Запитання до лекції

1. З якою метою здійснюється комплексація методів ГДС, і які завдання вирішує?

2. Як використовуються дані ГДС для побудови регіональних кореляційних розрізів?

3. Що лежить в основі побудови регіональних петрофізичних карт?

4. Як виконуються регіональні геофізичні побудови за даними ГДС?

5. Які базові геофізичні методи використовуються при побудові кореляційних схем?

Лекція № 12 геологічна ефективність геофізичних досліджень свердловин

Основне геологічне завдання, яке необхідно вирішити за допомогою методів ГДС, є виділення порід-колекторів у геологічному розрізі, оцінка їх фільтраційно-ємнісних параметрів, продуктивності і видача рекомендацій на випробування. Обмежений виніс керну затрудняє вирішення геологічного завдання по літологостратиграфічних побудовах. В цьому випадку основна роль припадає на геофізичні дослідження. Однак недостатня інформативність електричних, радіоактивних та акустичних методів при дослідженні тонкошаруватих, неоднорідних колекторів знижує ефективність геофізичних досліджень у свердловинах, тому пропускаються продуктивні пласти, неправильно визначається характер насичення порід-колекторів. Інтерпретація результатів ГДС у складнопобудованих геологічних розрізах, в більшості випадків, виконується за старими методологічними прийомами, що призводить до класифікації пласта “не колектора”, як “колектора” і в результаті випробовування його отримуємо негативний результат. Аналіз помилок, які виникають при інтерпретації даних ГДС та оперативній обробці діаграмного матеріалу, дозволяє зробити висновок про те, що комплекс геофізичних методів, який використовується в даний час при дослідженні тонкошаруватих геологічних розрізів, є не достатньо повним і не підсилений геофізичними методами, які базуються на принципово нових методико-технологічних прийомах дослідження гірських порід. Оцінюючи колекторські властивості продуктивних пластів (параметри нафтогазонасиченості), як правило, співставляють результати, отримані різними методами. В цьому випадку часто відмічається не співпадання величин окремих параметрів. Аналіз таких розходжень висвітлив ряд факторів, які не враховуються як при лабораторних дослідженнях керну, так і при геофізичних дослідженнях у свердловинах.

Відомо, що велике значення для визначення нафтогазонасиченості порід-колекторів відіграє параметр водонасиченості. Визначення цього параметру на керновому матеріалі здійснюється вторинними методами. Вторинні методи недостатньо точно моделюють умови формування покладу. Достовірні результати можна отримати, досліджуючи керновий матеріал, який відбирався при застосуванні розчинів на нефільтруючій основі. Іншими словами, необхідно зберегти натуральну водонасиченість породи. На такому керні потрібно провести вимірювання коефіцієнта пористості, проникності, залишкової водонасиченості, питомого опору. Як показали визначення залишкової водонасиченості методом центрофугування , величина пошукового коефіцієнта (К_в) у 2-2,5 рази перевищувала результати, отримані прямим методом.

Також експериментальним шляхом встановлено, що визначені величини коефіцієнта пористості і нафтонасиченості змодельовані на екстрагованих зразках керну, в окремих випадках завищуються у 1,5-2 рази їх істину величину, проникність досягає десятків і сотень раз. Пояснюється це тим, що в процесі екстрагування зразки керну звільняються не тільки від залишкової нафти, але і від твердого бітуму. Все це приводить до зниження ефективності лабораторних досліджень, призводить до підвищення економічних показників і не обгрунтованих збільшень запасів вуглеводнів при підрахунку нафти і газу. Для запобігання завищення вищевказаних параметрів необхідно змінити методики лабораторних досліджень, доповнити існуючі способи методиками, які базуються на прямих методах. До таких методик можна віднести метод ядерно-магнітного резонансу, визначення пористості у шліфах, моделювання насичуючим флюїдом, близьким за фізичними властивостями до нафти.

Дослідження карбонатних колекторів, проведені Л.В. Цівінською, при петрографічному описуванні шліфів, показали наявність в них трьох типів органічної речовини (ОР):

• ОР всередині кристалів кальцію і доломіту;

• ОР в якості цементу породи (твердий бітум);

• ОР вільна і заповнююча пустоти і тріщини.

Органічна речовина у середині кристалів спостерігається у метасамотичних доломітах, які утворились по мікро- і тонкозернистому первинному вапняку. В таких умовах ОР була захвачена в процесі кристалізації зернами кальциту.

Геофізична характеристика чистих вапняків буде відрізнятися від вищеописаних. Відомо [1], що продуктивні пласти нафтових родовищ поряд з рухомою нафтою вміщають твердий бітум, повністю, або частково у вигляді плівок, згустків, які заповнюють пори, тріщини, пустоти вилужування. Такий бітум можна розглядати у вигляді цементу породи.

Як раніше відмічалося, екстрагування відібраних зразків керну проходить при нагріванні, в результаті чого твердий бітум виноситься разом з залишками нафти. Отримане таким чином значення пористості, проникності і нафтоводонасиченості викривлене і не відповідає дійсності. Ефективність геолого-геофізичних досліджень при неврахуванні вищевказаних факторів різко падає.

На геологічну ефективність геофізичних досліджень свердловин впливає правильний вибір комплексу ГДС. Основні показники, які його характеризують будуть наступні:

1. Кількість геофізичних заключень (позитивних) підтверджених випробуванням свердловин.

2. Кількість об’єктів, не виявлених за геофізичними даними, але які дали позитивний результат після випробування.

3. Достовірність кількісних визначень по геофізичних даних, підрахункових параметрів, які використовуються при підрахунку запасів.

4. Точність визначення літології геологічних розрізів умов залягання розкритих порід, виявлення тектонічних порушень і інших геологічних особливостей.

Кількісна оцінка геологічної ефективності роботи виробничих геофізичних організацій при дослідженні розрізів свердловин нафтових і газових свердловин базується на перших двох показниках.

Геофізичні служби виходять із трьох категорій інтерпретаційних заключень по об’єктах, що вивчаються: продуктивний; непродуктивний; з невизначеною характеристикою. В результаті цього пропонуються наступні основні коефіцієнти, за допомогою яких оцінюється ефективність роботи партій та геофізичних загонів.

1. Коефіцієнт ефективності заключень (К_ефз).

2. Коефіцієнт однозначності заключень (К_одн.з).

3. Коефіцієнт неоднозначності заключень (К_неод.з).

4. Коефіцієнт пропуску промислових об’єктів (К_пр).

Перераховані коефіцієнти мають наступну суть. Допустимо, що із загального N числа випробованих об’єктів за даними ГДС, n⁺ об’єктів були виділені як продуктивні, (n^) – як об’єкти з невизначеною характеристикою (можливо продуктивні) і n^- – як об’єкти не продуктивні.

Допустимо далі, що при опробуванні N об’єктів притоки нафти і газу були отримані в n⁺⁺ випадках, при випробуванні об’єктів n⁽⁺⁾ і в n⁽⁺⁺⁾ випадків при випробуванні об’єктів n^- в n^-+ було отримано нафту, а в n^-- підтвердилось негативне заключення. Тоді коефіцієнти будуть:

, (12.1)

, (12.2)

, (12.3)

, (12.4)

Відомо, що в окремих випадках кількість із числа визначених об’єктів по тих чи інших причинах не підтверджується. У зв’язку з цим другу категорію n⁽⁺⁾ (об’єкти з невизначеною характеристикою) доцільно виключити і при видачі заключень, об’єкт оцінювати ймовірністю його продуктивності. Окрім цього слід знати, що прийнята система показників передбачає ідеальність випробування визначених об’єктів. В дійсності буває, що відсутність притоку є наслідком низької якості перфорації в присвердловинній зоні. Процент недобре випробованих продуктивних пластів, особливо великий у глибоких свердловинах і свердловинах, розрізи яких виповнені карбонатними і гідрохімічними породами. В результаті цього геологічна ефективність геофізичних досліджень буде нижче її ймовірного значення. Неякісні випробування можуть бути враховані шляхом додатку до числа позитивних результатів, дослідження об’єктів із числа (n⁺⁰) безрезультатних випробувань.

Такий підхід дозволяє виключити необхідність потреби однозначності і неоднозначності заключень. Загальний коефіцієнт геологічної ефективності буде рівний:

, (12.5)

де Q – імперичний коефіцієнт більший одиниці, що враховує таку обставину, як пропуск продуктивного колектора. Неврахування даного коефіцієнта призводить до зниження геофізичної інформативності та отримання негативного результату (n^+-) одноразових випробувань. Загальний недолік всіх формул (12.1-12.5) полягає у відсутності врахування промислової цінності випробовуваних об’єктів.

Враховуючи вищесказане, найбільш обгрунтованим є розрахунок геологічної ефективності геофізичних досліджень свердловин за формулами, які враховують не тільки число і результати проведених випробовувань, але і промислову цінність кожного із них. Остання визначається числовим значенням лінійних геологічних запасів (ЛГЗ). В цьому випадку:

, (12.6)

, (12.7)

Загальний коефіцієнт геологічної ефективності:

, (12.8)

В формулах (12.6-12.8) під лінійними геологічними запасами для кожного об’єкта розуміють множник ефективної потужності h_еф даного об’єкту на середній коефіцієнт реальної пористості (К_п.р) і середній коефіцієнт насичення (К_н) порового простору. Суми лінійних геологічних запасів у формулах (12.6-12.8) означають:

– сума лінійних геологічних запасів по інтервалах, у яких виконувалися випробування; – сума лінійних геологічних запасів, рекомендованих геофізиками з позитивним результатом; – сума лінійних геологічних запасів не рекомендованих і підтверджений негативний результат при випробовуванні (як правило – те саме у інтервалах, які не дали притоку; – сума лінійних геологічних запасів не рекомендованих геологічною службою, але які дали позитивний результат при випробовуванні. Третій показник геологічної ефективності геофізичних досліджень розрізів свердловин може бути оцінений коефіцієнтом достовірності кількісного визначення підрахунків параметрів (К_дпп) (ПП_геоф) по геофізичних даних:

, (12.9)

де ПП_дійсн – дійсне значення підрахункових параметрів; n – число виборки для розрахунку К_дпп. Складніше оцінити кількісну геологічну ефективність геофізичних досліджень за рахунок двох останніх показників, які визначають повноцінність загальної геологічної інформації, отриманої за геофізичними даними.

Об’єм геофізичної інформації значно перевищує об’єм геологічної інформації, і тому ці первинні дані не можуть бути співставленні. Для порівняльної оцінки ефективності використання геофізичних досліджень в різних геологічних організаціях найбільш ефективним є коефіцієнт безкернової проходки:

, (12.10)

де – сумарна проходка по свердловинах у інтервалі, по якому визначається К_п керну, що виноситься на поверхню.

– сумарна проходка по інтервалах, де необхідно відібрати керн.

Коефіцієнт безкернової проходки показує, наскільки геологічну службу економічно задовільняє геофізична інформація при вирішенні загальних геологічних задач.