что при интерпретации ИННК водородный индекс является результатом обработки. Геологическая интерпретация результатов обработки ИННК показала, что  - параметр очень чувствительный к изменению литологии. Это означает, что для его корректной интерпретации очень важно привлекать материалы связанные с минеральным составом твердой фазы. В идеале необходимо провести комплекс специальных исследований керна, а по его результатам настроить систему интерпретации расширенного и стандартного(особенно для простых геологических условий) комплексов ГИС. Метод углерод-кислородного каротажа (С/О-каротаж) в настоящее время, является универсальным средством оценки текущей нефтенасыщенности в скважинах обсаженных стальной колонной. Его важное преимущество возможность оценки нефтенасыщенности независимо от минерализации пластового флюида. С практической стороны метод С/О каротажа имеет определенные ограничения. В первую очередь - это малая физическая радиальная глубинность (15-20 см). Как следствие – большое влияние на измеряемые величины элементов конструкции скважин. Во-вторых, низкая статистическая обусловленность измерений. Поэтому, используют такие приемы, как снижение скорости каротажа, суммирование повторов, применение детекторов большого размера и с лучшей эффективностью. 185 В результате интерпретации комплекса радиоактивных методов, включающих спектрометрический гамма-каротаж (калий, торий), нейтронный гамма-каротаж (нейтронная пористость), С/О-каротаж (относительные концентрации элементов, полученные при разложении спектров радиационного захвата) и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (декремент затухания плотности тепловых нейтронов), определяется минералогическая модель твердой фазы породы и ее пористость. Минералогическая модель породы состоит из следующих минералов: каолинит, хлорит, гидрослюда, смешанно-слойные, альбит, микроклин, кварц. Поровое пространство заполнено связанной водой, подвижной водой, неизвлекаемой и подвижной нефтью. При наличии газа в пласте необходимо использовать материалы импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, так как по концентрациям углерода, измеряемым в процессе С/О-каротажа, отделение газонасыщенных коллекторов от водонасыщенных невозможно. Получение концентраций минералов в породе опирается на решение системы петрофизических уравнений. Петрофизическими характеристиками отдельных компонент породы являются концентрации элементов в этих компонентах. Сами петрофизические характеристики получены на основании специальной обработки данных определения минерального и элементного состава представительной коллекции керна. Общая пористость пород входит обязательной составляющей в систему петрофизических 186 уравнений, т.е. она рассчитывается при обработке комплекса радиоактивных методов ГИС. Использование такого подхода к исследованию компонентного состава пород позволяет определять их эффективную пористость. На основании изучения каменного материала под растровым электронным микроскопом, дериватографии и определения остаточной водонасыщенности был получен следующий результат: в коллекторах Западной Сибири, прошедших стадию постдиагенетических преобразований пород, зерна, образующие стенки пор (чаще всего крустификационный хлорит), и места сужения пор покрыты и заполняются глинистыми минералами (вермисростки каолинита и хлорит). Таким образом, связанная вода пор ассоциирована с этими глинистыми минералами. Вычисляя содержание глинистых минералов, можно определять количество связанной воды пор, при этом свободное пространство представляет собой эффективную пористость, которая может быть заполнена подвижной водой и углеводородами. Нефтенасыщенность коллекторов делится на извлекаемую и неизвлекаемую нефть. В результате обработки спектров С/О-каротажа обеспечивается получение концентрации углерода. Концентрация углерода, в свою очередь, для чистых коллекторов (где отсутствует карбонатный цемент) напрямую связана с содержанием нефти. По данным С/О-каротажа определить, является нефть подвижной или неизвлекаемой, невозможно в связи со сложным строением коллектора. Поэтому остаточную нефтенасыщенность предлагаем определять по данным электрометрии в зоне проникновения. 187 Таким образом, поровое пространство по нашей методике будет представлено четырьмя составляющими: связанная и подвижная вода, остаточная и неизвлекаемая нефть. Комплекс исследований технического состояния скважин включает в себя следующие виды исследований: СГДТ, АКЦ и методы определения состава флюида в стволе скважины. Обработка данных этого комплекса позволяет выявлять наличие дефектов цементного камня, по которым возможно перемещение флюида (в результате интерпретации переток нефти из нефтеносного пласта в водоносный отразится на данных СО-каротажа как нефтенасыщенный пласт). В результате, по данным комплекса технического состояния строится модель ближней зоны, которая позволяет вносить поправки за скважинные условия в показания радиоактивных методов ГИС. Радиохимические аномалии, образующиеся при вытеснении нефти водой и характеризующиеся выпадением радиобарита и кальцита в цементе и элементах конструкции скважин, могут быть определены по диаграммам повторного гамма-каротажа. На рисунке 6.1 приведены результаты измерений физических величин по комплексу ГИС открытого ствола скважины (SP[мВ]-потенциал собственной поляризации, LL3[Омм] – боковой каротаж, IK[мСм]-индукционный каротаж, GK[имп]-гамма-картож, TRNP[усл.ед.]-показания нейтронного каротажа, нормированные на измерения в эталонировочном баке с водой) и после ее обсадки (результаты обработки спектрометрического гамма-каротажа 188 (СГК): POTA[%]-содержание калия, THOR[10-4%]содержание тория; С/О-каротажа: С[y.e.] – содержание углерода в условных единицах; ИННК – время жизни тепловых нейтронов[мкс]) и построенные по этим данным модели отложений: объемная – содержание минеральнокомпонентных составляющих в породе (5столбец), модель порового пространства(6 столбец) – доли флюидов в общем объеме породы: Кн.св- неизвлекаемой нефти, Кн.динподвижной нефти, Кв.дин-свободной воды, Кв.св-физически связанной воды. На основании корреляционных зависимостей между коэффициентом проницаемости (Кпр) и эффективной пористости (Кп.эф=Кп*(1-Ков)), полученных при обработке результатов измерений коллекции керна, были рассчитаны значения Кпр (см.7 столбец). В 9 столбце приведены кривые нефтенасыщенности в стандартных значениях долей порового пространства: Kn, электрометрия – по значениям сопротивления неизмененной проникновением части пород; Kn, co – текущее значение нефтенасыщенности по результатам интерпретации комплекса на базе С/О-каротажа. В этой же колонке приведены значения Кн, соответствующие работе скважины при которой она будет отдавать нефть, нефть с водой и воду. Граничные значения получены на основании анализов результатов исследований относительной проницаемости, измеренной на коллекции керна. В 10 колонке на основании этих данных приведены ожидаемые притоки. 189 Рисунок 6.1. Результаты изучения разреза нефтяной скважины по материалам комплекса ГИС в открытом стволе и после расформирования зоны проникновения в обсаженной стальной неперфорированной колонной 190 Заключение Авторы учебного пособия постарались дать представления учащимся об основных задачах нефтегазопромысловой геологии, таких как: литофизическое расчленение разрезов, определение коэффициента пористости различными методами и оценка характера насыщенности в открытом стволе скважин. Кроме этих задач перед геофизиком-интерпретатором стоит огромное число других задач, которые не рассматривались в рамках данного учебного курса. И ни в коем случае авторы не собирались подменять им такие фундаментальные работы как «Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Петерсилье В.И. и др.» (Методические, 2003) или Учебник Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС (Латышова, 2007). 191 1. 2. 3. 4. 5. Литература Дьяконов Д.И. Общий курс геофизических исследований скважин. М.:Недра, 1977. – 433с. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов/ - М.:Недра, 1990. – 398с. РД 153-39.0-072-01. «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», принятый и введенный в действие приказом Минэнерго России от 7 мая 2001г. №134 Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). - М.: Недра, 1978. - 318 с. Добрынин В. М. , Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика (физика горных пород): Учеб. для вузов. 2ое изд. перераб. и доп. под редакцией д.ф.-м.н. Кожевникова Д. А. – М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004, 368с. 6. Кобранова В. Н. Петрофизика. Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М., Недра, 1986. – 392с. 7. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин – М., Недра, 1991. 8. Элланский М. М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие) – Издательство ГЕРС, 2001 192 9. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984г., 259стр. 10. Джордж Р.Коатес, Ли Чи Хиао, Манфред Д.Праммер, Каротаж ЯМР. Принципы и применение. Халлибуртон Энерджи Сервисез, Хьюстон, 2001 г., 356 стр., ISBN: 09679026-0-6 11. Ларионов В.В., Радиометрия скважин, 1969 12. Дахнов В.Н. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М.: Недра, 1975. 13. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970. 14. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. Москва: Недра-Бизнесцентр, 2007. — 592 с. 15. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб. Пособие для вузов. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2007. – 327 с. 16. Итенберг С.С. Промысловая геофизика. – М.: Гостоптехиздат, 1961. - 388 с. 17. Еникеев Б.Н. Настройка и решение обратной петрофизической задачи на основе использования сочетания параметрических и непараметрических взаимосвязей, 2003. URL: http://petrogloss.narod.ru/Enikeev1_SEG2003. htm. 193 18. http://www.kngf.org/services/issledovaniya-gorizontalnykhskvazhin-v-otkrytom-stvole/issledovaniya-gorizontalnykhskvazhin-v-otkrytom-stvole/ 19. SPE 6858 The morphology of dispersed clay in sandstone reservoirs and its effect on sandstone shaliness, pore space and fluid flow properties by John W. Neasham, Shell Development Company 20. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. / Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г.// НПЦ Тверьгеофизика, Москва-Тверь, 2003 г., 258 стр. 21. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учебник для вузов /Под ред. В. М. Добрынина. — М.: Недра, 1986. с. 342. 194 Приложение Вывод формулы для расчета пористости газонасыщенного коллектора в зоне проникновения фильтрата бурового раствора В результате проведения нейтронного каротажа и обработки данных по зависимостям, полученным на карбонатных моделях с учетом диаметра скважины, получают величину кажущейся пористости по нейтронному каротажу или водородный индекс. Эта величина связана содержаниями всех компонент породы следующим выражением: 𝑤 = 𝐾𝑝 (𝐾𝑔 𝑤𝑔 + 𝐾𝑜 𝑤𝑜 + 𝐾𝑤 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝐶𝑙 𝑤𝐶𝑙 + (1 − 𝐾𝑝 − 𝐾𝐶𝑙 )𝛥𝑤𝑞 Где w – водородный индекс, в долях единицы; Кр - пористость, в долях единицы; Kg, Ko, Kw – коэффициенты газонасыщенности водонасыщенности (water); KCl – коэффициент объемной глинистости; (1) (gas), нефтенасыщенности (oil), wg, wo, ww, wcl, wq – водородные индексы газа, нефти, воды, глинистых минералов, поправочный коэффициент в водородный индекс за отклонение элементного состава (сечения поглощения и рассеяния нейтронов) и плотности кварца от соответствующих характеристик кальцита. 195 Обычно в поровом пространстве породы присутствуют только 2 компоненты. Рассмотрим задачу газоводяного контакта. Тогда в поровом пространстве коллектора присутствует газовая и водяная фазы и уравнение (1) перепишем в следующем виде: 𝑤 = 𝐾𝑝 (𝐾𝑔 𝑤𝑔 + 𝐾𝑤 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝐶𝑙 𝑤𝐶𝑙 + 𝛥𝑤𝑞 − 𝐾𝑝 𝛥𝑤𝑞 − 𝐾𝐶𝑙 𝛥𝑤𝑞 (2) С учетом того, что в поровом пространстве присутствуют две компоненты: 𝐾𝑔 + 𝐾𝑤 = 1 (3) Тогда 𝑤 = 𝐾𝑝 (𝐾𝑔 𝑤𝑔 + (1 − 𝐾𝑔 )𝑤𝑤 ) + 𝐾𝐶𝑙 𝑤𝐶𝑙 + 𝛥𝑤𝑞 − 𝐾𝑝 𝛥𝑤𝑞 − 𝐾𝐶𝑙 𝛥𝑤𝑞 (4) Раскрывая скобки получим 𝑤 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝑤𝑔 − 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝑤𝑤 + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) + 𝐾𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) + 𝛥𝑤𝑞 (5) Рассмотрим аналогичное выражение для плотности 𝛿 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝛿𝑔 − 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝛿𝑤 + 𝐾𝑝 𝛿𝑤 + 𝐾𝑆𝑘 𝛿𝑆𝑘 (6)  – плотность породы, г/см3; Sk – плотность скелета породы, г/см3 (для задачи берем плотность уплотненного кварца равную 2.67 г/см3); g – плотность газа, г/см3; w – плотность воды , г/см3; 196 С учетом, что в породе присутствует только твердая фаза и поровое пространство, можно записать: 𝐾𝑆𝑘 + 𝐾𝑝 = 1 (7) Тогда уравнение 6 записывается как 𝛿 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝛿𝑔 − 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝛿𝑤 + 𝐾𝑝 𝛿𝑤 + (1 − 𝐾𝑝 )𝛿𝑆𝑘 (8) или 𝛿 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝛿𝑔 − 𝐾𝑝 𝐾𝑔 𝛿𝑤 + 𝐾𝑝 𝛿𝑤 − 𝐾𝑝 𝛿𝑆𝑘 + 𝛿𝑆𝑘 Уравнения 5 и 9 образуют линейную систему: 𝛿 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 ) + 𝛿𝑆𝑘 { 𝑤 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) + 𝐾𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) + 𝛥𝑤𝑞 (9) (10) Анализ системы уравнений 10 показывает, что для её решения можно выразить KpKg из первого уравнения и подставить во второе: 𝛿 − 𝛿𝑆𝑘 − 𝐾𝑝 (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 ) = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) 𝐾𝑝 𝐾𝑔 = 𝛿−𝛿𝑆𝑘 −𝐾𝑝 (𝛿𝑤 −𝛿𝑆𝑘 ) (11) (12) (𝛿𝑔 −𝛿𝑤 ) 𝑤 − 𝐾𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) 197 (13) Для расчета объемной глинистости 𝐾𝐶𝑙 необходимо знание массовой глинистости (CCl) и пористости: 𝐾𝐶𝑙 = 𝐶𝐶𝑙 (1 − 𝐾𝑝 ) Но так как величина объемной глинистости нам нужна для расчета пористости, то соответственно, необходимо заменить объемную глинистость на массовую и выразить из этого выражения искомый коэффициент пористости. 𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (1 − 𝐾𝑝 )(𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) (14) 𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (1(𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 )) − 𝛥𝑤𝑞 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) (15) 𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) + 𝐶𝐶𝑙 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) (16) 𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 = 𝐾𝑝 𝐾𝑔 (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝐶𝐶𝑙 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) (17) Подставляем уравнение 12 в 13 получим: 𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 = 𝛿−𝛿𝑆𝑘 −𝐾𝑝 (𝛿𝑤 −𝛿𝑆𝑘 ) (𝛿𝑔 −𝛿𝑤 ) (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝐶𝐶𝑙 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) (18) Переносим знаменатель: 198 (𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) = (𝛿 − 𝛿𝑆𝑘 − 𝐾𝑝 (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 ))(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − 𝐶𝐶𝑙 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) Раскрываем скобки: (𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) = (𝛿 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) − 𝐾𝑝 (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − 𝐶𝐶𝑙 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 )(𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − (𝛿 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) = −𝐾𝑝 (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) + 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − 𝐶𝐶𝑙 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 )(𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − (𝛿 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) = 𝐾𝑝 (𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − 𝐾𝑝 (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) − 𝐶𝐶𝑙 𝐾𝑝 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 )(𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − (𝛿 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) = 𝐾𝑝 ((𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) − 𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 )) 𝐾𝑝 = (𝑤 − 𝐶𝐶𝑙 ∗ (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) − 𝛥𝑤𝑞 ) ∗ (𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − (𝛿 − 𝛿𝑆𝑘 ) ∗ (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) ((𝑤𝑤 − 𝛥𝑤𝑞 ) ∗ (𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 ) − (𝛿𝑤 − 𝛿𝑆𝑘 ) ∗ (𝑤𝑔 − 𝑤𝑤 ) − 𝐶𝐶𝑙 ∗ (𝑤𝐶𝑙 − 𝛥𝑤𝑞 ) ∗ (𝛿𝑔 − 𝛿𝑤 )) 199 Унифицируя запись, получим следующее выражение (𝑤−𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 −𝛿𝑤 )−(𝛿−𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 −𝑤𝑤 )−𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 −𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 −𝛿𝑤 ) 𝐾𝑝 = ((𝑤 𝑤 −𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 −𝛿𝑤 )−(𝛿𝑤 −𝛿𝑆𝑘 )(𝑤𝑔 −𝑤𝑤 )−𝐶𝐶𝑙 (𝑤𝐶𝑙 −𝛥𝑤𝑞 )(𝛿𝑔 −𝛿𝑤 )) (19) Зная Kp, значение Kg можно найти из любого уравнения системы 10. Например, из уравнения 12, перенеся Kp в правую часть 𝐾𝑔 = 𝛿−𝛿𝑆𝑘 −𝐾𝑝 (𝛿𝑤 −𝛿𝑆𝑘 ) (20) (𝛿𝑔 −𝛿𝑤 )𝐾𝑝 Упрощенная формула для метана от глубины при геотермическом градиенте = 30/км и гидростатическом давлении = 10МПа/км CH4 = 2.16 * (10 * h [км] / (273 + 30*h[км]) w CH4 = 9/4 * CH4 200

Интерпретация стандартного комплекса ГИС

Похожие документы

Разделы

Поддержка

Интерпретация стандартного комплекса ГИС

Похожие документы

Добавить этот документ в коллекции

Добавить этот документ в сохраненные

Предложите, как улучшить StudyLib