Комплексна інтерпретація даних ГДС

Результати комплексної інтерпретації ГДС є основним джерелом інформації про розрізи нафтових і газових свердловин. Комплексна інтерпретація ГДС виконується для рішення наступних задач: розчленовування розрізу кожної свердловини, складання літологічної колонки з виділенням різних літотипів, у тому числі колекторів; виділення в розрізі свердловини колекторів нафти і газу, визначення положення початкових контактів (ВНК, ГВК, ГНК) в колекторах з неоднорідним насиченням, визначення ефективної товщини, коефіцієнтів пористості та нафтогазонасичення для виділених продуктивних колекторів з метою використання значень цих параметрів при підрахунку запасів нафти і газу; для міжзернових теригенних колекторів – визначення коефіцієнтів проникності; кореляція розрізів свердловин і складання на її основі найважливіших побудов, що характеризують геологічну будову родовища.

При проведенні комплексної інтерпретації ГДС у кожній свердловині також враховується інформація, яка отримується: службою геолого-технологічних досліджень (ГТД) у процесі буріння свердловини; службою випробування пластів у відкритому стовбурі та в колоні; лабораторіями вивчення зразків керну і складу пластових флюїдів. При кореляції розрізів свердловин, які складені за матеріалами ГДС та інша.

Літологічне розчленування розрізу свердловин за даними комплексу методів ГДС

Літологічна різновидність гірських порід (глини, глинисті сланці, алевроліти, аргіліти, пісковики, вапняки, гіпси, ангідрити, конгломерати, солі і т.д.) визначається наявністю в них хімічних елементів, текстури, структури, цементуючого матеріалу і т.д., що в свою чергу відображається на результатах вимірювання геофізичних параметрів. Таким чином, кожна літологічна різновидність гірських порід має свою геофізичну характеристику.

Чим більше використовується даних від різних геофізичних методів при розв’язку поставленої задачі, тим точніше вона вирішується.

Враховуючи те, що в розрізі свердловин не завжди проводиться повний комплекс методів ГДС, тому нами розглядається характеристика тільки тих методів, які виконуються майже по всіх розрізах свердловин. До таких методів відносяться:

– метод уявного електричного опору (УО);

– метод самочинної поляризації (ПС);

– кавернометрія;

– гамма-каротаж (ГК);

– нейтронний-гамма каротаж (НГК).

Нижче наводиться коротка характеристика геофізичних параметрів для різних літологічних різновидностей.

Глини

– УО – характер кривої монотонний, значення уявного опору змінюється від 1 до 10 Омм, крива зондування – двошарова;

– ПС – крива монотонна без аномалій (максимальні значення додатних потенціалів);

– ДС – як правило збільшений діаметр свердловини, у порівнянні з номінальним діаметром;

– ГК – збільшені або навіть максимальні значення інтенсивності гамма-випромінювання, якщо в розрізі свердловин немає явних радіоактивних елементів, значення природної радіоактивності змінюється в межах від 20 до 40 мкР/год.;

– НГК – найменші значення і змінюються в межах від 1,0 до 1,2 ум.од.

Пісковики

– УО – крива не монотонна, значення уявного опору може змінюватись в широких діапазонах, у залежності від зміни коефіцієнта пористості та характеру флюїду, від 1 до 1000 Омм, крива зондування – тришарова;

– ПС – наявність аномалії, величина якої залежить від пористості та глинистості. При збільшенні пористості аномалія кривої ПС збільшується, а при збільшенні глинистості – зменшується;

– ДС – як правило, діаметр свердловини рівний номінальному, але може бути і випадок, коли діаметр свердловини менший за номінальний, що спричиняється утворенням глинистої кірки на стінках свердловини проти пісковиків;

– ГК – як правило, невеликі значення природної радіоактивності і змінюються в межах від 2 до 4 мкР/год, із збільшення глинистості пісковиків природна радіоактивність збільшується;

– НГК – середні значення, в основному, визначаються характером флюїду, яким заповнені пори (вода, нафта, газ). При насиченні прісною водою чи нафтою будемо мати середні значення – (1,2-1,4) ум.од., а у випадку насичення мінералізованою водою з наявністю NaCl, KCl значення вторинної гамма-активності будуть великі, як і для щільних гірських порід.

Вапняки

– УО – крива УО слабодиференційована, УО змінюється в широких діапазонах у залежності від тих же факторів, що і для пісковиків. Фактична крива БКЗ – тришарова, якщо є проникнення бурового розчину в пласт;

– ПС – наявність аномалії ПС, величина якої залежить від тих же факторів, що і для пісковиків. Необхідно мати на увазі, що форма кривої ПС має різне зображення, в залежності від характеру пористості вапняків;

– ДС – як правило, діаметр свердловини рівний номінальному діаметру, але можуть бути і інші характеристики, якщо вапняк кавернозний, тріщинуватий, тоді діаметр свердловини більший за номінальний;

– ГК – як правило, невеликі значення – від 2 до 4 мкР/год;

– НГК – великі значення і змінюються в межах від 3,0 до 5,0 ум.од.

Гідрохімічні осади (солі NaCl, KCl)

– УО – великі значення для зондів, розмір яких набагато більший діаметра свердловини; двошарова крива БКЗ;

– ПС – аномалії, як правило, невеликі, але вони можуть мати різний характер у залежності від часу заміру після проходження їх долотом;

– ДС – як правило, збільшений діаметр свердловини за рахунок розчинення солей;

– ГК – дуже малі значення для NaCl – 2-3 мкР/год і великі проти KCl;

– НГК – великі значення як для солей NaCl, так і для KCl, але для останніх значно більші значення за рахунок наявності як Cl, так і K⁴⁰.

Складання нормальних та зведених геолого-геофізичних розрізів

Для повноцінного використання даних геофізичних досліджень свердловин при вивченні родовищ корисних копалин необхідно погоджувати ці дані з геологією розрізу, що досліджується. Вихідним документом такого ув’язування є зведений геолого-геофізичний розріз – комплекс найбільш характерних діаграм геофізичних параметрів, який зіставлений зі стратиграфією та літологією відкладів, що досліджуються, у їх послідовному заляганні. Відсутність геолого-геофізичного розрізу утрудняє, а іноді й зовсім виключає вивчення будови родовищ корисних копалин за даними геофізичних досліджень свердловин.

Зведений геолого-геофізичний розріз, який складений за середніми дійсними потужностями пластів, горизонтів і свит у їх нормальному заляганні, називається нормальним геолого-геофізичним розрізом.

Розріз окремих ділянок родовищ може в значній мірі змінюватися у зв’язку з особливостями будови, які є типовими для даних ділянок: трансгресивним незгодженням; наявністю диз’юнктивних порушень; різкою зміною степені цементації порід; нафтонасиченням і газонасиченням колекторів і т.п. Зазначені причини можуть настільки перетворити геофізичні параметри, що їх зіставлення з нормальним геофізичним розрізом стає вкрай важким, а іноді неможливим незважаючи на те, що отримані криві будуть типовими для даної ділянки. Для таких площ складаються свої зведені розрізи, які включають тільки ті відклади, які розкриваються свердловинами, що розташовані на даній ділянці площі, у послідовності їх залягання.

Нормальні геолого-геофізичні розрізи по родовищу будують за дійсними потужностями в «нормальній» за віком послідовності.

Для побудови нормального розрізу з наявного графічного матеріалу по окремих свердловинах вибирають діаграми стандартних методів, що найбільше повно характеризують геологічний розріз родовища. На відібраних діаграмах виділяють окремі стратиграфічні комплекси. При цьому виходять із найбільш дрібних елементів розрізу, які сумуючи, приходять до більших геологічних підрозділів.

Якщо свердловина, діаграмний матеріал якої використовують для складання нормального розрізу, скривлена під кутом δ до вертикалі в азимуті φ і проходить відклади, що падають під кутом a в азимуті θ, дійсні потужності порід підраховують за значеннями видимих потужностей.

При складанні зведеного розрізу для ділянки родовища, у межах якого кут падіння порід досить постійний, середні потужності не приводять до нормального і вносять тільки виправлення за викривлення свердловини. Зведені розрізи, які складені за видимими потужностями при сталому куті падіння пластів, більше зручні для зіставлення з ними діаграм по свердловинах даної ділянки, чим нормальні геофізичні розрізи.

Результати підрахунку середніх потужностей вносять у таблицю, що містить наступні дані: вік і найменування геологічних підрозділів, найменування окремих горизонтів, їх видиму потужність за геофізичним даними й розраховані значення дійсних потужностей (або видимих при постійному куті падіння порід). За даними найбільш імовірних значень середніх потужностей виділених геологічних підрозділів складають літологічну колонку, поруч із якою викреслюють характерні діаграми різних геофізичних параметрів, які найбільш чітко і точно фіксують всі особливості розрізу. У зв’язку з відмінністю підрахованих дійсних і видимих потужностей пластів при складанні діаграм для нормального розрізу доводиться скорочувати окремі відрізки кривих, в основному, що відносяться до найбільш однорідних ділянок розрізу.

При складанні нормальних діаграм різних геофізичних параметрів дотримуються наступних правил.

1. Для нормальних діаграм уявного опору і потенціалів самочинної поляризації використовують криві, які зареєстровані в свердловинах, що заповнені глинистими розчинами такого питомого опору, які найбільш часто зустрічаються. Для нафтоносних колекторів на діаграмі r _у наносять дві граничні криві, що відповідають продуктивному й непродуктивному стану колектора. Площу, яка обмежена цими кривими, заштриховують. У заголовку нормальної діаграми вказують тип і розмір зонда, діаметр свердловини d _с і питомий опір r _в, а в нормальній діаграмі самочинної поляризації – U_ПС, полярність діаграми та значення r _р.

2. Нормальні діаграми гамма-каротажу та нейтронних методів приймають за кривими, які зареєстровані у необсаджених свердловинах однотипними апаратурами. У заголовку діаграми I _g, яка записана у гаммах, указують діаметр свердловини d _с, тип приладу, тип і номер індикатора, сталу часу t _я, швидкість реєстрації, радіоактивність k _g,Р (q _g,Р) глинистого розчину, рівень фону. В заголовку діаграм I _n, I _ng, які накреслені в умовних одиницях, подвійного різницевого параметра або в нормалізованих, записують тип приладу (тип і кількість індикаторів), інтенсивність джерела, значення d _с, t _я, V і рівень фону. На діаграмі відзначають інтенсивності випромінювань, що відповідають опорним пластам розрізу.

3. Нормальні діаграми інтервального часу D T _п і коефіцієнта затухання пружних хвиль складають за кривими, які зареєстровані однотипними апаратурами. У заголовку вказують тип апаратури, розмір зонда, потужність випромінювача, частоту випромінювання й подачі імпульсів, значення d _с.

4. У заголовку нормальної термограми t (або Dt) відзначають діаметр свердловини d_с, в’язкість і термічні властивості глинистого розчину, швидкість реєстрації та температурну інерцію термометра t _t. На термограму наносять точку А рівності температур t_р і t_п.

5. Для нормальної діаграми t _пр використають криві, які зареєстровані при типах і розмірах доліт, постійних навантаженнях на долото й частотах обертання, що найбільше часто застосовуються. У заголовку діаграми записують тип і діаметр долота, нормальні навантаження Р і частоту обертання долота, для яких складена діаграма t _пр.

На всіх кривих повинні бути масштаби їх реєстрації.

Крім перерахованих діаграм, на нормальному розрізі приводяться наступні геологічні дані: система, відділ, ярус, короткий опис порід із вказаною фауною, що переважає, літологічна колонка із наведеними в ній даними про наявність корисних копалин, горизонти, пласти (вказуються їх номерні та літерні позначення), потужності об’єктів, опір і радіоактивність пластових вод.

На нормальних розрізах по родовищах з моноклінальним заляганням порід, крім вищесказаного, вказують кути падіння, для яких складений розріз.

Вибір геофізичних реперів

Кореляція розрізів свердловин за геофізичним даними вимагає попереднього виділення реперів. Так називаються ділянки на діаграмах геофізичних параметрів – витриманої конфігурації, які характерні для певних геологічних підрозділів. Репери дозволяють прив’язувати геофізичні дані до стратиграфічного розрізу свердловини.

У районах, які складені теригенними відкладами, найкращими реперами є:

1) регіонально витримані пласти щільних пісковиків, вапняків і мергелів, які відмічаються максимумами на діаграмах r _у, r _еф, I_ng та t _пр і мінімумами на діаграмах D T;

2) потужні пласти однорідних глин, які відмічаються низькими та досить сталими опорами, стабільною тривалістю проходки, підвищеними значеннями d _с та I _g, мінімумами U_ПС та I _ng і (при заляганні їх у товщі піщаних відкладів) позитивними аномаліями U _ПС (r _ф> r _в);

3) потужні піщані пласти, які переважно добре простежуються на діаграмах U _ПС, I _g та D t.

У розрізах свердловин, які складені карбонатними та гідрохімічними породами, до найкращих реперів відносяться:

1) щільні вапняки, ангідрити та гіпси, що різко відрізняються за фізичними властивостями від порід, що їх вміщують;

2) пласти та пачки піщано-глинистих порід і мергелів низького опору і підвищеної гамма-активності, що залягають серед щільних карбонатних порід.

У деяких випадках геофізичними реперами служать границі переходу від одних відкладів до інших, які відмічаються характерними геофізичними аномаліями. Виділені репери паспортизуються: кожному з них привласнюється літерне позначення, що відповідає символічним найменуванням стратиграфічних підрозділів розрізу, до яких відноситься репер, або буквений чи цифровий символ, що прийнятий у районі, для якого складається розріз.

Кореляційні схеми та геофізичні профілі

Кореляційні схеми будують із метою з’ясування характеру зміни потужностей і літології відкладів, що складають розріз площі, яка досліджується.

При складанні кореляційної схеми діаграми геофізичних параметрів прив’язують по глибинах до одного з найбільш витриманих реперів (до його покрівлі або підошви). Щодо цієї границі надалі вивчають характер зміни літології та потужностей порід, які складають розріз у наступному порядку: спочатку виділяють на діаграмах основні репери та з’єднують їх підошву і покрівлю кореляційними лініями; потім проводять ту ж операцію із другорядними, часто локально виділеними реперами.

Залежно від геологічного завдання, яке стоїть перед дослідником, діаграми свердловин, які наносяться на кореляційну схему, варто розташовувати вздовж заданих напрямків (профілів), найчастіше орієнтованих уздовж найбільших змін літології та потужностей розрізу, що досліджується, (або за гіпсометрією).

На відміну від кореляційних схем геофізичні профілі (розрізи) будують уздовж напрямків, які переважно орієнтовані в хрест і рідше вздовж головних елементів (осей, крил) структур, що досліджуються. Якщо деякі свердловини не попадають точно на лінію продовження профілю, їх зміщують на цю лінію по простяганню порід. Обов’язкова умова такого зсуву – відсутність диз’юнктивних порушень між свердловиною, що переноситься, та розрізом.

При використанні діаграмного матеріалу викривлених свердловин розріз будують за проекціями стовбурів свердловин на його напрямок. Така проекція може бути отримана за допомогою спеціальної програми електронно-обчислювальної машини або побудована графічно.

У тих випадках, коли по свердловинах, які використовуються для складання кореляційних схем і особливо для побудови геофізичних профілів (розрізів), є дані пластової нахилометрії, врахування цих даних є обов’язковим.

Зміна потужностей окремих свит, зникнення деяких реперів, їх повторення або заміщення іншими, звичайно, вказує на наявність диз’юнктивних порушень, поверхонь ерозії та трансгресивних неузгоджень, існування яких коректується даними пластової нахилометрії.

Поверхня ерозії відзначається різкими змінами потужностей еродованої свити із заміщенням розмитих відкладів іншими, які часто добре корелюються та не зустрічаються в розрізах свердловин, що розташовані поза полем ерозії.

На трансгресивне залягання вказує поступове випадання реперів і перекриття поверхні розмиву іншими відкладами з іншою фізичною характеристикою, що нерідко залягають під іншим кутом падіння та переглядають чітко на нахилограмах.

Диз’юнктивні порушення встановлюють за місцевими змінами потужностей окремих свит і повторенню або випаданню реперів. Місце розташування скиду визначають за характером зміни нормальної послідовності реперів. Безпосередньо визначити площину скиду за геофізичним даними можна в тих випадках, коли скид супроводжує зруйнована зона, що різко змінює фізичні властивості порід, зокрема, що сприяє їх обваленню в процесі буріння (фіксується на кавернограмах), або коли біля скиду спостерігається зміна напрямку та кута падіння пластів. У цих умовах перетинання свердловиною площини скиду встановлюють за нахилограмою.

Кут a падіння порід, кут φ падіння площини скиду та його амплітуда а визначаються за формулами:

, (16.1)

, (16.2)

, (16.3

де D Н – різниця у висотних оцінках реперів; L — відстань між свердловинами, за якими ця різниця визначалася; ε – кут між лінією, яка з’єднує свердловини, і напрямком падіння порід; φ ^/ – видимий кут падіння площини скиду; ξ – кут між лінією, яка з’єднує свердловини, за якими визначався кут φ, і напрямком простягання скиду; h _с – потужність порід, на яку скорочений або збільшений розріз вертикальної свердловини.

При кореляції свердловин, які розташовані на продуктивних ділянках нафтових родовищ, за діаграмами r _у іноді зіставляють свердловини в їх нафтонасиченій та водонасиченій частинах (кореляція за максимумом і мінімумом r _у). Це допускається в тих випадках, коли продуктивний пласт, що корелюється,: а) перебуває між двома іншими, які чітко простежуються реперами; б) залягає в однорідній товщі порід при відомій відсутності диз’юнктивних порушень, і подібна кореляція є найбільш імовірною із всіх можливих; в) зіставляється за діаграмами інших геофізичних методів дослідження свердловин.

Кореляція за максимумом і мінімумом уявного опору r _у дозволяє виявити пропущені нафтоносні або газоносні пласти. Закономірне збільшення питомих опорів колекторів за зростанням нерідко є надійною ознакою, яка встановлює ймовірну нафтоносність колектора в свердловинах, де він відзначається більш високим опором.

Для підвищення точності кореляції та виключення суб’єктивних помилок у даний час слід застосовувати апарат обчислювальної техніки, використання якої, особливо, є доцільним при утрудненому візуальному виділенні надійних реперів для кореляції.

Вимоги до оформлення каротажних діаграм та результатів геологічної інтерпретації даних ГДС

Якість результатів геофізичних досліджень свердловин залежить від технічного стану апаратури, обладнання, кабелю, з’єднувальних ланок, швидкості реєстрації, точності визначення глибин, відповідність масштабів реєстрації, а також наявність на діаграмах записів градуювання, міток глибин.

Перевірку якості діаграмного матеріалу проводиться шляхом порівняння вимірів, які проводяться при наступних дослідженнях, з попередніми замірами в інтервалах перекривань; визначення збіжності повторних контрольних перекривань та основних замірів, які виконані в найбільш диференційованій частині розрізу; встановлення наявності відповідних записів градуювання на діаграмі; зіставлення діаграм з діаграмами інших методів по пластах або ділянках розрізу із відомою геофізичною характеристикою.

Для кривих, які реєструються безперервно по всьому стовбурі свердловини, при контрольних замірах і при наступних дослідженнях необхідне перекриття не менше 50 м попереднього інтервалу для глибоких нафтоносних свердловин і не менше 20 м для рудних і вугільних свердловин. В інтервалі перекриття обов’язкова наявність хоча б одної мітки на кожній із кривих.

Оригінали діаграм повинні містити наступні відомості, які необхідні для інтерпретації даних геофізичних досліджень свердловин.

Загальні відомості для всіх видів досліджень включають: найменування геофізичної організації, геологорозвідувального підприємства, площі буріння та номер свердловини; дані про конструкцію свердловини, глибину вибою, діаметр долота і колони; дані про технічний стан свердловини; дати початку і закінчення буріння; відомості про промивну рідину (тип і питомий опір); типи глибинних приладів; відомості про еталонування апаратури; швидкості та масштаби реєстрації; дату вимірювань.

Для кожного виду каротажу вказуються додаткові відомості.

Електричні методи: розмір і коефіцієнт зонда; межі вимірювань; величина зміщення або відхилення від стандарт-сигналу.

Радіометрія: тип індикаторів, їх кількість, розміри кристалів, екранування; розміри та типи зондів; відповідність 1 фА/кг і 1 ум.од. імпульсам на хвилину; дата еталонування; коефіцієнт, який враховує різницю чутливості в каналах ГК і НГК; відхилення на метрологічних взірцях пористості або густини; контрольні точки.

Термометрія: величина контрольного шунта R ₀ або стандарт-сигналу, стала приладу C і температура t ₀, при якій сигнал, що вимірюється, рівний нулю; стала часу t (в с); час спокійного стану свердловини при замірах геотермічного градієнта і вимірах температури по стовбурі свердловини у процесі буріння.

Акустичні методи за швидкістю та затуханням: тип і розмір зонда; початок відліку кривої часу (в мкс); стала часу (в с); тривалість імпульсів (в мкс) при градуюванні кривих T ₁, T ₂, і D T, величина сигналів градуювання для A ₁, A ₂ (в мВ) і для кривої a (в дБ/м); тип, розмір та кількість центраторів; підсилення, при якому проведений запис.

Перераховані відомості містяться на оригіналах діаграм. Вони оформляються при проведенні оцінки якості у відповідності з вимогами технічних інструкцій.

Дата добавления: 2013-12-14