Проведение геофизических исследований в скважинах на Федоровском месторождении

Измерение истинной температуры пород в их естественном залегании, при установившемся тепловом режиме по всему разрезу скважины (термометрия) предназначается для  определения геотермического градиента  и геотермической ступени. В горизонтальных скважинах термометрия относится к дополнительным методам. Измерения проводятся сверху вниз, и запись повторяется при подъеме АЛМАЗ-2 снизу-вверх.

Диаграмма геотермического  градиента регистрируется в масштабе 0,25° С/см

 

Технические характеристики МГКР:

Диапазон измеряемых температур:	0 до +90 °С
Диапазон  измеряемых сопротивлений:	0.01 –  3 омм
Время работы в автономном режиме	8 часов
максимальное  давление	120 Мпа
максимальная  температура	90 °
габариты  скважинного прибора
Диаметр	0.108м
Длина	1.6 м.

 

4.4 Выбор и обоснование методов ГИС применяемых в горизонтальных скважинах для оценки коллекторских свойств

 

Раньше в тресте “Сургутнефтегеофизика” наиболее распространенным методом определения пористости по данным ГИС в Западной Сибири является метод самопроизвольной поляризации пород. Длительное время он выступал в качестве базовой методики с использованием статической зависимости:

Кппс = 8,3 • α пс + 12,7

где

 

α пс = ΔUоп/ΔUп

 

ΔUоп - разность потенциалов против опорного пласта;

ΔUп - разность потенциалов против исследуемого пласта.

В случае проведения каротажа в скважине с солевым  биополимерным раствором метод  самопроизвольной поляризации не работает. И поэтом необходимо искать другие пути определения пористости пород.

Для определения  пористости коллекторов пласта по двойному разностному параметру ΔJГК, используется уравнение регрессии:

 

Кп= 19,23-13, 95 • ΔJГК

 

Двойной разностный параметр рассчитывается по формуле:

 

 

где JГК - показания ГК в коллекторе;

J min - показания ГК в пласте чистого песчаника;

J max - показания ГК для пластов неразмытых чистых глин.

Зачастую  в горизонтальном участке ствола скважины отсутствуют опорные пласты или очень заглинизированны. Отсюда можно сделать вывод, что данный метод не рекомендуется использовать для грубой оценки коэффициента пористости и выделения высокопористых коллекторов в разрезе скважин.

Методики  определения пористости по данным нейтронного  каротажа основаны на оценке общего водородосодержания пород (ω) с последующим учетом влияния различных геолого-технологических факторов (минерализации пластовых вод и промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Для данного метода в тресте «Сургутнефтегеофизика» используется следующая статистическая зависимость:

 

Кп= 0,752- НКТ2/НКТ1-0,238+ 0,136 • αпс

 

где НКТ2, НКТ1 - интенсивность излучения тепловых нейтронов, соответственно по малому и большому зондам, у.е.

Основным  фактором, сдерживающим использование  нейтронного каротажа для определения  Кп в горизонтальных скважинах на солевом биполимерном растворе, является глинистость и отсутствие амплитуды ПС – αпс.

При использовании  методики определения пористости по данным акустического каротажа (АК) не учитывается параметр αпс.

Для расчета  по данной методике используется следующее  уравнение:

 

,

 

где: DtСК, DtЖ, DtГЛ – соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

 

,

Тогда расчетная  формула для определения пористости принимает следующий вид:

 

,

 

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: DtСК = 170 мкс/м; DtЖ = 645 мкс/м.

Это уравнение  отражает общий характер зависимости  между Кп без учета влияния αпс.

Оценка пористости пород по АК оказывается единственным способом при реализованном в данный момент аппаратурном комплексе.

 

4.5 Усовершенствованная методика обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах.

 

В связи с  внедрением новых видов аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость в новых методах обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.

 

4.6 Первичная обработка

 

Цель и  задачи первичной обработки является:

Считывание  данных геофизического каротажа с приборов в виде

“время– данные ГИС”.

Оценка качества записи данных ГИС.

Привязка  к данным “время-глубина” данных ГИС.

Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.

Новая программа  Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени –глубине.

В расчете  параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.

Геофизик  работает в одном окне где все операции производятся последовательно:

 

 

При первичной  обработке на скважине так же можно  оценить качество записи параметров всех приборов:

 

А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:

 

 

После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпритации.

 

4.7 Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах

 

Решение геологических  задач осуществляется путем интерпретации  данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.

Интерпретация результатов исследований скважин  по проектируемым работам будет  производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.

Назначение.

Проведение  обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.

Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в  требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам  для формирования баз данных.

Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.

Обоснование параметров для подсчета запасов  и составления технологических  схем разработки, формирование планшетов.

Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.

Применение.

Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.

Наряду с  традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.

Система имеет  петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений  Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.

В системе  реализован интерактивно-графический  режим, обеспечивающий широкие возможности  просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных  и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с  геофизиком в процессе интерпретации  значительно повышает качество и  производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию  в процессе обработке.

Система обеспечивает быструю и качественную обработку  больших объемов ГИС при меньшей  по сравнению с другими комплексами  трудоемкости, обеспечивает возможность  многовариантной интерпретации  и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного  и разведочного бурения.

Система легко  стыкуется с любыми другими системами  через международный LAS-формат.

Система легко  запускается и осваивается интерпретаторами.

Система постоянно  совершенствуется, легко дополняется  новыми задачами и возможностями.

Заключение можно представить в табличном и графическом виде.

Пористость  определяется по данным АК, НКТ и  ГГК с учетом определения глинистости  по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация  проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости  и пористости с глубиной, построенных  по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (rВП = РП × rВ) используются значения rВ, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.

Коэффициент водонасыщения определяется по графику  зависимости параметра насыщения  РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.

При интерпретации  материалов ГИС определяются следующие  основные параметры:

Эффективная мощность пласта;

Коэффициент пористости;

Коэффициент нефтенасыщения;

Определение эффективной мощности пласта.

В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом  мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.

Определение коэффициента пористости (КП).

Проводится  по диаграммам нейтронного и акустического  каротажа с учетом уже определенного  коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация основана на методике Ахиярова В.Х.

Глинистость коллекторов определяется по ПС и  ГК с использованием графика зависимости  изменения глинистости с глубиной.

Установлено, в пределах коллекторов, т.е. в пределах минимальной и максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0≥ αПС ≥0,2; 0,8≥DJГЛ ≥0; где DJГЛ – разностный параметр.

 

, (1)

 

Общая схема  интерпретации одинакова для  ПС и ГК и заключается в следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие  линии чистых песков (αПС =1,0; DJГЛ = 0) и глин (αПС = 0,2; DJГЛ = 0,8). Между этими линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам.

Точность  определения КГЛ по двум методам  можно считать хорошей, если разница  между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости.

Общая формула  определения пористости по НК следующая:

 

КП = w - wГЛ × КГЛ , (2)

 

где: w и wГЛ – соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;

КГЛ – глинистость  коллектора.

Значения w и КГЛ определяются по данным каротажа, а wГЛ по среднестатистическим данным.

Для полимиктовых коллекторов:

 

, (3)

 

Подставляя wГЛ из 3 в 2 получим:

 

, (4)

 

где: – минимальная глинистость на глубине погружения H изучаемого пласта

Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам.

Определение пористости по акустическому каротажу сводится к следующему:

Для определения  пористости глинистых коллекторов  обычно применяется формула:

 

, (5)

 

где: DtСК, DtЖ, DtГЛ – соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

 

, (6)

 

Тогда расчетная  формула для определения пористости принимает следующий вид:

 

, (7)

 

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: DtСК = 170 мкс/м; DtЖ = 645 мкс/м.

Литотип коллекторов определяется с помощью значений αПС и DUПС, где αПС – отношение амплитуды DUПС изучаемого пласта к опорному (чистый неглинистый песчаник). Если αПС > 0,7 – песчаник, 0,4< αПС < 0,7 – алевролит, 0,2< αПС < 0,4 – глинистый алевролит.