В качестве примера анализа проведения геофизических работ возьмём заключение по промыслово-геофизическим исследованиям Самотлорского месторождения скважины куста 1250b.
На данной скважине были проведены исследования:
Данный комплекс ГИС решил основные задачи:
• литологическое расчленение разреза, с последующей его корреляцией;
• выделение коллекторов;
• оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов (пористости, глинистости, проницаемости);
• оценка характера насыщения коллекторов;
• определение водонефтяного, газонефтяного, газоводяного контактов, с последующей привязкой интервалов перфорации;
• контроль качества цементирования и других параметров технологического состояния скважины.
Заключение по оперативной интерпретации данных ГИС.
По пласту AB1(p)
Интервал обработки 1896,6-1942,4 м
H
Hабс
УЭС
Апс
КпНК
КпПС
КпГГК
КпАК
Кпр
Кгл
Кнг
По нефт. зоне
Зона ПН
По н. в. зоне
16,8
16,7
9,8
9,7
2,8
5,8
0,62
4,4
0,66
3,5
0,77
25,6
25,2
25,5
25,7
25,4
27,1
22,6
26,3
27,7
27,9
31,4
41,3
12,9
36,9
10,3
33,8
8,2
53,3
44
36,1
Коэффициент песчанистости 0,642
По пласту AB1(3)
Интервал обработки 1945.6-1964. 8 м
По водон. зоне
6,4
6,3
2,6
0,69
29,1
26,2
21,3
940,2
12,2
Коэффициент песчанистости 0,333
Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой - 2350-2 375 м и имеют амплитуды 50-100 м.
За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ0 поделен два подобъекта БВ01 и БВ02, выделены объекты БВ3, БВ4, БВ71, БВ72, БВ16, БВ17-18. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов.
Для уточнения подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов проектируется 6-ть скважин для доразведки с последующей эксплуатацией месторождения.
Породы Самотлорского месторождения характеризуются следующими физическими свойствами присущими всем породам терригенного разреза (табл.2.1.):
Таблица 2.1
Физические свойства горных пород.
Горная порода
Удельное электрическое сопротивление рп, Омм
Естественная радиоактивность γ, мкР/ч
Плотность δ, г/см3
Скорость продольной волны по породе υр, м/с
Глина
Песчаник
Аргиллит
Алевролит
1-20
20-1000
5-400
10-600
4-25
1-15
5-30
4-15
1.9-2.2
2.0-2.5
2.0-2.7
1.9-2.5
1200-2500
1500-2500
3000-6000
1300-2500
Пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Ими в основном являются пески и песчаники, алевролиты, известняки и доломиты. К непроницаемым относятся глины, аргиллиты, соли и гипсы.
Качество коллектора определяется его фильтрациооно-емкостными свойствами, называемые также коллекторскими: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщеность, глинистость и др.
Предварительно считается, что коллекторы Самотлорского месторождения развиты в песчаных, алевролитовых, аргиллитовых, песчано-алевролитовых породах. Песчаный тип коллектора характеризуется монолитным строением пласта, песчано-алевролитовый тип часто осложнен 1-2 непроницаемыми пропластками толщиной 0.5-4м.
Удельное электрическое сопротивление в глинах очень низкое по сравнению с песчаными коллекторами. В зоне проникновения характеристики сопротивления рс< рзп < рп,
Рс < Рзп = Рп
Амплитуда Ucn в глинах максимальная, в песчаниках минимальная.
На кавернограмме dc > dH в глинах и dc < dH в песчаниках.
Для гамма-метода методов в глинах показания будут максимальные, а в песчаниках средние. Диаметр скважины за счет проникновения промывочной жидкости в продуктивной части горизонта будет меньше чем во вмещающих породах.
На этапе проектирования геофизических работ формируется априорная ФГМ искомого объекта и с её помощью определяется тактика и параметры геофизических наблюдений.
На основе физических свойств пород терригенного разреза можно схематически составить физико-геологическую модель разреза, с помощью которой можно проследить, как выделяются интересующие нас породы по данным геофизического каротажа, а также продумать комплекс геофизических в скважинах с более точным расчленением разреза (Рис.2.1.).
ННК-Т(б)
НГК
220
190
10
d, мм
I, мкр/час
s, г/см3
р,Омм
20
КC
50
0
КВ
ГГК-П
2,2
Основными факторами, определяющими выбор комплекса стандартных методов ГИС, являются степень сложности изучаемого разреза, особенности технологии бурения, включая горно-технические условия в скважине.
В бурящихся скважинах Самотлорского месторождения геофизические исследования проводились обязательным комплексом методов, утвержденным на основе типовых комплексов с учетом специфики бурения разведочных и эксплуатационных скважин. Выполняемый комплекс ГИС обеспечивает в обычных условиях решение типовых геологических задач:
литологическое расчленение разреза, с последующей его корреляцией;
выделение коллекторов;
оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов (пористости, глинистости, проницаемости);
оценка характера насыщения коллекторов;
определение водонефтяного, газонефтяного, газоводяного контактов, с последующей привязкой интервалов перфорации;
контроль качества цементирования и других параметров технологического состояния скважины.
Задача литологического расчленения разреза решается при условии дифференциации пород, слагающих разрез, по физическим свойствам. К таковым можно отнести удельное электрическое сопротивление (УЭС), поляризационные свойства, плотностные свойства, акустические свойства, естественная радиоактивность пород и др.
В песчано-глинистом разрезе Самотлорского месторождения задачу расчленения и определения литологического состава разреза можно решить, применяя следующие методы геофизических исследований скважин: ПС, КС, БКЗ, dc, ИК и др. Основными дифференцирующими признаками для литологического расчленения разреза и выделения коллекторов являются: сужение ствола скважины против пласта коллектора вследствие образования глинистой корки, которая фиксируется на кавернограмме и профилеграмме, наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемого по данным электрических методов с различной глубиной исследования (БКЗ), образование отрицательной аномалии ПС, сравнительно высокая естественная радиоактивность глин и низкая песчаников.
Дополнительным признаком коллектора будет являться расхождение показаний МБК и БК.
Выше перечисленные методы могут применяться для большинства поставленных задач. В дополнении к ним для определения характера насыщения коллектора водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов необходимо будет применение методов акустического каротажа (АКШ), высокочастотного индукционного зондирования (ВИКИЗ), плотностного гамма-каротажа (ГГП), нейтронного каротажа (НКТ).
В проектируемый комплекс ГИС будут входить методы:
- стандартный каротаж;
- боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);
- индукционный каротаж (ИК);
- боковой каротаж (БК);
- микрозондирование (МКЗ);
- микробоковой каротаж (МБК);
- кавернометрия (КВ);
- радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);
- акустический каротаж (АК);
- плотностной гамма-гамма каротаж ( ГГК-П);
- резистивиметрия;
- инклинометрия;
- цементометрия (ОЦК, АКЦ).
а) БКЗ+ПС+резистивиметрия для изучения радиального градиента УС вдоль диаметра зоны проникновения;
б) МБК+микрокавернометрия (МКВ) для определения УС промытой зоны, толщины глинистой корки с целью уточнения местоположения границ коллектора;
в) БК для изучения зоны проникновения и уточнения границ пластов;
г) ИК для определения электропроводности пластов при слабопроводящей промывочной жидкости;
д) кавернометрия (KB) и профилеметрия (ПР) для определения кавернозности ствола скважины;
е) ВИКИЗ дляизмерения кажущегося удельного сопротивленияс помощью 5 электромагнитных зондов и потенциала самопроизвольной поляризации ПС.
ж) ГГП для определения пористости пласта;
з) ГК, НКТ для определения насыщенности коллектора водонефтяного контакта, пористости и др.;
е)АКШ для выделения высокопористых участков разреза, газонасыщенных участков коллектора, газонефтяного контакта и др.
Для контроля технологического состояния скважины будут применены следующие методы: акустическая цементометрия (АКЦ), плотностная цементометрия (Ц-8-12), инклинометрия, для уточнения привязки - магнитолокация муфт (МЛМ).
Данный комплекс составлен на основании обязательного комплекса ГИС применяемого в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, с учетом опыта ранее проводимых работ ГИС на Самотлорском месторождении.
Геофизические исследования в скважинах проводят по общепринятой схеме проведения работ.
Эталонирование и настройку аппаратуры будет осуществлять на базе экспедиции, а метрологическую поверку аппаратуры на скважине перед началом каротажа.
Стандартный каротаж будет включать запись потенциал-зондом (ПЗ) А 0,5М6N или А 0,5М11N с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации (СП). Масштаб записи кривой потенциал-зонда 2,5 Омм/см; СП- 12,5 мВ/см. Применяемая аппаратура Э-1 и К-3.
Боковое каротажное зондирование (БКЗ) будет выполняться последовательными градиент-зондами размерами АО=0,45; 1,05м; 2,25м; 4,25м и одним обращенным зондом (ОГЗ) размером 2,25м. Масштаб записи кривых КС_2,5Омм/см. Применяемая аппаратура - Э.1, К-3.
Индукционный метод (ИК). Масштаб записи ИК 25 мСим/м/см, аппаратура ИК-100, ПИК-1М, КАС, АИК-М, зонды 4ФО,75; 4И1; 6Ф1.
Боковой каротаж (БК). Запись будет проводиться в логарифмическом масштабе с модулем 6,25 см. скорость записи и аппаратура такие же, как и при КС.
Микрозондирование (МКЗ). В эксплуатационных скважинах микрозондирование будет выполняться при угле наклона ствола в интервале детальных исследований не более 150. Запись будет проводится микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал-зондом А0,05М. Масштаб записи 2,5Омм/см. Аппаратура Э-2, МДО.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
