Практическое руководство по интерпретации данных ГИС

«Развитие

инновационных

профессиональных

компетенций в новой среде обучения -

виртуальной

среде профессиональной деятельности»:

М. г. Латыwова В. г. Мартынов

Т. Ф. Соколова

ПРАКТИЧЕСКОЕРУКОВОДСТВО по ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХГИС Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской

Федерации по нефтегазовому образованию и Учебно-методическим объединением по образованию в области прикладной геологии в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений. обучающихся по специальностям направления подготовки дипломированных специалистов

130500

"Нефтегазовое дело ",

130200

"Технологии

геологическойразведки" по специальностям 130201 "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых" и

130202

"Геофизическиеметоды исследования скважин"

EI•• "'s.

Москва НЕДРА

2007

УДК ББК

550.83.001.2:553.8(075.8) 26.2 Л27

Рецензенты: канд. техн. наук, профессор В.С. Зинченко (заведующий кафедрой сейсмических и скважинных методов РГГРУ им. Cepro Орджоникидзе, декан геофизического факультета РГГРУ

им. Серго Орджоникидзе, профессор кафедры общих геофизических методов), д_р техн. наук, профессор А.М. Блюмениев

(заведующий лабораторией метрологии и стандартизации информационных технологий ФГУП ГИД РФ .ВИИИгеосистем.)

Л27

Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб. пособие для вузов. М.: 000 .НедраБизнесцентр», 2007.

- 327 с.: ISBN 978-5-8365-0299-7

ил.

Рассмотрены приемы индивидуальной и комплексной интерпретации методов геофизических исследований скважин. В части индивидуальной интерпретации описаны приемы обработки и интерпретации диаграмм отдельных методов ГИС, включая традиционно применяемые и современ­ ные методы, используемые в нефтегаэовой промышленности. В части ком­

плексной интерпретации охарактеризованы апробированные методы и современные способы построения разрезов скважин, выделения продук­

тивных коллекторов, определения эффективной толщины, коэффициентов пористости, нефтегаэонасыщенности, глинистости и проницаемости, Рас­ смотрены способы комплексного решения перечисленных задач для кол­ лекторов с различным типом структуры емкостиого пространства

-

меж­

зернового и сложного трещинно-каверново-порового со сложным составом

скелета. Описанные приемы предназначены для обучения студентов в виртуальной среде профессиональной деятельности, максимально прибли­

женной к реальной деятельности специалиста. Учебное пособие содержит примеры

решения

типовых

задач,

применяемых

в

промышленности

для

выделения коллектора и оценки его свойств.

Для студентов вузов, обучающихся по направлению .Технологии гео­ логической разведки», бакалавров и магистров по направлению подготовки -Геология и разведка полезных ископаемых. и .Нефтегазовое делоь, а также инженеров и научных работников, занимающихся обработкой и интерпретацией методов ГИС дЛЯ решения широкого круга задач нефте­ промысловой геологии и геофизики. Данное издание является собственностью РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 11 его репродуцирование (воспроизведение)

любыми способами без согласия университета запрещается.

ISBN 978-5-8365-0299-7

© ©

Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф.,

е Оформление.

©

2007

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007

000 сНедра-Биэнесцентр.,2007 2007

Голубев В.С., оформление серии,

•

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие

.

6

..

7

Удельное электрическое сопротивление пластовых вод, буровых растворов и горных пород, насыщенных водой, нефтью и газом .

7

Глава

1. Интерпретация диаграмм

электрических методов

§ 1.

Способы изображении химического состава пластовых вод и оценка

их удельного сопротивлеиия

.

7 13

..

16

.. . ..

25 30

35

..

37

Удельное сопротивление промывочных жидкостей . Удельное сопротивление водоносных пород и его оценка для эаданно-

ro

раэреза

Удельное сопротивление нефтегазоносных пород и его оценка для за-

данных типов коллекторов

§ 2. Характеристика объектов исследования в скважинах § 3. Кажущееся удельное сопротивление, реrистрируемое

в скважине Кажущееся удельное сопротивление для нефокусированных градиент-

и потенциал-зондов

Кажущееся удельное сопротивление для фокусированных зондов (эк-

.

40

. . .

45 45 46

ifз~~~в~:;;о~и~:::О~··~О;.;:~щ;;;;;··~~~IЮ~;~~:q;~~~~~;о··~~;;;~

51

рующего устройства . Определение границ пластов по диаграммам экранированных зондов .. Определение границ пластов по днаграммам кажущейся электропро-

52 54

..

55

ранированных и индукционных)

§ 4.

Определение границ пластов по диаграммам кажущегося сопротивле-

ния

Определение границ пластов по днаграммам потенциал-зондов Определение границ пластов по диаграммам градиент-зондов Определение границ и оценка характера пластов по диаграммам не-

водности индукционных зондов

!л~~~~~~:~:~~=;:~~с(Б~З).~~~.~~ ~.~~~~..~~..~~~~..~.~~~.~~ Первичная обработка данных БЭ3. Выделение объектов интерпрета-

ции

.

Построение фактической кривой зависимости р. == j(AO) .. Установление типа фактической кривой зондирования . Интерпретация двухслойных кривых зондирования в пластах большой толщины (h > 5+6 м) .. Интерпретация трехслойных кривых зондирования в случае проник­ новения, повышающего сопротивление пласта (рр < р.., > р.; h > 5+6 м) Интерпретация трехслойных кривых зондирования в случае проник­ новения, понижающеro сопротивление пласта (Рр < р.., < р.; h > 6+7 м) Интерпретация кривых зондирования в пластах ограниченной тол-

57 57 57 58 62

64

71

..

72

Уточнение сопротивления глниистоro раствора по данным БЭЗ . Определение удельного сопротивления пород по днаграммам одиноч-

76

ных оптимальных зондов

..

76

Определение удельноro сопротивлении по диarpaммам разнотипных и раэноглубиниых зондоВ . Предварительная обработка диarpамм фокусированных зондов .

80

щииы

§ 6.

79

3

§ 7.

Экранированные ЗОНДЬil . Индукционные зОНДЬil . Определение удельного сопротивления зоны проникновения рэп (промытого пласта Рпп) . Определение Рп и D по одноэондовым сводным палеткам .. Определение Рп и D по двухзондовым палеткам .. Определение Рп, Рэп, D по трехзондовым палеткам .. Определение р., рэп и D ПО изорезистивной методике .. Определение адектричееких свойств пород по данным БИКИЗ .

80 82

.

105

Метод диэлектрической проницаемоети

rJJaВa П.

Интерпретация диarpамм метода потенциаяов собственной

.

ПOJ18Pнзации

§ 8.

Величина статической амплитуды сп для задаиных свойств пород И

условий в скважине Диффузионная компонента Сп

88 в8

91 92 94

95

113

.. . ..

~ ~O:r~~:::~~: ~р::~~~~;;;;;·:;;~р;q;;_·~;щ;;;;;;,;:·сгг:::::::::::::

113 113 122 124 126

Гяава Ш. Ишерпретацня диarpамм радиометрии скважин

.

133

§ 11. Предварительная обработка диаграмм § 12. Метод естественного гамма-излучения

. ..

133 135

Фильтрационная компонента Сп

(гМ) Естественная радиоактивность осадочных пород н промывочных жидкостей ..

135

Связь интенсивности естественного гамма-излучения, регистрируемо-

.

138 140 147 152 152 160 164 164

~=:~~···~~~:···~~~~~;;~···д;~М~~~~~··;~й:q;;;;~;;,;:~·~

170

го в скважине, с радиоактивностью горных пород

§ §

Схема ннтерпретации диаграмм метода естественной радиоактивности Спектрометрия естественного гамма-излучения . 13. Метод рассеянного гамма-излучения . Плотностной raмм:a-raмMa-Meтoд . Селективный raмMa-raмMa-Meтoд .. 14. Нейтронные методы .. Стационарные нейтронные методы (НГМ, ННМ-Т и ННМ-НТ) . Интерпретация диаграмм, полученных одноаондовыми нейтронными

~::=~~·;~~;;;ы~·~~~дbl·:::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::

Иитерпретация диаграмм, полученных однозондовыми ИНМ .. Иитерпретация диаграмм, полученных двухзондовыми ИНМ .. Интерпретация данных ИНГМ-С и комплекса ядерно-физических методов (яфМ) . rJJaВa

IV.

182 185 186 189 190

Ишерпретацня диarpамм методов акустического и ядерно-

..

197

метод .. Иитерпретация диarpамм акустического метода . Иитерпретация результатов исследований широкополосной модифи-

197 203

. ..

208 217

мanппного резонauса

§ 15. Акустический

кации ахустического метода

§ 16.

Метод ядерно-магнитного резонанса

rJJaВa

V.

Построеиие

разрезов c:квuam.

Выделеиие КOJIJIекторов и

оценка их DpOдyктиJIROCТИ по данным методов

§ 17.

mc

..

222

Условия вскрытия разрезов скважин и их влияние на комплекс

m~=::~=~:~~:=~:~~;:~~:~::~i;~;~~~

основных геофизических методов

.

223 225 228

§ 20.

Выделение коллекторов и определение эффективной толщины меж-

.

зерновых коллекторов

~~~::: ~:~:::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::

§ 21. Определение

характера насыщения межзерновых коллекторов Тонкослоистый коллектор

.

.

.

.

. ..

~:~gпКн~егд~~~ ~~~~~~~ ~.~~~~~~~ ~~~~~~~~ ~~.~.~

§

Определение эффективной толщины h..p продуктивного коллектора ...... Выделение продуктивных интервалов способов нормализации кривых гиС 22. Выделение и оценка характера насыщения сложных коллекторов ..

..

Трещинный коллектор Кавернсано-трещинный коллектор Коллекторы смешанного типа Коллектор со сложной структурой матрицы

§ 23. Определение

Кiициентов пористости и глинистости

Определение ко

ициентов глинистости

g=~:~:::: ~~

. . . .. . ..

:::~: ~~~:::;'й'.~~р~~~:;.~~.;;;;;~;.;~~

тода сопротивлений . Определение коэффициента пористости газонасыщенного коллектора Определение коэффициента обшей пористости в коллекторах со

..

сложным минеральным составом скелета

Определение вторичной пористости по данным комплексной интерпретации диаграмм им (или ГГМ) и акустического метода .

~и~~:е:::п~~;йн~~;;:::.:ит: ..~~ ~~~.~ ~~~~..~~~~~~.~

Определение пористости методом СП . коэффициента нефтегазонасыщения коллекторов . Определение k.. по данным метода сопротивлений . Определение k, по диаграммам нейтронных методов со стационарным

§ 24. Определение источииком

Раздельное определение

k.

и

k, в

§ 26. Определение Определение Определение

коэффициента проннцаемости

k.p k.p

по данным метода сопротивлений по диаграммам СП и гм

.

.

..

Гяава

VI.

Ивтерпретация резУJlЬтатов газометрии CltIIUIOOI

279 282

285

290 291 293 297 297

.

301

. . ..

.

303 309 310 311

. .

313 314 314

~сi:e~~~:~~k~:~;:т:;;::~~.~~.~ ~~~~~~: ~~.~~~~ ~~ ~~~~.~ Определение эффективной проницаемости по данвыя ГдК Определение проницаемости трещиноватых коллекторов

262 264 265 269 272 274 278 278 278

300

Схема оценки достоверности определения коэффициента нефтеraзo-

насыщенности по параметру насыщения

252 253

.

коллекторах с трехфазным насыще-

нием

§ 25.

233 233 236 240 250

.

316

Список JlИТeратуры

.

324

ПредмenrыA указа'I'eJIЬ

.

326

•

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящая работа является учебным пособием для практиче­ ских работ по курсу ~Интерпретация результатов геофизических исследований скважин» по специальностям ~Геофизические ме­ тоды поисков и разведкиэ и «Геология нефти и газа». Некоторые материалы, изложенные в практикуме, могут пред­

ставлять интерес также для работников интерпретационной службы производственных и научно-исследовательских органи­ заций. Пособие не претендует на полное изложение курса интер­ претации данных геофизических исследований скважин (ГИС);

оно посвящено главным образом детальному изучению разрезов

нефтяных и газовых скважин. Особое внимание уделяется во­ просам количественной интерпретации данных отдельных геофи­ зических

методов

стандартного

комплекса,

применяемого

в

дан­

ное время в нефтяной и газовой промышленности. Помимо ме­

тодов стандартного комплекса ГИС, в пособии приведены спосо­ бы обработки и интерпретации, а также возможности использо­ вания некоторых современных методов исследования скважин.

Для прохождения практикума требуется предварительное оз­ накомление с основной литературой [3,5, 6, 8, 9, 13, 15, 19, 20], в которой дается подробное изложение изучаемого предмета. При изучении разделов, посвященных методам определения удельного

электрического сопротивления пород и комплексной интерпрета­

ции диаграмм, необходимо использовать комплекты соответст­

вующих палеток и номограмм [1, 11, 12, 18,22,24,25]. Авторы выражают глубокую благодарность всем работникам промыслово-геофизической службы, которые помогли собрать ценные учебные материалы, использованныев практикуме.

•

Глава

1

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

§1.УДЕЛЬНОЕЭЛЕКТРИЧЕСКОЕСОПРОТИВЛЕНИЕ ПЛАСТОВЫХ ВОД, БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

И ГОРНЫХ ПОРОД, НАСЫЩЕННЫХ ВОДОЙ, НЕФТЬЮ И ГАЗОМ СПОСОБЫ ИЗОБРАЖЕНИЯ химичкского СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ ВОД И ОЦЕНКА их тпввьного СОПРОТИВЛЕНИЯ

Электропроводность и удельное электрическое сопротивление осадочных горных пород определяются наличием в поровом про­

странстве породы природной воды. Поскольку твердая часть по­

род - главные породообразующие мине~алы - практически не проводит тока, удельное электрическое' сопротивление пород при прочих равных условиях пропорционально удельному сопро­

тивлению поровой или пластовой воды РвПластовые воды нефтяных и газовых месторождений пред­

ставляют собой сложные растворы электролитов. Наиболее рас­ пространенными

солями,

встречающимися

в

пластовых

водах

большинства нефтяных месторождений, являются хлориды на­ трия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатно-натрие­ вые воды и еще реже гидрокарбонатно-натриевые. В них, кроме

в значительном NаНСО з·

NaCl,

количестве

присутствует

Na2S04

либо

Химический состав вод изображается в весовой ионной фор­

ме

-

исходя

из

предположения,

что все

соли,

растворенные

в

воде, полностью диссоциируют на ионы. При анализе определя­

ется содержание в миллиграммах каждого вида ионов в 100 смЗ пробы воды. Кроме весовой чаще используется эквивалентная форма представления анализа. В этом случае находится содержа­

ние в миллиграмм-эквивалентах каждого вида ионов в 100 смЗ пробы воды (табл, *} для

1).

сокращеяия текста в дальнейшем слово 4электрическое. опускаем.

7

08

Таблица

1

Дaкиwе 8IWDI3OB вод ПО нефтJIНЫМ И гaaoвwм месторождеНИJIМ Месторождение или

Возраст

тип разреза

пород

ность воды,

t,°C

-

Хлоркадьциевый

45

58,89 47,78

-

Хлоркальциевый

20

60,12 36,37

-

Тоже

20-25

325,85 115,86 31,07 308,67 139,93 41,86 256,32 180,00 27,42

-

•

3 Mg2+ КГ/М

SO~-

Na++K+

0,808

0,100

346,238 124,85 38,03

1,19

508,21

1,172

440,18

0,26

0,02

333,79

т~ней-

1,149

411,79

2,15

-

317,45

Девон

1,186 1,196 1,192

472,86 490,36 463,69

-

0,02

0,1 0,05

-

Средний

КГ/М 3

С,

Тип воды

Са2+

НСОз

С!-

103

Соколовогорское

Концентрация ионов, мг-экв/1О0 см3

Плот-

девон

Башкирия и Татария Туймазинекое

ЯснопоЛЯНСКИЙ попярус

Рокашкинское

СКИ

Туймаэинское

Шкanовское

ярус

• •

-

•

35-40 35-40 40

Гидрокар-

50-60

•

Ставропольсхий край Адександровское

Северо-Ставропольское

Эоцен

-

47,76

0,339

2,113

48,85

0,71

0,352

-

Палеоген

-

0,513 0,003 37,683 0,497

0,34 1,452

0,73 38,680

0,056 0,07 0,515 0,437

-

-

187,101 0,048

131,721 51,794 3,914

-

Хадумский го-

бонатно-

наfcиевый оже

50

•

ризонт

Тереко-Дагестанская область Оэек-Суатское

Нижний мел

0,280

Хлоркальциевый

140-150

р.,

Омом

Староrpoзненское

Верхний

-

8,16

2,6

2,4

11,65

1,35

0,16

-

-

116,91

1,02

0,24

106,16

9,36

2,65

-

мел

Гидрокар-

бонатно-

85

натриевый

Карабулак

Нижний

То же

90

60-70 60-70 80

мел

Тюменская область Нижневартовский

-

42

-

0,44

34,42

0,26

17-36

•

1,018

41,35

0,008

1,49

37,460 3,547 1,841

25,24

Хлоркальциевый

-

-

-

-

-

-

15-36,2

Тоже

50-60

Юра

-

26,97

0,28

6,91

32,01

1,85

0,3

-

Нижний

-

-

-

-

-

-

-

13,1-19,7

•

60-70 50-70

-

-

-

-

-

-

-

15-29,5

Нижний

7,76

мел

Нижняя юра

Сургутский

Нижний мел

Усть- Балыкекий

мел

Шаииский

Юра

При м е ч а н и е. Последняя графа таблицы заполняется при решении задачи .

•

• •

50-70

Данные химических анализов используются для определения удельного сопротивления вод, если отсутствуют непосредственные

измерения. Сопротивление в этом случае оценивается приближен­ ными методами с разной степенью точности. Если в воде преоб­ ладает соль NaCI (до 90 %), оценка осуществляется по общей

концентрации солей С (в кг/м 3) или Си (в кг-экк/м") при ис­ пользовании графиков зависимости РВ = f(C, t) = f(С ю t) (рис. 1), полученных для соли Си

Общая концентрация в этом случае

NaCI.

= 0,01 LCai = 0,01 LCKi

0,1 18 0,1 0,08 0,06

~11~~~s~=so

0'05~11Ulblll~1]~$~mE$~$~~I~III~ -t--tt"-t-"'fН tH

0,04 0,03 --

--1-

60 70

0,01

1 I

0,005

0,0I

3 4 5 6 8 10 I

I

I

I

"

I

0,01 0,03 0,06 0,1 !

0,01 Рис.

1.

0,1

0,1

3авиеимость удeлwюro ЭJlеllПpичес:коro coDpOТllllJle-.. JШaCТOВЫХ вод

от концеиrpaции и ПJlОТИОСТИ раствора Шифр кривых

10

,

0,1 0,3 « 0,5 0,7 1 ,

- t,

ос

NaCI.

или

С

=

0,01(LAaiCai + LAKiCK;}'

Здесь СВ - общая концентрация солей в пластовой во­ де, кг-экв/м''; Са И СК - концентрации анионов и катионов, мг-экв/100 см 3; А а и А к - массы грамм-эквивалентов отдельных анионов и катионов;

0,01 -

переводной коэффициент для выра­

жения концентрации раствора в кг/м 3или кг-экв/м'',

С помощью общей концентрации можно определить удельное

сопротивление вод при низкой концентрации солей с точностью 1 %, а при высокой концентрации (4-5 н) - 5-8 %. Для этого используют графики (см. рис. 1), по которым находят удельное сопротивление пластовой воды при заданной температуре t.

Если ионный состав солей в воде сложен и катионы более чем на

1/3

представлены кальцием и магнием или анионы со-

держат ион НСО;,

(1)

где Ci - эквивалентная концентрация (в кг-эка/м') i-й соли; Ан:. эквивалентная электропроводность (в OM-1' M 2) раствора i-й соли,

соответствующая суммарной эквивалентной концентрации Ст. солей в растворе. Эквивалентная электропроводность А = и + v электролита (соли) равна сумме подвижностей его катиона и и аниона v. Величины А, и, v зависят от суммарной концентрации раствора,

поэтому

значения

=

АгЕ.

определяются

по эксперимен­

тальным кривым А кс: (рис. 2) для заданной величины. По­ скольку здесь приведены кривые А f( СЕ) для t 20 ос, то, под­

=

=

ставляя значения А, определенные по этим кривым, в формулу (1), получают значение Ре при t = 20 ос. ДЛЯ расчета Рве при тем­ пературе пласта

мости Ре

t

и известном значении Ре20 используют зависи­

=f( С) для различных t = const

(см. рис.

1).

Приведем примеры определения суммарной концентрации со­ лей в пластовой воде по данным химических анализов и оценки по ним удельного сопротивления вод.

Пример 1. Определить суммарную концентрацию Св (в г-эка/л) по данным анализа вод Северо-Ставропольского место­ рождения, приведенным в табл. 1: СВ = 0,01(37,683 + 0,497 + 1,452) =: 0,01(38,680 + 0,515 + 0,437) =

= 0,39632 г-эка/л ~ 0,4 г-эка/л = 0,4 кг-экв/м',

ПрUJl4ер 2. Определить суммарную концентрацию С (в КГ/МЭ)

по данным анализа вод Соколовогорского месторождения, при­

веденным в табл.

1: 11

13

п

""-

'-

-r- ..... г-

г-.

~""

~ г--

l'a1'...

.........~ с--,

~~



Р. влияние вто­

ричных пор на величину РЭПТ еще меньше.

ПрlUlер

11.

Оценить, как изменится сопротивление трещин­

ной породы по сравнению с монолитной, если трещинная порис­

тость ее составляет 0,4-1 %, а пористость блоков в среднем 4 %. Порода насыщена пластовой водой с Р. = 0,05 Ом-м Для ненарушенной трещинами породы при kпбл = 0,04 Р.пбл = Рпбл Р. 650·0,05 32,5 Ом-м, Здесь Рпбл определяется по кри­

=

=

=

вой 5 на рис. 4 или кривой 1 на рис. 6. Сопротивление той же породы при наличии трещин найдем, используя рис. 6. Для это­

го вычислим общую пористость по формуле (5): kпt = kпмз(1 - kпт ) + kпт = 0,04(1 - 0,01) + 0,01 = 0,0396 + 0,01 = 0,0496 :::s 0,05; kп2 = 0,04 (1 - 0,004) + 0,004 = 0,044. При ku = 4,4+5 % РПТ = 85+180, а Р.пт = (85+180)·0,05 = 4,25+ +9 Ом-м. Полученные цифры показывают, что удельное сопро-

22

тивление трещинной породы заметно понижается по сравнению с удельным сопротивлением плотных разностей практически той же пористости.

Пример

Оценить

12.

удельное

сопротивление

кавернозной

породы, если kпк = 3+10 %; kпмэ = 4 %, РВ = 0,05 Ом-м, Как и В предыдущем случае, по формуле (5) kп1 = kп . 06 ш. 0,04(1 - 0,03) + 0,03 = 0,0688; kп2 = 0,04(1 - 0,10) + 0,10 = 0,136; kn = 6,9+13,6 %, Рвпк = (300+500)-0,05 = 15+25 Ом-м,

Удельное сопротивление породы с каверновой пористостью при тех же характеристиках матрицы и пластовой воды значи­ тельно меньше отличается от удельного сопротивления плотных

разностей, хотя пористость породы заметно возрастает.

n.

Пример Оценить удельное сопротивление трещинной по­ рассмотренной в примере 11, в зоне проникновения

роды,

=

фильтрата промывочной жидкости (Рф 2 Ом- м), если он про­ ник только в трещины. В соответствии с выражением (9) при

0,4+1 % Р~пт = Р.Пбл/(Аkпт Р.Пбл/РФ + 1) = 32,5/(О,68·0,О1х х32,5/2 + 1) = 32,5/1,11 = 29,3 ОМ'м; Р:пт = 32,5/(О,68·0,004х

kпт

=

х32,5/2

+ 1) "" 32,5

Расчеты щин по

в

заметно

Ом-м.

примерах

11-13

изменяет

удельное

сравнению с

показывают, что

влияние тре­

сопротивление

неколлекторами только при

коллекторов

условии заполне­

ния всех пор породы высокоминералиэованной пластовой во­ дой. Задачи

8.

Оценить пределы изменения удельного сопротивления по­

род одной из площадей Башкирии (табл. 3). Данные о пластовых водах и температурах следует взять из табл. 1. Расчетные данные и результаты занести в соответствующие графы табл. 3.

9. Оценить величины удельных сопротивлений водоносных коллекторов по различным районам, сведения о которых приве­ дены в табл. 4. Расчетные данные и результаты поместить в соответствующие графы табл. 4. 10. Оценить удельное электрическое сопротивление пройден­ ного скважиной пласта-коллектора, представленного среднесце­ ментированным песчаником, если известны паgаметры: Р. = 3 = 0,04 Ом'М, kп = 20 %, Рр = 3 Ом-м, Бр = 1,2·10 кг/м , глини­

стость пласта

Gr JI = 8 %.

Фильтрат глинистого раствора проникает

в пласт.

11.

Оценить пределы изменения удельного сопротивления из­

вестняков с межзерновой пористостью по одной из нефтяных площадей Татарии, если они вскрыты скважиной, заполненной глинистым раствором с удельным сопротивлением 1,2 Ом-м; по-

23

Таблица

3

Данные к задаче

8 Р. (при

Породы

Возраст

температу-

породы

ре пласта),

ь;

%

РП

Рап,

ОМ'м

ОМ'м

1 Глины

и

3

2

4

глинистые

Девон

6--8,5

среднесцементн-

Тоже

5-15

• •

10-17

сильно

5

6

алевролиты

Алевролиты рованные

Песчаники

мелкозернистые

алевритнстые

Песчаники хорошо отсортированные

среднесцементирован-

17-24

ные

Известняки

плотные

сцеиен-

плотные

с

•

1,0

Турнейский

5-15

тнрованные

Известняки

меж-

зерновой пористостью

ярус

При м е ч а н и е. Графы З,

5

и

6

заполняются при решении задач.

ристость известняков изменяется от 5 до тивление пластовой воды 0,045 Ом-м при

8 %, удельное сопро­ t = 20 ос. Фильтрат

глинистого раствора проникает в пласт.

12.

Оценить

удельное

электрическое сопротивление карбо­

натного коллектора трещинно-порового типа за зоной проникно­

вения, если известно, что коэффициент пористости блоков kпбл = = 3 %, коэффициенты трещинной пористости 0,1, 0,5 и 1 %, удельное сопротивление воды при пластовой температуре

0,12

и

0,040м·м.

13.

Оценить

удельное

ваемого в задаче

12,

сопротивление

пласта,

рассматри­

в зоне проникновения, если фильтрат про­

ник в трещины; P~ = 3 Ом-м; Р; = 1 Ом-м: Ор = 1,2·103 кг/м",

14.

Определить

пределы

параметров

глинистого

раствора,

предельные значения трещинной и межзерновой пористости, при которых

практически

исчезает

различие

между

удельными

со­

противлениями плотных пород и коллекторов трещинного (ка­ вернового ) типа при наличии глубокого проникновения.

15.

Определить условия вскрытия коллекторов, при которых

наиболее существенно различие между плотными или трещин­ ными (каверновыми) породами. :и

Таблица

4

Данные к задаче

Месторождение

9 Возраст

Коллектор

Примерное эна-

пород

чение

р.,

или гори-

пластовой

0101'101

зонт

темпера-

р.п,

k.. %

Р.

0101'101

6

7

В

туры, ос

1

2

3

Ромаш-

Песчаники

кинское

средпесцемен-

4

5

Девон

35

17-23

Нижне-

50

9-18

50

20--32

60

5-24

140

16-18

тированные

Коробковское

Известияки межзерновой

с

пористостъю

Аваста-

Пески

сиевско-

чаНИКИ

и

пес-

башкирский ярус Меотис,

IV

Троицкое

гори-

зонт

Шебе-

Песчаники и

Свита

линское

алевролиты

медистых

среднесценен-

песчани-

тированные

ков

ОзекСуатское

Песчаники с

карбонатиым

Мел,

IX

пласт

цементом

Арлан-

Среднесце-

ское

ментирован-

20

ftч-5

60

24-28

Б8

70 60

22-26 17-22

18-26

песчани-

ные ки

0,05

Карбон

и

алевро-

литы

Самотлорское

Песчаники

слабосцементированные

То же Песчаники

А!

глинистые

При м е ч а н и е. Графы

5, 7

и

8

заполняются при решении задач.

УДМЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ нветвгхаоносных ПОРОД

И ЕГО ОЦЕНКА для аадвнных ТИПОВ КОЛЛЕКТОРОВ

в породах-коллекторах') часть объема пор может быть насы­ щена нефтью или газом. Поскольку нефть и газ практически не проводят электрический ток, удельное сопротивление нефтегазоО)В дальнейшем слово .порода. опускаем.

25

носной породы Рви возрастает в РВ раз по сравнению с ее удель­ ным сопротивлением при полной водонасыщенности Рип:

(10) Величину РИ называют параметром насыщения. Он связан с коэффициентом водонасыщенности породы kи соотношением

(11) где а n и сят

от

n -

эмпири.ческие постоянные, величины которых зави­

структуры

порового

пространства,

глинистости

пород

и

избирательной смачиваемости поверхности пор водой и углево­ дородами.

Для

чистых межзерновых гидрофильных коллекторов n == для глинистых гидрофильных п < 1,6, причем чем выше глинистость, тем n меньше. Для частично гидрофобных межзер­

== 1,8+2,

новых коллекторов,

углеводородами,

часть поверхности пор которых смачивается

n > 2 и достигает значений 3-10, причем чем

больше степень гидрофобизации поверхности, тем выше п. Коэффициент нефтегазонасыщенности

kиг==1-kи•

Усредненные связи параметра насыщения Ри С kи (kиг) иллю­

стрирует рис.

7,

а.

Величина kи , зависящая от степени насыщенности порового пространства углеводородами, для определенного типа коллекто­

ра (например, глинистого) изменяется в ограниченном диапазоне

1 > kи > kи .си ,

где kИ • СИ соответствует минимальной (неснижаемой)

для данного коллектора водонасыщенности, когда вся вода в по­

рах является связанной, неподвижной, Значение

k. == kв.св

соот­

ветствует предельно нефте- или газонасыщенному коллектору,

когда значение kиг становится максимальным для данной породы. от литологии породы зависит kв,св и возрастает с увеличением глинистости

и

уменьшением

среднего

радиуса

пор

и

проницае­

мости коллектора. Полностью водонасыщенному коллектору со­

ответствует такие

k. :::: 1.

Промежуточные значения

водонасыщения

порового

пространства,

k.

характеризуют

при

которых

коллектора может быть получена чистая нефть или газ (k в,cв

< k. <

k:),

(k;· < k. < 1).

нефть (газ) с водой Граничные значения

(k: < k. < k:·), k;

и

k;·,

из

<

чистая вода

отделяющие зоны

соответственно однофазного и двухфазного течений жидкостей в

26

б

а

Р.

Р.

40 30

1000

I!\

\\

500

0.9'\\[\

20 200 100

\

10 8

50

4

10

'\ \.

\

0.8 ~\.~

6 20

I

1

J\ ~

,~ \.\

".

3

5

V

'"

2

2 11

110

2

20

~ ~/ ~ ~

30 40

k•• О/О

~

4

~~ \

/1 1

60 80 100 k•• O/o

Рис. 7. Зависимости параметра насыщения Р. = Pиn/Pw. от коэффициента ведо­ насыщения k. порового пространства: а - кривые для коллекторов: 1 - гидрофильных, 2, 3 - слабогидрофобных и гид­ рофобных песчано-глинистых соответственно; 4 - карбонатных; 6 - кривые для

разных покавагелей глинистости псп (шифр кривых) : 1 - Рв. пр

= ю:: з

- Р.кр =/(k•.kp), 4 -

=

/(k•.c.), 2 - Р: =

Р:* = /(k;*); 1 - IJ] - области соответственно

однофазного (нефть), двухфазноro (нефть с водой) и однофазного (вода) течения жидкости

порах,

связаны

с

определенными

значениями

параметров

насы­

щения Р: и Р:*. Таким образом, в координатах Р« и k. (см. рис. 7, 6) могут быть выделены связи рв = f(k.) для близких по свойствам кол­ лекторов. представляющих собой прямые в билогарифмической системе координат и

проходящие через точки

с

координатами

=

РВ • С.' kв.св и Рв = 1. k. 1. Прямые имеют тем меньший наклон, чем больше глинистость коллектора. Эта группа кривых характе­ ризует коллекторы в переходных зонах и зонах недонасыщения,

где из коллекторов могут быть получены чистая нефть (газ), нефть с водой и чистая вода.

Кроме этих кривых различают также кривую Р•.пр = описывающую

коллекторы

в

зоне

предельного

f(k..cв),

насыщения,

и

27

кривые Р=

= f(k:)

и Р=*

= f(k:*),

разделяющие координатное

поле на зоны, соответствующие однофазному течению нефти или

газа (зона 1), двухфазному течению жидкостей (зона П) и одно­ фазному течению воды (зона Пl). Пользуясь зависимостями па­ раметра насыщения от коэффициентов водо- и нефтенасыщения, можно оценить величины и пределы изменения удельного сопро­ тивления продуктивных коллекторов по их заданным характери­ стикам.

В случаях изменения минерализации пластовой воды в пре­ делах залежи и за контуром нефтеносности используют связи

сопротивления нефтегазоносного пласта и объемной водонасы­ щенности. Эти связи получают при отборе керна из скважи­ ны, пробуренной на рно. В этом случае керн сохраняет в себе естественное распределение остаточной воды, пластовую мине­ рализацию

воды

и

смачиваемость

поверхности

порового

про­

странства. На образцах такого керна измеряют удельное сопро­ тивление породы с естественной водонасыщенностью Рип, порис­ тостъ пород kп , их водонасыщенность k., а также получают про­

изводный от них параметр - объемную водонасыщенность w. = = kпk.. Обобщенные зависимости Рип = f( w.) для продуктив­ ных пластов групп А и Б Среднего Приобья приведены на рис.

8

[28]. ПрUJICер

14.

Оценить удельное сопротивление нефтенасыщен­

ного коллектора,

представленного

кварцевым среднесцементиро­

ванным песчаником спористостью 24 %, если удельное сопро­ тивление поровой воды 0,05 Ом-м, а коэффициент нефтенасы­ щенности изменяется от 70 до 93 %. Коллектор гидрофильный. При kи 70+93 % имеем Ри 9+230 (см. рис. 7, а), откуда Рип = РиРпР. = (9+230)-15·0,05 = 6,7+172 Ом-м. Пример 15. Оценить удельное сопротивление в промытой

=

=

=

зоне нефтенасыщенного неглинистого песчаника, рассматривае­

мого в примере

14, если он вскрыт скважиной, заполненной промывочной жидкостью плотностью 1,3·103 кг1м3 И удельным сопротивлением фильтрата, равным 0,85 Ом-м, а остаточная нефтенасыщенность kио в промытой зоне изменяется от 18 до 35 %. При этих условиях Рпп = РиоРпРФ = (1,4+2,0)·15·0,85 = 17,8+ +25,50м·м. Здесь Рио . пп кривой

1

- параметр остаточного насыщения, найденный по

на рис.

7,

а.

Задачи

16.

Оценить пределы изменения истинного удельного сопро­

тивления в нефтенасыщенных коллекторах, сведения о которых

28

р... Ом·м

pn,OM'M

А

100

Б

1000 f-----

1- [] Кечимовекое

-

--f--- ~,

--

-

~

"

~

--

I

I

10

~~ ~f---

~-f----

1--

-~--,_

l_t~ ГI

-f-- ----

...

Варьеганекое

100 f-----

f-------

""'

----

-

10

f-----I

i

____~ ___ L _____l

1-----

!

1-----

г=0,98

I

11

10

Варьеганекое

о Севере-

~-

Igw.= 0,17941g Pn - 1,0081gpn + 1,994

r 1

~

.

2

1

[]

..

f - - - - - 1--

-

с.. Самотлорское

IЪ'"

~ Поточное

1· Самотлорское t --1··- j=- I '-Г~1 ~--1[]: I I

~ Поточное

_.

о Ватъёганское

1-----

T-~T1-TГ w.,%

2

Igpn = 1,5241g w. - 4,889Igw. + 4,646 г= 0,95

I iI

1 1

,

10

I

I w.,O/o

Рис. 8. Обобщенные зависимости удельиою еопротнваенвя от объемней водокасыщеииости ДJIJI пяаетов групп А и Б месторож­ деИJIЙ Среднею Приобья, полученные ка основании керновых данных [28)

Таблица

5

Данные к задаче

16

Месторождение, воз-

Коллектор

раст пород

1

р-•• Ом-м

2

Туймазинское, девон

Песчаники

средне-

k•• %

Р.

5

3

4

0,7

В0-94

0,9

70-85

0,3

ВО

0,5-1

80-90

Р-.,

Ом-м

6

сцементированные

слабосце-

Анастасяевско-Троицкое, меотис, IV гори-

ментированные

зонт

чанИКИ

Озек-Суагское

Пески

И

Песчаники

пес-

средне-

сцементированные

Арланское, карбон

То же

При м е ч а н И е. Графы

5

и

6

таблицы заполняются при решении задач,

приведены в табл. 5. Расчетные данные и результаты занести в соответствующие графы указанной таблицы.

17.

Оценить пределы изменения удельного сопротивления зо­

ны проникновения и глубинных частей пласта, если известно, что коллектор представлен среднесцементированным песчаником

с коэффициентом пористости 16-22 %, удельное сопротивление пластовой воды Р. = 0,06 ОМ'м, коэффициент нефтенасыщен­ ности за зоной проникновения k.. = 65+87 %, удельное сопротив­ ление фильтрата глинистого раствора Рф = 1,6 Ом-м, коэффици­ ент остаточного нефтенасыщения в зоне проникновения kв зп = = 20+40 %. Пласт неглинистый.

18.

Оценить

пределы

изменения

удельного

сопротивления

глубинных частей пласта, если известно, что коллектор продук­ тивного пласта группы А месторождения Среднего Приобья ха­ рактеризуется изменением коэффициентов пористости 22-28 % и нефтенасыщенности за зоной проникновения kв = 65+83 %.

§ 2.

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

ВСКВАЖИНАХ

При проходке скважины диаметром dc различные горные по­ роды изменяются на контакте с буровым раствором (промывоч­ ной жидкостью) неодинаково,

При разбуривании плотных, монолитных с минимальной по­ ристостью пород, не претерпевших изменения, буровой раствор контактирует со средой, физические свойства которой не изме­ нены. Если породы хрупкие, на контакте со скважиной может образоваться слой с частично нарушенной структурой пласта и зо

образованной вблизи скважины зоной искусственной трещинова­ тости. Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как

правило, набухают, размываются и выносятся буровым раство­ ром,

в

может

результате значительно

чего

диаметр

увеличиться,

скважины

в

таких

интервалах

а на контакте глины с

раство­

ром образуется небольшой глубины зона набухшей либо растрес­ кавшейся чешуйками глины.

Наибольшее

изменение

обычно

наблюдается

в

пластах­

коллекторах, способных отфильтровывать либо поглощать буро­ вой раствор. В связи с этим объект исследования при поисках нефти и газа оказывается весьма сложным и требует знания его особенностей. Вскрытие коллекторов всегда ведется при условии, что давле­ ние в скважине превышает пластовое. Это вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт (рис. 9). При этом, если поровые

каналы в коллекторе достаточно тонки и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважины образуется глинистая

корка с удельным сопротивлением Рп" а фильтрат бурового рас­

твора проникает в пласт, создавая зону, где свойства коллектора

значительно изменены. Вблизи стенки скважины поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового раствора. Эта зона называется полностью промытой зоной пласта с удельным сопротивлением РПП. Между промытой и неизмененной частями пласта расположена промежуточная

зона, где пластовые жидко­

сти смешиваются с фильтратом бурового раствора, а коэффици­ ент нефте- или газонасыщения изменяется от минимального ос­

таточного о.: до максимального в неизмененной части пласта (kи ) значения. Промытая часть пласта вместе с промежуточной зоной образует зону проникновения (Р,а)' Неизмененная часть пласта с удельным сопротивлением Рап или Раа, где свойства коллектора сохраняются такими же, как до его

вскрытия,

часто

оказывается

достаточно

далеко

от

стенки

скважины, что определяется глубиной зоны проникновения Неоднородность пласта в радиальном направлении

r

D.

называ­

ется радиальной характеристикой среды. Изучение радиальной характеристики необходимо, поскольку само существование из­ менения

сопротивления

по

радиусу указывает на то,

что иссле­

дуемый пласт является коллектором.

Для объяснения видов радиальных характеристик используем рис.

9,

показываюший, какие зоны выделяются в коллекторе и от

каких свойств зависит удельное сопротивление этих зон. На ра­ диальной характеристике разреза скважины выделяются четыре

границы, определяющие пять зон: скважина, заполненная буро­ вым раствором (Рр), глинистая корка, представляющая собой уп­ лотненный буровой раствор (Рп.), промытая зона (Раа), где пла-

31

Р

а

Р.... р

Р

р

р

,р

k... 11""".•.-••- .r.7l=:=----,t=---==-----,=--+-=r=--:=_

0,5 :-:-:-

о

б

......

р.,

Ом·м

2

k.

I I I

Р.

Р.

Р..

I I

1 0,5

r

I I I I I I I II II

0,2 0,1 0,05 0,02

Р.

,

II

---!

Рис.

9.

,'е

I

!-Ь....'

".n

',n

Характеристика объекта исследования в скважине (КОJlJlектор с меж­

зериовой пористостъю):

а

-

изменение

k•• и k.

по радиусу от оси скважины в глубинную часть пласта;

6-

изменение удельного сопротивления проводящей фазы в изучаемой части среды

(Рф. р..", I'a) при условии РФ

> I'a

стовые ЖИДКОСТИ почти полностью заменены фильтратом бурово­ го раствора и доля нефти и газа равна остаточной (kио ), зона по­ степенного

возрастания

коэффициента

нефтегазонасыщенности

от kио до начального насыщения продуктивной части пласта

kar , в которой проводящим флюидом является постепенно изменяю­ щаяся смесь фильтрата с водой (Р8ф), неизмененная часть пласта, представленная начальным насыщением коллектора (Рап, Рп)· Изменения удельного сопротивления в виде скачков существу­ ют

32

на

границах

-ескввжива

-

глинистая

корка.

и

.глинистая

корка - промытая зона». Внутри пласта границы между промы­ тым пластом и зоной проникновения с переходным сопротивле­ нием, а также между последней зоной и неизмененной частью пласта размыты в связи со смешением флюидов в порах коллек­ тора.

ка

На границах -ескважина - глинистая корка» и -еглинисгая кор­ промытый пласт> проводящим флюидом является фильтрат

-

бурового раствора, поэтому скачки удельного сопротивления оп­ ределяются только изменением объемного содержания воды в среде.

Удельное сопротивление раствора Рр

где отношение

= (1/r'j)рф (см. рис. 3), 1/11 как бы изображает параметр пористости сре­

ды. Удельное сопротивление глинистой корки и промытого пла­

ста без учета поверхностей проводимости соответственно:

= РиncРФ И Рии = РвnnРиРФ.

Рnc =

Отсюда скачки удельного сопротивления определяются выра­

жениями рпclРр = Рпnc!(1!11)

'01 Риnc!Рпр '01 Рии/Рnc' Поскольку пара­ метр пористости в первом приближении есть 1! k~, то для пер­

вой границы скачок соответственно определяется отношением

(kи.р/kипi, а для второй (примерно) -

(kппclkиi. Изменения - глинистая кор­

удельного сопротивления на границах -ераствор

ка - коллектор» определяются изменением долей объемов прово­ дящей фазы Рф в объеме среды (k n = w, где w - объемное содер­ жание воды или фильтрата). Границы между промытым пластом, промежуточной зоной, неизмененным пластом размыты. Поэтому имеет смысл оцени­

вать отношение Рип!Рп, где Ри = Рвп - В продуктивном коллекторе и Ри = Рви - в водонасыщенном. Для нефтегазонасыщенного кол­ лектора полное изменение удельного сопротивления

в зоне про­

никновения есть отношение Рпи!Рвп' Если пористость В коллекто­ ре по направлению радиуса не изменяется,

(12) Отсюда следует, что в нефтегазонасыщенныхколлекторах на­

блюдаются три вида радиальных характеристик:

1)

понижающее

проникновение

Рип

<

Pвn при РвпnlРв

« 1и

Рф~ РВ;

2) нейтральное проникновение Рnn = Pвn при (РвnnlР.)·(рф!р.) = = 1; это условие соответствует случаю (kB/kвnn )2 = Рв/РФ, который часто наблюдается при вскрытии коллекторов на пресных рас­

творах;

3)

повышающее проникновение

pnn > рап при pвnnlp. > 1 и

Рф »р., что также очень часто наблюдается в нефтегазоносных

пластах; это условие соответствует случаю (k./kвnn )2 < Рв!Рф-

33

Из формулы

=

(12)

также следует, что водонасыщенные кол­

=

лекторы (k B 100 %, Рв 1) могут быть встречены чаще всего либо при условии повышающего проникновения, либо при от­ сутствии его. Здесь Рпп/Рвп = РпРф/РпРв РФ/Рв и, следовательно, Рпп/Рвп ~ 1 при РФ/Рв > 1.

=

Действительные радиальные характеристики пластов-коллек­

торов могут быть и более сложными: в процессе бурения возни­

кает зона кольматации, во времени могут быть сильные измене­ ния бурового раствора (Рф :f' const), в пласте может существовать окаймляющая зона, насыщенная более соленой водой, чем филь­ трат, и др. Однако описанные выше характеристики зон проник­ новения типичны и встречаются чаще всего.

Наличие радиального изменения удельного сопротивления в

коллекторе требует проведения исследований скважин зондами, позволяющими изучать отдельные участки пласта. Различают три группы зондов. Микрозонды рассчитаны на изучение самой

близкой к стенке скважины части коллектора. Здесь главную роль играют глинистая корка и промытая зона пласта (Рn: и Рпп)' Зон­ ды

среднего

радиуса

исследования

предназначены

для

изучения

промытой зоны и зоны проникновения (РпП1 Рап)' Для получения характеристики коллектора в его неизмененной части требуется применение наиболее глубинных зондов, показания которых в основном определяются средой с удельным сопротивлением Рп

= Рвп

или Рп

= Рвп'

=

но часто не свободны от влияния зоны про­

никновения, Глубина зоны проникновения заранее не известна,

поэтому при решении главной задачи определения (или оценки)

величины Рп требуется изучение коллектора не одним, а серией зондов разной глубинности (теорегически не менее трех) для получения трех характеристик (Рп' Рзп,

D),

описывающих кол­

лектор.

Задачи Определить характеристику зон проникновения в коллек­

19. торах,

вскрываемых

на

соленых и

пресных

костях, задаваясь условиями задачи рис. 9).

20.

17

промывочных

жид­

(использовать данные

Определить пределы изменения удельного сопротивления

нефтенасыщенных коллекторов одного из месторождений Тю­ менской области, если в разрезе встречаются чистые, слабогли­ нистые и глинистые песчаники,

ственно изменяется в пределах ное

сопротивление

воды

пористость

25-24, 25-22

составляет

в

и

которых

соответ­

22-16 %,

а удель­

пластовых

условиях

0,14 Ом-м. Воспользоваться данными графика на рис. 7, 6. 21. Оценить пределы изменения удельных сопротивлений этих коллекторов в зоне предельного насыщения.

34

22. Оценить пределы изменения удельных сопротивлений зо­ ны проникновения (промытого пласта) этих коллекторов, если они вскрываются на буровых растворах с удельным сопротивле­ нием Рр == 1+3 Ом-м при Ор == 1,2 г/см. 23. Для коллекторов задачи 20 определить условия, при кото­ рых удельное сопротивление зоны проникновения в нефтеносном

пласте не отличается от удельного сопротивления неизмененной части пласта.

24. Для тех же коллекторов определить условия, при которых в нефтенасыщенном коллекторе наблюдаются зоны проникнове­ ния, понижающего и повышающего сопротивление пласта.

КАЖУЩЕЕСЯ УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ, РЕmСТРИРУЕМОЕ В СКВАЖИНЕ

§ 3.

Для изучения разрезов скважин методами кажущегося (или эффективного) сопротивления требуется применение разноглу­

бинных измерительных установок, поскольку в объеме исследо­ вания коллектора в большинстве случаев имеет место сущест­

венное изменение удельного сопротивления по радиусу. Наличие промытой зоны (Рпп), зоны проникновения (Рап) инеизмененной части пласта (Рп) требует применения измерительных устройств,

имеющих разную глубину исследования. Применяемые в практи­ ке ГИС зонды делятся на две группы: 1) стандартные нефокуси­ рованные трехалектродные;

2)

фокусированные индукционные и

экранированные зонды. Для изучения наиболее измененной час­ ти пласта

-

промытой зоны

ной глубиной исследования

-

используются зонды с минималь­

микрозонды, также в двух вариан­

тах:

трехэлектродные нефокусированные и фокусированные (двухадектродные экранированные). Кроме радиальной неоднородности в пластах-коллекторах в

разрезах

ность

-

скважин

наличие

существует

разных

по

осевая

толщине

макро-

и

и

микронеоднород­

удельному

сопротивле­

нию пластов. Для построения колонки пройденных скважи­ ной пластов по диаграммам различных зондов требуется опре­ деление границ пластов и их физических свойств. Способы решения этих задач зависят от типа применяемых зондов и ви­

да используемой аппаратуры, к настоящему времени представ­ ленных в промышленности в довольно большом разнообразии

(табл.6). Кажущееся сопротивление для всех видов измерительных устройств со средним и большим радиусом исследования зависит

ОТ Рп; Рр и

da Рап

и

D; Р...

и

h, т.е.

ОТ удельных сопротивлений и

55

Таблица

6

Аппаратурное обеспечение электрических и вяектромвгнитных методов, нспо.п.зуемwx В проиышяенвоети

12, 18, 29]

Аппаратура

КСП-3

Диаметр

щ>ибора iJп, мм

Зонды

Стандартные зонды БЭЗ:

73

Допустимые

t,

ОС

150

р,

МПа

100

AO,4MO,1N; A1MO,1N; A2MO,SN; A4MO,6N; A8M1N; NO,5M2A; AO,5M8N; СП АБК-3

А.1,6ЛоО,15

70

100

50

ТБК

А.1,6ЛоО,15

70

200

100

73

150

100

121

150

100

73

120

60

73

150

100

73

150

100

105

150

100

90

125

100

100

150

100

89

120

100

АБКТ

Стандартные зонды БЭЗ; л.16ЛоО,15

Разногдубивные зонды БК

БКС-2

ПИК

4ФО,75

ПИК-1М

4И1 6ф1

АИК-М

АИК-3

6Ф1, АМ

= 0,5 м

АИК-4

Зонды БЭ3, 8И1,4

АИК-5

7И1,6 (активная составляющие)

БИК-2

Разноrлубинные зонды БК два зонда ИК: 7ИО,6 и 6И 1

ВИК (высокочастотиый яндукциовный

и

реактивная и

4Ф1,4Ф1,1

каротаж)

ИКЗ-1

Разноглубинные зонды ИК: 6ИО,8; 4И1,4; 4И3,5А; 4И3,5Р

90

125

100

ИКЗ-Н

Разногдубинные зонды ИК: 3ИО,35; ЗИО,7; ЗИ1,4;

73

125

100

90

120

100

73

120

60

73

200

120

100

200

120

(ТЕМП) Изопараметрические зонды: ЭКМЗ Г2,26ИО,16И (электромarнитный Г5,6ИО,4И и каротаж по затуха- псевдобоковой зонд

и

кию)

ВИКИЗ (высокочас- 3ФО,5; 3ФО,71; ЗФ2,Он ПС

3Ф1;

3Ф1,41;

тотное ивдукцноииое каротажвое

метрическое

изопаразонди-

рование)

Э1 Э2

Стандартвые зонды БЭЗ и БК-З, л.1,6ЛоО,15

AO,025MO,025N, аяектродаый микрозоид

АО,О5М; двухэкранированный

Продолжение табл. б Аппаратура

ЗоНдЫ

Диаметр

Допустимые

прибора а., мм

t, ос

МПа

Э3

БЭ1; АМ

73

200

100

Э4

А.1,БАоО,15

= 0,5 м

73

250

150

Эб

БЭ1; 8ЭО,9; А.1,5АоО,15

73

150

100

Э7

АМ = 0,5 м; два градиент-зонда разной длины; А.1,5АоО,15

54

200

120

Э9

Три экраннрованных зонда разной глу6инности (БКм, БКе, БКв) И СП

73

200

120

геометрии отдельных сред, заполняющих изучаемое зондом про-

странство.

'

Для выделения границ пластов используются сведения о фор­

мах кривых Pk против пластов ограниченной толщины

h

при Рп

>

>РВ>fИРПf'

ДЛЯ определения истинных удельных сопротивлений по ка­

жущимся используют результаты решения прямых задач для мо­

делей, приближенно описывающих изучаемые среды, представ­ ленные цилиндрическими границами раздела (Рр

- Рап; р.п - рп).

КАЖУIЦEEСЯ УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

ДЛЯ НЕФОКУСИРОВАННЫХ ГРАДИЕНТ- И ПОТElЩИЛЛ-30НДОВ

Формы кривых для нефокусированных потенциал- и гради­ ент-зондов сложны (особенно для градиент-зондов), в значитель­ ной степени отличаются по виду от распределения истинных удельных сопротивлений в разрезе за счет экранных эффектов.

Характер кривых в этом случае изучался на модели пласта с

плоскими границами без влияния скважины с помощью теорети­ ческих расчетов. На основании этих расчетов выведены основные правила определения границ, которыми и пользуются на практи­

ке [5]. Более точные решения для моделей, содержащих как пло­ ские, так и цилиндрические границы (скважина, зона про­

никновения), были получены с помощью сеточного моделирова­ ния. Однако эти решения не изменили правил определения гра­ ниц пластов. Модель среды с плоскими .границами позволяет

довольно наглядно и в большинстве случаев просто по физиче­ скому смыслу объяснить ход кривых кажущегося сопротивления, исходя из таких характеристик поля, как плотность тока

j

или

потенциал и в данной точке среды, и удельного электрического

J7

сопротивления

ИЛИ Рм", между измерительными электродами

PMN

применяемого зонда.

Для градиент-зонда

(13) Здесь

j

и

соответственно плотности тока в точках, где

jo -

расположены измерительные электроды М и

N

зонда, в случае

нееднородной и однородной сред. Для потенциал-зонда

Р" == (UjUo) Рм или р" == идо)ср Рм""

(14)

где U и ио - соответственно потенциалы в точке расположения электрода М зонда в случае неоднородной и однородной сред; идо)ср - среднее отношение плотности тока в несднородной и однородной средах в направлении Моо; Рм", - среднее удельное сопротивление на участке М». Решение задачи о связи кажущегося удельного сопротивления с истинным при наличии скважины конечного диаметра имеется для следующих случаев:

1. Двухслойн:ые палетки БЭЗ [12]. Одна цилиндрическая гра­ ница раздела. Двухслойная среда состоит из породы с удельным сопротивлением Рп и скважины диаметром dc, заполненной рас­ твором удельного сопротивления Рр' Толщина пласта бесконечно велика.

Решение

представлено

в

виде

семейств

двухслойных

кривых для потенциал- и градиент-зондов Р"/Рр == j(AMjdc ) или Р"/Рр == j(AOjdc ) , собранных в виде соответствующих палеток. Модулем каждой кривой является отношение Рп/Рр == J.1.

2. Трехслойные палетхи БЭЗ (12). Две коаксиальные цилинд­ рические границы раздела. Трехслойная среда представляет со­ бой породу с удельным сопротивлением Рп, зону проникновения с диаметром

и удельным сопротивлением Рзп> а также скважи­

D

ну диаметром

dc,

заполненную раствором удельного сопротивле­

ния Рр (Рс)' Толщина пласта бесконечно велика. Решение пред­ ставлено в виде семейств трехслойных кривых р,./Рр == j(AM/dc ) или РIC/РР == f(AO/dc), сгруппированных на соответствующих па­ летках. Модулем каждой кривой является отношение Рп/Рр, а мо­

дулями палеток

- Рзп/Рр (p,vPc) и D/dc.

Палетки ЭКЗ [12]. Пласт ограниченной толщины, пересе­ ченный скважиной конечного диаметра. Данная неоднородная

3.

среда состоит из пласта удельного сопротивления РП толщиной

h,

вмещающих пласт пород с удельным сопротивлением р... и сква­

жины диаметром

dc ,

тивлением Рр (Рс)'

38

заполненной глинистым раствором с сопро­

Зона проникновения отсутствует.

Решение

представлено в виде семейств кривых рlCПlaX!'Рр = !(AO/de ) с мо­ дулями Рп/Рр. Модулями палеток являются отношения h/de и

Рв"/Рп.

На основании перечисленных расчетных данных решается об­

ратная задача перехода от кажущегося сопротивления к удельно­

му сопротивлению пласта и зоны проникновения. По этим же данным. оценивается

ожидаемая

величина

кажущихся

сопротив­

лений в разрезе заданного типа.

Задачи?

25.

Определить возможные величины кажущегося удельного

сопротивления мощных пластов, имеющих удельные сопротивле­

ния

250, 25 и 2 Ом-м, при наличии скважины, пробуренной до­

лотом диаметром 215 мм и заполненной промывочной жидко­ стью С удельным сопротивлением 2,5 Ом-м, если запись кривых Р.. ведется стандартными зондами: A2MO,5N; A8M1N. 26. Определить величины кажущегося сопротивления против середины мощных пластов ангидрита и каменной соли, если скважина пробурена долотом 298 мм; диаметр скважины против пласта соли в 2,5 раза больше номинального, а против пласта ангидрита - равен номинальному. Удельное сопротивление про­ мывочной жидкости 0,05 Ом-м. Диаграмма Р.. записана зондами A4MO,5N и A1MO,1N.

27.

Какого размера потребуется градиент-зонд, чтобы зареги­

стрировать против мощного пласта глин кажущееся сопротивле­

ние, близкое к истинному удельному сопротивлению? Диаметр скважины в интервале пласта 0,5 м, удельное сопротивление промывочной жидкости 1,2 Ом'М, а пласта 5 Ом-м,

28. Каких размеров потребуются градиент- и потенциал­ зонды, чтобы против водоносных песчаников были зарегистриро­ ваны кажущиеся сопротивления, близкие к истинным, если зна­ чение Рап варьирует в пределах 10-20 Ом'М, а Рп = 0,5+0,8 Ом-м? Диаметр зоны проникновения 0,85 м, диаметр скважины 0,25 м. 29. Каких размеров потребуются градиент-зонды, чтобы по­ лучить кажущиеся сопротивления, близкие к истинным, в мощ­ ных пластах карбонатных коллекторов, если РП = 20 Ом-м; Рап = 240 Ом-м; de 0,25 м; Рр 1,6 Ом-м; D 0,4, 1 и 2 м?

=

=

=

=

ЗО. Определить кажущиеся сопротивления пластов песчани­

ков, залегающих в глинах. Толщины пластов составляют 0,2, 0,5, 1 и 2 м; Ре = 0,5 ОМ'м; РП = 10,20 Ом-м: удельное сопротивление глин 2,5 Ом-м: de = 0,3 м. Диаграммы записаны зондами МО,4АО,1В; М2,ОАО,25В; М4АО,25В. Зона проникновения отсутствует .

•)

для решения этих задач необходимо располaraть палетками бокового вяект­ рнческого градиент- и потеициал-зоидироваиИя (Н, 12).

59

31.

Подсчитать,

во сколько раз кажущееся сопротивление

пласта отличается от истинного (Рп = 100 Ом-м), если удель­ ное сопротивление раствора 1 Ом-м, вмещающих пласт пород

Ом-м, диаметр скважины - 0,2 м, толщина пласта граммы записаны зондами ВО,1АО,5М и ВО,25А4М.

2,0

1,8 м.

Диа­

КАЖУЩЕЕСЯ УДЕЛЬНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ для еокэсиювенных ЗОНДОВ (ЭКРАНИРОВАННЫХ И ИНДУКЦИОННЫХ)

Электромагнитный каротаж (ЭМК) представляет собой ис­ следование

горных

пород,

основанное

на

измерении

параметров

искусственного переменного магнитного поля. Используют два типа электромагнитного каротажа - индукционный и волно­ вой. Индукционный каротаж (ИК), а в варианте зондирования индукционное каротажное зондирование (ИКЗ), представляет

собой электромагнитный каротаж, использующий область низких частот (десятки и первые сотни килогерц), в которых слабо про­ являются волновые свойства регистрируемого электромагнитного

поля, поскольку длина волны намного больше размеров зонда. Измеряемым параметром является величина ЭДС в приемной катушке, пропорциональная кажущейся удельной электрической проводимости (J". Единицей измерения этой величины является миллисименс на метр (мбм/м). Высокочастотный индукционный каротаж (ВИК)

трический каротаж (ДК)

-

и диэлек­

это электромагнитные методы в об­

ласти частот от нескольких сотен килогерц до десятков мегагерц.

В ДК длина волны соизмерима с размерами зонда и равна 1-2 м в породе и 0,3-0,5 м в скважине. При низком сопротивлении длина волны ВИК равна 1-3 м в скважине и 4-5 м в породе. Измеряемыми величинами являются характеристики электро­ магнитного поля (фазовые и амплитудные), которые определя­ ются преимущественно удельной электрической проводимостью (ВИК) или диэлектрической проницаемостью (ДК). Определяе­ мой величиной дЛЯ ВИК является удельная электропроводи­ мость пород, а для ДК - относительная диэлектрическая прони­ цаемость [13]. Одним из вариантов ВИК является зондирование с использо­ ванием изопараметрических зондов, именуемое ВИКИЗ - высо­

кочастотное каротажное изопараметрическое зондирование

[29J.

Изопараметричность - свойство зондов показывать одинаковое значение разности фаз в средах с одним и тем же сопротивлени­

ем. Измеряемой величиной является разность фаз сигналов в

40

сближенных измерительных катушках. Зонды ВИКИЗ различа­ ются по частоте тока питания, при этом произведение частоты на

квадрат длины зонда и отношение измерительной базы к длине зонда являются постоянными величинами.

Вариант ВИК, основанный на измерении затухания электро­ магнитного

затуханию

поля,

называется

(ЭМКЗ).

электромагнитным

Аппаратура ЭМКЗ ТЕМП

каротажем

по

включает три

разноглубинных зонда: два изопараметрических зонда с разными частотами,

позволяющими

производить

запись

относительной

разности амплитуд, и зонд псевдобокового каротажа. Эта ком­ плексная аппаратура по сравнению с ВИКИЗ обладает большей

глубинностью при любом типе проникновения фильтрата про­

мывочной жидкости В пласт. При изучении разрезов скважин с индукционными зондами

наблюдаются вихревые токи, индуцируемые генераторной ка­ тушкой в окружающей зонд среде. Поскольку ось катушки прак­ тически совпадает с осью скважины, индуцированные токи текут в

пласте

по

кольцевым

траекториям

в

плоскости,

перпендику­

лярной к оси зонда. В этом случае изучаемая среда сложена из элементарных, включенных параллельно колец.

Кажущееся удельное сопротивление, получаемое с фокусиро­ ванными зондами в нееднородной среде, изучалось методами физического и математического моделирования. При этом одно­

временно решались две задачи: выбор оптимальной конструкции зонда

и

получение

палеток

и

номограмм,

с

помощью

которых

показания этого зонда смогут быть использованы при определе­ нии удельного сопротивления пласта-коллектора.

Экранированные зонды (БК) используются в вариантах трех-,

семи- и девягиэлектродных. Наиболее распространенным являет­ ся трехэлектродный зонд БК-3 с объемными электродами, дли­ ной центрального электрода 0,15 м и общей длиной 3,2 м. Анало­ гичны этому фокусированные зонды (три зонда) аппаратуры Э9 с центральным электродом длиной 0,3 м. Секционированные эк­ ранные электроды позволяют изменять форму токового пучка от основного электрода А о , что дает возможность изменять фокуси­

ровку и, следовательно, глубинность зонда. Регулируемыми ЯВ­ ляются также экранированные зонды аппаратуры Бке (три зон­ да) вида LA4,2q6 (семиалектродный) и LB5LA1,2q1 (девятиалек­ тродный или зонд С малой глубинностью). Здесь LB = 5 м, LA = = 1,2 м - соответственно расстояния ВВ' и АА'; q = (L A - L)L, где

L-

длина центрального электрода.

Современные групповые зонды бокового каротажа разработа­ ны для оценки удельного электрического сопротивления тонких

пластов. Высокоточные групповые зонды бокового каротажа раз­ работаны фирмами .Baker Atlas. (зонд HDLL) и .Schlumberge.-.

41

(HRLL). высокого

Конструкция приборов обеспечивает получение замеров разрешения,

что

позволяет

скомпенсировать

влияние

зоны проникновения на показания глубинных зондов и вме­ щающих пород.

Апаратура HRLL содержит шесть симметричных, активно сфокусированных измерительных систем бокового каротажа, по­ зволяющих

производить запись

шести

кривых,

каждая

их кото­

рых отражает сопротивление определенной зоны пласта. Кривая малого зонда отражает сопротивление в скважине. Большой зонд

достигает глубинных зон пласта. На рис. 1*) приведен пример записи кривых зонда

HRLL

в одной из скважин, пробуренной в

терригенном разрезе.

С трехэлектродным или многоэлектродным экранированным зондом (БК) изучается поле основного или центрального элек­ трода А о . Участок среды, где распределяется поле, в первом при­

ближении представляет собой диск, центр которого совпадает с

осью зонда. Токовые линии в этом диске расходятся по радиусам

от поверхности электрода. Изучаемый зондом объем представлен набором элементарных последовательно включенных колец, где длиной проводника служит толщина, а сечением

-

цилиндриче­

ская поверхность элементарного кольца.

Особенностью полей фокусированных зондов является то, что текущие в изучаемой среде токи не пересекают плоских гра­ ниц. Это практически освобождает диаграммы р" или 0'" фокуси­ рованных зондов от влияния экранных эффектов и резко упро­

щает способы определения границ пластов. Кроме этой особен­ ности отметим вторую. Токовые линии поля, создаваемого ин­

дукционным зондом, не пересекают"! цилиндрических границ скважины и зоны проникновения, Это позволяет складывать эф­ фекты влияния проводимости отдельных кольцевых проводни­ ков, независимых друг от друга. Токовые линии в поле, созда­ ваемом центральным электродом зонда БК, первсекают цилинд­ рические поверхности по нормали. Это позволяет складывать сопротивления отдельных зон среды: скважины, зоны проникно­ вения,

пласта,

включенных

последовательно и

составляющих

полное сопротивление заземления центрального электрода зонда.

Однако сложение проводимостей и сопротивлений проводников

требует знания их геометрии, характеристики их сечения и дли­ ны этих проводников. Для этой цели в приближенной теории фокусированных методов введено понятие геометрических фак­ торов пространства. Поскольку форма части пространства, ко"Римскими цифрами проиумерованырисунки, помещеииые на вкладке.

")Естествеиио, что оба эти условия справедливы для тех случаев, когда сква­ жина пересекает границы пластов под прямым или близким к прямому уг­ лом.

торая изучается каким-либо зондом, зависит от размещения и числа

его

фокусирующих элементов,

геометрические

факторы

разных зондов различны и являются главной их характеристи­ кой.

Для однородной среды Р" = СРп = Рп; 0"" = ВО"п = о"ш поэтому = с = 1 и LВi = В = 1 - суммарные геометрические факторы

rCi

полного

пространства,

изучаемого

соответственно

экранирован­

ным и индукционным зондами.

В нееднородной среде по радиусу среды для фокусированных зондов

Р" = СеР"

+ С,пРзп + СпРр,

(15)

(16) Ве

+ В,П + ВП = 1,

где Се И Ве, Сап и Вап, СП и ВП ны,

зоны

проникновения

и

-

геометрические факторы скважи­

пласта

для

соответствующих

типов

зондов.

Геометрические факторы зондов могут быть сформированы по-разному в зависимости от того, как набираются элементарные объемы пространства: по направлению оси скважины - осевой Cz, Bz• по радиусу - радиальный геометрический фактор С; В". Осевой геометрический фактор определяет степень влияния гра­ ниц и толщины исследуемого пласта. Поскольку это влияние по сравнению с нефокусированными зондами не очень велико, оно

обычно учитывается путем введения поправок за толщину пласта и приведения показаний зондов к условиям неограниченной толщины (h -+ (0). Поэтому главной характеристикой зонда яв­ ляется радиальный геометрический фактор. Он играет важную роль, поскольку с его помощью оценивается глубинность фоку­ сированных

зондов

и

их чувствительность к

(Рш о"п) и зоны проникновения (Рап, О"ап.

параметрам

пласта

D).

Пример радиальных характеристик некоторых фокусирован­

ных зондов, позволяющих оценить их глубинность, приведен на рис. 10. На этом же рисунке показано, что радиальные геометри­ ческие факторы фокусированных зондов различаются не только в

зависимости

от

их типов,

но

пласта и типа проникновения.

и

в

связи

с

влиянием толщины

1

...

'i:J~

'i:J"a

G,;B,

2"

0,8

0,6

0,4 'i!

r.:i'

"а

'i:J~

5

0,2

о

0,4

1,2

2

2,8

Рне. 10. Радиальные характеристики фокусяровенных зондов. БК(Э6): 1 - р. < р,п; 2 - рп > р..; 6фl и 4Иl: З, 5 - h 1 м; 4, 6

=

Пример

16.

4,2 d, м

3,6

- h = ос>

Оценить влияние скважины, зоны проникновения

и пласта большой толщины на кажущееся сопротивление и элек­ тропроводность зондов БК(Э6) и 4И1 при условиях: dc = 0,2 м; Рр = 1,3 ОМ'м; Рап = 25 Ом-м; Рпl = 0,6 Ом-м; Рп2 = 45 Ом-м; D =

= 0,8 м. Для пласта 1: Gc1 = 0,1; Gап1 = 0,46; Gп1 = 0,44. Для ста 2: Gc2 = 0,08; Gап2 = 0,36; Gп2 = 0,56. Решение: Р,,1 = 0,1-1,3 + 0,46·25 + 0,44-45 = 11,9 Ом-м; Р,,2 = 0,08·1,3 + 0,36·25 + 0,56·45 = 35,2 Ом-м. При измерениях зондами 6ф1 и 4И1 (h ~

(0)*)

0',,1 = 0·770 + 0,07-40 + 0,93-1660 = 1556,6 мСм/м; 0',,2= 0·770 + 0,07·40 + 0,93·22,3 = 23,6 мСм/м; при h ~ 00 для зондов 6ф1 и 4И1 Р,,1 = 0,64 = 42,4 Ом-м, Если толщина пласта уменьшается ДО

1

пла­

Ом-м, Р,,2

=

м, вклады пласта в

О)Для вычисления ар. а"", а. в MCMjM через р в 0101'101 используем соотноше­ ние

44

(J

= l000jp (MCMjM).

показания и того и другого зонда уменьшаются, причем для зон­

да 4И1 значительнее, чем для 6Ф1. Задачи

32.

Вычислить значения Рю получаемые с зондом БК(Э6), для

набора параметров:

D/dc = 2; 4; 8; 16; 32 при dc = 0,2 м и рп = 0,5; 1; 5; 10; 20; 50; 100 Ом-м; Рап = 20 Ом-м, Рр = 0,5+2 Ом-м. 33. Вычислить Р" зонда БК(Э6) дЛЯ dc = 0,2+0,25 м; Рр = = 0,05 Ом'М; Рп = 0,5+100 Ом-м, Рап = 0,5+5,0 Ом-м, 34. Вычислить значения Pt" регистрируемые зондами 4И1 и 6ф1 в условиях задачи 33. Показать, как изменится р", если пла­ сты-коллекторы окажутся тонкими (h ~ 1 м). 35. Вычислить значения Р", регистрируемые с зондами 4И1 и 6Ф1 в условиях задачи 32. Показать, как изменится р" при h ~ ~ 1 м. § 4.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ llЛAСТОВ

ПО ДИАГРАММАМ КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ Диаграммы кажущегося сопротивления служат средством рас­ членения разрезов исследуемых скважин. Способы определения границ и толщин пластов по диаграммам р" основаны на знании

форм кривых кажущегося сопротивления против одиночных пла­

стов и их пачек Для освоения этих способов следует детально изучить

соответствующие

женного в работе

разделы

теоретического

курса,

изло­

[5].

Рассмотрим лишь правила определения границ пластов высо­ кого сопротивления, так как границы пластов низкого сопротив­

ления являются одновременно кровлей или подошвой пластов высокого сопротивления и правила их определения аналогичны.

Толщины пластов в каждом приведеином случае могут быть установлены по известным глубинам границ пластов (подошвы и кровли).

ОПРЕДFJIЕНИЕ ГРАНИЦ пластов ПО ДИАГРАММАМ ПОТЕНЦИАЛ-ЗОНДОВ

На кривых кажущегося сопротивления, записанных потенци­ ал-зондами, пласт ограниченной мощности при малом различии

сопротивлений вмещающих пород выделяется аномалией, сим­ метричной относительно середины пласта. В связи с этим прави­ ла определения положения кровли и подошвы пласта по кривой р" потенциал-зонда одинаковы.

Определение границ мощных пластов (АМ

< h »dc )

высокого

сопротивления производится по следующим правилам.

1. Если Рвм I'O! Рр, границы устанавливаются по точкам PK.rp = 4рр. 2. Если Рвм > Рр, PK.rp = (2PK.BMPкmax)/(PK.BM + Pкmax) или, если Pкmax »Рк.вм., PK.rp I'O! 2Рк..... 3. С достаточной для практических работ точностью можно также пользоваться правилом, согласно которому точки кривой Рк потенциал-зонда, соответствующие границам пласта, смещены

на расстояние АМ/2 от начала крутого подъема кривой относи­

тельно оси глубин против пласта в сторону вмещающих пород низкого сопротивления.

При определении границ пластов малой и средней толщины диаграммы потенциал-зондов используются редко.

Пример

17.

Найти границы пласта высокого сопротивления по

диаграммам Рк потенциал-зондов, приведенным на рис.

11.

Диа­

граммы записаны зондами В7,5АО,75М и В20А2,5М. Удельное сопротивление глинистого раствора Рр = 1,4 ОМ'м; Рвм = 4,5 Ом-м. Так как Рвм > Рр, следует воспользоваться правилами, изло­ женными в п. 2 и 3. Точки PK.rp, соответствующие границам пла­ ста, отмечены на диаграммах крестиками. Заштрихованная об­ ласть

-

пласт высокого сопротивления.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ ПЛАСТОВ ПО ДИAfPАММАМ ГРАДИEIП-30НДОВ

На диаграммах кажущегося сопротивления, записанных гра­

диент-зондами, в большинстве случаев границы пластов совпа­ дают с экстремальными значениями Рк'

В7,5АО,75М

10

20

30

, Ом· м

1124 Рис.

11.

Пример опреДeJIеlПlJl rpaниц маета ВЫСОКОГО СОпpoтRВJlеlПlJl по два­

rpaммaм потеlЩllaJl-30IIДОВ

46

Пласты большой и средней толщины (Ай

1.

< h» dc ) '

На диаграммах Рк последовательных градиент-зондов подо­

шва и кровля пласта высокого сопротивления находятся по точ­

кам, расположенным на расстояниях

Pкmax и PкmIn. Если расстояние

MN

MNj2 (ABj2) (0,1-0,25

неведико

ниже точек м) и в дан­

ном масштабе глубин диаграммы это смещение не имеет значе­ ния, то подошва и кровля пласта определяются по точкам Pкmax И

PкmIn. Если размер зонда велик и во много раз превышает диа­ метр скважины, то на кривой РК вблизи кровли пласта высокого сопротивления наблюдается участок с пониженным кажущимся сопротивлением (на теоретических кривых он равен размеру зонда Ай), а точка PкmIn в кровле пласта практически не отмеча­ ется. В этих случаях кровля находится на расстоянии, равном размеру зонда, выше точки а (рис. 12).

2.

На диаграммах Рк обращенных градиент-зондов подошва и

кровля

пласта

высокого

сопротивления, находятся

по

точкам,

смещенным на MNj2 (ABj2) вверх от точек Рхтах и РxшJп' Это смещение учитывается лишь при крупных масштабах глубин или

больших MN. При использовании зондов больших размеров по­ дошва пласта устанавливается способом, аналогичным изложен­ ному в п.

1 для

кровли пласта.

М2АО,5В

MO,8AO,IB

10 50 250

Рис.

12.

20 100 500

,Ом'М

Пр_ер опреДeJIеюu: rpaннц ПJl8tТа высокого tOllJЮТllВJlеНIUI по дна­

rpaмwaм rpaдиеИТ-80ИДОВ:

1-

пласт высокого еопротивления; J - граиицы пласта

2-

зона поиижеииоro кажущеroeя сопроmв­

лення;

4.7

Пласты малой толщины (h :;; АО). ДЛЯ определения границ тонких пластов по диаграммам градиент-зондов больших разме­

ров имеются лишь приближенные способы границы

пластов

лучше

выделять

по

[5].

В данном случае

диаграммам

микроэондов,

экранированного зонда, а иногда и кавернемера.

Изложенные выше правила справедливы для установления границ однородных пластов. Если границы нечеткие и имеет ме­ сто

постепенное

изменение

литологических

и

физических

свойств при переходе от одного пласта к другому, формы кривых

кажущегося сопротивления и способы определения границ ус­ ложняются. В этих случаях следует выделять переходные зоны. При выделении пластов и составлении разреза важно учиты­ вать известные формы кривых р" для разных пластов и зондов, влияние эффектов экранирования одного пласта другим и уметь находить интервалы, где кажущееся сопротивление в значитель­

ной степени искажено влиянием соседних пластов. В этих интер­ валах кривая

р" не отражает распределения истинных удельных

сопротивлений пластов в разрезе. Интервалы, где наблюдается экранирование,

по

возможности

следует

исключить

из

рассмот­

рения, или выбирать диаграммы таких зондов, на которых дан­ ный участок разреза не попадает в интервал экранирования.

Прu.мер 18. Найти границы пластов высокого и низкого со­ противлений по диаграммам градиент-зондов (см. рис. 12). Отме­

тить интервалы, где кажущееся сопротивление особенно сильно отличается от истинного в результате влияния соседнего пласта.

Диаграммы зарегистрированы последовательными градиент-зон­ дами МО,8АО,1В и М2АО,5В.

Границы пластов находят по точкам р"тах И

PJ Ркгмз (пласты 2-4). От­ мечаем, что коллекторы обладают разными характеристикамика­ жущегося сопротивления по данным индукционного 6Ф1, экра-

55

Экранироа8НН".

...

"'

3 ...

Рис. 15. КОМПJIекс диarpамм, зареrнстрированных фокусироll3Jlllыми 30IЩВМИ И МИICp0301Щ8МИ В еложнопоетроенвом карбонатном разрезе. Пласты: 1 - глина; 2-4 - коллекторы с межзерновой nористостью; 5 - плотная порода

вированного

(БК-З)

и

микроэкранированного

(МБК)

зондов.

Обратим внимание на особенности разреза: малые толщины пла­ стов, большой диапазон изменения сопротивления в них, прак­ тическое отсутствие однородных пластов.

Разрез относится по

типу к сложнопостроенным. В связи с этими особенностями изу­ чать характеристики пластов-коллекторов необходимо только с помощью комплекса фокусированных зондов.

Задачи Построить полную литологическую колонку на основании комплекса диаграмм рис. 15. Отметить точки, по которым опре­ деляются границы пластов по диаграммам разных зондов. Сде­

39.

лать вывод о том, какие диаграммы дают наибольшую точность определения границ. Определить толщины коллекторов.

56

40. Отметить, как выделяются отдельные участки коллекторов на диаграммах микро- и макрозондов. Объяснить качественно причины такого разнообразия (см. рис. 15). §5.0ПРЕДЕЛЕНИЕУДЕЛЬНОГО

СОПРОТИВЛЕНИЯ ПЛАСТОВ ПО ДАННЫМ БОКОВОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ЗОНдИРОВАНИЯ (БЭЗ) Боковое электрическое зондирование

[5, 12]

представляет со­

бой исследование скважины серией зондов, имеющих различные размеры, от которых зависит глубина исследования. Будем рас­ сматривать методику интерпретации данных БЭЗ, выполненных серией градиент-зондов.

Размер наименьшего градиент-зонда выбирается близким к диаметру скважины, а каждый последующий зонд должен быть в 2-2,5 раза больше предыдущего. Размер наибольшего градиент­ зонда обычно не превышает 8 м. Для лучшего определения гра­ ниц пластов в боковое зондирование, проводимое последователь­ ными градиент-зондами, включается один обращенный градиент­ зонд, и наоборот. ПЕРВИЧНАЯ ОБРАБОТКА ДАННЫХ БЭЗ. ВЫДЕЛЕНИЕ ОБЪЕКТОВ ИlПEРПРEfАЦИИ

Первичная обработка данных БЭЗ заключается в выделении наиболее однородных пластов, для которых возможна количест­ венная интерпретация. Границы пластов определяются обычным способом по диаграммам РК стандартных и малых зондов БЭЗ. В сложных

случаях

границы

уточняются

по

сочетанию

диаграмм

последовательного и обращенного зондов, микрозондов, каверно­ мера, потенциалов собственной поляризации и других методов. По результатам интерпретации диаграмм всего применяемого комплекса геофизических методов делают заключение о литоло­

гических особенностях пород разреза и выявляют объекты, пред­ ставляющие интерес для количественной интерпретации данных БЭЗ.

ПОСТРОЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ КРИВОЙ ЗАВисимосm р" = !(АО)

При интерпретации данных бокового электрического зонди­ рования для каждого исследуемого пласта строится фактическая кривая зависимости кажущегося сопротивления от размера зонда.

57

о

5 25

о

10 50

Рис.

р",Ом'М

Примеры енятня С дна­

16.

граммы

оптнмального,

среднего

и эхстреМaJlЬИЫХ значений ха­ жущеroСJI сопротивлеини

Значения РК снимаются с

диаграмм,

записанных

разными зондами БЭЗ. При этом следует придер­ живаться

правил,

учиты­

вающих

влияние

чину

удельного

Рк

тивления

на

пласта

вмещающих

пород

вели­

сопро­ Рп

и

РВ...

а

также толщины пласта h, диаметра скважины dc и размера

градиент-зонда

Ай (рис.

16).

1. При Рп > РВИ и h/dc > > 16+25 наиболее целесо­ образно

снимать

мальные

значения

Для

этого

среднее

опти­ Рк.опт'

определяют

кажущееся

сопро­

тивление в интервале пла­

ста, равном тервал,

(h -

Ай). Ин­

соответствующий

длине зонда, вычитается из толщины

пласта

со сторо­

ны минимума (от кровли пласта при последователь­ ном градиент-зонде, от по­

дошвы - при обращенном).

2.

При Рп, мало отличающемся от сопротивления вмещающих

пород, и

h/dc > 16+25 следует снимать средние значения кажуще­ гося сопротивления Рк.ср В средней части пласта.

3. При h < 16 dc (3-5 м) целесообразно снимать экстремаль­ ные значения Pкmax, если РП > РВИ и РкП1ln, если Рп < Рви' Данные БЭЗ по объектам интерпретации вносятся в таблицу типа табло 8. УСТАНОВЛЕНИЕ ШПА ФАКТИЧЕСКОЙ КРИВОЙ ЗОНДИРОВАНИЯ При интерпретации данных БЭЗ используется прием совме­ щения фактической кривой зондирования с палеточными (рас-

58

Таблица

8

Данные к npиwерам ииreрпретации БЭЗ Номер при-

h,M

мера

=s

d",

РР, Ром. м ОМ, М ОМ'М

Кажущееся сопротивление PJ:.xr:r (В ОМ'М) для Ай, М

0,3

22

12,6 0,25

2,2

-

-

31

-

-

71

-

-

-

140

23

7,6

0,3'

1,6

-

-

9

-

-

13

-

-

4,3

24

10,8 0,25

2,8

12

-

-

24

-

-

22

-

25

14,2 0.3

3.2

-

-

-

29

- -

50

26

14,0 0,2

1,3

-

-

20

-

-

55

-

-

27

1,2

2,7

4

31"

-

-

70"

-

-

16"

0,2

Рп,

0,45 0,55 0,65 0,85 1,05 1,3 2,12 2,25 2,67 4,24 7,87 8,25

30

-

185

-

Ом'М

U

р.",

Ом-я

о.«

-

130

94

-

88

-

-

-

1,5

1,0

-

1,2

16

1,2

6,2

2,4

-

1,4

1,6

-

28

1,5

6,5

-

2,0

-

280 280

8,0" 8,0"

-

2,0

28

-

-

210 210

-

52

1,05

68

-

11

-

68

четными) кривыми, подходящими для интерпретируемого слу­

чая. Чтобы выбрать соответствующую палетку, необходимо уста­

новить тип фактической кривой зондирования. В некоторых слу­ чаях тип кривой и нужную палетку устанавливают по ряду яв­

ных признаков, а если их бывает недостаточно, то тип кривой определяют

только

после

сопоставления

фактической

кривой

зондирования с двухслойной палеткой. Рассмотрим распростра­ ненные типы кривых зондирования (рис.

17).

Двухслойные кривые наблюдаются в плотных породах, в коллекторах с глубокой зоной проникновения (D » dc), в кол­ лекторах, где Рзп = РП при некогором сочетании удельного сопро­

1.

тивления фильтрата промывочной жидкости и остаточной неф­

тенасыщенности, когда (Рв.зп/Рв) (рф/рв)

(см. решение задачи

"" 1

и скачок на контакте зоны проникновения инеизмененной

19)

части пласта отсутствует.

При наложении на двухслойные палетки интерпретируемая

кривая хорошо согласуется с палеточными (см. рис.

17, а, 6, кри­

вые

1). 2. Трехслойные

кривые при наличии проникновения, повы­

шающего сопротивление пласта (р,

<

Рзп

> Рп), наблюдаются ча­

ще всего в водоносных коллекторах с межзерновой пористостью, когда Рф > Рв, И В нефтеносных и газоносных пластах, если (Рв.зп/Рв)(Рф/Рв) > 1, что свойственно коллекторам сневысоким начальным нефте-, газонасыщением при вскрытии их на пресном

буровом растворе (см. решение задачи

19).

Кривые второго типа при наложении на двухслойные палетки пересекают

теоретические,

переходя

от

кривых

кривым с более низкими модулями (см. рис.

с

высокими

к

17, а, 6, кривые 2).

З. Трехслойные кривые при наличии проникновения, пони­

жающего сопротивление пласта (р, в

продуктивных

нефте-,

< Рзп < Рп), наблюдаются

газонасыщенных

коллекторах

при

(Рв.зп/Рв)(Рф/Рв)

< 1. Теоретически они также могут наблюдаться Рф < РВ, что встречается редко. При совмещении с

при условии двухслойными палетками отмечается, что правая ветвь кривой, а иногда и вся кривая, сечет теоретические, переходя от низких к

высоким модулям (см. рис.

17, а, 6, кривые

З).

Заметим, что для многих кривых зондирования, типы кото­ рых сводятся фактически лишь к трем, отмечается эффект рез­ кого снижения кажущегося сопротивления в правой части,

связанный как с типом радиальной характеристики Рр < Рап > Рп, так и с влиянием ограниченной толщины пласта. В связи с этим часто при интерпретации БЭЗ эффект влияния проникновения

может быть выявлен только при правильном выборе палетки, точном пород.

60

учете

влияния

толщины

пласта

и

вмещающих

пласт

б

а

Р'/Р р

200~

Р'/Рр

~u 11

~

гв

2 lF*~:""-

0,5 I I I I I 0,2 0,5

(1) I I , I

l'(

I

п. J

I

,

I

I I I ,1

,

' ,.........._-~.?

-,-=ГJ

1

0,5

Е3

I

E:::::::J 11

1

Е3

2

5

10 20

зон;

11/

Рис. 17. типы хривых ооиовоro элехтричесиоro зондирования: а - h = СО; 6 - h = 8dc, р.м = 10рр; 1 - типичные кривые зондирования (цифры в кружках): 1 - двухслойные, 2 - Рр Р., 3 - РР 5+6 М)

Бланк билогарифмической бумаги с нанесенными на него точками фактической кривой зондирования, имеющими коорди­

наты АО и Р" (см. табл.

8),

совмещается с палеткой двухслойных

кривых. При этом используется преимущество логарифмической сетки,

позволяющее

отношение

и

произведение

выражать

через

разность и сумму логарифмов соответствующих чисел. Кривая

зондирования, построенная на логарифмическом бланке в систе­

ме координат ]gp" и ]gAО, должна быть совмещена с одной из кривых палетки в системе координат ]g(p"jpp) 19p" - ]gpp и 19(AOjde ) = 19AO - 19de• Системы координат бланка и палетки различаются на величины отрезков 19pp и ]gde• Следовательно,

=

для совмещения кривой зондирования с палеточной кривой дос­

таточно совместить точку с координатами Рр и de , отмеченную на бланке и называемую крестом бланка или крестом фактической кривой зондирования, с крестом палетки, координаты которого

p"jpp = 1 или р" = Рр и AOjde = 1 или АО

=de•

При совмещении крестов бланка и палетки точки фактиче­ ской кривой зондирования либо совмещаются с одной из пале­ точных кривых, либо располагаются согласованно между двумя кривыми палетки. Удельное сопротивление пласта находится по пересечению фактической кривой зондирования с кривой АА

62

палетки (рис. 18), представляющей собой геометрическое место точек Рк/Рр Рп/Рр на палетке и точек Р., Рп на бланке.

=

Пример

22.

=

Определить удельное сопротивление пласта по

данным бокового электрического зондирования, если h = 12,6 м, dc 0,25 м, Рр 2,2 Ом-м, Оптимальные значения кажущихся

=

=

сопротивлений, снятые с диаграмм последовательных градиент­

зондов, приведены в табл. 8. Интерпретация производится в следующем порядке. 1. На прозрачный бланк с логарифмическим модулем наносят точки с координатами Р., и Ай (см. рис.

бланка как пересечение линий Р., = Рр И Ай =

18)

6,25

см

и крест

dc •

р",Ом'М

1000

.----...------,,----~-.------.

100

10

d.

10 АО,м

Рис. 18. Пр_ер нитерпретацин ДВУХCJIОЙНОЙ кривой 3ОидироllllИllJl: 1 - интерпретируемая кривая (р./р, = 40); 2 - двухслойные палеточные кривые

Если логарифмический бланк с нужным модулем отсутствует, то можно воспользоваться сеткой, изображенной на рис. 19. Для построения фактической кривой зондирования на сетку наклады­ вается

калька

и

отмечают

ее

координатные

оси,

точки

и

крест

интерпретируемой кривой. В дальнейшем на палетку накладыва­ ют эту кальку.

2. Бланк с точками совмещают с палеткой при соблюдении параллельности осей координат. Крест бланка накладывают на крест палетки.

3. Истинное удельное сопротивление находят по точке пере­ сечения фактической кривой зондирования с кривой А палетки: р" = рп = 88 Ом-м. Ордината палетки, соответствующая пересече­ нию фактической кривой с кривой А, дает рп!рр 1..1. 40, отсю­

= =

да рп =

J.1pp == 40·2,2 == 88

Ом-м,

ШПЕРПРЕТАЦИЯ ТРЕХСЛОЙНЫХ КРИВЫХ ЗОНДИРОВАНИЯ В СЛУЧАЕ ПРОНИКНОВЕНИЯ, ПОВЫШАЮЩЕГО СОПРОТИВЛЕНИЕ

llЛAСТА (рр < р..,

> Pn; h > 5+6 М)

При интерпретации фактическую кривую зондирования ус­

ловно делят на правую и левую ветви. Левую ветвь обычно ото­ ждествляют с точками

р", соответствующими малым зондам, ха­

рактеризующим зону проникновения, а правую

-

со значениями

р", записанными большими зондами и определяемыми удельным сопротивлением пласта.

При совмещении фактической кривой зондирования с двух­ слойной палеткой находится модуль левой ветви или отношение

Рзп!рр. Последнее позволяет выбрать группу соответствующих палеток трехслойных кривых с таким же или близким модулем рзп!рр, Из данной группы по лучшему совпадению с фактической

кривой зондирования подбирается палетка с наиболее близкими значениями модуля D!dc. Удельное сопротивление пласта нахо­ дят по точке пересечения

фактической

кривой зондирования

с

кривой А палетки (Рк == Рп)'

Параметры зоны проникновения рзп И D определяют по соот­ ветствующим модулям выбранной палетки трехслойных кри­ вых - Рзп!Рр и D!dc или в результате интерполяции между двумя ближайшими палетками. При определении параметров зоны проникновения такими

способами Рзп И

D близки

к действительным, если значения

и рэп!рр выше, чем следующие: р-/рр

D/dc

8 2

20

60

100

200

3

5

6

8

D!dc

3 2

2

1'1111111111111111111 6t+H+tt+t-Н+-t-+-+-н-t++-t'н-t-+-I-++Н+Н+t++t+Ж+Н+t++I-++--+-+-+--t++++Н

3

0,1з Рве,

4

5 6 7 8 9 1,0

19. Лоraрифм:ичecJWI

2

3

4

5 6 7 8910

сетка ДJUI ПOC'l'pOeIlИJl ItpIQSЫX 3ОНДИРОвaIIИJI

Если значения Р.п/Рр не превышают этих значений, наблюда­ ется

эквивалентность

кривых

зондирования,

проникновения, найденные по палеткам могут не соответствовать действительным.

и

параметры

зоны

трехслойных кривых,

При неглубоком проникновении фильтрата глинистого рас­ твора в пласт для интерпретации трехслойных кривых зондиро­

вания могут быть использованы палетки • И-эквивалентности •. Такая палетка выбирается по отношению РжIРр правой ветви фактической кривой зондирования. Искомая величина РП уста­ навливается по положению правой асимптоты. При совмещении левой ветви кривой зондирования с палеточной определяют па­ раметр

И = [(Рзп - рп)/(рп)][lп(D/d.»),

(17)

по которому может быть вычислен диаметр зоны проникновения если известно удельное сопротивление этой зоны Р.ш полу­

D,

ченное независимым способом (например, по диаграммам экра­ нированных микрозондов). ЛрUJllер 23. Определить удельное сопротивление и параметры зоны проникновения для пласта песчаника, пройденного скважи­ ной диаметром d. =' 0,3 м, заполненной раствором с сопротивле­ нием Рр 1,6 Ом-м (глинистая корка на поверхности пласта не учитывается, так как ее сопротивление мало отличается от Рр).

=

Толщина пласта h = 7,6 м. Оптимальные значения кажущегося сопротивления приведены в табл. 8. 1. На прозрачном бланке двойной логарифмической бумаги (рис. 20) наносят точки кривой Рк = j(AO). 2. Строят крест бланка с координатами РК = Рр = 1,6 Ом-м и

АО

=dc = 0,3 м.

= =

Отмечают линию АО h 7,6 м. Она располагается значи­ тельно правее крутого спада интерпретируемой кривой. Следова­ тельно, последняя является трехслойной кривой с зоной проник­

3.

новения, повышающего сопротивление пласта.

4. Для выбора подходящей палетки интерпретируемую кри­ вую совмещают с двухслойной палеткой. Определяют модуль левой ветви интерпретируемой кривой (точки малых зондов), который в данном случае берут равным отношению Рэп/Рр = 10. Соответствующую палетку трехслойных кривых выбирают из группы палеток для Рaпiрр или (РА!Рс) = 10. 5. Устанавливают, что наиболее подходящим является лист палетки с D/d.: == 4.

6.

Интерпретируемую кривую совмещают с трехслойной па­

леткой (РaпiРр н

== 10,

D/d.:

= 4) и по пересечению с кривой А на-

р",Ом'М

,....---.---=1

l00г--------,-,.........

Р,

11=====+=~=t====~~:::to...I \\ \ \\ \ \\ \\

,,\.

\\ 't.. \ \ .\ \ \ \

\

0,1

'"\ А

1

Рис. 20. Пример ивтерпретации треХCJIоАноl JфIOlOI 3ОндировalllU:: 1 - интерпретируемая кривая; 2 - падеточные кривые

ходят р" = рп = 1,15 Ом-и ~ 1,2 ОМ'м, = 10·1,6 = 16 ОМ'м, D/dc = 4, D = 1,2 м.

а также Рзп!Рр

= 10, рзп =

7. После сравнения полученных значений с предельными де­ лают вывод, что условие эквивалентности для данной кривой не соблюдается, поэтому интерпретация на этом заканчивается. При м е '1 а и и е. В этом примере иа6J1Юдаетс. хорошее согласование интер­ претируемой кривой с палсто'lиым, поэтому требуется интерпOJUlЦИЯ то;ц,хо между кривыми.

Пprиcep

ные в табл.

= 10,8

м.

24. Проинтерпретировать данные Б33, представлен­ 8. Диаметр скважины dc = 0,25 м; Рр = 2,8 Ом-м; h =

1. Строят точки кривой рх = j(AO) на бланке (рис. 21).

р",ОМ'м

l00~--r-------,г-----------..,

101----.,~-----'1__-_4:__---__I

1

10 АО,м

Рис.

21.

Пример интерпретации трехслойной кривой вондярования (янтервояя­

ЦИJI между палетками

1-

D/d. = .t и D/d. = 8):

интерпретируемая кривая;

ками

2-

палеточные кривые при совмещении с палет­

D/d. - 4 и D/d. - 8

2.

Устанавливают, что спад правой ветви интерпретируемой

кривой не связан с влиянием толщины пласта (линия Ай = h = = 10,8 м расположена правее крутого спада кривой зондирова­ ния).

3.

Левую часть интерпретируемой кривой совмещают с двух­

слойной палеткой. Находят отношение

Рзп/Рп =

10 и выбирают

нужную группу палеток трехслойных кривых, имеющих Рзп/Рр

= 10 (PtVPc = 10). 4.

Устанавливают, что ни с одной из имеющихся четырех па­

леток кривая

не

совмещается,

ми палеток модулей

5.

D/dc

но

располагается между кривы­

= 4 и D/dc =8.

Правую ветвь интерпретируемой кривой накладывают по­

очередно на палетки с модулем При

=

совмещении

кривых

с

крестов последних на бланке.

= 4,

D/d c палетками

а затем

отмечают

Отношение

=

D/dc 8. положение

D/ dc = 6

находят

интерполяцией положения фактического креста между креста-

68

ми

D/dc = 4

и

D/dc = 8.

Эквивалентность кривых не наблюда­

ется.

6. Удельное сопротивление пласта находят по пересечению правой ветви интерпретируемой кривой с кривой А палетки. По­ ложение точки пересечения одинаково при совмещении с обеими указанными палетками.

Записывают в журнал следующие результаты интерпре­

7.

тации: Рп

=

1,5

Ом-м; Рзп

=

10

Ом-м; Рр

= 2,8

Ом-м;

= 1,5 м.

D

=

бdс =

При м е ч а н и е. Б данном примере оказалась необходимой интерполяция не только между палеточными кривыми, но и между палетками.

Пример

в табл.

25.

Проинтерпретировать данные БЭЗ, приведенные

8, если dc

= 0,3 м,

Рр

= 3,2 Ом-м, h = 14,2 м.

Строят точки кривой р" = f(AO) и проводят интерпрета­ цию таким же образом, как в предыдущем примере. По выбран­ ной группе палеток трехслойных кривых Рзп/Рр = 20 устанавли­

1.

вают,

что интерпретируемая

кривая совмещается с

палеточными

кривыми модуля D/dc = 4. Полученные параметры зоны проникновения очень близки к тем, при которых наблюдается эквивалентность кривых зондиро­ вания.

Это

подтверждается

достаточно хорошим

палеточных кривых модулей Рзп/Рр

тируемой кривой".

2.

= 40

и

D/dc

совмещением

=2

с интерпре­

Для интерпретации используют палетку БКЗ-U. Вычисля­

ют по величине р", полученной с наибольшим зондом, рк!Рр = = 0,63. Выбирают палетку БКЗ-U-О,5. 3. Строят левую ветвь интерпретируемой кривой р" = j(AO) и сопоставляют с палеточными кривыми (на рис. 22, а). Крест ин­ терпретируемой кривой должен совпадать с крестом палетки. Находят и = 28. 4. Бланк смещают до согласования правой ветви интерпрети­

руемой кривой с палеточными кривыми (рис.

22, 6)

и интерпре­

тируемую кривую достраивают. По положению правой асимпто­

ты соответствующей палеточной кривой, снесенной на бланк, находят рп = 2 Ом-м. 5. Для определения диаметра зоны проникновения требуется независимо установить Рзп по данным микромегодов или оценить

его с помощью петрофиэических данных, как это делалось в за­ дачах 10, 11 и др. При известном значении Рзп уравнение (17) разрешается относительно D. "Совмещение предлагается проделать 06учающемуся самостоятельно. При

этом необходимо найти значения р" по обеим палеткам и убедиться, что они практически одвнаковы.

69

б

а

р.,Ом·м

100'---

р.,Ом·м

,

~

и=28

100'---

"

\ \

\ \ \ ~ ч: ,

•. \ \ \

\ \

\\

101

\

\

L ... ,

(т) ~

= 1

11 ~,

...

\

\

" ", " " \ \ О "_---, . --_.... ...........'" \

t

I

) ,

"." ( \ \ \

\

... -- ...., 1\\ \.\ \ \ 0 \\ \ Р =Р =3,2 Ом'М \ \ ,, \ \\

J

.1"

• •

\ \

\ \

\

.~M'~"

, "

"

\

\

" ,.... "-

--

,'\

.... ---"-~_

Р. = Р. =

I

2 Ом'М

I

11 с)

0,1

1

10

0,1

81 82

~

1

10 АО,м

Рис. 22. Пример интерпретации треХCJIойиоА кривой зондирования по па.л:еткам U-ЭlCВИВaJlеиmости: а, 6 - совмещение с палетками соответственно левой и правой ветвей кривой зондирования; 1 - интерпретируемая кривая; леточные кривые

2-

па­

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ТРЕХСЛОЙНЫХ КРИВЫХ ЗОНДИРОВАНИЯ В СЛУЧАЕ пюникноввния, ПОНИЖАЮIЦEfO СОПРОТИВЛЕНИЕ

ПЛАСТА (рр

< р." < р,,; " > 6+7 М)

Кривую рассматриваемого типа сопоставляют с двухслойной палеткой. По точкам, соответствующим малым зондам, находят мо­ дуль левой ветви интерпретируемой кривой или примерное зна­

чение Рзп/Рр. По нему выбирают группу палеток трехслойных кривых с равным или близким модулем Рзп/Рр (p"jPc)' Из них последовательным сопоставлением определяют наиболее подхо­ дящую палетку (или две ближайшие палетки). Величину Рп на­ ходят по пересечению фактической кривой зондирования с кри­

вой А палетки. Отношение

D/dc устанавливают по модулю па­ летки, с которой совместилась интерпретируемая кривая, или интерполяцией между двумя ближайшими палетками (см. при­ мер 25). При неглубоких проникновениях и высоком сопротивлении пласта за зоной проникновения в этом случае, как и в пре­ дыдущем, отмечается эквивалентность кривых зондирования. В связи

с

этим

для

правильного

определения

параметров

зон

проникновения необходимо независимо выяснить ее сопротив­ ление.

Для интерпретации кривых данного типа можно использовать сводную палетку двухслойных кривых, применяя ее только к

правой ветви. В этом случае скважина и зона проникновения объединяются в фиктивную первую среду. Правая ветвь кривой зондирования рассматривается как эквивалентная двухслойная кривая для фиктивной первой среды с сопротивлением Рфп и второй среды с сопротивлением Рп. Поскольку сопротивление первой среды в значительной степени зависит от зоны проник­

новения, то РФВJ< > Рр; диаметр фиктивной среды dфвJ< зависит от диаметра зоны проникновения D, поэтому dфвJ< > dc• Следова­ тельно, при совмещении правой ветви кривой зондирования с

двухслойной палеткой требуется использовать фиктивный крест, расположенный правее и выше действительного. Это эквива­ лентно смещению креста фактической кривой зондирования вле­ во и вниз относительно креста палетки. Поле, в пределах которо­ го смещается крест фактической кривой зондирования на свод­

ной палетке, представляет собой палетку ЭК-2. пунктирные

линии

являются,

значений Рзп/Рр (p"jPc) и

соответственно,

Сплошные и

линиями

равных

D/dc•

При использовании этой палетки следует сначала совместитъ фактический крест кривой зондирования с крестом двухслойной палетки и определить модуль палеточной кривой, проходящей

через точки, соответствующие малым зондам. В первом прибли-

71

жении этот модуль принимают равным отношению Рзп/Рр интер­ претируемой кривой. Далее фактический крест смещают по той

кривой палетки ЭК-2, которая имеет тот же модуль Рзп/Рр, до тех пор, пока правая ветвь кривой зондирования не согласуется с

двухслойными кривыми палетки. Удельное сопротивление пласта определяют по пересечению правой ветви с кривой А палетки.

Для более уверенного нахождения диаметра зоны проникновения

необходимо независимо определить Рзп/Рр.

ПрUAlер 26. Проинтерпретировать данные БЭЗ, приведенные в табл. 8, для пласта нефтенасыщенного песчаника толщиной h ::: ::: 14 м; dc ::: 0,2 м; Рр ::: 1,3 Ом-м, 1. Строят точки интерпретируемой кривой, и крест бланка со­ вмещают с крестом двухслойной палетки (рис.

23,

а). Интерпре­

тируемая кривая сечет палеточные, переходя от низких к более высоким модулям. Это является признаком трехслойной кривой зондирования для случая Рр

2. 3.

<

Рзп

<

РП.

По данным малого зонда находят Рзп/Рр

I::s

40.

Для интерпретации используют сводную палетку. На па­ летке ЭК-2, построенной в левом нижнем углу сводной, вы­

бирают кривую модуля Рзп/Рр ::: 40. Крест интерпретируемой кривой смещают по выбранной кривой палетки ЭК-2 вниз и влево

до

(рис.

23, 6).

Рп

совмещения

правой

ветви

с

двухслойной

палеткой

4. В результате интерпретации получают следующие данные"; ::: 210 Ом-м; D/dc I::s 3,5; D I::s 1,05 м; Рзп/Рр I::s 40; Рзп I::s 52 Ом-м,

ИlПEPПРЕГАЦИЯ КРИВЫХ аондиювания В llЛAСТАХ

ОГРАНИЧЕННОЙ тояшины

Кривые этого типа строят по экстремальным значениям Pкmax или PкmID. они имеют два креста: основной с координатами РК ::: Рр И Ай ::: h. Для интерпретации таких кривых могут использовать­ ся палетки ЭКЗ.

По отношениям h/dc и Р."/Рр интерпретируемой кривой под­ бирают палетку с такими же или ближайшими значениями мо­ дулей. Интерпретируемую кривую совмещают с палеткой снача­ ла левым крестом. Определяют модуль палеточной кривой, про­ ходящей через точки, соответствующие малым зондам. Для опре­

деления рп на бланке, наложенном на левый крест палетки, отме­ чают значение модуля по шкале модулей палетки (шкала дается "Более точное определение

72

D

ОСУЩecI1liDlЮТ по трехслойным палеткам.

б

а

рк,Ом·м

рк,Ом·м

1000"'--

l000C--

I /

/

..,,"

..... - ....

/ / / l' ,.rl ... о /1'/ ,4' Рвм» оп­

ределяют Рк2.

Для обработки отсчетов, снимаемых с диаграммы зонда 6Ф1, используем первую схему. Вычислим вклад скважины для всех

= = = = 0,073)/0,19 = 0,62; ВС = 0,0005; /1ас = 0,5

=

пластов, за исключением тех, где dc > dи 0,19 м: /1ас Всар (см. рис. 29) при ар 1000/рр 1000 мСм/м И 6 (dc - dп)/dс =

= (0,19

-

мСм/м. По­

правка мала и не учитывается. Далее перестроим шкалы диа­

граммы ах в нелинейные шкалы Рх1 с помощью рис. 30 (учет скин-эффекта). По номограммам рис. 32 определим Рх2 = Рхао, зная действующую толщину пласта и Рк.вм' В пласте 2 разноглу­ бинные зонды дают существенно различающиеся значения - 18,8 и 30 Ом-м. Это пласт, насыщенный нефтью. В водоносном пла­ сте-коллекторе

различие в значениях Рхао разных зондов не очень

существенно. Отметим также, что преобразование кажущегося сопротивления зонда БК-3 при Рп

<

РВМ практически не изменяет

снимаемого с диаграмм исходного значения Рх'

Прu:м.ер 30. Определить Ркао В пласте-коллекторе 4 (см. табл. 10). Особенностью этого интервала является действующая толщина пласта h, равная 3,4 м для зонда 6ф1 и 1 м - дЛЯ БК-3. При обработке этого интервала Ркао не отличается от РК, что су­

щественно ускоряет и облегчает процесс обработки БК Задачи

Определить Ркао по диаграммам фокусированных зондов по всем интервалам коллекторов (см. рис. 15). 46. Оценить величины Ркао для интервалов плотных пластов.

45.

Сравните результаты, полученные для разных зондов. Объясните

существование расхождений (см. рис.

47.

15).

Для зонда 6ф1 определить условия, при которых нельзя

пренебречь поправками за влияние скважины. Задаться значе­ ниями равными 0,2, 0,3 и 0,4 М и Рр, равными 1 и 0,1 ОМ·М .

dc,

•)Для

обpa60тJcи пластов

3

и

4

при р"

<

р., требуете. дpyru ИОllоrpамllа

[1).

Таблица

10

Тa6Juщa обрабопси показаиий фохусировaннwx зондов Номер

Признак

пласта

пласта

2

Коллектор

3

• •

4

Зонд 6Ф1

Зонд БК-3

dc Рк

kd

Ркl

(p~)d

h

PK2/P~

Рк2=Рк.о

Ркl

p~

PKI/P~t

h

0,19

14

1,23

17,2

4,7

1,8

3,4

18,8

12

2

6

2

30

0,19

8-13

1,2

9,7-15,8

48

2

9

35

0,26

1,2

10,5

0,19

3,8

1,18

4,5

15

1

2,1

11,5

0,18

3,4

2,1

0,165-0,29 9,6-15,4 0,25

3,8

-

При м е ч а н и е. Значения удельных сопротивлений даны в ом-метрах, диаметр скважин и толщины пластов

~

-

Рк2

в метрах.

=

Ркоо

опрЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛьного сопютивввния воны пюникноввния р... шюмытого llЛAСТА р",,)

[11]

Для дальнейшей интерпретации комплекса разноглубинных

зондов часто требуется исключить влияние одной из неизвест­

ных (использование сводных или двухзондовых палеток). По­ скольку определить Рп и D никакими способами практически не представляется возможным, исключается значение Рзп. Для этой цели

применяются

зонды

малого

размера

или

экранированные

микрозонды.

Для определения Рзп по диаграммам малых зондов (АО

= 0,45

или 0,85 м) по координатам точки {AO/dc ; p,Jpp} находят модуль кривой ~ = Рп/Рр ~ Рзп/Рр, проходящей через эту точку на двух­ слойной палетке (Рзп = ~pp). С помощью экранированных микрозондов изучается участок среды,

в

котором

глинистая

корка включена последовательно

с

промытой частью пласта (коллектора), поэтому она оказывает меньшее влияние на диаграмму, чем при использовании нефоку­ сированных микрозондов.

Регистрируемое экранированным микрозондом кажущееся со­ противление в большой мере зависит от удельного сопротивле­ ния промытой зоны пласта в коллекторе. Для определения со­ противления промытой зоны используется зависимость Р,/Рп< =

= f(рпп/Рп

V

... V ,," J' -' "

10

\.~

,

I

I

"

т

v i

/

j .1

J~~

0,5 \

~~

!

/

.-

/

;

.

--- 7... ~. 1. D ~

1

С

/:7 7J I /,

Т

I .1

! ... ,

~0,7

?

, ... '" 1---

"" "

...

;

~i'

7'

О,

Т

I

~.

36.

J

I

1,.0'

5

Рис.

I

'\

i

I

10 ,

1 1,0

!

.

5

0j9

... ,-; 1

Р/Р.п

ь

2

i

"

"

,

0,95

1/ .' I

I

h ./ 1/

~/j ~

V! ~- Рап, D). Эти кривые на­ званы изорезистами [22]. Р.. OIll·III...-------..,..."Т7-..:--у..,.---------,

Рве. 31. Прнмер lIJП'epПpeТ8ЦВJ дaвиwx 6Э3 C08МeCТIIO с фокусвро............ aOВДaUII (нaopeallC'l1dllWlметодпа) [22): 1 - иитерпретируемая кривая; 2 - кривые па.лeтIOl БЭ3 (шифр p"jp,); 3 - вэоре­

эисты ЭОJlдa БК-З;

4 -

вэоре3иcты ЭОJlдa 6Ф1;

5 -

ТОЧJC8 пepece'leJIИJI пpJDfОЙ

PdK.3 С ВЭОре3ИСТОЙ этоro же зовда; 6 - ТОЧJC8 пересечения прЯМОЙ PdФI С вэоре­

зистой этоro же зонда

N

Использование таких палеток осуществляется следующим об­ разом. Значения р" фокусированных зондов, приведенные к ус­ ловиям стандартной скважины (dc == 0,2 м) и бесконечной тол­

щины пласта, наносят на бланк БЭЗ вместе с кривой р" == j(AO) в виде прямых р" == (Р""")6ФI И (или) р" == (Р"",,)ВК-З И др. Пересече­ ния

этих

прямых

с

соответствующими

ляющими геометрические

изорезистами,

опреде­

места точек для фокусированных зон­

дов, используют как дополнительную точку кривой зондирова­ ния. Если толщина исследуемого пласта мала и оптимальное со­

противление с диаграмм больших градиент-зондов не может быть снято, эти дополнительные точки расширяют возможности боко­ вого зондирования.

Прuм.ер 32 (см. рис. 37). Определить удельное сопротивление коллектора (пласт 4 на рис. 15 и в табл. 10) по данным комплек­ са зондов БЭЗ и фокусированных, используя изорезистивную

методику [22]. Данные для интерпретации: Рр == 1 Ом-м, dc == == 0,19 м; р" градиент-зондов с АО == 0,45 и АО == 0,85 м соответ­ ственно равно 7,5 и 7 Ом-м; Р"ВК-З == 3,8 Ом-м, Рк6ФI == 2,1 ОМ'м; h == 1 м; h06щ == 3,4 м. В этом случае использование р" больших зондов БЭЗ не­

возможно. На бланк БЭЗ наносятся линии р" == Р"ВК-З И р" == == Р,,6фl' При наложении на палетку Рэп/Рр == 8 и D/dc == 6 про­

водим теоретическую кривую БЭЗ по четырем точкам: две точ­ ки градиент-зондов и точки пересечения изорезист фокусиро­ ванных зондов с соответствующими линиями фокусированных

зондов.

Результат интерпретации: Рп ==

Ом-м; Рэп/Рр ==

1,3

8;

Djdc == 6. Задача

49.

Определить удельное сопротивление коллекторов

по данным табл.

11.

Дать обоснование выбора применяемых па­

леток. (Во всех случаях толщина пластов не позволяет использо­

вать большие зонды БЭЗ дЛЯ определения рп.) ОПРFДFJIЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОРОД ПО дAнныM ВИКИЗ

(21, 29)

Метод ВИКИЗ (высокочастотное индукционное каротажное

изопараметрическое зондирование) представляет собой изучение

электрических свойств пород в разрезах нефтяных и газовых скважин

с

помощью

пяти

зондов

разных

размеров,

различаю­

щихся глубинностью исследований. Метод характеризуется вы­

сокой вертикальной разрешающей способностью и может ис­ пользоваться

как

на

качественном,

так

и

на

количественном

95

I

Таблица

11

Дaииwе пpeдupитeJlЫlоR обработки ХОNПJIехса ра3И0ТIIIIИЫX зондов ДJIJI опредеяеНJUI ра XOJlJlexтopoB по нaopeallC'nlDOR метоДИJtе (d. = 0,2 М) р- ОМ'м

р.,Ом·м

Nt

а/а р" Ом,м

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 1 1 1,2 1,3 0,8 1,6 0,4 0,9 0,2

Зонды БЭЗ (Ай, м)

0,45

1,05

2,25

12 12 13,5 14,5 15,6 11 27 6,8 22,5 5

15 14,5 21 18 19 17 77 19 80 18

7 5,5 13

-

Потенциалзонд

12 10 12 14

7 10

-

-

-

-

-

-

-

БК-3

7,5 6,5 9 9 8,5 7,2 250 65 230 50

Резудьтаты интерпретации

6Ф1

3 7,5

4 6

-

Ра,Ом,м

Р>а,ОМ'м

D,M

МодуJIИ палетки

уровне. На качественном уровне метод используется для логического

расчленения

пород

в

разрезе

скважин,

лито­

выделения

коллекторов, определения их эффективной толщины, характера насыщения. Количественно метод позволяет оценить удельное сопротивление

пласта

коллектора,

его

зоны

проникновения

и

размера зоны проникновения в скважинах, бурящихся на слабо­ минерализованной (более 0,2 Ом-м) или непроводящей промы­ вочной жидкости, а также в сухих скважинах. Особенностью ме­ тода является возможность определения параметров окаймляю­

щей кольцевой зоны пласта, возникновение которой обусловлено осолонением пресного фильтрата бурового раствора при его взаимодействии с остаточной водой. Метод обладает при значи­ тельной глубинности высокой пространствеиной разрешающей способностью, что позволяет выделять и оценивать электриче­ ские характеристики тонких пластов. Параметры зондов ВИКИЗ приведены в табл. 12. Положение границ пласта на кривых ВИКИЗ устанавливает­ ся

по

характерным

точкам,

соответствующим

максимальному

изменению сигналов с глубиной в показаниях трех средних зон­ дов. Снятие отсчетов производится способом осреднения показа­ ний зонда в пределах выделенных границ.

Алгоритм интерпретации сводится к переходу от разности фаз к удельному сопротивлению,

учету влияния скважинных усло­

вий и вмещающих пород на показания зондов. Переход от пока­ заний метода, выраженных в единицах разности фаз (А при некогором РФ/Рв, то на границах этих пород со скважиной возникают скачки потен­

циалов E~1 и E~2 (рис.

49,

а). Поскольку на диаграмме СП не­

возможно провести действительную нулевую линию 00··>, в каче­

стве условной используется -единия глинь. В этом случае ампли­ туда СП представляет собой разность скачков потенциалов E~ и E~1' Эта амплитуда, называемая статической амплитудой СП, может быть выражена равенством

В частном случае на границе чистого песчаника с тонкодис­

персными глинами, близкими к коллоидным, когда k~ 1::> 58 мВ, а k~1 1::> -11,6 мВ, будет наблюдаться максимальная статическая амплитуда СП.

(24) ·)К таким породам относятся как песчано-гливистые,так и карбонатные. для

посяедвих величина Е. В значительной степени зависит от отвоситедьной гяиви­ стости ми степени ааполневия пор гливвстын материалом

-)Причииами этою являются отсутствие электрода сравнения с нулевым

электродным потенциалом и наличие в цепи лов.

114

MN сторониих

разностей потенциа­

б

а

Ед:а'МВ

qawr; 2

120

I1

/

11I1

/

11 1111 100 Р. =0,045 Ом·м I

80I

1111 "' l/

60I

,~"l v

о

t

/.

[#'~ t - - f--

-201

./

1

L,...-'

Е."•.., ~1Г-!-11 1111 ,6 ~g ~P 11""',,

0,05 0,1 0,2 0,40,6 1

0,6

I

0,1

.......

I

0,8 !

Р. r,-

!!!

2 34 568 10 20 эо 40 60 100

"11,,'

0,2

I

v

~

!

0,4

V

':/: V ........

0,4

I

/

",.

l!!

0,2

0,6

I

/ ~

/:11

20I

I10,8

/ [/

/

4-

4011--

О

1

\\.I:o.~

,

Ад:а

I

] I

о

P~P.

О

0,2

0,4

0,6

0,8

1"'1111'

2 3 4:5

1,0

р., Ом·м

Рве. 48. Зависимость диффузионио-адсорбционных потенцваяов от СВОЙСТВ пород и растворов: 4 - Е» !(рф/р.) (раствор NaC!), шифр кривых - q; 6 - асп !(ч,,); 1 - Узень (юра); 2 - Трехозерное (юра); 4, 5 - Сахалин (триас); 6 - степной Крым (верхний мел)

=

l1 гл

=

(юра); 3 - широтное При06ье

* ... ~

--

= :t

J

-

+=

=

,: 11

r;:

nШЬ=Ь "HHIrJ 8HHHIf'"

~ *-= ------ ~ ----

81:' 1:

ъ О'

s=

I

:: I

- + -----~~---------E--- --- , '.1J: :И

~.... E~c: ++",

АН

!,1 I

.,:

f-------~

1

В2

1){})\11

3

~4 Е1

О

Рис. 49. Построение статической IIМПJIИ'I'Yды СП: а - коитахт песчаника с глиной: 6 - контак­

ты нескольких пород с различной адсорбци­

онной способностью q; в - контакт цесчани­ ха, насыщенного сяабояннерадизованной во­ дой, и глины; 1 - q2 0,2 и ql 0,1; 2 - q = = q.... и q = О; 3 - песчаники; 4 - глина

=

=

На границе двух пластов с равными адсорбционными способ­ ностями МrnJn = О. Таким образом, величина kсп изменяется в пределах

0-70

мВ.

Как видно из рис. 49, а положение условной нулевой линии, проводимой по -елинии глин», зависит от адсорбционной способ­ ности выбранных глин. Следовательно, чтобы положение этой линии было стандартным для района, необходимо выбирать в разрезах исследуемых скважин глины одного и того

же страти­

графического горизонта с максимальной или, еще лучше, извест­

ной адсорбционной способностью. Знак минус в формуле показывает, что при Рф/Р.

> 1

(23)

амплитуда СП против песчаника

отрицательна.

Известен также способ проведения условной нулевой линии на диаграмме СП по линии пород с нулевой адсорбционной спо­ собностью (чистые крупнодисперсные разности). В этом случае статическая амплитуда СП

отсчитывается от -елинии песчани­

ков. и выражается равенством

(25) где Ада

-

диффузионно-адсорбционная активность горных пород

[5]. Величина М" отражает изменение диффузионно-адсорбцион­ ной способности пород и растет с увеличением q (см. рис. 49, б). В породах, имеющих q = qmax, величина М" максимальна; в по­ родах, где q О, М' О. Таким образом, величина статической амплитуды может быть выражена с помощью трех характеристик: kдa, kсп и Ада, исполь­ зование которых зависит от способа проведения условной нуле­ вой линии, от которой отсчитывается амплитуда. Параметр kдa применяется в случае, если бы было известно положение нуле­

=

вой

линии

для

=

скачков

потенциалов на границах пластов и

скважины, что при исследовании скважин определить невозмож­

но, а параметры k сп и Ада

-

при проведении нулевой линии соот­

ветственно по глинам или чистым песчаникам

-

породам с мак­

симальной или нулевой адсорбционной способностью. Поскольку адсорбционная активность определяется содержанием глины в породе, перечисленные коэффициенты могут использоваться для

изображения связи диффузионно-адсорбционных потенциалов с глинистостью. По данным петрофиэических исследований наибо­ лее тесной является связь Ада с относительной глинистостью

ТJrл = kr.,/(kп

+ krл) (долей объема пор скелета породы, которая

заполнена глинистым цементом).

Вид связей ,18 =

и

знаки

скачков

на границах пластов

если

известно,

что

и

воды

Диarpaммw СП и КС в террнreииом

..·..; dc = 298 мм

1,76 о

:I!

В ~:... ~oО 111

Щ

~ ~ ~

10 20 50 100

i

-~

\

~ ~

~ ~ ~

l!ill ~ ~ ~ 12SC

- :s-

~

II

I~~

~

l!!щ

r--

-

имп/мни

1I§1 ~2

i

1

mc

и ревультаты их интер­

5-

~:-------+.

Комплекс

диаграмм методов

EJ5

мых учащемуся из предыдущего изложения, в разрезе выделяют­

ся плотные породы (здесь известняки), глины и коллекторы. По­

скольку глины и чистые известняки обычно являются опорными пластами, выделим и оценим их.

Пласты глин (максимальная

радиоактивность) могут быть выделены в интервалах 1-4. Одна­ ко интервал 1 обладает очень высокой радиоактивностью, и только в верхней части по другим методам может быть принят за глинистый. Такая высокая радиоактивность возможно связана с

битуминоаносгью, присутствие которой в этой части разреза из­

вестно. Из этого следует, что в качестве опорных глин в разрезе

должны быть приняты пласты

2-4. Наиболее чистый известняк

выделяется в верхней части разреза (пласт 5). Поскольку, как чаще всего и бывает, в нашем распоряжении

нет сведений о

qYP'

qyrк и многих других, воспользуемся для обра­

ботки способом относительной амплитуды. Произведем обработ­

ку по схеме, представленной на рис. 57. Введем поправку на влияние инерционности измерительного канала на примере пласта 2. Произведение ut 400·12 4800 (м/ч)«, толщина пласта 2,8 м, v 0,85 (см. рис. 55). Для

=

=

=

=

удобства обработки построим на отдельной полоске бумаги шка­

лу 1у • Отсчитаем от нижних вмещающих пород амплитуду 1 - 1.... Вычислим амплитуды при бесконечной мощности пласта (1 - 1...)/у = 1", - 1.... Отложим эту амплитуду от 1... на диаграмме, получим 1"" как это показано на рис. 60. Амплитуду 1 - 1... при этом можно снимать в любом масштабе (ими/мин, фА/кг, мм). 2. Введем поправки на влияние скважинных условий, отметив

при этом, что всюду, где диаметр скважины близок к номиналь­ ному, поправка не вводится. Влиянием глинистой корки также

следует пренебречь, поскольку величина следует

использовать

только

поправку

hn< мала. Таким образом,

~d в

тех

участках

разре­

за, где образевались каверны. Поскольку fld вводится в показа­ ния за вычетом фона, сделаем графическое преобразование шка­

лы 1у в шкалу 1 - 1ф. Фон прибора 0,5·102 фА/кг при масшта­ бе

1·102 фА/кг на 1 см шкалы равен 250 имп/мин. Шкала по­ 1 - 1ф изображена на рис. 60 внизу. Сделаем отсчет по этой шкале для введения поправки в пласты 2 и 5, чтобы казаний Найти

п

= qya/qyp ~ (1 -

1ф)/(1 - 1ф)min =

(5500 - 250)/(700 - 250)

=

= (5250/450) = 11,6. По кавернограмме dc против пласта 2 равен 0,4 м, d.и = 0,2 м. Найдем fld = (1'Id-O.4)/(1'Id=oO,2) 1,48/1,32 = 1,1. Определим 1r:r = (1- 1ф) 1'Id + 1ф = 5250·1,1 + 250 6050 имп/мин,

=

=

145

Отложим на диаграмме полученное значение.

В результате

послойной обработки получается ступенчатая диаграмма (см. рис. 60). Отметим особенности обработки тонкого пласта 6, где велико влияние толщины (h :::: 0,6 м, v :::: 0,3) и величина [", - [... резко отличается от поправки

v

1 - 1....

интенсивность

В тонком пласте

снижается,

а при

7

из-за введения

учете

поправки Т]d

повышается, так как она вводится не в амплитуду, а в интенсив­ ность излучения.

Ступенчатую диаграмму ГМ далее переводим в диаграмму

3.

А]:::: (! - lопt)/(lоп2 - lопt). В качестве опорных пластов выбираем

5); 10п2 :::: 1гл. :::: 1yrnn (среднее значение про­ 2-4). На диаграмме проведем две опорные линии lопt :::: lym.ln И lоп2 :::: lгл., Расстояние между этими линиями равно lопt :::: lym.ln (пласт тив пластов

Ыоп

в

знаменателе

выражения

расстояние от линии

lym.ln

(40).

Числителю

соответствует

до любой точки ступенчатой диаграм­

мы ГМ. Вверху построена шкала А]у, где нуль находится на линии lym.ln, а единица - на линии 1гл., промежуточные значения получены

равномерным

делением

шкалы

на

десять

равных час­

тей.

4. Шкалу А]у - относительной амплитуды - заменим шкалой Сгл. (в верхней части диаграммы), которую строим, используя за­ висимость А]у :::: f(Сгл.) (см. рис. 59). Для такого перехода требу­ ется значение Сгл. опорных пластов, которое может быть установ­ лено на основании их петрографического изучения. Если извест­

но, что в выбранных глинах Сгл. ~ является чистым (Сгл.

::::

90 %, а известняк (пласт 5) 59 используем сле­ найдем точки Сгл.t :::: О И Сьа =

О), кривую на рис.

дующим образом. На шкале Сгл. = 90 %. Отметим на шкале А]у соответствующие им значения д!у!

= О и А]У2' Отрезок шкалы А]у 2 - А]у ! разделим равномерно на

девять частей, получим новую шкалу A]~ с опорными пластами

О и 90 %. По кривой 1 на рис. 59 построим 90 % между линиями опорных пластов lmJn и

шкалу Сгл. от О до lгл.' Полученная на полоске плотной бумаги шкала используется для снятия Сгл. В любом пласте со ступенчатой диаграммы ГМ. Такие отсчеты можно делать во всех точках диаграммы за ис­

ключением участков с высокой битуминозностью. 3адачи

70.

Вычислить величину амплитуды изменения интенсивно­

сти для пласта глины толщиной

3,8

м, залегающего среди из­

вестняков. Скорости регистрации диаграммы 300, 500 и 800 н/«, 't = 12 с. Амплитуда при бесконечной толщине пласта Ы"" =

= 10·102 фА/кг. 146

Построить примерные формы аномалии на диаграмме ГМ, полученной для условий, указанных выше.

71. Вычислить величину наблюдаемой амплитуды аномалии кривой ГМ против прослоя песчаника толщиной 1,6 м, залегаю­ щего среди глин, если Ы", со скоростью

200

м/ч, т

=:

=: 4,6·102 фА/кг. Регистрация ведется 12 с и 't =: 6 с.

72. Вычислить минимальную толщину глинистого пласта, при которой возможно его выделить в песчаниках, если ампли­ туда Ы", =: 41 О имц/мин, скорость регистрации диаграммы ГМ v =: 400 м/ч, т =: 12 с, ширина -едорожкиэ статистических флук­ туаций определяется разбросом cr =: ±32 имп/мин, 73. Произвести интерпретацию диаграммы ГМ, изображенной на рис. 91. Определить границы пластов, построить диаграмму ГМ, приведеиную к номинальному диаметру скважины. Регист­

рация диаграммы произведена со скоростью

l min

=:

1,8·102 фА/кг, dc

=:

0,2 м, Ор

=:

v =: 150 м/ч; 't =: 12 с, 1,2·103 кг/м 3. Скважина необ­

саженная.

74. Провести интерпретацию диаграммы ГМ (см. рис. 60). Определить границы пластов, привести показания к единым скважинным условиям. Скорость записи диаграммы т=:6 с.

v

=:

220

м/ч;

СПЕКТРОМЕТРИЯ вствстввнного fAMMA-ИЗЛУЧЕНИЯ

Последние годы метод спектрометрии естественного гамма­ излучения (ГМ-С) успешно применяется в нефгегазовой про­ мышденности для решения различных задач на этапах поисков,

разведки и контроля процесса разработки месторождений в об­ саженных и открытых стволах скважин. Метод используется на качественном и количественном уровнях. К числу качественных задач относятся: детальная стратиграфическая корреляция и вы­ явление надежных реперов, выделение в различных фациях от­

дельных типов пород (глинистых, карбонатных, эвапоритовых, магматических

и

метаморфических),

выделение

высокопрони­

цаемых и трещиноватых зон в плотных карбонатных породах, а также интервалов обводненных коллекторов. Количественно ме­ тод позволяет оценить тип и содержание глинистых минералов в

пласте, содержание органогенного углерода в глинистых нефте­ материнских формациях (Фертл, 1983).

В отечественной практике разработано и используется не­ сколько типов скважинных спектрометров: МАРКА-ГС, АМК­ РГК, СГЮ-100, СГК-Т и др. Результаты исследований ГМ-С представлены четырьмя кри­

выми,

характеризующими

изменение

с

скважины содержания в породах калия

глубиной

(8 %),

по

разрезу

тория и урана

147

(10-4 %) и интегральной скорости счета. Геохимические свойства трех

основных

радиоактивных

элементов

существенно

различа­

ются, что позволяет успешно использовать метод для исследова­

ния пород различного генезиса и направлений вторичного преоб­ разования.

Все соединения тория трудно растворимы в воде и поэтому в процессе выветривания малоподвижны. Торий концентрируется в глинистых и некоторых тяжелых минералах.

Калий встречается во многих горных породах и в пластовых водах. На его содержание влияют процессы выветривания и диа­ генеза.

Подвижность ура1Ш и его накопление в подземных формациях в значительной мере определяются физическими, химико­ минералогическими и гидрологическими факторами. Их взаимо­

действие определяет, где, как и какие соединения урана будут осаждаться.

Выпадение солей в осадок из подземных вод в основном оп­

ределяется показателем рН и потенциалом

Eh.

Проникновение

(инфильтрация) поверхностных вод, сопровождающееся потерей

кислорода,

действие

бактерий,

геохимическое

взаимодействие

водных растворов с материнской породой (и т.д.) приводят К из­

менению потенциала

Eh

от положительного (окислительная сре­

да) к отрицательному (восстановительная среда). В условиях восстановительной среды в присутствии органогенного вещества, H 2S и S02 ионы урана, переносимые подземными водами, выпа­

дают в осадок в виде

U02• Поэтому скопления урана можно об­

наружить вдоль плоскостей геологических нарушений, в зонах

естественной трещиноватости или раздробленности пород, а так­ же при соответствующих условиях в карбонатах, проницаемых кластических, глинистых и вулканогенных породах. К числу по­ род - возможных источников урана - следует отнести туфовые, аркозовые и гранитные.

В условиях окислительной (положительный потенциал Eh) и слабощелочной среды соли урана растворяются в подземных во­ дах, содержащих ионы карбоната, бикарбоната или гидроксида.

Некоторые количества растворенного урана могут абсорбиро­

ваться на оксидах железа, которые, в свою очередь, часто осаж­ даются вместе с кальцием.

Радиоактивные соли обычно встречаются в осадках вместе с

трудно растворимой в воде солью бария

- сульфатом бария, так

микрокристаллический

в

как барий является химическим аналогом радия. При определен­ ных температурах, давлениях, скоростях фильтрации и геохими­ ческих условиях эта радиоактивная соль не06ратимо осаждается на стенках перфорационных каналов и на обсадной колонне, т.е.

148

нерастворимый

воде

.радиобарит.

Ba(Ra)S04,

образуя коллоидные растворы, в процессе фильтра­

ции жидкости может переноситься через проницаемые породы.

Затем при вводе добывающей скважины в эксплуатацию или на­

гнетании воды в пласт ерадиобарить будет осаждаться на по­ верхности перфорационных каналов или в призабойной зоне скважины.

lfнтерпретация Г~-C аналогична таковой стандартного инте­ грального Г~ и сводится к снятию отсчетов с кривых, приведе­ нию показаний к показаниям в пласте бесконечно большой тол­ щины, учету влияния на показания метода следующих факторов:

бурового раствора, диаметра скважины и характеристик обсадной колонны.

Некоторые примеры использования Г~-С приводятся ниже. Прuмер

40.

На рис.

61

представлены результаты исследова­

ния продуктивных кремнистых аренитов

(арканзасские новаку­

литы) шт. Оклахома (США) с помощью комплекса стандартных методов и спектрального гамма-метода (Фертл, 1983). Газонос­ ные пласты аренитов выделяются повышенными коэффициента­ ми пористости, оцененными по показаниям нейтронного и плот­ ностного

методов, повышенными

аномалиями

на

кривых инте­

грального гамма-метода и на кривой содержания урана при низ­

ких концентрациях калия и тория. Интервалы для селективной

перфорации выбирали по данным спектрального гамма-метода и комплекса нейтронного и плотностного методов. После неболь­ шой кислотной обработки из скважины получили приток газа в

объеме 28-42 тыс. МЗjсут. Пример

41.

перфорированы

Известняки комплекса Освего (рис. после

выполнения

в

скважине

62)

были

стандартного

комплекса исследований: сопротивления, плотностного и ней­ тронного методов. Интервалы перфорации были рекомендованы на основании показаний нейтронного и плотностного методов (интервалы 1240-1242 м). Однако притока нефти получено не

было. По результатам интерпретации Г~-C был рекомендован интервал

1248,8-1250,0

м, опробование которого дало приток

нефти дебитом 3,2 мЗjcyт.

Пример 42. После вскрытия терригенных нефтенасыщенных пластов в эксплуатационной скважине выполнены исследования

электрическими методами и СП (рис.

63).

После длительной ра­

боты скважины произошло ее обводнение. В скважине выполни­ ли исследования Г~-C, которые показали, что отложение радио­ активных солей в процессе эксплуатации произошло вокруг двух

перфорированных интервалов. Увеличение суммарной естествен­ ной радиоактивности обусловлено аномалиями содержания ура­ на. Это возрастание естественной радиоактивности не ограни-

149

Пло11l0CТRОЙ, нейтронный метсщw

Рис. 61. Результаты иссл:едовaюdl: кремнистых отложений oxpyra Рашматаха (шт. Оклахома) с помощъю евектравьнсго гамма-метода, вдотнеетнеге и ней­ тренноге методов (вачериенные участки соответствуют интервалам перфора­ ции) (по Фертлу, 1983).

Кривые: 1-3 - содержания калия, урана и тория, 4 - гамма-метода, 5 - изменения диаметра скважины, 6 - плотностного метода, 7 - нейтронного метода

чивается только перфорированными интервалами, а также отме­

чается и в неперфорированных участках колонны против обвод­ ненных пластов.

Задача

75.

На рис.

64

приводятся результаты комплекса гие,

выполненные в длительно работающей эксплуатационной сква­ жине,

150

расположенной

в

частично

истощенной

части

залежи.

Г.мм.­

ПлO'ПfOCПJОА метод

К%

Пористос:ть,

метод

30 О

О О

Рис.

20 Нейт

8J.

О

10

нный метод

Пористость,

20

62.

J

6_ = 2,71 г/см 6,= 1,0 г/см

10

%

О

Прнмер успешного иевеаьаования спектралъного raммa-Meтoдa (В про­

тивоположность неудачному нспоJlЪЗOвaJUOO комплекса нейтронного н пяетно­

етного методов) дяя выдеяення продуктивных интервалОВ В нзвеетняках ком­ плекса Освего, шт. OICJl8XOM8 (по Фертлу, 1983). Кривые: 1-3 - содержания калия, урана и тория, 4 - нейтронного метода, 5 плотностного метода

Рис.

63.

Испоm.aoваине даииых спеJCтpaJIЬНОГО raммa-Meтoдa ДJIJI вwдe.wеИИJI

обводнеllllWX интервалОВ В террнгенном раареае. Бассейн Сан-Хорхе. Apreвти­ на (по ФеРТJl)', 1983). Кривые: 1 - потевцваяа собственной поляризацин, 2 - удельного электрического сопротивяения, 3 - r&МMa-Meтoдa, 4-6 - содержания калия, урана и ТОРИЯ; 7обводненные интервалы разреза

РиС. 64. Выделение обводненных и нефтенасыщенных инreрвалов и определе­ ние ПОJlожеИИJI воденефтяного контакта в обсаженной скважине (Северная Америка) по да:ниым. юmyJIЪCноro неitтpoнноro метода и епектраяьного raммa­ метода.

'Кривые:

метода,

1 -

3-

интервалы;

декремента затухания ПJlОТИОСТИ тепловых нейтронов,

пористости,

8-

4-6 -

содержания калия, урана и тория;

нефтеносные интервалы;

9 -

7-

2 -

raмMa­

обводненные

водонефтяной контакт

Комплекс гис включает гм-с, стационарный и импульсный нейтронные методы, выполненные в течение одного дня. Выде­ лить обводненные и нефтенасыщенные интервалы и определить текущее положение ВИК по имеющемуся комплексу гис.

§ 13.

МЕТОД РАССЕЯННОfО fAMMA-ИЗЛУЧЕНИЯ

В методе рассеянного гамма-излучения, или гамма-гамма ме­ тоде [5J, измеряется интенсивность вторичного гамма-излучения

возникающего при облучении породы потоком гамма-квантов. Различают плотностной ГГМ-Л и селективный ГГМ-С варианты метода. Для изучения разрезов нефтяных и газовых скважин ис­ пользуют оба варианта.

I rr ,

пдотностной rAMMA-rАММА-МЕТОД

Б плотностной модификации метода по83да облучается пото­

ком жестких гамма-квантов от источника

Cs

с энергией излу­

чения Err = 0,662 МэБ. Регистрируется поток обратно рассеянно­ го в скважину гамма-излучения с энергией более 150 кэВ. Регистрируемое

рассеянное

тронной плотностью породы Бв-

152

у-излучение

определяется

элек­

Электронная Б. и объемная Б плотности среды, представлен­ ной одинаковыми атомами, связаны соотношением

Б./Б = 2(Z/М),

(41)

где Z - атомный номер; М - относительная атомная масса. По­ скольку для основных породообразующих минералов осадочных

пород 'величина 2(Z/М) близка к единице, Б. = Ба и, следователь­

но, регистрируемая величина [уу характеризует объемную плот­ ность породы Ба (табл. 16). В отличие от других элементов для водорода отношение б./б = 1,9841. Аномальные свойства имеют также атомы железа, хлора и натрия. В связи с этим в породах, содержащих эти элементы, особенно в высокопористых разностях пород при заполнении пор водой, нефтью и газом, б" отличается

от Ба (табл.

17).

Для полиминеральных горных пород электронная плотность определяется уравнением среднего:

(42) где

kj

и б.; или б а j

-

ность (или плотность)

объемное содержание и электронная плот­

i-ro

минерала.

Объемная плотность полностью водонасыщенной породы ба связана с коэффициентом пористости ku соотношением Таблица

16

Атомиьdl: номер. отноеитеаьная aтoмнu масса и величииа 2(Z/М)

ДJIJI некоторых породообразующих злемеиroв Элемент

М

Z

2(Z/М)

н

1,008

1

1,9841

С

12,011

6

0,9991

О

16,00

8

1,000

Na

22,99

11

0,9569

Mg

24,32

12

0,9868

Al Si S CI

26,98

13

0,9637

28,09

14

0,9968

32,07

16

0,9978

35,46

17

0,9588

К

39,10

19

0,9719

Са

40,08

20

0,9980

Fe

55,85

26

0,934

153

Таблица

17

Пяотвостъ Б и электронная ПJlO11fOClЪ Б. некоторых минералов Минерал Кварц Кальцит Доломит Ангидрит

Гипс ГалИТ Ортоклаэ, МИкроКЛИН

АльБИТ Анортит

Каолинит

МОИТМОРИЛЛОНИТ без межпакетной воды МОНТМОРИЛЛОНИТ с массовым содержавием воды 26 % ГИДРОМУСКОВИТ Вода (пресная)

Вода соленая (С.

= 200

r/л)

Нефть n(СН2) Газ

-

метан СН(

Бп = kпБв

+ (1 -

где БСl 60 МПа), до

от значений, близких к IlТи (при РИlI

-

2100 мкс/м

(метан) при атмосферных условиях.

v..,M/c

О

20 40 60 80 100 120 140 160 180

О

t, ос Рис.

83.

20 40 60 80 100 р,..мп.

HOMOrpaммa ДJI.II овредеяеявя ннтepвaJIЬHoro времени A.T~, Cll:opocтн

V~ при заданных мннерamэaцнн С. (в u/i.r), Д8ВJIенни Р.. и температуре t (Раствор

NaCl) (по данным Герхард-Оуэн).

Пример использования: а, а', б

грамме, д и д'

-

-

исходные данные; 6,

искомые значения А.Тфо и Vфо

t - переяещение по номо­

201

в глинистых породах уравнение среднего времени имеет бо­ лее сложный вид. Для пород с рассеянной глинистостью полага­ ют, что

АТ = kп . эф АТфл где kп . эф -

+ krл.а АТrл.а + (1 - kп . эф

-

kп.rл)АТск,

эффективная пористость; krл . а -

(78)

объемное содержание

агрегатов рассеянной глины (с их внутренней пористостью ) в породе; АТrл . а - интервальное время агрегатов глинистого цемен­ та. Пористость глинистого цемента, а следовательно, и интер­

вальное время АТrл . а существенно выше kп и АТrл в глинах, вме­

щающих глинистый коллектор, поэтому в уравнении (78) нельзя использовать в качестве АТrл . а величину АТrл для вмещающих глин.

Для слоистых глинистых коллекторов, содержащих глини­ стый материал в виде прослоев, чередующихся со слоями кол­ лектора, величина АТ определяется выражением

(79) где АТю АТrл ны; Хrл

-

-

интервальные времена прослоев песчаника и гли­

относительное по толщине содержание глинистых про­

слоев в пачке. В этом случае величина АТrл близка к интерваль­ ному времени вмещающих пачку глин.

Наиболее вероятные значения АТrл для различной глубины

залегания приведены в табл. 27. Она составлена на основе эмпи­ рического закона уплотнения глины с глубиной. Интервал изме­ нения kп . rл и АТrл для каждой фиксированной глубины обуслов­ лен

изменчивостью

минерального

состава

глин:

минимальные

значения соответствуют каолинитовым, максимальные

Таблица

монтмо-

27

Значения АТга и

k.... для различной rлубины: залеrаиия rлии [14] ь.: %

Глубина, М

АТrл • мкс/м

интервал

среднее

интервал

40-60 25-35

50

450-550

500

1000

30

360-430

400

2000

12-18

15

290-360

330

3000

8-12

10

260-330

290

4000

6-8

7

250-310

270

5000

4-8

5

230-290

260

300

202

-

среднее

риллонитовым глинам. Для агрегатов глинистого цемента, не уп­ лотненного воздействием горного давления, kп . rл > 30 %, а IlТrл . а = = 400+550 икс/м. Для глинистых прослоев в слоистом песчано­ глинистом коллекторе IlТrл соответствует величине параметра во вмещающих глинах, характерной для глубины их залегания. В трещинном коллекторе с системой трещин, разделяющих

блоки с межзерновой пористостью, величина чески равна интервальному времени блоков

!lT породы !lTбл, если

практи­ упругие

волны распространяются вдоль трещин, и меньше IlТбл, если на­

правление пробега волн перпендикулярно к плоскостям трещин. При этом чем больше густота и раскрытость поперечных трещин, тем больше снижение IlT по сравнению с IlTбл. В кавернозно­ карстовой породе с вторичными полостями величина !lT изменя­ ется в пределах IlT06щ > IlT > IlТ..в- Здесь !lT06щ, IlТмз - интерваль­ ные времена, вычисленные по уравнению (73) для данной поро­ ды (известняк, доломит) с учетом характерного значения !lTCI< дЛЯ коэффициентов пористости, равных соответственно общей пористости породы (kп = kп . вт + kп....) и пористости межзерновой матрицы kп... а- Чем полости крупнее и больше удалены друг от друга, тем ближе интервальное время породы IlT к интервально­ му времени матрицы IlТ..аВ трещинно-кавернозном коллекторе при отсутствии в нем крупных полостей, хаотическом распределении трещин и не­

больших каверн расчет по формуле

(75)

дает значение общей

пористости:

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ АКУСТИЧЕСКОГО МЕТОДА

Кривая интервального времени регистрируется в линейном масштабе так, что величина IlT растет слева направо. Кривая за­

тухания а регистрируется в линейном либо логарифмическом масштабе. Таким образом, породы с высокой пористостью И по­ вышенным ослаблением энергии волн отмечаются на фоне вме­ щающих пород максимумами на кривых IlT и а. Аномалии ука­ занных параметров симметричны относительно середины пласта.

Границы его при любом соотношении размера зонда L и толщи­ ны пласта h находят по точкам, смещенным на L/2 от основания аномалии к середине пласта (рис. 84). Определение пористости по диаграммам IlT состоит из не­ скольких операций. Оцemcа качества дuшРa.мJ/I.. Диаграммы IlT, пригодные для интерпретации, должны удовлетворять следующим условиям.

AT,MKclM

150 250 I

I

150 250 I I

350 I

350 I

150 I

ь=и

250 350 I I

150 250 I I

Ь=О,8и

350 I

Ь=О,2и

1\ I I L I 11 1

~

"'= I "'=

~M

'-

,.~M

1/

Рис.

84.

Теоретнческие формы аномалий и определение границ пяаетов по

диarpаммам акустического зонда:

М,

= L2 -

L 1 - расстояние между приемнивами (база зонда)

1. Кривые Т1 , Т2 короткого И длинного двухэлементных зондов в общих чертах повторяют друг друга. 2. Значения АТ = Т2 - Т1 В эталонных средах соответствуют

характерным для них значениям (табл. 28). 3.. Повторные кривые Т1 и Т2 отличаются от первоначалъных

не более чем на Таблица

1,5 %, а кривые АТ - не более чем на 3 %.

28

Характерные аначения /:;.Т в опорных средах Среда

(14]

/:;.т, мкс/м

Примечаиие

Каверна большого диаметра

580-600

Максимальныепоказания

Плотные известняки (k.

155-160

Минимальные показания

Плотные доломиты (k.

< 1 %)

< 1 %)

Неэацементированнаяобсадная колонна

204

140-145

Тоже

185

•

Кривые Т1 , Т2 , 6.Т, не удовлетворяющие одному из перечис­

ленных требований, являются браком и интерпретации не под­ лежат. Наиболее серьезный недостаток кривой 6.Т - наличие ложных аномалий (ебросковэ), иногда выходящих за пределы интервала 6.Тmin+6.Tшах' Эти аномалии, вызванные проскальзыва­ нием циклов, обычно соответствуют интервалам Повышенного затухания и положительной аномалии на кривой Т2 при отсутст­ вии аномалии на кривой Т1 •

Определение границ пластов. Эта операция выполняется в соответствии с изложенным выше правилом для объектов, отме­

чаемых максимумом 6.Т.

Отсчет 6.Т в пределах аномалии проводят для участков разре­ за, отмечаемых номинальным диаметром ан или ас < ан на кавер­ нограмме; пласты, где ас > dю не интерпретируются. Поскольку во внимание не принимаются пласты толщиной h < L, влияние вмещающих пород на 6.Т не учитывают. Влиянием СКОрОСТИ подъема зонда v и постоянной 't интегрирующей ячейки на 6.Т

пренебрегают при v < 1000 мjч, 't < 0,5 с. Разделение пластов на группы по затуханию а. Все ин­ тервалы разреза, выбранные для интерпретации, делят на три группы

-

с низкими, средними и высокими значениями п, Пер­

вая группа представлена терригенными и карбонатными поро­ дами с межзерновой пористостью и низкой глинистостью; вто­ рая - породами со средней глинистостью, умеренной трещи­ новатостью

И

газонасыщенными

коллекторами;

третья

-

поро­

дами с высокой глинистостью, с интенсивной трещиноватостью по

нормали

к

оси

скважины,

высокопористыми

рыхлыми

кол­

лекторами.

Определение пористости. Для слабоглинистых межзерно­ вых терригеиных И карбонатных коллекторов, залегающих на глубине от 1,5 до 3,5 км, величину kп рассчитывают по формуле (75). Значение 6.Т определяют по диаграмме 6.т, 6.Тфл - по но­ мограмме (см. рис. 83), 6.Тск выбирают в соответствии с извест­ ным минеральным составом скелета пород в исследуемом интер­ вале.

Если выбор АТск затруднителен ввиду недостатка сведений о

минеральном составе скелета, сопоставляют величины 6.Т и р;;о,5 по

диаграмме

охватывающих

экранированного диапазон

зонда

изменения

для

этих

различных

параметров

в

пластов, разрезе.

Строят график, усредняющий полученные точки до пересечения

с осью

I:.Y,

и находят значение

I:.Tc K ,

соответствующее породе с

Рк ~ 00, имеющей нулевую ПОРИСТОСТЬ. В глинистом коллекторе с рассеянной глинистостью исправ­

ленное значение kп рассчитываютпо формуле

205

kп ~ kп.ф/(2

асп),

-

где kп . ф - пористостъ, вычисленная по формуле стого пласта являющаяся фиктивной. формулой В.Г. Фоменко:

(75)

и для глини­

Можно воспользоваться

(80) где а, Ь и с

-

константы, определяемые для конкретного объекта.

В частности, для продуктивного пласта Ю, Бахиловекого нефтя­ ного месторождения, расположенного на Вартовском своде

(Среднее Приобье), это уравнение имеет вид:

k п = ~(AT -170)(а сп -0,05) /(О,2асп + 0,043). В слоистом глинистом коллекторе рассчитывают АТш решая

уравнение формуле

(79), после чего (75), подставляя в

вычисляют kп песчаных прослоев по

нее АТ = АТп •

В мономинеральной карбонатной породе расчет коэффициен­ та пористости по формуле (75) дает значение kп kп .ма kп . 06щ в

=

=

межзерновом коллекторе. В трещинно-межзерновом коллекторе с

продольной ориентацией трещин полученное kп ~ kп.ма, а с попе­ речными трещинами - kп < kп .мз • В трещинно-кавернозно­ межзерновом коллекторе kn лежит в пределах между kп . 06щ и kп .6л.. При изменении глубины и, следовательно, термобарических условий залегания пород в широком диапазоне для изучаемых

объектов рекомендуется определять kп по диаграммам АТ с ис­

пользованием экспериментальных зависимостей АТ том температуры и давления.

=f(kп)

с уче­

В продуктивных пластах в значения kш установленные опи­ санными выше способами, рекомендуется вводить поправку J, учитывающую влияние на АТфя частичного нефтегазонасыщения коллектора в зоне исследования акустическим методом [3].

Исправленное значение пористости

k~

= fk п ,

гдеfпринимается равным

0,9 в нефтеносных и 0,7-0,8 в газонос­

ных коллекторах. Более правильно учитывать влияние углеводо­ родов при определении пористости по АТ, используя в формуле

величины АТ4ш' вычисляемые по формуле (77). Определение пористости по данным акустического метода не­

(74)

целесообразно в разрезах с высокой пористостью (kп

> 30 %) и

глинистостью, в разуплотненных рыхлых отложениях, а также в

низкопористых породах с интенсивной трещиноватостью.

206

Пример 48. Определить kп в интервале 2812-2816 м разреза (рис. 85), представленного доломитизированными известняками, если известно, что Раф 15 МПа, t 100 ОС, I1Тск 148 мкс/м,

=

=

=

2820

2830

2840

60

2850 32 2860

2870

26

2880 29 2890

35

2900 РиС. 85. Диarpaммы, полученные С помощью МИleрозондировани. и ахустиче­ екоге метода ПО участку карбоиаmоro разреза

207

СВ

=

120 кг/м", СФ

=

20 кг/м3 . В указанном интервале АТ

=

= 179 мкс/м, Поскольку порода является неколлектором, нахо­ дим АТф по номограмме, представленной на рис. 83, исходя из условий СВ 120 кг/м: АТф 610 мкс/м, Подставляя значения АТ, АТс", АТф в формулу (75), рассчитываем kn = 6,7 %.

=

=

Пример 49. Определить kn в интервале 2836-2842 м того же разреза (см. рис. 85) при тех же пластовых условиях, значениях АТс", Св, Сф , что и в примере 48. В указанном интервале АТ 253 мкс/м. Учитывая, что в зоне исследования акустическим ме­ тодом

порода,

которая является коллектором,

насыщена смесью

фильтрата и пластовой воды, принимаем СВф = 40 кг/м3, находим

по палетке на рис. 83 АТф = 630 мкс/м, Подставляя АТ, АТс", АТф в формулу (75), рассчитываем kn = 22 %. Задачи Построить диаграмму акустического метода (АТ) для сле­

91.

дующего

разреза:

глина

размытая,

глина

неразмытая,

песчаник

кварцевый чистый

(kn = 20+25 %), песчаник с рассеянной глини­ стостью (krл = 10+15 %), песчаник кварцевый со слоистой глини­ стостью (Хrл = 10+25 %). Глубина залегания пород 3500 м; Рзф = = 18 МПа; СВ = 240 кг/м3 ; Рф = 0,5 Ом-м; t = 80+90 ОС. Показать пределы изменения АТ в коллекторах, если их коэффициент по­ ристости изменяется от 15 до 25 %.

92. Определить пределы изменения АТ на диаграмме акусти­ ческого метода для карбонатного разреза, где встречаются плот­ ные разности и коллекторы с межзерновой пористостью: kn плот­ ных пород 1-6 %; kn коллекторов 8-20 %. Глубина залегания по­ род 1000-2000 м; глинистые растворы пресные, Рв 1+1,5 Ом-м;

=

Рф = 1О МПа; пластовые воды содержат 250 кг/м3 солей; темпе­ ратура в пластовых условиях

20-40

ОС. Как изменятся показания

против коллекторов, если разрез вскрывать на соленой воде,

близкой по свойствам к пластовой?

93. Рассчитать значения коэффициента пористости в интерва­ ле коллекторов разреза, представленного на рис. 85, приняв Рзф 15,5 МПа, t 102 ОС, а значения АТК и СВф те же, что в приме­

=

ре

=

=

49.

ИIПEРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ШИРОКОПОЛОСНОЙ МОДИФИКАЦИИ АКУСТИЧЕСКОЮ МЕТОДА

[6, 9, 13)

в широкополосной модификации акустического метода (АКШ) предусмотрено использование более широкого диапазона частот (1-22 кГц) импульсов, генерируемых излучателями. Это

208

Таблица

29

Характеристика аппаратуры Акт, используемой в настоящее время Число монопольных излуч:ателей

Число приемников

АКМ-200

2

16

АКМ-60

2

7

АКМБ

2

11

АКД-В

1

В

МАК

1

16

Прибор

позволяет повысить в

2-3

раза (при использовании низких час­

тот 4-10 кГц) глубинность метода и обеспечивает изучение раз­ резов обсаженных скважин при условии качественного цементи­ рования колонны. Главное преимущество АКШ

-

возможность

получения значительно большего объема информации, чем при стандартных акустических исследованиях.

Широкополосные приборы имеют гораздо большее число приемников, чем узкополосные. В табл. 29 приведены современ­ ная отечественная аппаратура АКШ и ее характеристики.

Отечественный прибор с дипольными преобразователями

-

АВАК-7. Он имеет два монопольных излучателя с различными

частотами

(20, 12, 8

и

2,5

кГц) и два приемника. Прибор поз­

воляет регистрировать Р-волну на высоких частотах, S-волну

на частоте

2,5

8 кГц дипольным зондом, волну Лэмба на частоте

кГц. Аппаратура ВАК-8 имеет монопольные и дипольные излуча­

тели и приемники, Частота регулируется и изменяется в диапа­

зоне

2,5-22

кГц.

Фирма ~Baker Atlas~ разработала аппаратуру ХМАС, которая является наиболее совершенным типом современных акустиче­ ских приборов. С ее помощью можно регистрировать все типы волн и, кроме того, изучать азимутальную анизотропию свойств исследуемых пород.

При исследованиях методом АКШ получают: а) фазокорреля­ ционную диаграмму (ФКД); б) аналоговые кривые кинематиче­

ских (АТр, ATs и ATL - интервальное время волны Лэмба'» и ди­ намических (ар, as и aL - коэффициент поглощения волны Лэм­ ба) параметров упругой волны (рис.

86);

В) видеоизображение

волновой картины, фиксируемое кинорегистратором в отдельных "Вояна Лэмба распространяется по столбу бурового раствора, имеет длину волны порядка диаметра скважины, характеризуется более низкой частотой коле­ баний и скоростью, чем волна S. При отсутствии ВЛИЯНИЯ трещиноватости обычно

AL> As>Ap. 209

"..

::

.5 ;..,

-J74~~

374.5111- 253. 1 11

12

I

12

"1'." щ,с/м

"Т,.. мкс/м

253.1 11

150

5201350

Л Т,.• m ,,-с/м

10801260

12001

ё:

f

i-'

! ~ +

t...•

i

Рис. 86. Пример фазокорреяяционной диаграммы (ФКД) и аналоговых кривых АТ, полученных при исследовании скважины методом Акт (по В .Н . Чериоглазову)

точках разреза, задаваемых оператором. Аналоговые кривые по­

лучают путем обработки на ЭВМ по специальным программам данных ФКД. Специальные программы дают возможность с по­ мощью ЭВМ получить непрерывные кривые значений коэффи­ циентов Пуассона О'п И сжимаемости f3п породы, которые при не­

обходимости для отдельных пластов можно рассчитать по фор­ мулам

О'п = [O,5(ATs/ATp )2 - 1]j[(ATs/ATp )2 - 1];

(81) (82)

(83) По данным АКШ решаются следующие задачи. 1. Литологическое расчленение разреза - более детальное, чем по материалам стандартного акустического метода.

2. ми

Выделение в разрезе участков, представленных трещинны­

и

кавернозно-трещинными

коллекторами

с

использованием

характерного для каждой разновидности «авукового образа. на волновой картине, и прежде всего в участках разреза с интенсив­

ным увеличением ATL , а также ослаблением амплитуд волн Р

- as, ар (рис. Х). 3. Расчет величин

S

и

коэффициента трещиноватости kп . т в интер­

валах трещинных и порово-трещинных коллекторов и коэффи­

циента

кавернозной

пористости

kп.J<

в

интервалах

порово­

кавернозных коллекторов.

4. Получение информации об упругих свойствах разреза (аку­ стическая жесткость, коэффициент Пуассона, модуль Юнга и др.), которая используется в комплексе с детальной сейсмораз­ ведкой, ВСП, данными наклономера и акустического телевизора для построения трехмерной модели изучаемого месторождения.

5.

Выявление характера насыщения коллекторов в обсажен­

ной скважине с хорошим качеством цементирования по диаграм­

мам АКШ, полученным после полного расформирования зоны проникновения

в

коллекторах,

по

кинематических параметров волн Р и

комплексу

динамических

и

S.

6. Количественная оценка коэффициентов нефтегазонасы­ щенности в обсаженной колонной скважине. Определение типа емкости и количественные оценки коэф­ фициентов kп.т и kп.lC выполняются по методике В.М. Добрынина с использованием величины коэффициента сжимаемости по­

[9]

роды

{311: 211

(84) где kп

-

коэффициент общей пористости породы; 13та,

13.

и 13пор

-

соответственно коэффициенты сжимаемости твердой части поро­ ды, жидкости, заполняющей емкостное пространство, и пор по­ роды. Коэффициенты сжимаемости твердой фазы для доломи­

тов, известняков и песчаников равны соответственно 1,16·10-5, 1,34·10-5 и 2,5.10-5 МПа- 1 . Коэффициенты сжимаемости воды и нефти определяются в лаборатории. Для водных растворов сжимаемость

определяется

в

зависимости

NaCl

от минерализации

во­

ды Св, пластовых температуры t и давления Р (рис. 87). Величина 13п~ складывается из компонентов емкостного про­ странства:

(85) где 13т,

13"

трещин,

и 13п.мз

каверн и

-

соответственно коэффициенты сжимаемости

межзерновых пор, которые определяют экспе­

риментально или рассчитывают теоретически для конкретной модели породы. Коэффициенты сжимаемости межзерновых пор доломитов,

известняков

и

песчаников

10·10-5, 15·10-5 и 20·10-5 МПа- 1 . Поскольку 13т

»

равны

соответственно

13п.м" для порово-трещинного типа коллектора

(86) Коэффициент сжимаемости трещин

можно определить по

формуле

(87) где Р и РWI

-

соответственно среднее нормальное напряжение и

пластовое давление. Значения коэффициента сжимаемости тре­

щин достигают 100·10-5 МПа- 1 и более.

Коэффициент сжимаемости для порово-кавернозного коллек­ тора определяется по формуле

J3n.кaв = 15·10-5 - 11·10-5(kп .,,/kп ). Для

низкопоровых

"" 4·10-5 МПа- 1 •

карбонатных

(88) коллекторов

Рп.кав

""

Таким образом Рт» 13п .... > 13п.кав.

Определив значения величин, входящих в формулы

для разных случаев

-

(84-88)

порово-трещинного, межзернового и поро­

во-кавернозного коллектора, и подставив их в формулу

(83),

по­

лучают массив данных для построения палеток АТр = f(kп.т/kп, kп) и АТр = f(kп.,,/kп, kn ) для пород определенного состава скелета. 212

а

'i.

_

"1~

47 43

ё. 39 3516

27

;

;;

-38

.49

, ,

",

,., " ",

-

-60

,

",."

1-

71-

42

...

1"...0 ~

.... ......

. .....

"1= ё.

~

-

....

i=~38

~.

34 3016

с-с

82

в

. -... ...

"

27

1--

--

38

... :... ... "

....._....

. .....

1-. _1.-'

.49

--

-71

60

---:

~

",.'

с:::; k-:= .'

82

i"

....

~

~

t, ос

г

37 i.

i

46

~

... ...... ... .. ....... .-. .-..-. ;;....' .-. . .... ... _. .' . ....... ."".....-" .... .,

'" '" ~

б

--

51

33

"I

с

...

-

- ... ., .., .., C~ ... ... .... ... .... ...... _. .. ... ........... .-'-:--.,.. ~~

-

","".

ai 29

2516

ь-

t- ь-

1-'

27

-38

.-

49

.60

71

~"'!

t, ос

82

34I i.

iзо

...

"1=

r'"

ё.26

... ... ...

1-. 1-. +-•

2216

27

--

38

2,5

_._._. 29

•••••••••••• 9,7

- - - - 19,3

- - - 38,7

_ ••_ ••- 45,9

.... ." ~ .... .. , .... .. .... .~ ,

.... ... . .

Д.ВlIеиие, ми.:

Рис. 87. Зависимость сжимаемости водных pacnIOpoB NaCl от минерал:изации, темпе­ ратуры и дaв;IIеИIUI (В.М. Добрынин. 2000): a-l - с. соответственно О, 100,200 и 300 г/л

-.. - ,: ....

~

...... ~ ....

.49

-'

-60

~:; ~'\II

~

-71

82

t, ос

'

На рис.

88

приведен пример расчетной палетки для известняка и

доломита. Этой палеткой можно пользоваться при решении об­ ратной задачи для определения типа структуры емкостного про­

странства и количественных оценок kп.т и kп.k' Пример

50.

Выделить трещиноватые участки разреза по мате­

риалам Акт и определить в зонах развития трещин коэффици­

ент трещиноватости kп . т (рис. 89). В интервале 2355-2378 м выделяем зоны трещиноватости по признаку резкого увеличения коэффициентов поглощения (1.s, (1.L

а

б

kп,доли ед.

l00L....----'----'----'------L..--..L..-----'----' 0,05 О 0,1 0,15 0,2

Рис. 88. DaJlетки ДЛJI овредеяения типа cтpyктypw емкостноro пространства и хоэффициеlП'OВ треЩИIПIОЙ и хаверНОВОЙ пористости ПО дaннwм АК ДЛJI И3­ lIeC'I1IJDC8 (а) и доломита (6) при нacwщеlDlИ емкостноro пространства фllJlЬтра­ томПЖ

214

••.. :11

~

БК-3

JI., lо-&мпi 46

64

l

10

0,5

kn.Y' % 1 1О

kп ,

% 10

Рис. 89. Определение /е•.т по данным АКШ в порово-трещин­ НОМ коддевторе (карбона1'НЫЙ разрез). Кривые Р.: 1 - РР = 0,5 ОМ'М, 2 -

РР

= 2,4 ОМ'м; графики k•.тэ по­

строенные

3-

по

данным

двух растворов, Б.А. Костериной)

2360

1380

4-

методов:

АКШ (по

(на рисунке эти кривые не приведены). В указанном интервале,

представленном известняком, выбираем участок

м, в

2370-2373

котором коэффициент сжимаемости I3п.т по кривой этого пара­

метра равен 46·10-5 МПа- 1 . Коэффициент трещинной пористости оценим с помощью формулы

(86)

или

(89) Значение I3п.мз принимаем равным 15·10-5 МПа- 1 для известня­ ка, значения коэффициента общей пористости kп = 6 % - в соот­ ветствии с результатами определения этого параметра, указанны­ 1

ми на рис. 89. Принимая сжимаемость трещин 13т = 260·10-5 МПаи подставляя значения I3п.т, I3п.мз, 13т И kп в формулу (89), находим

ku .T

=

0,8 %.

Кинематические

и динамические характеристики

волны Лэм­

ба, полученные на низких частотах упругих колебаний, позволя­ ют выделять в разрезе проницаемые случае

тухание

снижение

скорости

зоны коллекторов.

распространения

волны Лэмба обусловлено

и

В этом

интенсивное

гидродинамическими

за­

свой­

ствами коллектора - фильтрацией жидкости из скважины в пласт под действием упругой волны или, при наличии глини­

стой корки, передачей упругих колебаний через нее в пласт, что обеспечивает движение жидкости в пласте. С целью выделения зон с повышенными фильтрационными свойствами в глинистых

породах целесообразно выполнять нормализацию показаний ATL и ГМ. Превышение значений ATL над нормализованными значе­ ниями ГМ позволяют выделить эти интервалы. Задачи

Выделить зоны карбонатных коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами по аномальным показа­ ниям кривой ATL В комплексе с показаниями других методов ГИС (ИГМ, ГМ, АМ, БМ, ИМ, СП и каверномер) в разрезе

94.

скважины,

вскрывшей

породы

асседьско-сакмарского

возраста

одного из месторождений Тимано-Печорской ИГП (рис. XI). Коллекторы относятся к межзерновому типу. Использование дипольного зонда аппаратуры ХМАС позволя­ ет исследовать азимутальную анизотропию пород, которая может

быть обусловлена трещиноватостью или напряженным состояни­

ем пород. Возможность выделения этих зон основана на эффекте расщепления поперечной волны на две составляющие высокоскоростную

компоненты,

которые

-

низко- и

распространяются

в

двух взаимно перпендикулярных направлениях. Быстрая компо­ нента,

на

которую

приходится

основная

часть

энергии

волны,

распространяется параллельно направлению преобладающей сис-

216

темы трещин. Менее интенсивная медленная компонента распро­ страняется перпендикулярно

позволяет

и

выделить аномальные

щин,

а

направлению

трещин.

рассчитать коэффициент азимутальной

также

оценить

Аппаратура

анизотропии

зоны, обусловленные наличием тре­

азимут

простирания

трещинных

систем

(рис. ХII).

95. Выделить зоны развития трещин по данным дипольного зонда (аппаратура ХМАС) на основании аномалий коэффициен­ та азимутальной анизотропии (см. рис. ХН).

§ 16.

МЕТОД ЯДЕРНО-МAПIИТНОГО РЕЗОНАНСА

в основе метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) лежит изучение процессов взаимодействия ядер атомов и внешних маг­

нитных полей. Их основа - явление ядерно-магнитного резонан­ са, которое состоит в следующем. Ядра некоторых элементов, в частности водорода, имеют механический и магнитный моменты, оси которых совпадают. В постоянном магнитном поле Земли магнитные моменты ядер этих элементов стремятся принять на­ правление внешнего поля, чему препятствует тепловое движение

молекул. В результате магнитные моменты ядер прецессируют

вокруг направления поля подобно оси вращающегося волчка. При воздействии на ядра переменного магнитного поля (наряду с

одновременным

происходит элементов,

воздействием

аномальное у

которых

постоянного

поглощение характерная

совпадает с частотой переменного

энергии для

них

внешнего

этого

поля

частота

поля) ядрами

прецесеии

поля. Это и есть явление

ядерно-магнитного резонанса.

Для изучения разрезов нефтяных и газовых скважин исполь­ зуется две модификации ядерно-магнитного метода, основанные на явлении ЯМР на ядрах водорода (протонах): метод ядерно­ магнитного резонанса в земном магнитном поле и метод ЯМР в сильном магнитном поле. Регистрируемыми величинами в мето­ де ЯМР являются амплитуды сигнала и время затухания ядер­

ной намагниченности (продольной Т! и поперечной Т2 релакса­

ции). Амплитудный параметр связан с содержанием водорода в

породе, а времена продольной и поперечной релаксации

-

с под­

вижностью молекул, содержащих водород.

В модификации метода ЯМР в поле Земли изучают эффекты, характеризующие свободную прецессию ядер водорода, в частно­ сти сигнал свободной прецессии (ССП) ядер водорода Е, про­ порциональный величине вектора ядерной намагниченности спустя различное время

t

после выключения внешнего перемен­

ного магнитного поля. Наибольший интерес представляет на-

217

чальная амплитуда ССП ио , соответствующая моменту выключе­ ния внешнего переменного поля. Начальная амплитуда вычисля­ ется по

результатам

санных

на

разных

регистрации двух или трех амплитуд, запи­

временных

задержках

после

снятия

поляри­

зующего поля. Для вычисления начальной амплитуды необходи­ мо располагать данными по регистрации этих амплитуд. Величи­ на ио пропорциональна числу ядер водорода, входящих в состав подвижных молекул воды, нефти и газа, заполняющих поры по­

роды, и следовательно, содержанию в породе свободного флюида. Ядра водорода, входящие в состав неподвижных молекул физи­ чески

и

химически

связанной

ВОДЫ,

не

оказывают

никакого

влияния на величину ио . Следовательно, при наличии благопри­

ятных условий амплитуда ио пропорциональна эффективной по­

ристости породы kп . эф которую в методе ямр называют индек­ сом свободного флюида (ИСФ или Iсф ). Неколлекторы и биту­

минозные породы, не содержащие подвижных флюидов, отмеча­ ются нулевыми значениями ИСФ. Отличные от нулевых показа­ ния соответствуют коллекторам.

Таким образом, ямр в варианте ССП является методом вы­ деления и определения эффективной пористости коллекторов.

Помимо начальной амплитуды в методе ямр есть возмож­ ность оценить время продольной релаксации ядерной намагни­

ченности Т,. Однако для получения этого параметра требуются

большие временные затраты, поэтому величина Т, измеряется редко.

ИlПEPПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ ССП

Onределение границ пластов. Однородный пласт на кривых ССП выделяется симметричной аномалией с максимумом в се­ редине пласта. Его границы определяются точками переги6а кри­ вой.

Отечет "ажущегося lсф.1C и определение истинного lсф.п значений индекса свободного флюида. Величину Iсф.IC определя­ ют на участке максимального отклонения кривой

U

в середине

пласта, толщина которого больше размера зонда. Значение Iсф.п устанавливают по величинам /сф.,,, используя методику, изложен­ ную

в

соответствующих

руководствах,

учитывая

жины, глинистой корки и других факторов

влияние

сква­

[13].

Выделение коппесторов и определение их эффективной

noристости. Величина Iсф. п близка к значению эффективной пористости коллектора kп.эф' поэтому график /сф.П рассматривают

как диаграмму параметра kп .3ф и определяют его, полагая kп.3ф =

= /сф.п. Коллекторами считают пласты, в которых kп.3ф > 1-3 %, 218

учитывая, что значения kп . эф < 1-3 % могут соответствовать отклонениям кривых и, обусловленным аппаратурными поме­ хами.

В водоносном пласте значение kп.эф равно значению Iсф . п , в га­

- kп.эф = Iсф. п + krokп> где kro и kп - соответственно со­ держание остаточного газа и коэффициент пористости, а в неф­ зоносном

теносном пласте

- kп. эф = Iсф.п + kиrflп (1 - l ca ) , где kио и l ca

-

соот­

ветственно коэффициент остаточного нефтенасыщения и индекс снижения амплитуды, равный отношению сигналов от пластово­ го флюида и воды.

Задачи

96.

Выделить коллекторы в карбонатном разрезе по диаграм­

ме ядерно-магнитного метода, показанной на рис. 90. Определить интервалы их залегания и значения эффективной пористости. 97. Выделить коллекторы по диаграммам ядерно-магнитного метода в варианте ССП (рис. XHI), выполненного в терригенном

Микрозонды ямр

- - AO,025MO,025N ---АО,05М

16

4

8 ИСФ,

ел.ел,

Рис. 90. днarpaммa метода ямр в XOМllJleкce с михроаоидами и радиометриel по участку карбонатноro раареаа (по ДIIIIИWII пro .Тaтиeфтereoфвaиx.)

219

разрезе цокурской свиты одного из месторождений Вартовского

свода Среднего Приобья. Определить, в чем состоят трудности решения этой задачи по качественным коллектора в этой скважине.

признакам

выделения

В последние годы все большее применение получает другой вариант ядерно-магнитного метода, основанный на регистрации ямр в сильном поле. Метод позволяет полностью исключить влияние скважинной жидкости на полезный сигнал и характери­

зуется небольшим мертвым временем регистрации сигнала (на порядок меньше, чем в аппаратуре ямр в поле Земли) попереч­

ной релаксации Т2

[17,20].

Для реализации метода разработана аппаратура: отечествен­ ная - ЯМТК (разработчик НПЦ .Тверьгеофизика.) и зарубеж­ ная - приборы CMR и MRIL-C. В методе используется принцип ЯМР-томографии, в связи с чем он именуется ядерно-магнитный томографический каротаж

(ЯМТК). Особенностью метода является возможность получить раздельные сигналы от всех типов пластового флюида

-

воды

глинистого материала, капиллярно-связанной и свободной воды, присутствующих в емкостном пространстве породы. Выделение разных

(рис.

типов

XIV). до 3

воды

выполняется

по

следующим

критериям

Вода глин характеризуется самым низким значением

Т2 мс, более высокие значения Т2 имеет капиллярно­ связанная вода (наиболее часто встречающийся диапазон 3-33 мс для терригенных пород и 3-80 мс - для карбонатных пород). Более низкие граничные значения Т2гр отмечаются в терригенных породах по сравнению с карбонатными, поскольку последние, как правило, не содержат ферромагнитных минералов. Приведенные

граничные значения весьма условны, поскольку могут встречать­

ся карбонатные породы, для которых значения Т2гр могут изме­

няться от 50 до 120 мс, и терригенные, для которых Т2гр может составлять 1О мс. Каверновые емкости в карбонатных породах отмечаются при Т2 более 750 мс. Таким образом, отмечается взаимосвязь сигнала ЯМР и размера пор, что лежит в основе решения

задачи

распределения

пор

по

размеру

с

помощью

ЯМТк.

Ядерно-магнитный томеграфический метод позволяет решать следующие задачи:

-

изучение структуры емкостного пространства и распределе­

ние пор по размерам;

- определение коэффициентов пористости с разделением до­ ли пор, приходящихся на связанную воду и эффективную ем­ кость;

220

определение подвижной и неподвижной воды;

-

оценка проницаемости пород;

определение типов флюидов, заполняющих емкостное про-

странство.

Пример 51. На рис. ХУ приведен пример использования ме­ тода ЯМТК в трех типах разреза скважин (полимиктовые песча­ ники и алевролиты Западной Сибири, кварцевые песчаники и карбонаты Волго-Уральской Ш'П) совместно с данными других методов комплекса гис. Метод позволяет оценить коэффициен­

ты общей и эффективной пористости, а также проницаемость коллекторов.

•

Глава

V

ПОСТРОЕНИЕ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ И ОЦЕНКА ИХ ПРОДУКТИВНОСТИ ПО ДАННЫМ МЕТОДОВ ГИС

Данные геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ используются для составления

литологического

разреза

скважины,

выделения

и

оценки характера насыщения коллекторов в разрезе, определения

эффективной толщины, коэффициентов пористости и нефтегазо­ насыщения,

а также оценки коэффициентов проницаемости и

глинистости продуктивных коллекторов.

Первая из перечисленных задач решается обычно методами качественной интерпретации путем использования признаков основных типов пород на главных диаграммах геофизического комплекса. Выделение, оценка характера насыщения коллекторов и определение их эффективной толщины проводятся для про­ стейшего случая коллекторов с межзерновой пористостью также

на основании качественной интерпретации, а для более слож­ ных

-

методами

коэффициентов

количественной

пористости,

интерпретации

глинистости,

через

оценку

нефтегазонасыщения

либо параметра насыщения рв- Промышленная оценка коллекто­ ров базируется на количественных определениях пористости, нефтегазонасыщения, проницаемости, используемых при прове­ дении подсчетов запасов и проектировании разработки месторо­ ждений.

По

данным,

полученным

в

эксплуатационных

скважинах,

кроме указанных задач, по геофизическим материалам устанав­

ливается характер продвижения водонефтяного (ВИК) и газо­

жидкостного (ГЖК) контактов в процессе разработки месторож­ дения.

§ 17. УСЛОВИЯ ВСКРЫТИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН И ИХ ВЛИЯНИЕ НА КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Для исследования скважин в данном районе и в пределах изучаемого геологического объекта должен применяться опти­ мальный, соответствующий условиям района комплекс геофизи­ ческих исследований.

Состав методов оптимального комплекса зависит от особенно­ стей разреза (терригенный, карбонатный, гидрохимический и др.). На комплекс применяемых методов и способы их интерпре­ тации также существенно влияют условия бурения скважин, и в первую очередь тип и параметры промывочной жидкости, кото­

рые в значительной степени определяют достоверность и качест­ во получаемой по геофизическим данным информации. Промы­ вочными

жидкостями

являются

глинистые

растворы,

техниче­

ская вода и нефильтрующиеся растворы.

Глинисты" раствор стоящее

время

-

наиболее широко применяемая в на­

промывочная

жидкость,

поэтому

основные

при­

знаки выделения в разрезе литологических разностей, в том чис­

ле

коллекторов,

по геофизическим данным формулируются в

расчете на применение глинистого раствора (см. табл,

30).

К особенностям вскрытия разрезов на глинистом растворе относятся образование в межзерновых коллекторах зон про­ никновения фильтрата раствора и глинистых корок на стенках

скважины

(dc <

dи).

в

плотных,

сцементированных породах

диаметр скважины остается равным номинальному

(dc = d.). В глинах, глинистых сланцах, аргиллитах за счет разбухания гли­ нистых частиц и вымывания их струей бурового раствора диа­ метр скважины увеличивается. В трещиноватых разрушенных породах,

зонах

развития

карста

и

растворимых

каменных

и

калийных солях диаметр скважины также может увеличиваться

(dc > d.).

Проявление этих особенностей зависит от параметров раство­ ра: водоотдачи, плотности, минерализации фильтрата, статиче­ ского напряжения сдвига (сне). Водоотдача - основной покаватель качества глинистого рас­ твора; чем ниже водоотдача, тем лучше раствор. При оптималь­

ной водоотдаче (4-8 см3jЧ) условия изучения разреза геофизиче­

скими методами наиболее благоприятны, поскольку в этом слу­ чае глубина проникновения и толщина глинистой корки в кол­

лекторах являются минимальными. Это обеспечивает надежное определение параметров неизмененной части коллектора метода­ ми электрометрии и коллекторских свойств пласта методами с

высокой вертикальной разрешающей способностью и

малой 223

глубинностью

(ГГМ,

МБМ,

ЯМР).

При

высокой

водоотдаче

(20 см 3/ч и более) условия изучения разреза, и прежде всего

коллекторов, геофизическими методами становятся крайне не­

благоприятными: глубокое проникновение не позволяет оцени­ вать продуктивность коллектора наиболее глубинными методами электрометрии (индукционный зонд, большие потенциал- и гра­ диент-зонды), а толстая глинистая корка делает коллектор не­

доступным для изучения методами с малой глубинностью (ГГМ, МБМ, ЯМР).

Плотность Бр глинистого раствора определяет величину дав­ ления в скважине Ре и превышение его (репрессию) Ар над пла­

стовым рм на заданной глубине (Ар = Ре - Рм), Чем больше Бр, тем больше Ре и Ар и тем глубже происходит проникновение фильтрата глинистого раствора в коллекторы. Следовательно, увеличение Б р раствора для промысповой гео­ физики означает примерно то же, что увеличение водоотдачи. Оптимальные условия для проведения геофизических исследова­

ний

-

бурение с минимальным Ар или .на равновесии», когда

др « О.

Минерализация СФ фильтрата глинистого раствора, которую

геофизики

обычно

связывают

с

удельным

сопротивлением

фильтрата Рф, неоднозначно влияет на эффективность различных

геофизических методов. Наиболее типично для большинства районов бурение на пресном глинистом растворе (Рф > Р.), для которого характерно выделение коллекторов и пород с низ­

кой глинистостью

отрицательными аномалиями

СП

коллекторов

и

ниям

выделение на

диаграммах

по

микрозондов.

на диаграмме

положительным С

ростом

прираще­

минерализации

глинистого раствора и приближением значения Рф к значению Р.

резко снижается эффективность методов

дов

как

средств

выделения

коллектора,

а

СП

также

и

микроэон­

существенно

уменьшается эффективность индукционного метода для изучения разрезов

с

высокими

удельными

электрическими

сопротивле­

ниями.

Одновременно приближение Рф к Р. создает более благопри­ ятные

условия для

оценки продуктивности коллектора по

ком­

плексу разноглубинных методов электрометрии, поскольку при Рф = Р. в продуктивных коллекторах формируются зоны только понижающего проникновения (Рап ~ Р.п·

<

Статическое напряжение сдвига

Рвп), а в водоносных

(СНС)

-

Рап ~

характеризует спо­

собность глинистого раствора к осаждению твердых частиц и его дезинтеграции. Чем выше величина СНС, тем выше вероятность осаждения твердых частиц из раствора на стенках скважины и в

ближней зоне коллектора. 224

Alt lКl'IНlII,a\I\la I~

,

·II~

20 ,

25d~ .("\I ,

С"

,

I

гм 11

I !

. IHI \18 0 "-

!

,

,

511

О ..)

,

!

1111:\141'

J:ч ti1щ а . \1

tl,2 k ... . . III.I Нц.

,

!

11 ,

!

с гм

f

~'

IIlf1/y . ) f.'. L (".1.

I

1

2

,

,

1:1 Th.

I

ItI " ·~ ':

,

ц , 111 ~ o/. , !

(I~Jj

(J~' " К. .~

j

:

;

1.;!J

~'

·-f, l,

~I- ! Н-1-Ч~-~-'-

р . "

10 1

.?~ \,~

I

Th,III ~ %

111 ,

!

~

I

I

I

I

I

1а

i

"

.

i ~ j\.,

L . ~~ I

,

+Н- I

~

Г'7[J Ш-

l I i>

'1 гт

t! l1li'

I I I I I LI.&. 11111 1"17

3000

~ :~

I ~~

I~

,

"

'~

ГCh

, r

".

гтгпв

с

-WI

(п ять

бо ковой

вы соким

кал ь н ы м

•. 1)

I ~ '?

зо ндо в ) тод

I

I

I нпп I I 1I ~I

газонас ы ще н н о м

р а зр езе :

многоэо ндовый

" I 1I I~ ~ ~,

,

~~

Lcrr:rl ~

I~ v IJlF

~

!t



'~ ~ ~ '"t f!:

I

~, -р

I

i

~

~~

I I I

I

'j:1-

.:.е. ~ i

I

I

~

I I I I

i

!.-'

1"

I~

I

I

J

1I

I

I I

~!

I

~~ ~ ,I ~ I I I

i

~ I

I

i

I~

{ k:: -, I

-

"-

I I

.....

'~ I

'\

J~

~

~

~

,.

--

методами ГИС в тер риге нном раз резе юрс кого возраста одного

1 -

ч-.

1<

-Р'

,

I

I

с::_

-;>

-_:=::.

II З -месторожд е-

11 М

Каве р неграмма

15

25

I

Глуб и-

d c,CM

I

I

н а, М

О

75

I

,

СП I

10

"

!с:::

(

2820

(

1:::::

1--

1\.., ~

/"..- - ~

(

k

o

- -~ - -1--

> ./ f=:

(l::S

1< ц

~

1---"

r'

~ f-,

:-

-

IV.

......

I

"':1",1)

I

~~

~

~

.... "

"2830

1....

..,.

=~

....:J

,...-г-

-r-

......

""'f-'"

2835

~ ~~

) '"

мгз

v ~ ЮЗ

"-- .....

1--" "'" 1'\

2860

2875

2880

:::::::

1<

2855

2870

)

......

2850

2865

5

~

Рис .

э

rc: ~

! '";;/: ~

I

2845

;'"

;;;;::

2825

2840

f-

--.... /

1<

:> 1-1- d H=O, 19 ..

1

•

I

I

I



F!!i ......

i...

...... 1-...

;-

....

r-;~

Ioc::

h

1< '1 k

= 2ОО м fч t =6c

l'

i,..t ~

~>

I С::"

--.1

:.,....[...

~ cr

1"'i 50-

I~

~I

J r;:o

~~ L-- P , I

~

.~

I~ ft

I

li'з верн огр зм .\13

,15

25

11.\1 d c,CM

I

,

Гл убина, М

,

,

СП

,О

I

--t+ t"'i

2930

О ,19 .м

I I

к

-1 -

.....

'- г

1I

,

2935

I

,I

,

>

F

i I

I

~I......

,

2940

I I

-

1- -

I

, , I

11-1-

I

-

,

2950

,I t-t-j

1- f-

;'С ;,.";::;: 1-

ir

--

--'-.....

I

е...-

1

!

, !

, .-

1:(1

!-

г- -

... .+

2960

...

+

- 1-1-

2955 I

f 1' ~ ~~- f-

+

2965 I

I I I

2970

--

I I

I

I

- f-- ~--Ht-

_- 1..

-1- -

--

--- +-

.\I1IЗ

I

I

2975

'\..

-- -н- - .--1