Под оперативной интерпретацией данных ГИС понимают подготовку и выдачу геологической службе буровых предприятий заключений о наличии в разрезах скважин нефтегазонасыщенных пластов с указаниями их основных параметров (мощности, пористости, нефтенасыщенности) и рекомендации об испытаниях. Оперативная интерпретация производится на всех этапах разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, включая бурение первых скважин, когда отсутствуют достоверные сведения об изучаемых геологических разрезов и не установлены конкретные зависимости между геофизическими величинами и коллекторскими свойствами. Поэтом в отличии от результатов сводной интерпретации определяемых характеристики коллекторов носят качественный или полуколичественный характер, например указывается общая, а не эффективная мощность коллектора, дается прогнозная оценка характера их насыщения, а не коэффициенты нефтегазонасыщенности. Для полуколичественной оценки используются зависимости соседних месторождений.
Схема оперативной интерпретации включает следующие этапы:
- контроль качества каротажных материалов;
- расчленение разрезов, определение границ пластов и соответствующих им значений геофизических величин (Апс, ρк, Δt, ΔJγ, ΔJnγ). На этом этапе производят также определение удельных сопротивлений ρзп, ρпп, ρп.
- выделение коллекторов и определение их мощности;
- прогнозная оценка характера насыщения (нефть, газ, вода) продуктивных пластов.
Перечисленные задачи более просто решаются в терригенном разрезе. По сходству геофизических характеристик к ним примыкают гранулярные карбонатные коллекторы. Для выделения и оценки коллекторов, сложенных несколькими минералами или обладающих сложной структурой порового пространства используют специальные методики. Оперативная интерпретация начинается с расчленения исследуемых разрезов на отдельные пласты и с определения их границ, затем, против интересуемых пластов измеряют кажущиеся значения геофизических величин. В дальнейшем на этапе геологической интерпретации определяются: литологический состав, эффективные мощности, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности. Границы пластов и пропластков определяют по характерным точкам на кривых каждого вида каротажа.
При этом определяются и их геофизические значения. Далее производят литологическое расчленение разреза скважин и выделения коллекторов. Значение пористости определяется в основном по данным электрического, радиоактивного и акустического каротажей, а глинистость – по кривым КС и БК. Выделенные в разрезе коллекторы разделяют на продуктивные (нефтеносные, нефтегазоносные и газоносные) и не продуктивные, т.е. определяют характер насыщении пластов. При оперативной интерпретации также определяется переходная зона и положение ГЖК.
Сводная интерпретация и ПЗ НиГ.
Сводная интерпретация проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазовых месторождений. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических и гидродинамических материалов. Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпывающих данных для ПЗ и составления проекта разработки месторождения.
Для определение запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:
- площадь Sн нефтенасыщенной части коллектора;
- эффективная мощность нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине hэф и ее среднее значение hэф.ср по всей залежи;
- пористость Кп по отдельным коллекторам и Кп.ср;
- коэффициент нефтенасыщенности Кн и Кн.ср;
- плотность нефти в стандартных условиях σн;
- объемный коэффициент ;
- βн – вероятное значение коэффициента вытеснения нефти из коллектора и βн.ср.
Коэффициент вытеснения зависит от нефтеотдачи коллекторов, определяемый разностью коэффициентов Кн и Кн0 (начальная и остаточная нефтенасыщенности), от охвата пласта эксплуатационными скважинами, от темпов отбора.
По перечисленным параметрам определяются геологические запасы нефти Qгеол: и извлекаемые запасы Qизвл: .
Геологические запасы газа подсчитываются по следующей формуле: , где Sг – площадь газоносной части коллектора, Кг.ср – среднее значение газонасыщенности, Кп.ср – среднее значение пористости, hэф.ср – среднее значение эффективной толщины, αt=293/T – поправка за приведение объема газа от пластовой температуры к температуре 293°К, P, Pк – пластовые давления в начальный и конечный период разработки, Zг, Zгк – коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный периоды разработки, βг – коэффициент газоотдачи, изменятся от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и от давления.
Большинство параметров, необходимых для ПЗ определяют непосредственно по данным ГИС: hэф, Кп, Кн, Кг. По комплексу ГИС и результатам испытаний: ГЖК, а при построении структурных карт используются Sн и Sг. Остальные параметры: σн, βн, P, Pк, Zг, Zгк – находят по результатам испытаний отобранных проб нефти и газа. При сводной интерпретации обосновываются определяемые параметры.