Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири (стр. 9 из 14)
Для определения пористости коллекторов пласта по двойному разностному параметру ΔJГК, используется уравнение регрессии:
Кп= 19,23-13, 95 • ΔJГК
Двойной разностный параметр рассчитывается по формуле:
где JГК - показания ГК в коллекторе;
J min - показания ГК в пласте чистого песчаника;
J max - показания ГК для пластов неразмытых чистых глин.
Зачастую в горизонтальном участке ствола скважины отсутствуют опорные пласты или очень заглинизированны. Отсюда можно сделать вывод, что данный метод не рекомендуется использовать для грубой оценки коэффициента пористости и выделения высокопористых коллекторов в разрезе скважин.
Методики определения пористости по данным нейтронного каротажа основаны на оценке общего водородосодержания пород (ω) с последующим учетом влияния различных геолого-технологических факторов (минерализации пластовых вод и промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Для данного метода в тресте «Сургутнефтегеофизика» используется следующая статистическая зависимость:
Кп= 0,752- НКТ2/НКТ1-0,238+ 0,136 • αпс
где НКТ2, НКТ1 - интенсивность излучения тепловых нейтронов, соответственно по малому и большому зондам, у.е.
Основным фактором, сдерживающим использование нейтронного каротажа для определения Кп в горизонтальных скважинах на солевом биполимерном растворе, является глинистость и отсутствие амплитуды ПС – αпс.
При использовании методики определения пористости по данным акустического каротажа (АК) не учитывается параметр αпс.
Для расчета по данной методике используется следующее уравнение:
,где: DtСК, DtЖ, DtГЛ – соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.
Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:
,Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:
,Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: DtСК = 170 мкс/м; DtЖ = 645 мкс/м.
Это уравнение отражает общий характер зависимости между Кп без учета влияния αпс.
Оценка пористости пород по АК оказывается единственным способом при реализованном в данный момент аппаратурном комплексе.
6.4 Усовершенствованная методика обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах.
В связи с внедрением новых видов аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость в новых методах обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.
6.4.1 Первичная обработка
Цель и задачи первичной обработки является:
Считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде
“время– данные ГИС”.
Оценка качества записи данных ГИС.
Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС.
Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.
Новая программа Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени –глубине.
В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.
Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:
При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:
А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:
После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпритации.
6.4.2 Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах
Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.
Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.
Назначение.
Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.
Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.
Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.
Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.
Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.
Применение.
Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.
Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.
Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.
В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.
Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.
Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.
Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.
Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.
Заключение можно представить в табличном и графическом виде.
Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (rВП = РП ×rВ) используются значения rВ, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.
Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра насыщения РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.
При интерпретации материалов ГИС определяются следующие основные параметры:
Эффективная мощность пласта;
Коэффициент пористости;
Коэффициент нефтенасыщения;
Определение эффективной мощности пласта.
В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.