Файл: В. Н. Косков геофизические исследования.pdf

92 ность построить пять разнонадёжных начальных версий литолого- стратиграфического описания разреза скважины-объекта интерпретации.
При формировании начальных версий требование неубывания последова- тельности кодов, отражающих стратиграфическую принадлежность пород, не соблюдается, поэтому каждая из версий может оказаться внутренне противоречивой;
– из пяти начальных версий соответствующим образом упоря- доченного отбора наиболее надёжных (по коэффициентам корреляции) и не противоречащих одна другой литолого-стратиграфических идентифи- каций создаётся одно промежуточное описание разреза, в котором коды
Таблица 1
Протокол результатов литолого-стратиграфической интерпретации данных ГИС на ПЭВМ в системе KVNGIS в автоматическом режиме
(Кустовское месторождение. Скв. 211 – объект интерпретации.
Скв. 214 – эталонная скважина)
Начальная глубина
Конечная глубина
Характеристика пород
Стратиграфическое подразделение м
2076.00 2083.80
Известняк доломитистый
Кыновский горизонт
2083.80 2087.00
Алевритисто-карбонатная
Кыновский горизонт
2087.00 2089.60
Глинисто-карбонатная
Кыновский горизонт
2089.60 2090.00
Известняк доломитистый
Кыновский горизонт
2090.00 2090.60
Не выяснена
Кыновский горизонт
2090.60 2093.80
Известняк доломитистый
Кыновский горизонт
2093.80 2119.40
Глинисто-терригенная
Кыновский горизонт
2119.40 2121.80
Песчаник
Пашийский горизонт
2121.80 2122.60
Не выяснена
Пашийский горизонт
2122.60 2122.80
Песчаник алевритистый
Пашийский горизонт
2122.80 2124.00
Аргиллит
Пашийский горизонт
2124.00 2127.00
Не выяснена
Пашийский горизонт
2127.00 2127.60
Аргиллит
Пашийский горизонт¦
2127.60 2131.80
Алевролит глинистый
Живетский ярус
2131.80 2132.20
Песчаник известковистый
Живетский ярус
2132.20 2144.00
Алевролит глинистый
Живетский ярус
2144.00 2144.40
Песчаник
Живетский ярус
2144.40 2145.20
Алевролит глинистый
Живетский ярус
2145.20 2148.00
Песчаник
Живетский ярус
2148.00 2148.80
Аргиллит
Живетский ярус
2148.80 2150.60
Алевролит глинистый
Живетский ярус
2150.60 2150.80
Аргиллит алевритистый
Живетский ярус
2150.80 2153.00
Не выяснена
Живетский ярус
2153.00 2153.20
Песчаник
Живетский ярус
2153.20 2154.00
Алевролит
Живетский ярус
2154.00 2155.00
Алевролит глинистый
Живетский ярус
2155.00 2158.00
Глинисто-терригенная
Вендский комплекс протерозоя
2158.00 2158.40
Алевритисто-терригенная
Вендский комплекс протерозоя
2158.40 2160.00
Глинисто-терригенная
Вендский комплекс протерозоя

93 стратиграфической принадлежности по мере увеличения глубины по сква- жине не убывают. Такое описание хотя и является внутренне непротиворе- чивым, но иногда содержит интервалы в разрезе скважин, для которых ни литологические составы пород, ни их стратиграфические идентификации не определены.
– следующий шаг работы алгоритма и программы – стратиграфиче- ская идентификация указанных интервалов,
– заключительный этап – доопределение литологического состава и характера насыщения тех интервалов, для которых в пяти начальных вер- сиях были получены недопустимые стратиграфические, но приемлемые (с учётом принятого стратиграфического расчленения разреза скважины- объекта интерпретации и заданного описанием скважины-эталона литоло- гического состава стратиграфических подразделений) литологические идентификации.
Результаты литолого-стратиграфической интерпретации данных ГИС по скважине-объекту интерпретации, полученные на заключительном эта- пе, выдаются на печать в форме таблицы – перечня выделенных литологи- чески (и по характеру насыщения) однородных, однозначно датированных слоёв (табл. 1) и изображения планшета ГИС и литолого-страти- графической колонки на экране компьютера (рис. 22).
Рис. 22. Пример графического представления планшета ГИС и ре- зультатов интерпретации скв. 211
Кустовского месторождения на экране компьютера, выполненных в системе Kvngis в автоматическом режиме: 1 – известняк доломити- стый; 2 – алевритисто-карбонатная порода; 3 – глинисто-карбонатная порода; 4 – алевролит глинистый;
5 – песчаник; 6 – неидентифици- рованная порода; 7 – плотная поро- да (неколлектор); 8 – коллектор водонасыщенный

94
Для каждого слоя указываются глубины залегания его кровли и по- дошвы, наименование развитых в нём пород и при необходимости харак- тер насыщения и название стратиграфического подразделения, к которому отнесён слой. Глубины рассчитываются с учётом заданных в качестве входной информации сведений о шаге дискретизации диаграмм ГИС, о глубине, к которой относятся начальные точки диаграмм. Тексты, отража- ющие состав и характер насыщения пород, их стратиграфическую принад- лежность, берутся из упоминавшихся выше словарей.
Очевидным преимуществом единой литолого-стратиграфической ин- терпретации данных ГИС перед выполняющимися раздельно (см. выше) литологическим расчленением разреза скважины и стратиграфической ин- дексацией пластов горных пород (корреляции разрезов скважин) является возможность взаимного контроля заключений о литологическом составе и стратиграфическом положении слоёв, что положительным образом отра- жается на качестве автоматизированной интерпретации [15].

95
При выборе оптимальной системы разработки большое внимание уде- ляют изучению технического состояния скважин методами ГИС: измере- нию искривления и диаметра скважины, определение качества цементиро- вания обсадных колонн, обнаружению мест притока в скважину и затруб- ного движения жидкости и др. [8, 12, 24].
4.1. Геофизические методы контроля разработки нефтегазовых
месторождений и исследование действующих скважин
При разработке нефтегазовых месторождений методами ГИС реша- ются задачи общего характера (определение начального положения и наблюдение за перемещением ВНК и ГЖК в процессе вытеснения нефти и газа из пласта при заводнении и других способах воздействия на него; наблюдение за перемещением фронта нагнетаемых вод по пласту) и де- тальных исследований (уточнение геологического строения месторожде- ния; изучение эксплуатационных характеристик пластов – выделение ин- тервалов притока и приемистости, определение работающих мощностей, продуктивности и пластового давления; контроль за процессами интенси- фикации притока и приемистости пластов; оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газонасыщенности и нефте- и газоотдачи пластов; оценка текущих запасов углеводородов).
Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки, т.к. по ним осуществляется подьем из недр нефти и газа и с их помощью получают необходимые сведения о залежах УВ. По своему назначению они подразделяются на добывающие, нагнетательные, специ- альные и вспомогательные [10,17].
Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и по- путных компонентов, а нагнетательные скважины – для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Специальные (контрольные и оценочные) скважины предназначе- ны для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов и для контроля за процессами, протекающими в пластах. К ним относятся пье- зометрические скважины, служащие для проведения наблюдений за изме- нением в них пластового давления инаблюдательные, предназначенные для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов – за переме- щением ВНК и ГЖК и за изменением нефтегазоводонасыщенности пла- стов. К числу вспомогательных скважин относят водозаборные и погло- щающие скважины.
При разработке месторождений нефти и газа используют энергию начальных (статических) и искусственных (дополнительных) пластовых давлений, под действием которых происходит вытеснение нефти и газа из порового пространства пласта в скважину. Однако природные внутренние

96 виды энергии месторождений углеводородов, особенно нефти, не обеспе- чивают высокой нефтеотдачи залежей. С целью увеличения нефтеотдачи используют искусственные источники энергии, закачиваемые в продук- тивные пласты вода, газ и другие реагенты. Вытеснение нефти водой в настоящее время является основным способом извлечения нефти [16].
Движение жидкости в нефтеносном пласте происходит по сложной систе- ме разветвленных поровых каналов разнообразных конфигураций и разме- ров.
Однако сложный процесс одновременного вытеснения и перераспре- деления фаз (воды или нефти) в поровом пространстве коллектора не при- водит к полному вытеснению нефти замещающей ее водой. В обводняю- щемся продуктивном пласте при законтурном заводнении выделяют четы- ре зоны (рис. 23). Первая зона – водоносная часть пласта ниже уровня
ВНК, в ней поровое пространство полностью заполнено водой. Во второй зоне водонасыщенность изменяется от максимальной до значения на фронте вытеснения нефти. Участок IIа находится на начальной линии нагнетания воды и характеризуется остаточной нефтенасыщенностью.
Участок IIб представлен зоной водонефтяной смеси, в которой нефть по- степенно вымывается. Третья зона, размер которой может достигать не- скольких метров, – переходная от воды к нефти. Четвертая зона – невыра- ботанная часть пласта. При внутриконтурном заводнении продуктивного пласта существуют II, III и IY зоны. Участок IIа расположен непосред- ственно вокруг нагнетательной скважины.
Рис. 23. Схема изменения нефте- и водонасыщенности про- дуктивного пласта при законтурном его заводнении. Характер насыщения порового пространства: 1 – вода; 2 – нефть
Петрофизические характеристики продуктивных коллекторов претер-
K
н
, % K
в
, %
K
н
K
в.о
K
в.т
K
н.о

97 певают значительные изменения и не являются постоянными в период раз- работки залежей УВ. Они существенно отличаются от физических свойств горных пород, установленных для первоначального статического состоя- ния продуктивных коллекторов. Эти отличия обусловлены изменением со- отношения нефти, газа и воды в поровом пространстве за счет появления нагнетаемой воды, непостоянством минерализации остаточной и свобод- ной воды при нагнетании в пласт пресных вод, изменением температуры пластов в процессе их экплуатации и др.
При геофизическом контроле применяются как методы, входящие в обязательный комплекс ГИС (КС, ПС, кавернометрия, ГК, НГК, ННК-т, импульсные методы и пр.) и используемые в основном для оценки теку- щей нефтегазонасыщенности продуктивных пластов, так и специальные методы, изучающие эксплуатационные характеристики пластов (в том числе выделение интервалов притока и приемистости пластов) и техниче- ское состояние скважин (расходометрия, термометрия, резистивиметрия, импульсный нейтронный гамма-метод, акустический и др.).
Контроль за изменением ВНК и ГЖК является важным моментом для оценки характера поверхности раздела водоносной и нефтегазоносной зон в пласте в процессе разработки залежей.
Контакты нефть-вода и газ-вода в природных условиях не являются четки- ми. Так, при пересечении коллектора нефтегазовой залежи стволом скважины в ее водонефтяной части выделяют пять зон: 1 – газовую шапку; 2 – зону предель- ного нефтенасыщения, которая имеет максимальное значение K
н
, и минималь- ное K
в
= K
в.о
; 3 – зону недонасыщения, в которой значения K
н и K
в
= K
в.т по разре- зу меняются от величин этих параметров в зоне предельного насыщения до их зна- чений в переходной зоне коллектора; 4 – переходную зону, в которой значения K
н и K
в
= K
в.
меняются до их значений в во- доносном коллекторе; 5 – водоносную зону коллектора, для которой K
н
= 0 и K
в
= 1 (рис. 24).
В настоящее время единого мнения о том, что считать границей кон- такта нефть-вода, не существует. В основном наличие контактов устанав- ливают по комплексу ГИС и результатам опробования скважин. При от-
Рис. 24. Схема строения нефтяной залежи с газовой шапкой: 1 – газовая шапка; 2 – предельной нефтенасы- щенности; 3 – однофазного притока нефти; 4 – подзона двухфазного при- тока нефти); 5 – переходная зона; 6 – водоносная

98 сутствии переходной зоны ВНК устанавливают по показаниям КС гради- ент- и потенциал-зондов, по кривым микрозондирования, по кривым экра- нированного зонда БК и кривой ИК (рис. 25). По этим же данным можно получить наиболее достоверную информацию о перемещении ВНК.
Рис. 25. Определение положения ВНК по данным мето- дов КС и ИК (1 – нефть, 2 – вода)
Выделение обводненных продуктивных пластов, которые имеют место при закачке в необсаженные скважины пресных вод, наиболее эф- фективно осуществляется с помощью таких методов ГИС, как КС, ПС и кавернометрия, а в обсаженных неперфорированных скважинах в основ- ном используются методы ИННК, НГК, ГК, ИК, АК и термометрии. При выделении обводненных интервалов в обсаженных перфорированных скважинах помимо радиоактивных методов широко используются методы изучения состава флюидов, термометрия и расходометрия и т.п.[16].На рис. 26 приведены данные ГИС при работе скважины в безводный I и об- водненные II, III периоды. Сравнивая данные расходометрии, плотностно- метрии, влагометрии и термометрии, можно установить «работающие» ин- тервалы и интервал обводнения продуктивного пласта БС
4
на глубине
2097–2100,4 м.
Контроль за изменением ВНК, ГНК и ГВК и за возникновением
избирательного обводнения пластов в процессе разработки залежей нефти и газа осуществляется электрическими методами каротажа при бу- рении новых эксплуатационных скважин в той части залежи, где предпо- лагается текущее положение контакта. В пластах, в которых нефть и газ вытеснены пластовой водой, значительно уменьшается электрическое со- противление.
При замещении нефти пресной водой, закачиваемой при законтурном или внутриконтурном заводнении пластов, определить контакт по измене- нию сопротивления не удается; но иногда обводнение пласта удается об- наружить по изменению аномалий скважинного потенциала U
с.п
Число новых бурящихся на месторождении в течение года скважин, в которых можно следить за контактом ВНК и ГЖК электрическими мето- дами, сравнительно невелико, а после их крепления стальными колоннами дальнейшее наблюдение за перемещением контактов электрометодами

99 становится невозможным. Правда, эти наблюдения возможны при крепле- нии скважин не проводящими электрический ток колоннами и при исполь- зовании индукционного и диэлектрического методов. Однако такие обсад- ные колонны в настоящее время применяются редко. Положение газоне- фтяного контакта (ГНК) электрическими методами определить не удается.
Рис. 26. Выделение обводненных и «работающих» интервалов по комплексу ГИС (скв. 832 Усть-Балыкского месторождения): I – на начало разработки; II,III – через 2 года 8 месяцев после ее начала. Породы: 1 –глина; 2 – алевролит; 3 – нефтеносный песча- ник, 4 – обводненный песчаник; 5 – «работающие» интервалы.