Литологическое расчленение разреза

1. Геологические задачи решаемые методами ГИС. Комплексы ГИС предназначены для решения большого числа геологических задач, основные из них следующие: - литологическое и стратиграфическое расчленение разреза; - определение глубины залегания и толщины пластов; - корреляция (сопоставление) разрезов скважин с целью изучения строения месторождения, структуры геологических объектов, характера их фациальной изменчивости, построение различного рода профилей и карт; - выделение коллекторов нефти и газа, оценка характера их насыщенности, определение коллекторских свойств; - использование данных ГИС при подсчете запасов нефти и газа и составлении проекта разработки месторождения, для чего проводят обобщающую интерпретацию данных ГИС по площади месторождения, включающую построение карт свойств коллекторов (эффективной толщины, неоднородности и др.), обобщение сведений о подсчетных параметрах — коэффициентах пористости, нефтенасыщенности, эффективной толщины.

Основной комплекс методов, используемый для интерпретации данных ГИС в стволах скважин: стандартный каротаж (КС), боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), гамма-каротаж (ГК), нейтронный каротаж (НК), акустический каротаж (АК), каверномер-профилемер (ДС).

Радиоактивный каротаж нефтяных и газовых скважин включает основные группы измерений: гамма-каротаж (ГК), предназначенный для изучения естественного гамма-излучения горных пород; гамма-гамма каротаж (ГГК) и нейтронный каротаж (НК), основанные на облучении горных пород источниками гамма-излучения и источниками нейтронов.

Гамма-каротаж применяют для выделения в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся пониженной или повышенной гамма-активностью; литологического расчленения и корреляции разрезов; выделения коллекторов; оценки глинистости пород и массовых поисков радиоактивного сырья.

В гамма-гамма каротаже показания определяются только объемной плотностью пород. Этот факт лежит в основе физических предпосылок гамма-гамма метода для определения объемной плотности горных пород.

По нейтронным свойствам осадочные горные породы можно разделить на две группы: породы с высокими значениями водородосодержания, малопористые породы более низкими значениями водородосодержания. К первой группе пород относятся глины, характеризующиеся высокой влагоемкостью и содержащие значительное количество минералов с химически связанной водой (водные алюмосиликаты); гипсы, отличающиеся малой пористостью, но содержащие химически связанную воду, а также некоторые очень пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы, насыщенные в естественных условиях жидкостью. Во вторую группу пород входят малопористые разности – плотные

известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, а также гидрохимические образования (ангидриты, каменная соль). Для таких осадочных пород, как пески, песчаники, пористые карбонаты, показания НК зависят от их глинистости и содержания в них водорода (насыщенности водой, нефтью или газом). Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения емкостных параметров пород (объемов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

Электрический каротаж — исследования горных пород, основанные на изучении естественного или искусственного электрических полей. Используется для определения пористости и разделения пород по насыщению.

Акустический каротаж – используется для определения величины и типа пористости, а также в комплексе с другими методами для определения литологии. Возможности акустического каротажа при выделении сложнопостроенных зон связаны с влиянием неоднородности пород (трещин и каверн) на величину регистрируемой средней амплитуды (или полной энергии) полного волнового сигнала. Регистрация значений амплитуд (энергии) выполняется во временном окне, содержащем продольные, поперечные волны и волны семейства гидроволн. Коэффициент приточности Ке позволяет провести количественную оценку приточности сложных коллекторов (рис.):

– при значениях коэффициента приточности < 0,11 Нп/м пласты во всех случаях являются неприточными;

– при значениях коэффициента приточности > 0,22 Нп/м пласты во всех случаях являются приточными;

– в случае если 0,11 < Ке > 0,22 – зона неоднозначной интерпретации.

2. Система ПРАЙМ (Уфа, БГУ)

- интегрированная система обработки комплексной интерпретации данных ГИС, является автоматизированным инструментом для сбора, визуализации, обработки и хранения геолого-геофизических данных.

Этапы количественной интерпретации данных ГИС представлены на рис….., программа предназначена для определения: общей (нейтронной) пористости по данным двухзондового нейтронного каротажа по тепловым нейтронам, для определения весовой и объемной глинистости пород по гамма-каротажу ГК, для расчета общей пористости по уравнению среднего времени по кривой интервального времени пробега упругой акустической волны ДТ с учетом коэффициента глинистости Кгл и ее типа, расчета коэффициента приточности (Ке) по полному волновому пакету (ПВП) по АК, определения насыщения пластов по Кн.

1. Ввод данных по скважине - цифровые данные ГИС, ГТИ; - условия измерений; - результаты ИПТ.
2. Редактирование - оценка качества ГИС; - устранение сбоев; - учет калибровок; - увязка по глубине; - ввод поправок; - расчет w, Δt, σ, ρк… и выдача исправленных планшетов.		Палетки за влияние условий измерения
Сравнение с модульными значениями в опорных пластах
3. Выделение коллекторов с использованием качественных признаков и количественных критериев - определение УЭС; - определение коллекторских свойств (пористость, глинистость); - расчет Кн и оценка характера насыщения.		Петрофизические модели
Палетки по отдельным методам
4. Комплексная интерпретация - определение пористости и литологии пород по данным комплекса РК-АК и др.; - определение типа коллекторов; - коэффициент водонасыщенности Кв; - построение корреляционных схем и определение ВНК; - выделение проницаемых разностей (АК); - выделение глинистых, углистых, битуминозных разностей (СГК).
Комплексные палетки
Керн
5. Вывод результатов - сводные планшеты; - кросс-плот.
6. Оценка достоверности полученных результатов		Освоение
Керн
Рис. …. Структурная схема технологии интерпретации данных ГИС для осадочных пород площадей Пермского Прикамья

Рис. ….. Пример количественной обработки ГИС в системе ПРАЙМ

(скважина 733 Павловское месторождение)

3.Расчет коэффициента нефтенасыщености (Кн) – проводится по формуле Арчи-Дахнова. Программа предназначена для расчета непрерывных кривых коэффициента нефтенасыщенности Кн, параметра насыщения Рн и нефтенасыщенной пористости

Для разрезов Пермского Прикамья используются формулы:

Оценка характера насыщения выделенных коллекторов проводиться по коэффициенту нефтенасыщенности Кн.

На качественном уровне для оценки насыщенности можно использовать метод нормализации НК-БК (метод нормализации)

Источником информации о содержании нефти и газа в породах является электрическое сопротивление пород. Эффект нефти на кривых сопротивлений по данной методике выявляется путем учета влияния количества воды (пористости) по данным метода сопротивлений и одного из методов пористости (ННКТ, АК, ГГК). Для учета количества воды кривые сопротивления и общей пористости приводятся в эквивалентный по пористости масштаб. Трансформированные кривые совмещаются в водонасыщенных интервалах и сравниваются. Тем самым компенсируются возможные изменения сопротивления за счет изменения соотношения объемов скелета и жидкости в породе, если эта жидкость представлена водой и, причем одинакового сопротивления. Если вместо такой воды в порах окажется нефть или газ, на сопротивлении появляется дополнительное приращение.Расхождение трансформированных кривых в сторону увеличения БК над НК говорит об углеводородном насыщении при отсутствии обводнения пресной водой и записи БК на соленом растворе; расхождение трансформированных кривых в сторону уменьшения БК над НК в тех же условиях говорит о возможной трещиноватости породы.

Рис. Определение насыщенности методом нормализации НК-БК

(скважина 527 Озерное месторождение)

4. Литологическое расчленение разреза определяется заранее путем формализации существующих критерием интерпретации и правил выделения объектов.

Согласно петрофизической классификации пород к чистым породам относятся породы, у которых примесь другого компонента составляет не более 5 %. Учитывая погрешности определения петрофизических характеристик по данным ГИС, эту границу принимается за 10 %. Для выделения переходных разностей используются границы 50 и 75 % (табл. 2.1).

В качестве кривых – признаков используем кривые объемного содержания доломита Кд_ск и глин Кгл_ск в скелете породы, полученные по объемной модели:

Информация для литологического расчленения: для карбонатного разреза

Условие Кд_ск	Условие Кгл_ск	Литология
Кд_ск<0.1	Кгл<0.1	известняк
0.75≤Кд_ск≤1.0	Кгл<0.1	доломит
	0.35≤Кгл_ск≤1.0	глина
Кд_ск≤0.1	0.25≤Кгл_ск≤0.35	мергель
Кд_ск≤0.1	0.1≤Кгл_ск≤0.25	известняк глинистый
0.75≤Кд_ск≤1.0	0.35≤Кгл_ск≤1.0	доломит глинистый
0.1≤Кд_ск≤0.5	Кгл_ск≤1.0	известняк доломитизированный
0.5≤Кд_ск≤0.75	Кгл<0.1	доломит известковистый
0.1≤Кд_ск≤0.5	0.1≤Кгл_ск≤0.35	известняк доломитизированный, глинистый
0.5≤Кд_ск≤0.75	0.1≤Кгл_ск≤0.35	доломит известковистый глинистый

для терригенного разреза

Условие Кп_нк	Условие Кгл_ск	Литология
Кп_нк≥0.5	Кгл≤0.1	песчаник
Кп_нк≥0.5	0.1≤Кгл_ск≤0.3	песчаник глинистый
Кп_нк≥0.5	0.3≤Кгл_ск≤1.0	глина

Для выделения доломитизированных карбонатов можно использовать методику нормализации НК-АК.

Если трансформированные кривые совмещать в известняках, то в доломитах и доломитизированных известняках будет наблюдаться приращение кривой АК над кривой НК, в ангидритах и песчанистых разностях - НК над АК (рис. 2.4) [4]. К основным факторам, снижающим эффективность применяемого комплекса ГИС (КС, БКЗ, БК, ИК, ГК, ННКТ, АК, ДС) при решении задач выделения коллекторов и определения характера их насыщения на территории Пермского Прикамъя, являются:

1. Тонкослоистость разреза независимо от района работ, стратиграфической принадлежности и литологического состава пород. Мощность однородных геофизических пластов-коллекторов (согласно критериям однородности) ≤ 1 в продуктивных частях разрезов большинства месторождений составляет 90% и более. Это обуславливает резкое снижение точности определения физических и геофизических параметров по данным ГК, ННКТ, АК, БК, ИК — основных методов, используемых для решения вышеуказанных задач.

2. Литологическая неоднородность большое многообразие структурно-генетических типов пород в карбонатных частях разрезов и, как следствие, отсутствие тесной связи между Кп и Кпр.

3. Наличие на площадях Предуральского прогиба коллекторов в низкопористых частях карбонатных разрезов, в том числе и в интервалах с повышенной радиоактивностью.

Рис.. Определение насыщенности и литологии пород по комплексу НК-БК-АК (скважина 407 Озерное месторождение)

.

Рис... Зоны трещеноватости по Ке (скважина 437 Озерное месторождение)

Рис. 3.4. Выделение интервалов, промытых нагнетаемыми водами, по СГК (скважина 762 Красноярско-Куединское месторождение)

3.3. Сложности выделения коллекторов в терригенном разрезе.

Сложность выделения коллекторов в терригенной части разреза на площадях Пермского Прикамья в основном определяется степенью их уплотнения и глинистости. Наиболее просто задача выделения коллекторов решается для бобриковских отложений, где пласты-коллекторы представлены в основном мелко- и среднезернистыми, а также разнозернистыми кварцевыми песчаниками. Для чистых неглинистых песчаников на площадях Предуральского прогиба используется Кп

Вопрос 12. Гидродинамические методы исследования

Вопрос 12. Гидродинамические методы исследования