WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Кардинальное повышение достоверности интерпретации данных ГИС при решении всего спектра геологических задач при разведке и разработке залежей газа, в том числе при подсчете начальных и текущих запасов углеводородов и при построении постоянно действующих моделей месторождений, возможно путем создания технологии интерпретации данных ГИС, лишенной ограничений традиционной технологии интерпретации и обеспечивающей достоверное восстановление свойств геологической среды вокруг скважины, включая одинаково точную оценку параметров всех литологических типов пород, составляющих разрез. Создание такой технологии представляет собой сложную задачу.

Современная интерпретация данных ГИС должна базироваться: а) на теоретически и экспериментально выявленных фундаментальных петрофизических закономерностях и построенных на их основе обобщенных петрофизических законах и моделях (уравнениях), устанавливающих взаимосвязи между параметрами физических полей, возникающих в толще горной породы вокруг зондов скважинной аппаратуры и ее петрофизическими свойствами; б) на определенных при исследовании кернов частных петрофизических связях, отражающих особенности проявления фундаментальных петрофизических закономерностей в конкретных породах. Она должна использовать обобщенные алгоритмы, основанные на применении системного подхода к определению свойств всех пород, слагающих изучаемых разрез, включая интервалы коллекторов, неколлекторов, а также вмещающие породы, подстилающие и покрывающие резервуары и выявленные залежи.

В главе 2 описано геологическое строение и петрофизические характеристики продуктивных отложений изучаемых объектов. Продуктивные отложения севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции сложены терригенными породами мелового и юрского возраста.

В целом, в разрезе изучаемой толщи пород выделяются отдельные терригенные тела по преобладанию в составе скелета породы песчаной, алевритовой или глинистой фракций и переходные массивы пород с закономерными изменениями состава песчано-алеврито-глинистых компонентов в них. Причина образования пород с изменяющимся спектром размеров частиц кроется в различных условиях осадконакопления и последующих преобразований первичного обломочного материала, формирующего структурный каркас породы. Различная степень отсортированности частиц пород отражает фациальную обстановку осадконакопления. Поэтому при определении фильтрационно-емкостных свойств пород необходимо изучать обстановку осадконакопления. Продуктивные отложения мела и юры сформировались в разнообразной обстановке осад конакопления - дельтовой, прибрежно-морской и аллювиальной. Это обусловило их значительную неоднородность по структурному и литологическому составу.

Песчаники меловых отложений имеют полимиктовый состав. По данным исследования кернов основными породообразующими минералами, слагающими песчаную и алевритовую фракции, являются кварц и полевой шпат в соизмеримых пропорциях. Глинистый компонент в пластах песчаниках представлен, в основном, каолинитом, с добавками хлорита, в алевролитах повышается содержание хлоритов и гидрослюд. Вмещающие глинисто-алеврито-песчаные тела содержат глинистую фракцию, состоящую из смеси глинистых минералов – каолинита, хлорита, гидрослюд с примесями монтмориллонитов. Кальцит практически не встречается. Скелет меловых отложений содержат большую долю полевых шпатов. В юрских отложениях содержание полевого шпата несколько уменьшается. Пласты коллекторы имеют низкую глинистость, в пределе до 15 %, и карбонатность - в пределе до 6 %. Это дает основание сделать вывод, что при определении пористости рассматриваемых отложений можно не учитывать влияние карбонатности пород на показания методов ГИС. Породы насыщены пресными и слабо солеными водами (5-30 г/л).

Отмечается четкая связь между коллекторскими свойствами и структурно-минералогическим составом породы.

Существенные изменения величин Кп, Кв св и Кпр по отдельным пластам залежей газа, показывают, что продуктивные пласты в целом характеризуются значительной неоднородностью по фильтрационно-емкостным свойствам слагающих пород как по разрезу, так и по площади распространения залежи.

Эта неоднородность определяет существенные колебания петрофизических характеристик пород коллекторов, изменение в них содержания остаточной воды, неравномерное распределение газонасыщенных интервалов и объемное содержание в них углеводородов.

Сложное структурно-минералогическое строение пород определяет особенности установленных для этих отложений петрофизических закономерно стей и связей. Учет этих закономерностей является базой создания методики интерпретации данных ГИС, позволяющей существенно повысить достоверность оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности продуктивных отложений.

В главе 3 описан обобщенный алгоритм определения по данным ГИС, керна и другой информации структурного строения, ФЕС и газонасыщенности пород коллекторов для геологического моделирования для изучаемого разреза севера Западной Сибири. Корректная интерпретация данных ГИС в геологических условиях возможна при использовании методики, обеспечивающей достоверное восстановление геологических свойств всех пород в разрезе скважины, построение объемной и флюидальной модели изучаемой толщи в разрезе каждой скважины. Для решения этой задачи мы использовали методику ТАВС (“Методика автоматизированного восстановления свойств терригенного разреза”), разработанную В.С. Афанасьевым и С.В. Афанасьевым, и реализованную на ее основе в системе Gintel 2008 технологию ТАВС. Для применения методики ТАВС в условиях газонасыщенных пород коллекторов севера Западной Сибири автором диссертации выполнен комплекс исследований по адаптации методики к геологическим условиям объекта исследований в диссертации.

Технология ТАВС применяется для непрерывной послойной обработки комплекса кривых каротажа во всем интервале разреза скважины. Она обеспечивает восстановление геологических характеристик пород всех литологических типов, слагающих исследуемый разрез, представленных преимущественно терригенными образованиями. По результатам послойной обработки данных ГИС в разрезе скважины в пределах каждого пласта выделяются прослои коллекторы, для которых определяются значения подсчетных параметров. При этом в пределах каждой залежи от ее кровли до подошвы в интервале пласта оценивается соотношение объемного содержания в пластах коллекторах связанной Кв.св и подвижной воды Кв.п, общей газонасыщенности Кг, и с учетом априорно заданной величины остаточных углеводородов (Кго=20-40%) оценивается доля подвижного газа или конденсата Кг (тип подвижных углеводородов задается индивидуально для каждой залежи). По соотношению объемного содержания этих флюидов по критериям, оцененным автором диссертации на основе анализа результатов выполненных на образцах кернов капиллярометрических исследований и изучения фазовой проницаемости, определяется вероятный приток из пластов и определяется положение контактов флюидов.

Важнейшей особенностью технологии ТАВС является применение алгоритмических схем анализа, обработки, интерпретации и обобщения геологогеофизической информации, инвариантных (устойчивых) к особенностям пород, слагающих геологический разрез.

Создание инвариантных методов интерпретации материалов ГИС в терригенном разрезе базируется на использовании разработанных обобщенных петрофизических моделей терригенной породы как гетерогенной среды.

В основе создания системы обобщенных петрофизических моделей лежит представление о том, что терригенные отложения в целом характеризуются общими базовыми петрофизическими закономерностями, которые формируют физические свойства конкретных песчано-алеврито-глинистых отложений в зависимости от сложившегося фактического структурно-минералогического состава скелета породы (структурного каркаса породы), настоящей по времени гидрогеологической и термодинамической обстановки залегания пород и фактического текущего газонасыщения пород-коллекторов.

Эти конкретные физические свойства горных пород определяют особенности устанавливаемых по керну и/или керну и ГИС индивидуальных стохастических петрофизических связей для отдельных выделяемых в общей толще породы стратиграфических единиц (пластов, залежей углеводородов). Они также отражаются в физических полях различных методов ГИС и определяют регистрируемые при каротаже свойства полей в форме каротажных диаграмм. Таким образом, применяя систему обобщенных петрофизических моделей, в полной мере отражающих базовые петрофизические закономерности, можно достоверно оценить свойства конкретных пород в единой системе физико геологических координат, принятой при построении системы обобщенных петрофизических моделей.

Интерпретация данных ГИС выполняется по новому алгоритму, основанному на использовании системы обобщенных петрофизических моделей для терригенной породы: УЭС породы, аномалии ПС, ГК, индекса водорода (Wнк), определённого по данным ННК, НКТ или НГК, интервального времени по АК, объемной плотности породы по ГГК-П, индекса связанной воды в породе Кво, абсолютной проницаемости породы Кпр.

Важнейшие отличительные особенности новой технологии:

обработка данных ГИС выполняется в поинтервальном режиме с заданным шагом по глубине (0.1, 0.2, 0.5 м и т.п.);

в качестве УЭС пласта используются результаты комплексной интерпретации данных БКЗ, ИК, БК, ПЗ, МБК;

в кривые ГК, ПС и АК поправки не вводятся;

кривые НГК, НКТ пересчитываются в шкалу индекса водорода (водородосодержание породы) Wнк (кривая NPHI) по палеткам для аппаратуры, которой были зарегистрированы кривые РК. Для приведения шкалы кривой НГК и НКТ к шкале, принятой при построении палетки, используются два опорных пласта известного водородосодержания. Против этих пластов определяются показания кривой РК и диаметр скважины по кривой каверномера. При пересчёте показаний НГК и НКТ в значения NPHI используется кривая каверномера. Если последняя в комплексе отсутствует, принимается средняя величина диаметра скважины в интервале исследуемого разреза;

в кривые ННК и NPHI вводятся поправки за условия измерения в скважине.

минимальный комплекс данных ГИС для полной оценки свойств пород в разрезе включает кривые: УЭС породы, ПС, ГК плюс один метод пористости – АК, или ННК (НКТ, НГК), или ГГК-П.

при обработке данных ГИС независимо от использованного комплекса исходных данных для каждого уровня глубины решается прямая петрофизическая задача и определяются теоретические кривые УЭСт пласта, ПСт, АКт, ГГКт, NPHIт.

определяется новая кривая Q - ёмкость катионного обмена породы (моль/г), которая характеризует изменение интегрального электрического поля капилляров окружающей скважину среды. Использование параметра Q является ключевым моментом новой технологии ТАВС.

Диссертантом была разработана система петрофизических моделей, более полно учитывающих влияние структурно-минералогического строения пород коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств и изменяющуюся насыщенность их газом и водой, на параметры физических полей, регистрируемых методами каротажа в условиях продуктивных коллекторов севера Западной Сибири.

Обоснован способ определения содержания в скелете породы алевритового компонента.

Уточнен способ учета влияния газонасыщения пород на показания методов АК, НК, ГГК-П при определении пористости продуктивных коллекторов.

Разработана методика определения абсолютной проницаемости пород коллекторов по данным пористости и содержания в породе объема связанной воды.

В главе 4 описано определение фильтрационно-емкостных свойств по обоснованной автором методике.

Адаптация методики интерпретации данных ГИС для изучаемых месторождений производится с использованием данных керна, испытаний и гидродинамических исследований. Особенностью разработанной технологии интерпретации является то, что они основаны на использовании системы обобщенных петрофизических моделей. Кроме этого, методика учитывает неоднородность пластов коллекторов.

Обработка данных ГИС выполнена по скважинам месторождений севера Западной Сибири по технологии ESKS-ТАВС, схема которой представлена на рис. 1.

Определение свойств пород и скоростной модели в разрезе скважины ИК (УЭС) Обработка Свойства породы:

ПС комплекса Кп, Q, Кв, Кв.св, Кпр ГК данных ГИС (КВ) Теоретические кривые:

===== для Кв=1: УЭСт, ПСт АК для Кв: АКт, Wнкт, ГГКт или Wнк или ГГК-П Расчет дополнительных параметров породы в разрезе скважины:

КпКв.св КпКв.п КпКгаз Кпес Кал Кгл Ккарб Объемная модель:

Кв.св Кв.п Кгаз Кг.св Флюидальная модель:

К-т Пуассона t Vp Vs Vp Скоростная модель:

Оценка достоверности интерпретации данных ГИС:

- сопоставление на планшете кривой Кп с Кп по керну, - сопоставление кривой Кв.св с Кв.св по керну, - сопоставление на планшете кривых ГИС: АК с АКт, Wнк с Wнкт, ГГК-П с ГГКт.

Рис. 1. Схема интерпретации данных ГИС по разработанной методике.

Автором диссертации установлена зависимость заряда (емкости катионного обмена) от фракционного состава терригенной полимиктовой породы севера Западной Сибири. Аномально высоким зарядом характеризуются глинистая фракция, а низким – песчаная. Алевритовая фракция имеет промежуточную величину заряда. Используя заряд фракций породы и их объемное содержание можно рассчитать интегральный заряд скелета породы Qск.

Современный подход учета влияния электрического заряда частиц терригенных пород на их свойства должен учитывать следующие фундаментальные закономерности:

Заряд формируется всеми частицами, составляющими скелет породы, глинистые частицы имеют аномально высокий электрический заряд.

При насыщении породы минерализованной пластовой водой в поровом пространстве породы возникают адсорбционные явления, которые выражаются: а) в изменении параметров электролита при образовании диффузного слоя ионов, б) физических свойств структурного каркаса породы вследствие происходящих в нем деформационных процессов.

В интерпретационных моделях влияние заряда учитывается величиной емкости катионного обмена ионов Q, моль/л.

Масштаб адсорбционных процессов в породе определяется величиной заряда Q, минерализацией пластовой воды Св, пористостью Кп и водонасыщенностью порового пространства.

При определении пористости в газоносных коллекторах необходимо вводить поправку за остаточную газонасыщенность. Известно, что в газоносных коллекторах Кп ак, Кп ггк-п (Кп сп) больше Кп нк, в водоносных породах Кп ак, Кп ггк-п (Кп сп) равно Кп нк.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»