Файл: В. Н. Косков геофизические исследования.pdf

62 глинистости этих пород. Эта зависимость настолько очевидна, что по дан- ным ГК можно оценивать степень глинистости карбонатных пород.
Показания на диаграммах НГК против плотных пород максимальные, против высокопористых и кавернозных пород пониженные. Глинистые карбонатные породы также отмечаются низкими значениями НГК. Отли- чить их от пористых пород удается путем сопоставления диаграмм НГК с диаграммами ГК и ПС, на которых глинистые породы четко отображают- ся. В плотных карбонатах диаметр скважины соответствует номинальному, в глинистых разностях и в кавернозных породах он несколько увеличен, в пористых породах наблюдается образование глинистой корки.
Галогенный разрез.Разрез, представленный гидрохимическими отло- жениями, расчленяют в основном по данным ядерных методов (ННК, ГК и
ГГК) с использованием результатов АК и кавернометрии. В этом разрезе по данным ГИС устанавливается наличие следующих литологических раз- ностей: гипса – по низким показаниям ННК и высокому водородосодержа- нию при низкой пористости (менее 1 %) – по данным ГГК и АК; ангидри- та – по высоким показаниям ННК, при низкой пористости – по данным
ГГК и АК; каменной соли – по высоким показания ННК при увеличении диаметра скважины на кавернограмме и низкой естественной радиоактив- ности (ГК); калийных солей – по высоким показаниям ННК и ГК и увели- чению диаметра скважины на кавернограмме. Прослои глины и аргиллита в гидрохимических отложениях выявляют по тем же признакам, что и в карбонатно-терригенных разрезах.
Составление геолого-геофизического разреза одной скважины и
межскважинная корреляция. Основные задачи, решаемые при составле- нии геолого-геофизического разреза каждой скважины, заключаются в расчленении пройденных при бурении пород на отдельные слои (пласты), в определении их литологического состава и стратиграфической принад- лежности. При этом отдельным слоем (или пластом) считают ту часть раз- реза скважины, которая сложена однородными породами и поэтому на диаграммах ГИС характеризуется более или менее постоянными величи- нами геофизических параметров. Границы между соседними пластами определяют по комплексу ГИС и проводят в местах резкого изменения фи- зических свойств. Разрешающая способность почти всех методов ГИС та- кова, что по их данным можно уверенно выделить пласты, мощность кото- рых не превышает 1 м, а применив особые методы ГИС, можно обособить пласты толщиной всего лишь 10–15 см.
Выяснение литологического состава выделенных пластов базируется на материалах обработки керна и шлама, а стратиграфическое расчленение основывается на палеонтологических данных. Границы стратиграфических подразделений следует увязывать с местами наиболее резкого изменения

63 литологического состава, так как фактически в основе стратиграфического расчленения лежит литологический признак.
При межскважинной корреляции разрезов скважин по данным ГИС предполагается, что один и тот же пласт в разрезах разных скважин одина- ково отражается на диаграммах ГИС и характеризуется очень похожими по конфигурации каротажных кривых участками разреза. Сходство конфи- гурации сопоставляемых участков диаграмм ГИС является наиболее важ- ным и убедительным признаком тождества пласта, прослеживаемого в разрезах ряда скважин. Особенно сильное сходство наблюдается в мощных опорных пластах, резко отличающихся от соседних пород по физическим параметрам и распространенных по всей изучаемой площади. Такими опорными пластами (реперами) могут быть, например, карбонатная толща плотных доломитов и доломитизированных известняков сакмарского яру- са, глинистые пачки верея, непроницаемые известняки саргаевского и кы- новского горизонтов.
Корреляцию разрезов соседних скважин лучше всего начинать с отождествления во всех обследуемых разрезах одного или нескольких опорных горизонтов, отчетливо прослеживающихся по диаграммам ГИС.
После того как разрезы скважин в первом приближении сопоставлены, приступают к их детальной корреляции. Задачей сравнения является выде- ление тех же слоев, пачек и горизонтов, которые были установлены ранее в первой скважине. Пласты, слои и пачки прослеживаются по сходству кон- фигураций диаграмм ГИС. Для выявления основных закономерностей строения разреза и ликвидации локальных неоднородностей, зафиксиро- ванных на каротажных кривых, целесообразно составлять интегральные диаграммы ГИС. Для этого разрез исследуемой скважины разбивают на неравные интервалы, каждый из которых представляет участок кривой
ГИС, объединяющий точки на каротажной диаграмме с близкими друг к другу показаниями того или иного геофизического параметра. Такой под- ход позволяет решить задачу стратификации разрезов скважин с помощью выделения на интегральных диаграммах маркирующих (реперных) пластов различного класса, по которым также можно определить глубины сейсми- ческих отражающих горизонтов, интервалы водоносных и водоупорных толщ. Детальное расчленение разрезов скважин дает возможность страти- фицировать вскрытые отложения, согласно принятым стратиграфическим индексам, проследить выделенные подразделения разреза во всех скважи- нах, наблюдая при этом за изменениями их мощности и литофациальной изменчивостью. Следует отметить, что иногда корреляцию некоторых ча- стей скважин удается осуществить даже по диаграммам одного геофизиче- ского параметра.
Сведения корреляции можно представить в виде чертежа, который называют корреляционной схемой. Для более удобного сопоставления раз-

64 резов один из пластов в верхней части сравниваемого комплекса отложе- ний принимается за горизонтальную плоскость, которая на чертеже изоб- ражается горизонтальной линией (линией сопоставления). Разрезы всех скважин выравниваются по этому пласту, в связи с чем все изменения мощности нижележащей толщи пород становятся легко заметными. Гра- ницы одновозрастных слоев в разных скважинах, соединяются прямыми линиями. Для более удобного чтения корреляционной схемы на одной из колонок какой-либо скважины обычно изображают литологический состав разреза. Весьма важным моментом при составлении корреляционной схе- мы является выбор опорного пласта (горизонта), по которому проводится сопоставления всех разрезов скважин, участвующих в корреляции (рис.
13).
Рис. 13. Сопоставление геолого-геофизических разрезов терригенной толщи нижне- го карбона (подошва тульского горизонта в скв. 3302 находится на глубине 1248 м, в скв.3540 – 1258 м, в скв.3541 – 1217 м): 1 – песчаники; 2 – песчаники глинистые; 3 – алевролиты; 4 – аргиллиты; 5 – аргиллиты с прослоями угля; 6 – известняки глинис- тые; 7 – известняки; 8 – нефтеносность
Корреляционная схема, в которой не только отражены данные о лито- логическом составе пород и их возрасте, но и приведены диаграммы ГИС, является схемой нормального геолого-геофизического разреза.

65
Сопоставление между собой разрезов одновозрастных отложений по материалам ГИС нескольких разведочных площадей называется межрай-
онной корреляцией и позволяет оценить перспективы на предмет содержа- ния и углеводородного сырья, и др.
3.2. Оперативная и сводная интерпретация данных ГИС
Под оперативной интерпретацией данных ГИС понимают подготов- ку и выдачу геологической службе буровых предприятий заключения о наличии в разрезах скважин нефтегазонасыщенных пластов с указанием их основных параметров (мощности, коэффициентов пористости и нефтега- зонасыщенности) и рекомендаций об испытаниях. Она производится на всех этапах разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, вклю- чая бурение первых скважин, когда отсутствуют достоверные сведения об изучаемых геологических разрезах и не установлены конкретные зависи- мости между геофизическими величинами и коллекторскими свойствами.
Поэтому, в отличие от результатов сводной интерпретации, определяемые характеристики коллекторов носят качественный или полуколичественный характер: например, указываются общие, а не эффективные мощности коллекторов, дается прогнозная оценка характера их насыщения, а не ко- эффициенты нефтегазонасыщенности и т.п [6, 7].
Задачами оперативной интерпретации являются:
– контроль качества каротажных материалов;
– расчленение разрезов, определение границ пластов и соответствую- щих им значений геофизических величин (А
п.с
,

к
,

t,

I

,

In

, и др.) за счет влияния условий измерений. На этом этапе определяют также удель- ные сопротивления

п.в
,

п.п
,

з.п
,

п
;
– выделение коллекторов и определение их мощности;
– прогнозная оценка характера насыщения (нефть, газ, вода) продук- тивных пластов.
Перечисленные задачи наиболее просто решаются для терригенного разреза и для сходных по геофизическим характеристикам гранулярных карбонатных коллекторов. Для выделения и оценки коллекторов, сложен- ных несколькими минералами или обладающих сложной структурой поро- вого пространства, используют специальные методики проведения иссле- дований. Оперативную интерпретацию данных ГИС начинают с расчлене- ния исследуемых разрезов на отдельные пласты, отличающиеся по геофи- зическим величинам, и определяют их границы. После этого против ин- терпретируемых пластов производят отсчеты измеренных кажущихся зна- чений геофизических величин и исправляют их с учетом влияния условий измерений. В дальнейшем, на этапах геологической интерпретации, по со-

66 вокупности данных о физических свойствах пород определяют их геологи- ческие характеристики: литологический состав, эффективные мощности, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности.
Операция по расчленению разрезов производится на качественном уровне: в отдельные пласты выделяют интервалы, против которых на диа- грамме зафиксированы существенные изменения нескольких геофизиче- ских величин по сравнению с вмещающими породами. Учитывая различ- ные причины изменений этих величин (смену литологического состава, пористости, проницаемости, характера насыщения пород), расчленение разрезов производят, используя весь комплекс геофизических данных. Ес- ли в пределах одного пласта наблюдаются небольшие изменения одной или нескольких геофизических величин, то такой пласт разбивают на про- пластки.
Границы пластов и пропластков определяют по характерным точкам на кривых каждого вида каротажа. Удельные сопротивления измеряют электрометодами, а значения А
п.с
,

I

,

I
n

,

t определяют путем отсчета измеренных значений этих величин против интерпретируемых пластов и дальнейшего исправления их с учетом влияния диаметра скважины, тол- щины глинистой корки, свойств пластовой жидкости, вмещающих пород, инерционности измерительных схем. Далее производят литологическое расчленение разрезов скважин и выделяют коллекторы.
Значения пористости определяют в основном по данным электриче- ского, радиоактивного и акустического каротажа, глинистость – по кривым
ПС и ГК.
Выделенные в разрезе коллекторы разделяют на продуктивные
(нефтеносные, нефтегазоносные, газоносные) и непродуктивные (водонос- ные), т.е. определяют характер насыщения пластов. Данные ГИС позволя- ют дать только прогнозную оценку характера насыщения коллекторов, на основании которой пласты рекомендуют к испытаниям. Достоверную оценку характера насыщения получают при испытании пластов. При опе- ративной интерпретации также определяют переходную зону и положение газожидкостных контактов (ГЖК).
Оперативная интерпретация данных ГИС в разрезах со сложнопостро- енными коллекторами отличается от описанной выше только их геологи- ческой интерпретацией.
Сводная интерпретация включает в себя обобщение всех геологиче- ских, геофизических материалов и результатов испытаний, полученных для продуктивных пластов. Она проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазового месторождения.
Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпывающих данных для подсчета запасов нефти и газа месторождения и составления проекта его разработки.

67
Для определения запасов нефти в пласте необходимо знать следую- щие параметры: площадь S
н нефтенасыщенной части коллектора; эффек- тивную мощность h
эф нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине и ее среднее значение h
эф.ср
; пористость K
п и ее среднее значение K
п.ср в пре- делах эффективной мощности; нефтенасыщенность K
н и ее среднее значе- ние K
н.ср
; плотность

н нефти при стандартных условиях; объемный коэф- фициент В
н
, равный отношению объемов нефти в пластовых и стандарт- ных условиях; вероятное значение коэффициента

н вытеснения нефти из коллектора и его среднее значение

н.ср
. Коэффициент вытеснения нефти зависит от многих факторов (нефтеотдачи коллектора, определяемой раз- ностью коэффициентов начальной и остаточной нефтенасыщенности
K
н
– K
н.о
, охвата пласта эксплуатационными скважинами, темпов отбора), поэтому в расчете используют вероятное значение, исходя из опыта экс- плуатации аналогичных коллекторов.
По перечисленным параметрам определяют геологические запасы нефти Q
геол
=

н
/ B
н
(S
н

h
эф.ср

K
п.ср

K
н.ср
) и извлекаемые Q
извл
=

н
/
/ B
н
(S
н

h
эф.ср

K
п.ср

K
н.ср

н
). Геологические запасы газа подсчитывают по формуле
V
геол
= S
г
h
эф.ср
K
п.ср
K
г.ср

t
(PZ
г
– P
к

Z
г.к
), где S
г
– площадь газоносной части коллектора; h
эф.ср
, K
п.ср
, K
г.ср
– средние значения эффективной мощности, пористости и газонасыщенности кол- лектора в пределах газоносной части;

t
= 293/Т – поправка за приведение объема газа от пластовой температуры Т (в К) к температуре 293 К; P и
P
к
– пластовые давления в начальный и конечный периоды разработки; Z
г и Z
г.к
– коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный перио- ды разработки.
Извлекаемые запасы газа определяют путем умножения геологиче- ских запасов на коэффициент газоотдачи

г
, который изменяется от 0,8 до
0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллекто- ра и пластового давления. Коэффициент газоотдачи максимален в высоко- пористых и высоко проницаемых пластах; он увеличивается также с ро- стом пластового давления.
Большинство параметров, необходимых для подсчета запасов(h
эф
, K
п
,
K
н
, K
г
), определяют непосредственно по геофизическим материалам или по комплексу данных ГИС и результатам испытаний (положению контактов между флюидами, построению структурных карт для определения S
н и S
г
).
Остальные параметры (

н
, B
н
, P, P
к
, Z
г
, Z
г.к
) находят с помощью результа-