Зняття значень з кривих бокового каротажного зондування

Значення геофізичних параметрів (Гпар) пласта можна вирахувати, знаючи величину відхилення кривої (“l” в см) від лінії відліку з врахуванням горизонтального масштабу реєстрації:

, (7.1)

де: Гпар – значення геофізичного параметру пласта; l - відхилення кривої від лінії відліку в см; M – горизонтальний масштаб реєстрації геофізичного параметра (наприклад, 1 Ом·м/см).

Для кривих геофізичних параметрів, які мають симетричний характер, відхилення кривої (l) береться напроти середини пласта (Рис. 7.1, а).

Рисунок 7.1 – Зняття середніх, оптимальних і максимальних значень з кривих уявного опору

Для градієнт зондів, враховуючи несиметричний характер кривої, напроти пласта можемо мати різне значення геофізичного параметру (уявного опору): rmax – максимальне; rmin – мінімальне; rопт – оптимальне; rсер – середнє.

В залежності від співвідношення товщини пласта (h) до розміру зонда (Lз) – h/Lз слід визначати rуо таким чином:

(7.2)

Оптимальне значення УО (rоптуо) береться в точці на кривій, яка знаходиться на відстані — Lз/2 від середини пласта вниз для послідовного або вверх для оберненого зонда.

Середнє значення визначається за формулою:

, (7.3)

де: S – площа проти пласта охопленої кривою УО – без інтервалу екранування (Lз).

Максимальне значення rуо знаходиться в підошві або в покрівлі пласта.

Побудова фактичної кривої БКЗ

Побудова фактичної кривої зондування здійснюється на білогарифмічному бланку, де по осі “X” відкладаються значення роз­міру зондів в метрах, а по осі “У” – значення уявного електричного опору для цих зондів напроти конкретного пласта в Ом·м.

В результаті побудови фактичної кривої зондування можуть бути різні її типи (Рис. 7.2):

1. двошарова типу “а” – понижуючого характеру, коли rсrп – рисунок 7.2, б;

2. тришарова типу “а” – понижуючого характеру, коли rсrп – рисунок 7.2, г.

Для визначення типу фактичної кривої зондування необхідно порівняти її з теоретичними двошаровими кривими шляхом співставлення хреста фактичної кривої БКЗ з хрестом теоретичних кривих.

Якщо фактична крива на протязі зміни всіх розмірів зондів повторює аналогічну подібну форму теоретичної двошарової, то во­на і є двошаровою – типу “а”, або “б” (Рис.7.3). Якщо із збільшенням розміру зонда, фактична крива БКЗ пере­сікає теоретичні двошарові все більшого модуля:

, (7.4)

– фактичний хрест кривої БКЗ з координатами (ρс і dс); rс – питомий електричний опір промивної рідини (ПР), rп – питомий електричний опір пласта без проникнення промивної рідини, rзп – питомий електричний опір зони проникнення

Рисунок 7.2 – Фактичні криві БКЗ

———— – теоретичні криві типу 1-а і 1-б;

- - - - - - - – фактичні криві зондування типу 1-а;

- · - · - · - – фактичні криві зондування типу 1-б;

- - · · - - · · – фактичні криві зондування типу 2-а;

- · · - · · - – фактичні криві зондування типу 2-б.

Рисунок 7.3 – Співставлення фактичних кривих БКЗ із двошаровими теоретичними кривими

то маємо справу з тришаровою кривою типу “2-а”:

, (7.5)

а якщо фактична крива, із збільшенням розміру зонда, пересікає теоретичні двошарові все меншого модуля (μ), то маємо справу з тришаровою кривою типу “3-б”:

. (7.6)

Визначення типу фактичної кривої БКЗ має важливе значення, так як дає можливість виявляти наявність пластів-колекторів і підіб­рати відповідну теоретичну палетку кривих БКЗ для інтерпретації фактичної кривої БКЗ.

7.3 Порядок виконання лабораторної роботи

1. Знімають значення з кривих бокового каротажного зондування. Результати записують в таблицю 6.1.

2. За даними значеннями опору пласта для різних зондів будують фактичну криву зондування.

3. Зіставляють фактичну криву з теоретичною та визначають тип даної кривої.

7.4 Контрольні питання

1. Методика зняття показів із кривих бокового каротажного зондування.

2. Класифікація фактичних кривих бокового каротажного зондування.

3. Побудова фактичної кривої бокового каротажного зондування.

4. Що таке двошарова крива зондування та її типи.

5. Що таке тришарова крива зондування та її типи.

7.5 Література

1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982, - 448 с.

2. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. 2-изд., перераб. М., Недра, 1981. 182 с.

3. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник под ред. В.М. Добрынина. М., Недра, 1988. 476 с.

Лабораторна робота №8

Виділення пластів-колекторів і визначення Кп і Кнг за даними ГДС

8.1 Мета роботи

Ознайомитись з методикою ви­ділення порід-колекторів, визначення Kп і Кнг за даними ГДС, а також набути практичних навиків при вирішенні даних задач.

8.2 Теорія

Виділення порід-колекторів за даними ГДС – є однією із важливих задач, але в цей же час і трудною, особливо, коли маємо справу з складнопобудованими колекторами. Розв’язок даної задачі базується на тому, що колекторські властивості та характер флюїду, який знаходиться в порах колектора, впливають на покази геофізичних параметрів. Таким чином, одержуємо геофізичну характеристику для різного типу колекторів, яка дозволяє розв’язувати обернену задачу. Чим більше є геофізичної інформації по розрізу свердловин, тим більш впевнено можна здійснити виділення колекторів.

Нижче дається обмежена характеристика колекторів з викорис­танням геофізичної інформації методів: УО, ПС, ГК, НГК, dс:

1. УО – наявність приросту електричного опору за даними мікрокаротажу (ΔrМК≠0), тришарова крива БКЗ;

2. ПС – наявність аномалії (як правило);

3. ГК (Iγ) – малі значення Iγ=(2¸8) мкР/год. (виключаючи випадки поліміктових пісковиків), для яких Iγ може мати велике значення;

4. НГК (Inγ) – середні, значення Inγ=(1.2¸1.4) ум.од.;

5. dc – незначне зменшення діаметра свердловини, порівнюючи з діаметром долота (dc

Визначення Kп і Kнг за данини ГДС

Принцип визначення Kп і Kнг за даними ГДС базується на тому, що значення геофізичних параметрів, що реєструються, в тій або в іншій мірі залежать від величин Kп і Kнг.

Для практичного розв’язання даних задач використовують геофізичні параметри, які мають найбільший взаємозв’язок з Kп і Kнг.

Методики визначення Kп за даними ГДС

Коефіцієнт пористості впливає на показники багатьох геофі­зичних параметрів. Обмежимось аналізом даного впливу при таких методах: УО, ПС, ГК, НГК, АК.

Метод УО

Як відомо з теорії методу електричного опору збільшення Kп приводить до зменшення опору зони проникнення, якщо вона заповнена електропровідним флюїдом, тобто існує обернена залежність між rзп і Kп.

Коефіцієнт пористості може бути виражений через параметр пористості:

, (8.1)

де: Pп – параметр пористості; Kп – коефіцієнт пористості; m – структурний показник, який залежить від форми порових каналів і, в основному рівний 2; rвп – опір водоносного пласта; rв – опір пластової води; rпп - опір повністю промитої зони; rзп – опір зони проникнення – визначається за даними МК; q – коефіцієнт за залишкову водонасиченість (q=0.75); Q – коефіцієнт за залишкову нафтонасиченість (Q=1.25); rф – опір флюїду промивної рідини (rс), rф=0.75rс.

Рисунок 8.1 – Залежність Рп від Kп

Метод ПС

Для незаглинизованих колекторів існує прямий зв’язок міх DUПС і Kп (Рис.8.2).

Рисунок 8.2 – Залежність DUПС від Kп

Враховуючи те, що на величину аномалії ПС крім Kп впливав ще багато інших факторів, один із яких це опір промивної рідини, тому доцільно використовувати не абсолютне значення аномалії ПС, а відносне (Рис.8.3):

, (8.2)

де: DUxПС – аномалія ПС для пласта з невідомим Kп; DUmaxПС – аномалія ПС для пласта з відомим Kп (опорний пласт з максимальним значенням Kп).

Рисунок 8.3 – Залежність DUПСвід. від Kп

Метод ГК

Як відомо із теорії даного методу, інтенсивність Ig залежить від наявності глини в колекторі (в заглинизованих колекторах). Чим більш заглинизовані колектори, тим менше значення Kп і тим більші по­казники інтенсивності гамма-випромінювання.

Таким чином, для таких колекторів існує обернена залежність між інтенсивністю Ig і Kп (Рис .8.4, а).

Рисунок 8.4 – Залежність Jg (а) та DJgвід. (б) від Kп

Враховуючи те, що абсолютне значення залежить ще і від багатьох інших факторів, крім глинистості, то доцільно вико­ристовувати відносне значення гамма-випромінювання (Рис. 8.4, б):

, (8.3)

де Igmin, Igmax – значення інтенсивності гамма випромінювання для опорних пластів з відомим значенням коефіцієнта пористості (відповідно максимального і мінімального); Igx – інтенсивність гамма-випромінювання для пласта з невідомим значенням Kп.

Метод НГК

З теорії методу НГК відомо, що значення інтенсивності ра­діаційного випромінювання Ing, в основному, залежить від кількості водню в гірських породах. Таким чином, чим більше значення Kп тим більший вміст водню в даних породах. Між інтенсивністю Ing і Kп є пряма залежність, тобто збільшення Kп приводить до збільшення Ing (Рис. 8.5, а).

Рисунок 8.5 – Залежність Jg (а) та DJgвід. (б) від Kп

Враховуючи те, що абсолютне значення Ing також залежить ще і від інших факторів, то доцільно використовувати відносне значення радіаційного гамма-випромінювання (Рис. 8.5, б):

, (8.4)

де Ingx – інтенсивність викликаного гамма-випромінювання для пласта з невідомим значенням Kп; Ingx – інтенсивність викликаного гамма-випромінювання для опорних пластів з відомим значенням Kп (відповідно максимальним і мінімальним).

Метод АК

Швидкість розповсюдження пружних хвиль в гірських породах має прямий зв’язок з густиною гірських порід і обернений з Kп (Рис. 8.6, а, б).

Рисунок 8.6 – Залежність V від d (а) та Kп (б) і DT від Kп (в)

Зв’язок між швидкістю пружних хвиль, інтервальним часом і коефіцієнтом пористості представлений наступними формулами:

. (8.5)

Як видно із формул, існує прямий зв’язок між DT і Kп (Рис. 8.6, в).

Знаючи значення DT – для пласта за даними АК, DTск – для скелета порід даного пласта і DTф – для рідини яка заповнює пори (промивна рідина) можна визначити Kп.

Методика визначення Kп за даними ГДС зводиться, до того, що для кожного геологічного району будуються залежності взаємозв’язку між даними геофізичними параметрами та Kп, який визначений спочатку за даними кернового матеріалу. Потім дану залежність використовують для визначення Kп, маючи тільки дані геофізичних параметрів.

Методика визначення Kнг за даними ГДС

Коефіцієнт нафтогазонасиченя (Kнг) впливає на покази ба­гатьох геофізичних методів. Найбільш тісний взаємозв’язок є Kнг з електричним опором гірських порід. Збільшення значень Kнг приводить до збільшення електричного опору (Рис. 8.7, а), при всіх незмінних інших факторах.

Для того, щоб уникнути впливу на покази електричного опору пласта ряду інших факторів, крім Kнг, використовують відносне значення опору пласта з будь-яким Kнг до опору даного пласта, коли Kнг=0 %, а Kв=100 %, тобто до опору водоносного пласта. Це відно­шення називають відносним параметром насичення:

, (8.6)

де: rп – опір пласта з невідомим Kнг, який визначається за даними БКЗ, БК, ІК; rвп – опір даного пласта коли Kв=100%.

Рисунок 8.7 – Залежність rп (а) та Pн (б) від Kнг

Опір водоносного пласта rвп у виразі Рн можна визначити че­рез параметр пористості:

, (8.7)

, (8.8)

тоді:

. (8.9)

Залежність параметра насичення від коефіцієнта нафтогазонасиченя приведена на рисунку 8.7, б.

8.3 Порядок виконання лабораторної роботи

1. На основі аналізу геофізичної характеристики, яка притаманна пластам-колекторам, студенти виділяють інтервали в розрізі свердловини, які представлені колекторами.

2. Для виділених пластів-колекторів визначають значення геофі­зичних параметрів rзп, rп, DUПС, Ig, Ing, DT, які вико­ристовуються при визначенні Kп і Kнг.

3. Дають висновок про правильність виділення колекторів, визначення Kп і Kнг за даними ГДС.

4. Оформляють звіт.

8.4 Контрольні питання

1. Методика виділення колекторів за даними ГДС.

2. Методика визначення Kп за даними методів електричного опору.

3. Методика визначення Kп за даними методу ПС.

4. Методика визначення Kп за даними методу ГК.

5. Методика визначення Kп за даними методу НГК.

6. Методика визначення Kп за даними методу АК.

7. Методика визначення Kнг за даними методів електричного опору.

8.5 Література

1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982, - 448 с.

2. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. 2-изд., перераб. М., Недра, 1981. 182 с.

3. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник под ред. В.М. Добрынина. М., Недра, 1988. 476 с.