Составление геолого-геофизического разреза одной скважины и межскважинная корреляция

Основные задачи, решаемые при составлении геолого- геофизического разреза каждой скважины, состоят в расчлене- нии пройденных при бурении пород на отдельные слои (пласты), в определении их литологического состава и стратиграфической принадлежности. При этом отдельным слоем (или пластом) счи- тают ту часть разреза скважины, которая сложена однородными породами и поэтому на диаграммах ГИС характеризуется более или менее постоянными величинами геофизических параметров. Границы между соседними пластами определяют по комплексу ГИС и проводят в местах резкого изменения физических свойств. Разрешающая способность почти всех методов ГИС такова, что по их данным можно уверенно выделить пласты, мощность которых не превышает 1 м, а применив особые методы ГИС, можно обосо- бить пласты толщиной всего лишь 10–15 см.

 

Рис. 52. Литолого-стратиграфическое расчленение соленосных отложений ВКМКС и выделение реперов с помощью интегральных диаграмм ГИС (Уньвинское месторождение, скв. 87):

1 – каменная соль; 2 – глина; 3 – карналлит; 4 – мергель; 5 – каменная соль с включениями карналлита; 6 – глина с включениями карналлита; 7 – сильвинит пестрый;

8 – сильвинит полосчатый; 9 – сильвинит красный; 10 – репер; 11 – интегральные кривые ГИС

Выяснение литологического состава выделенных пластов бази- руется на материалах обработки керновых данных и шлама бурово- го раствора.

Стратиграфическое расчленение основывается на палеонтоло- гических данных. Границы стратиграфических подразделений сле- дует увязывать с местами наиболее резкого изменения литологиче- ского состава, т. к. фактически в основе стратиграфического расчле- нения лежит литологический признак.

При межскважинной корреляции разрезов скважин по данным ГИС предполагается, что один и тот же пласт в разрезах разных скважин одинаково отражается на диаграммах ГИС и ха- рактеризуется очень похожими по конфигурации каротажных кри- вых участками разреза. Сходство конфигурации сопоставляемых участков диаграмм ГИС является наиболее важным и убедитель- ным признаком тождества пласта, прослеживаемого в разрезах ря- да скважин. Особенно сильное сходство наблюдается в мощных опорных пластах, резко отличающихся от соседних пород по фи- зическим параметрам и распространенным по всей изучаемой площади.

Такими реперами могут быть, например, карбонатная толща плотных доломитов и доломитизированных известняков сакмар- ского яруса, глинистые пачки верея, непроницаемые известняки саргаевского и кыновского горизонтов.

Корреляцию разрезов соседних скважин лучше всего начи- нать с отождествления во всех обследуемых разрезах одного или нескольких опорных горизонтов, отчетливо прослеживающихся по диаграммам ГИС.

После того как разрезы скважин в первом приближении со- поставлены, приступают к детальной их корреляции. Задачей сравнения является выделение тех же слоев, пачек и горизонтов, которые были установлены ранее в первой скважине. Пласты, слои и пачки прослеживаются по сходству конфигураций диаграмм ГИС. Для выявления основных закономерностей разреза и ликви-

Рис. 53. Корреляционная схема разрезов терригенной толщи девона: 1 – песчаники; 2 – глинистые песчаники; 3 – глины; 4 – мергели; 5 – гли- ны с линзами известняков; 6 – известняки; 7 – известняки битуминоз- ные; 8 – кора выветривания; 9 – кристаллические породы фундамента

платформы. Штриховкой отмечены опорные электрические горизонты

дации локальных неоднородностей, зафиксированных на каротаж- ных кривых, целесообразно составлять интегральные диаграммы ГИС. Для этого разрез исследуемой скважины разбивают на не- равные интервалы, каждый из которых представляет участок кри- вой ГИС, объединяющих точки на каротажной диаграмме с близ- кими друг к другу показаниями того или иного геофизического параметра. Такой подход позволяет решить задачу стратификации разрезов скважин с помощью выделенных на интегральных диа- граммах маркирующих (реперных) пластов различного класса, по которым также можно определить глубины сейсмических отра- жающих горизонтов, интервалы водоносных и водоупорных толщ и т. д. Детальное расчленение разрезов скважин дает возможность единообразно стратифицировать вскрытые отложения, проследить выделенные подразделения разреза во всех скважинах, наблюдая при этом за изменениями их мощности и литофациальной измен- чивостью. Следует отметить, что иногда корреляцию некоторых частей скважин удается осуществить даже по диаграммам одного геофизического параметра.

Сведения по корреляции можно представить на чертеже, ко- торый называют корреляционной схемой (рис. 53). Для более удобного сопоставления разрезов один из пластов в верхней части сравниваемого комплекса отложений принимается за горизонталь- ную плоскость, которая на чертеже изображается горизонтальной линией (линией сопоставления).

Разрезы всех скважин выравниваются по этому пласту, в свя- зи с чем все изменения мощности нижележащей толщи пород ста- новятся легко заметными. Границы одновозрастных слоев, про- слеженные в разных скважинах, соединяются прямыми линиями. Для более удобного чтения корреляционной схемы на одной из колонок какой-либо скважины обычно изображают литологиче- ский состав разреза. Весьма важным моментом при составлении корреляционной схемы является выбор опорного пласта (горизон- та), по которому проводится сопоставление всех разрезов скважин, участвующих в корреляции.

 

 

Если в корреляционной схеме отражены данные не только по литологическому составу пород и их возрасту, но и приведены диаграммы ГИС, то такой чертеж называется нормальным геолого- геофизическим разрезом (рис. 54).

Сопоставление между собой разрезов одновозрастных отло- жений по материалам ГИС нескольких разведочных площадей называется межрайонной корреляцией и позволяет оценить их пер- спективы по содержанию и объему углеводородного сырья и дру- гие параметры.

 

7.3. Оперативная и сводная интерпретация данных ГИС Оперативная интерпретация. Под оперативной интерпрета-

цией данных ГИС понимают подготовку и выдачу геологической службе буровых предприятий заключений о наличии в разрезах скважин нефтегазонасыщенных пластов с указанием их основных параметров (мощности, коэффициентов пористости и нефтегазо- насыщенности) и рекомендаций об испытаниях. Она производится на всех этапах разведки и эксплуатации нефтегазовых месторож- дений, включая бурение первых скважин, когда отсутствуют дос- товерные сведения об изучаемых геологических разрезах и не ус- тановлены конкретные зависимости между геофизическими вели- чинами и коллекторскими свойствами. Поэтому, в отличие от результатов сводной интерпретации, определяемые характеристи- ки коллекторов носят качественный или полуколичественный ха- рактер: например, указываются общие, а не эффективные мощно- сти коллекторов, дается прогнозная оценка характера их насыще- ния, а не коэффициенты нефтегазонасыщенности [28, 30].

Схема оперативной интерпретации включает следующие этапы:

– контроль качества каротажных материалов;

– расчленение разрезов, определение границ пластов и соответ- ствующих им значений геофизических величин (А_пс, ρ_к, ∆ t, ∆ I _γ, ∆ I_{n γ}, и др.), исправленных за влияние условий измерений. На этом этапе производят также определение удельных сопротивлений ρ_пв, ρ_пп, ρ_зп, ρ_п;

– выделение коллекторов и определение их мощности;

– прогнозную оценку характера насыщения (нефть, газ, вода) продуктивных пластов.

Перечисленные задачи более просто решаются в терригенном разрезе. По сходству геофизических характеристик к ним примыкают гранулярные карбонатные коллекторы. Для выделения и оценки кол- лекторов, сложенных несколькими минералами или обладающих сложной структурой порового пространства, используют специаль- ные методики проведения исследований. Оперативная интерпретация данных ГИС начинается с расчленения исследуемых разрезов на от- дельные пласты, отличающиеся по геофизическим величинам, и с определением их границ. После этого против интерпретируемых пластов производят отсчеты измеренных кажущихся значений геофи- зических величин и исправляют их за влияние условий измерений. В дальнейшем, на этапах геологической интерпретации, по совокуп- ности данных о физических свойствах пород определяют их геологи- ческие характеристики: литологический состав, эффективные мощ- ности, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности.

Операция по расчленению разрезов производится на качест- венном уровне: в отдельные пласты выделяют интервалы, против которых происходят существенные изменения нескольких геофи- зических величин, по сравнению с вмещающими породами. Учи- тывая различные причины изменений этих величин (смену лито- логического состава, пористости, проницаемости, характера на- сыщения пород), производят расчленение разрезов, используя весь комплекс геофизических данных. При небольших изменениях одной или нескольких геофизических величин в пределах одного пласта его разбивают на пропластки.

Границы пластов и пропластков определяют по характерным точкам на кривых каждого вида каротажа. Для пластов большой мощности, когда она превышает длины измерительных зондов, границам отдельных пластов соответствуют:

– резкие переходы от больших показаний к малым и наоборот на кривых МЗ и МБК;

– точки, показания в которых равны среднему значению пока- заний против середины пластов и вмещающих пород, на кривых ПС, ИК, ∆ t;

– точки, соответствующие началу крутого подъема при пере- ходе (при движении снизу вверх) к пласту с высокими показания- ми и началу крутого спада при переходе к пласту с низкими пока- заниями, на кривых радиоактивных видов каротажа – ГК, НГК, ГГК и др. Для пластов малой мощности положение границ уве- ренно определяется только по кривым МЗ и МБК.

Определение удельных сопротивлений осуществляется с помо- щью электрометодов (БКЗ, БК, ИК, МБК, комплексу БК и ИК, ПС (см. главу 3).

Определение истинных значений А_пс, ∆ I _γ, ∆ I_{n γ}, ∆ t производят путем отсчета измеренных значений этих величин против интерпре- тируемых пластов и дальнейшего исправления их за влияние диамет- ра скважины, толщины глинистой корки, свойств пластовой жидко- сти, вмещающих пород, инерционности измерительных схем.

Далее производят литологическое расчленение разрезов сква- жин и выделение коллекторов по вышеизложенным правилам.

Значения пористости определяются по данным различных ви- дов каротажа (электрокаротаж, АК, НК, ГГК) согласно правилам, изложенным в подразделе 8.3. Глинистость определяют в основ- ном по кривым ПС и ГК.

Выделенные в разрезе коллекторы разделяют на продуктив- ные (нефтеносные, нефтегазоносные, газоносные) и непродуктив- ные (водоносные), т. е. определяют характер насыщения пластов. По данным ГИС получают только прогнозную оценку характера насыщения коллекторов, на основании которой рекомендуют пла- сты к испытаниям. Достоверную оценку характера насыщения по- лучают при испытании пластов. При оперативной интерпретации также определяется переходная зона и положения газожидкостных контактов (ГВК, ГНК и ВНК).

Оперативная интерпретация данных ГИС в разрезах со слож- нопостроенными коллекторами отличается от описанной выше

только в части обработки данных исследований, связанной с их геологической интерпретацией.

Сводная интерпретация и подсчет запасов нефти и газа. Сводная интерпретация проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазового место- рождения. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических материалов и результатов испытаний, полученных для продуктивных пластов.

Цель сводной интерпретации заключается в определении ис- черпывающих данных для подсчета запасов нефти и газа месторо- ждения и составления проекта его разработки. Для определения запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:

– площадь S _н нефтенасыщенной части коллектора;

– эффективную 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 пределах эффек- тивной мощности;

– нефтенасыщенность K _н и ее среднее значение K _н.ср;

– плотность s_н нефти при стандартных условиях (давление 0,1 МПа, температура 273 К);

– объемный коэффициент В _н, равный отношению объемов нефти в пластовых и стандартных условиях;

– вероятное значение коэффициента β_н вытеснения нефти из коллектора и его среднее значение β_н.ср. Коэффициент вытеснения зависит от многих факторов (нефтеотдачи коллектора, определяемой разностью коэффициентов K _н – K _но, начальной и остаточной нефте- насыщенности, охвата пласта эксплуатационными скважинами, тем- пов отбора), поэтому в расчете используется вероятное значение, ис- ходя из опыта эксплуатации аналогичных коллекторов.

По перечисленным параметрам определяют геологические запасы нефти

Q геол = (σн / B н) (S н ×  h эф.ср ×  K п.ср ×  K н.ср)

и извлекаемые запасы

Q извл. = (σн / B н) (S н ×  h эф.ср ×  K п.ср ×  K н.ср × βн).

Геологические запасы газа подсчитываются по формуле

V геол = S г ×  h эф.ср ×  K п.ср ×  K г.ср × α t (PZ г – P к ×  Z г.к),

где S _г – площадь газоносной части коллектора; h _эф.ср, К _п.ср, К _г.ср – сред- ние значения эффективной мощности, пористости и газонасыщенно- сти коллектора в пределах газоносной части; α _t = 293/ Т – поправка за приведение объема газа от пластовой температуры Т (в К) к темпера- туре 293 К; P и P _к – пластовые давления в начальный и конечный период разработки; Z _г и Z _г.к – коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный период разработки.

Извлекаемые запасы газа определяют путем умножения гео- логических запасов на коэффициент β_г газоотдачи, который изме- няется от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и пластового давления. Коэффициент газоотдачи максимален в высокопористых и высокопроницаемых пластах; он увеличивается также с ростом пластового давления.

Большинство параметров, необходимых для подсчета запасов, определяют непосредственно по геофизическим материалам (h _эф, K _п, K _н, K _г) или по комплексу данных ГИС и результатам испыта- ний (положению контактов между флюидами, построению струк- турных карт для определения S _н и S _г). Остальные параметры (σ_н, B _н, P, P _к, Z _г, Z _г.к) находят с помощью испытаний скважин и лабора- торных исследований отобранных проб нефти и газа.

Определение h _эф, K _п, K _нг и положений ГЖК производят с по- мощью тех же методик, которые использовались ранее при опера- тивной интерпретации. Различие состоит только в степени обосно- ванности находимых параметров. В отличие от оперативной ин- терпретации, где допускается использование приближенных зависимостей между параметрами коллекторов и их геофизиче- скими характеристиками, на этапе сводной интерпретации опреде- ление каждого параметра должно быть подтверждено анализами образцов керна, испытаниями пластов и специальными исследова- ниями, выполненными применительно к данному коллектору.