Окончательную интерпретацию результатов газометрии на этапе комплексной интерпретации всех материалов ГИС осуществляют следующим образом. Сопоставляя диаграммы приведенных газопоказаний с данными других методов ГИС, на диаграмме отмечают интервалы коллекторов, выделяемых по> комплексу данных ГИС. Затем переходят к определению характера насыщения тех интервалов коллекторов, к которым приурочены аномалии приведенных газосодержаний. Усредняя результаты компонентного анализа газа в интервале пласта-коллектора, строят усредненную кривую компонентного состава для каждого пласта. Вычисляют более точные значения приведенных газопоказаний, внося поправку в кривую газопоказаний: за наличие фоновых газопоказаний Гф в буровом растворе, закачиваемом в скважину, и за размыв аномалии при подъеме-раствора на поверхность. Для этого из измеренных суммарных показаний вычитают фоновые, а среднее значение разностных величин против аномалии умножают на отношение мощности аномалии к мощности коллектора. Умножив далее полученную величину на коэффициенты дегазации и разбавления, находят приведенные газопоказания Гпр.
Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Гсум = =0,037Г пр z Т / Рпл, где Т -- пластовая температура, К; Рпл -- пластовое давление, МПа; z-- коэффициент сверхсжимаемости газа.
Полученная величина Гсум может быть ниже истинного газосодержания пласта (равного knkr) из-за явления опережающего проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыщения пласта суммарное газосодержание Гсум сравнивают с его значениями для типичных водоносных и газоносных пластов. Если кривые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или нефтегазоносных пластов, вычисляют остаточное (после опережающего проникновения фильтрата) неф-тегазосодержание пласта Гнг по формуле Гнг=100 Гпр B/G, где В-- коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях; G -- газовый фактор нефти.
Расчетную величину Гнг сравнивают с величинами, типичными для водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большинстве районов нефтеносным пластам соответствуют значения Гнг более 5%, для водоносных -- менее 5%.
2. Профилеметрия скважин. Аппаратура, записываемые кривые и их интерпретация.
Наряду с кавернометрией в практике глубокого бурения скважин используется профилеметрия. Профилемеры отличаются от каверномеров лишь тем, что в них диаметры, измеряемые в двух взаимно перпендикулярных направлениях парами противоположных рычагов, не осредняются электрической схемой прибора, как это происходит в каверномере, а регистрируются в виде вертикальных профилей стенок независимо друг от друга. Каверномером измеряют
dc. м + dс. Б d = 2 ,
где dc.б-- диаметр скважины, больший номинального dH; dc.м -- то же меньший номинального.Таким образом, кавернограмма -- результат осреднения двух профиле-грамм аппаратурным способом. Профилеграмма и кавернограмма могут быть получены одновременно путем суммирования сигналов, идущих по двум профилеметрическим каналам, не увеличивая времени задалживания скважины под геофизические работы.
Основным назначением профилеметрии является выделение желобов на стенках бурящейся скважины. На процессе желобо-образования сказываются различные факторы: лито логический состав пород, угол наклона и интенсивность искривления скважины, свойства промывочной жидкости, технология бурения число спуско-подъемных операций и др. Интерпретация профилеграмм сводится к оценке формы и размеров поперечного сечения скважины. Точное решение этой задачи затрудняется из-за недостаточности четырех точек, измеренных с помощью рычагов, для установления конфигурации сечения скважины, и вследствие неопределенности положения в пространстве взаимно перпендикулярных большой и малой осей желоба (dc.6 и dC.M).При интерпретации профилеграмм важное значение имеет их воспроизводимость при повторных замерах. Воспроизводимость может быть достигнута при относительно одинаковом взаимном положении рычагов профилемера в скважине. Экспериментально доказано, что при произвольном вращении прибора в скважине в большем числе случаев одна из пар измерительных рычагов занимает положение, соответствующее максимально возможному их раскрытию, что способствует однозначности замера.
Рис. 3. Конфигурация сечения скважины по профиле грамме, определяемая геофизическим построением.
d3 -- диаметр замкового сечения
Конфигурацию сечения скважины по профилеграмме определяют графически (рис. 3). Такое построение дает лишь приближенное представление о конфигурации сечения скважины. Легко заметить, что наиболее узкая часть желоба не всегда контролируется диаметром замкового сечения. В зависимости от положения центра прибора в скважине (возможность смещения которого заложена в его конструкции) форма сечения может существенно меняться при одинаковых значениях dc. б и dc. м (рис. 4)
Таким образом, профилеграмма служит в основном как качественный индикатор желобов, которые влекут за собой прихват бурильных инструментов и вызывают тяжелые формы аварий при бурении. Кроме того, профилеграмму используют при реше- нии и других задач: предупреждении осложнений при спуске обсадных колонн, выборе интервалов пакеровки при работе пласто-испытателями на бурильных трубах и т. п.
На интенсивность желобообразования значительное влияние оказывает литологический состав пород. Под интенсивностью процесса желобообразования в скважине понимают отношение суммарной длины lж фактически выделенных в рассматриваемом интервале желобов к мощности исследуемого интервала h, выраженное в процентах. Установлено, что в большинстве случаев желоба приурочены к глинистым породам: глинам, глинистым алевролитам, мергелям; интенсивность достигает здесь 30--40%. Значительно реже желобообразование наблюдается в песчаниках и известняках, где интенсивность составляет 3--10%. В геохимических породах (ангидриты, гипс, соль) желоба не образуются. Масштабы регистрации профилеграмм выбирают такие же, как и для кавернограмм. Профилеграммы на копиях совмещают По линии номинального диаметра. Здесь же вычерчивают и ка-вернограмму.
3. Опишите, как определяется коэффициент нефтегазонасыщения по данным методов сопротивлений.
а) Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и нефтегазонасыщения по данным метода сопротивлений для гидрофильных межзерновых коллекторов
По удельному сопротивлению рп продуктивного коллектора получают коэффициент водонасыщения kB пор, не устанавливая фазового состояния углеводородов, присутствующих в порах. Следовательно, в нефтенасыщенном коллекторе определяют коэффициент нефтенасыщения kн=1--kB, в газонасыщенном -- коэффициент газонасыщения kT=\--kB, в нефтегазонасыщенном -- коэффициент нефтегазонасыщения kнг=1--kB (при выражении значений всех коэффициентов в долях единицы).
Коэффициент водонасыщения kB по величине рп определяют следующим образом.
Определяют рп исследуемого пласта по данным БЭЗ или индукционного метода.
Устанавливают kn пласта одним из рассмотренных выше способов; затем находят по корреляционной связи Рп--kn соответствующее значение Рп и с учетом рв вычисляют рвп . Если скважина пересекла пласт в водонефтяной зоне содержит полностью водонасыщенную часть, величину рвп определяют непосредственно по диаграммам БЭЗ или индукционного метода в этой части коллектора.
3. Рассчитывают Рн.
4. По зависимости PH=f (kB) для данного класса коллектора , которую получают экспериментально в лаборатории на образ-цах данного коллектора, находят величину kB, соответствующую значению PH
5. Вычисляют параметры kE, kT или kur (в зависимости от фазового состояния углеводородов) как 1--kB.
Существуют два способа получения зависимостей PH=f(kB)y которые различаются способами моделирования kB в исследуемом образце коллектора. В первом способе на каждом образце изменяют kB в пределах от kB, =100% до kB min=kB св, далее получают для крайних (1 и kB св) и двух-трех промежуточных значений kB соответствующие им величины Рн и составляют для каждого образца экспериментальный график PH=f{kB). Затем, получив множество зависимостей PH = f (kB, ) для индивидуальных образцов коллектора, группируют их по классам коллекторов и для каждого класса составляют усредненный график Рн = = f(kB) с характерным для этого класса значением п .
Зависимости первого типа моделируют условия, близкие к условиям переходной зоны, и могут быть применены в первую очередь для определения kB в коллекторах, расположенных в переходной зоне.
Зависимости второго типа составляют на основе семейства графиков Pn = f(kB) для различных классов коллекторов. Эти зависимости PHmax = f (kB, св) являются геометрическим местом точек, ограничивающих семейства графиков слева и имеющих координаты Рн mах и kB св, характерные для данного класса коллекторов. Такие зависимости моделируют условия в зоне предельного насыщения нефтяной или газовой залежи и могут быть применены в первую очередь для определения kB CB в коллекторах, расположенных в этой части залежи.
Определить по рп коэффициент kB можно в необсаженных скважинах, заполненных РВО, по данным БЭЗ и индукционного метода; в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами при заполнении их РВО или РНО, и в скважинах необсаженных, заполненных РНО, получить kB, можно только по диаграммам индукционного зонда.
В настоящее время метод сопротивлений -- основной метод ГИС, дающий информацию о параметрах kH, kT, kHГ на стадии оперативной интерпретации данных ГИС в разведочных скважинах, законченных бурением, на стадии завершения разведки и подсчета запасов и, наконец, на стадии разработки месторождения в эксплуатационных необсаженных скважинах.
Метод сопротивлений используют для определения йн, kr, kHr в межзерновых терригенных коллекторах -- чистых и глинистых песчаниках и алевролитах, в карбонатных коллекторах с межзерновой или преимущественно межзерновой пористостью с
Kп общ, >6--10%.
б)Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и нефтегазонасыщения для слоистых глинистых терригенных коллекторов по данным методов сопротивлений .
Слоистый глинистый терригенный коллектор представлен чередованием тонких прослоев коллектора (продуктивного или водоносного) и глины. Удельное сопротивление продуктивного слоистого коллектора рп определяется из уравнения
где рНп, ргл -- удельное сопротивление нефте-газонасыщенного прослоя коллектора и глинистого прослоя; Хгл-- доля общей мощности слоистого коллектора, приходящаяся на глинистые прослои.
Прослои коллекторов и глин в пачке глинистого продуктивного коллектора настолько малы по мощности, что выделяются они в лучшем случае только на диаграммах микроэлектрических методов (МБК и др.), которые ие дают информации о неизмененной части коллектора. По диаграммам БЭЗ, особенно больших зондов (АО>4 м), и индукционного метода удается определить лишь интегральное значение удельного сопротивления пачки рп.
Рис. 6. Палетка для определения величины рнп по значению рп пачки и Хгл в слоистом глинистом коллекторе.
Шифр кривых -- Рнп/Ргл
Величину рнп можно определить и графическим путем по палетке, представленной семейством расчетных графиков рп/ргл = f (Хгл) для различных отношений рНП/рГЛ =const (рис. 6).
Описанными способами получают параметр kB и соответствующие ему значения k н, kT или kHr (в зависимости от фазового состояния углеводородов) в прослоях продуктивного коллектора глинистой пачки. Эти значения относятся, естественно, только к суммарной эффективной мощности hэф сумм , и в формуле подсчета запасов для такого коллектора присутствует произведение кн hэф или КГ hэф сумм. Иногда рассчитывают значения kB и соответствующие ему величины kH, kT или kHГ для всей мощности пачки hп сумм :
КВ= kB hэф сумм/ hп сумм
Значение kn всегда будет меньше kнг. При использова-нии kН, kГ или kНГ в формуле подсчета запасов применяют произведение kН hп сумм или kГ hп сумм и т. д.
Библиографический список:
1. Добрынин ВМ., Вендельштейн БЮ., Пезванов РА., Африкян А.Н., Промысловая геофизика. М.: Недра, 1986
2. Итенберг С.С., Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.
Страницы: 1, 2
