Стандартный каротаж включает запись
потенциал-зондом (ПЗ) А 0,5М6N или
А 0,5М11N с одновременной записью
кривой потенциалов собственной поляризации
(СП). Стандартный каротаж в
продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 полностью выполнен в 4455
скважинах (81%). 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) выполнено последовательными
градиент-зондами размерами АО=0,45; 1,05м; 2,25м; 4,25м и одним обращенным
зондом (ОГЗ) размером 2,25м в 5479 скважинах (99,6%). В 8-ми скважинах БКЗ не
выполнен и в 16-ти - выполнен частично, в 4-х скважинах из них забракованы
зонды 0,45; 1,05м и 4,25м (табл. 1.5.2). Масштаб записи кривых КС_2,5Омм/см.
Применяемая аппаратура - Э.1, К-3.
Таблица
1.5.2
Анализ
выполнения геофизических исследований по методам
в скважинах Самотлорского месторождения,
пробуренных после 01.01.87г.
Метод ГИС
|
Число скважин
|
% выполнения ГИС
|
есть исследования
|
нет (брак) исследований
|
П3
|
4457
|
1046(2)
|
81.0
|
СП
|
5500
|
3(2)
|
99.9
|
БКЗ
|
5479
|
24(4)
|
99.6
|
ИК
|
2972
|
2531 (3)
|
54.0
|
БК
|
2978
|
2525(4)
|
54.1
|
МКЗ
|
2637
|
2866(5)
|
47.9
|
МБК
|
179
|
5324(-)
|
3.3
|
КВ
|
2720
|
2783(4)
|
49.4
|
ГК
|
5498
|
5(2)
|
99.9
|
НК
|
5491
|
12(4)
|
99.8
|
АК
|
78
|
5425(-)
|
1.4
|
ГГК
|
73
|
5430(1)
|
1.3
|
Индукционный
метод (ИК) выполнен в 2972г скважинах
(54%), в 3-х скважинах материалы ИК забракованы (табл. 1.5.2). Масштаб записи
ИК 25 мСим/м/см, аппаратура ИК-100, ПИК-1М, КАС, АИК-М, зонды 4ФО,75; 4И1; 6Ф1.
Качество первичных материалов удовлетворительное. В 20-ти скважинах выполнено
индукционное зондирование 5-ю зондами разной глубинности аппаратурой ВИКИЗ.
Качество материалов хорошее.
Боковой
каротаж (БК) выполнен в 2978 скважинах (54,1%), в 4-х скважинах
материалы забракованы (табл. 1.5.2.). Кривые записаны в логарифмическом
масштабе, аппаратура Э-1, К-3. Качество материалов хорошее и
удовлетворительное.
Микрозондирование
(МКЗ) проведено 2637 скважинах (47,9%), в 5-ти скважинах материалы
МКЗ забракованы (табл. 1.5.2.). В эксплуатационных скважинах микрозондирование
выполняется при угле наклона ствола в интервале детальных исследований не более
150. Запись проводится микроградиент-зондом А0,025М0,025N и
микропотенциал-зондом А0,05М. Масштаб записи 2,5Омм/см. Аппаратура Э-2, МДО.
Качество материалов хорошее и удовлетворительное.
Микробоковой
метод (МБК) выполнен в 179 скважинах
(3,3%). Масштаб записи 2,5Омм/см, аппаратура Э-2, К-3. Качество материалов
хорошее и удовлетворительное.
Кавернометрия
(КВ) выполнена
в 2720 скважинах (49,8%), в 4-х скважинах материал забракован (табл. 1.5.2.).
Запись КВ проводится в скважинах с углами наклона ствола в интервале детальных
исследований не превышающих 150. Масштаб записи 2см/см. Качество
материалов удовлетворительное.
Радиометрические
исследования включают гамма-метод (ГК), который зарегистрирован в 5498 скважинах
(99,9%), и нейтронный метод (НМ), выполненный в 5491 скважине (99,8%).
Забракованы материалы ГК в 2-х скважинах, материалы НК –
в 4-х. Запись кривых РК производилась
аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, РКС-3.Для записи НКТ применялись источники нейтронов Ро-Ве
мощностью 9,1¸14106
нейтрон/сек. Скорость регистрации 350-800м/ч при постоянной времени
интегрирующей ячейки 6-12с.
Материал, в
основном, удовлетворительного качества. Эталонировка аппаратуры РК - на низком
уровне, что сказалось на точности определений Кп по радиоактивным
методам.
Акустический
каротаж (АК) выполнен в 78 скважинах (1,4%). Запись производилась аппаратурой СПАК-4.
Число исследованных скважин недопустимо мало, что приводит к сложностям в
оценке пористости коллекторов.
Гамма-гамма-плотностной метод (ГГК-П) выполнен в 73 скважинах
(1,3%). Запись производилась аппаратурой СГП. Использовался источник Сs-137
мощностью 5,46,3109 А /кг.
Скорость регистрации 200 м/ч. Также как и по АК, число скважин с исследованиями
ГГМ очень мало, что сказывается на качестве интерпретации материалов ГИС.
В итоге по скважинам, пробуренным
после 01.01. 1987г., самый высокий процент невыполнения стандартного комплекса
геофизических исследований приходится на индукционный и боковой методы (по 46%
невыполнения), затем - на микрометоды и кавернометрию (52 и 51% невыполнения
соответственно). Основными причинами недовыполнения комплекса являются следующие:
плохая подготовка скважин к геофизическим работам, низкое качество ремонта
приборов, отсутствие необходимого количества аппаратуры и приборов, большое
число наклонно-направленных скважин с углами искривления ствола более 150.
Имеющийся комплекс ГИС на
Самотлорском месторождении вполне достаточен для решения качественных задач -
выделения продуктивных коллекторов, оценки характера их насыщения, включая
обводнение нагнетаемой водой. Однако, для количественного определения
подсчетных параметров коллекторов в комплексе ГИС фактически отсутствует метод
пористости, и это создает определенные трудности при интерпретации
геофизических материалов.
В таблице 1.5.3. приведены основные
петрофизические уравнения, использованные при интерпретации материалов ГИС,
даны граничные значения параметров для выделения коллекторов и оценки характера
насыщения, указаны величины термобарических поправок в значения пористости для
всех продуктивных пластов.
Таблица
1.5.3
Основные
петрофизические константы и уравнения для определения ФЕС коллекторов по
продуктивным пластам Самотлорского месторождения
Граничные значения,
зависимости
|
АВ11-2
|
АВ13-АВ4-5-АВ8
|
БВ0-8
|
БВ10
|
БВ19-22
|
ЮВ1
|
сп,гр
|
газ - 0,2
нефть 0,3
|
0,35
|
0,35
|
0,35
|
0,4
|
0,4
|
Кп,гр
(атм.усл.), %
|
газ - 19,6
нефть - 21
|
21,6
|
17,7
|
17,7
|
17,1
|
12
|
К (пл.усл.)
для Кп
|
0,95
|
0,95
|
0,94
|
0,93
|
0,925
|
0,92
|
Кп,гр
(пл.усл.), %
|
газ - 18,7
нефть - 19,9
|
20,5
|
16,6
|
16,5
|
15,8
|
11
|
Кп,гр,
мД
|
газ - 0,9
нефть - 1,9
|
1,5
|
1,5
|
1,5
|
1
|
0,5
|
п,гр, Омм
|
4
|
4
|
3,9
|
3,9
|
4-6
|
4-6
|
Кп=f(aсп)
(атм.усл.)
|
Кп=13,2сп+17
|
Кп=13,2сп+17
|
Кп=13,4сп+13
|
Кп =13,4aсп+13
|
Кп=12,8сп+11,98
|
Кп=8,17aсп+8,73
для aсп<0,8
Кп=18,65aсп+0,35
для aсп>0,8
|
Кп=f(aсп)
(пл.усл.)
|
Кп=12,54aсп+16,15
|
Кп=12,54aсп+16,15
|
Кп=12,6aсп +12,22
|
Кп=12,46aсп+12,09
|
Кп=11,78aсп+11,02
|
Кп = 7,52сп + 8
для сп<0,8
Кп=17,16сп +0,322
для сп >08
|
Кпр=f(aсп)
|
lgКпр=4,72aсп-1,48
|
lgКпр=4,72aсп-1,48
|
lgКпр=4,56aсп-1,414
|
lgКпр=4,56aсп-1,414
|
lgКпр=5,88aсп-2,35
для aсп<0,68
lgКпр=1,175aсп+0,85
для aсп>0,68
|
lgКпр=2,94сп-1,47 для сп <0,89
lgКпр=10,08сп-7,82 для сп>0,89
|
Рп=f(Кп)
(пл.усл.)
|
Рп=0,98/Кп1,94
|
Рп=0,86/Кп1,95
|
Рп=1/Кп1,912
|
Рп=1/Кп1,912
|
Рп=1,52/Кп1,72
|
Рп=1,28/Кп1,66
|
Кв=f(Рн)
|
lgКв=f(lgРн,a сп-)
палетка
|
lgКв=[6,44/(lgРн+
+2,76)]-2,301
|
lgКв=[6,88/(lgРн+2,97)]-2,301
|
lgКв=[6,84/(lgРн+2,96)]-2,301
|
lgКв=-0,54lgРн
|
lgКв=2,3(0,72lgРн)-
-2,301
|
в, Омм
|
0,13
|
0,13
|
0,105
|
0,105
|
0,1
|
0,09
|
1.5.2.
Методика интерпретации материалов ГИС
Определение геофизических параметров
Относительная амплитуда СП aсп оценивалась как отношение
амплитуды СП в конкретном интервале DUсп к максимальной амплитуде DUсп,max для определенной
группы пластов в разрезе скважины: aсп=DUсп/DUсп,max
Опорными пластами с максимальной
амплитудой СП для группы пластов АВ являются наиболее чистые слабоглинистые
водонасыщенные коллекторы пласта АВ4-5, для пластов группы БВ8,10
- водоносные коллекторы пласта БВ6, для пластов БВ19-22
и ЮВ1 - чистые водоносные коллекторы пласта ЮВ1.
Оценка УЭСп (rп) коллекторов производилась по
комплексу электрических методов: БЭЗ, ИК, БК. Основным методом оценки rп в эксплуатационных скважинах был
индукционный. Для контроля качества оценки УЭСп на ЭВМ была проведена ручная
обработка кривых БЭЗ по 41 интервалу однородных коллекторов мощностью более 4м.
Расхождения значений rпБЭЗ и
rпЭВМ в среднем не превышают -0,53
Омм, что составляет -3,5%. Надежность оценки УЭСп коллекторов зависит от
степени однородности прослоя, его мощности, качества исходного материала ГИС и
др. В тонких прослоях оценка rп
является ненадежной из-за экранирующего влияния вмещающих пород, зоны
проникновения, отсутствия точных теоретических решений. Поэтому в коллекторах с
Н£1,5
м в отдельных случаях определение УЭСп не делалось.
Оценка двойного разностного параметра
нейтронного метода (DJn) производилась по формуле: DJn=(Jn-Jn,min)/(Jn,max-Jn,min).
В качестве опорного пласта с минимальными показаниями нейтронного метода Jn,min
брались размытые кошайские глины в кровле пласта АВ11-2 со значениями
нейтронной пористости Кп,n=40¸50%. Второй опорный пласт - плотные
прослои с максимальными показаниями Jn,max и Кп,n=2¸5%.
Оценка двойного разностного параметра
гамма метода (DJg ) производилась по формуле: DJg=(Jg-Jg,min)/(Jg,max-Jg,min). В качестве первого
опорного пласта выступали неразмытые глины в продуктивном разрезе с
максимальными показаниями гамма метода Jg,max. Второй опорный пласт -
чистый слабоглинистый коллектор с минимальными показаниями ГК Jg,min.
Литологическое
расчленение разреза и выделение коллекторов
Продуктивный разрез Самотлорского
месторождения, включающий пласты групп АВ, БВ8-10, БВ19-22,
ЮВ1, относится к терригенному типу и включает следующие
литологические разности - песчаники и алевролиты слабоглинистые и глинистые,
песчаники с переслаиванием коллекторов и неколлекторов, аргиллиты и глины, а
также плотные прослои, представленные песчаниками и алевролитами с высоким
содержанием карбонатного вещества. Коллекторами в изучаемом разрезе являются
песчаники и алевролиты.
Аргиллиты и глины выделялись по
максимальным показаниям методов СП, ГК и АК, минимальным показаниям
микрозондов, бокового и нейтронного методов, увеличению диаметра скважины на
кавернограммах.
Плотные прослои выделялись по
максимальным показаниям микрозондов, БК и НК, минимальным значениям DТ.
Выделение коллекторов производилось по комплексу
геофизических методов с использованием прямых качественных и косвенных
количественных признаков. К качественным признакам коллекторов относятся
следующие: наличие глинистой корки на стенках скважин, положительные приращения
на кривых микрозондов, отрицательная амплитуда СП, минимальные показания на
диаграммах гамма-метода. Кроме качественных признаков используются также
косвенные количественные признаки, которые необходимы для выделения коллекторов
в эксплуатационных скважинах, где в комплексе зачастую отсутствуют исследования
МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, которым широко пользуются при
выделении коллекторов в терригенном разрезе Самотлорского месторождения,
является граничное значение относительной амплитуды метода потенциалов
собственной поляризации (aсп,гр).
Граничное значение коллектор -
неколлектор aсп,гр
по Самотлорскому месторождению при предыдущем подсчете запасов в 1987 г было установлено следующим образом. По скважинам, в которых есть исследования микрометодами и
каверномером, строились интегральные распределения значений aсп в интервалах коллекторов и
неколлекторов, установленных по прямым качественным признакам, т.е. по данным
МКЗ и КВ. Точка пересечения интегральных распределений aсп для массивов коллекторов и
неколлекторов дает граничное значение относительной амплитуды (aсп,гр). В результате при подсчете
запасов 1987 г. были установлены граничные значения aсп, которые приведены в таблице
1.5.4.
Таблица
1.5.4.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19
|