Тонкослоистые пласты
.pdf
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
53 |
|||
|
Оперативная интерпретация каротажных данных |
|
||
|
|
Таблица 2.8.1 |
|
|
Типичнаll ВIIЗКОСТЬ флюидов в УСЛОВИIIХ скважины |
|
|||
|
|
|
|
|
|
Фnюид |
Вязкость (сП) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Вода |
0,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Дизельное топливо |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефть |
3-10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Газ |
0,015 |
|
|
|
|
|
|
|
ключительно следствием установки зонда в неудачном месте. Более того, такие результаты могут не дать точного представления о средней прони
цаемости пласта.
Вообще говоря, предварительные испытания должны проводиться для проверки наличия у зоны какой-либо проницаемости, тогда как дру гие методы (например, вывод проницаемости из соотношений «порис
тость - проницаемостЫ» предназначены для определения ее среднего
значения, необходимого для использования в динамических моделях. За
ниженное значение измеренного в ходе предварительного испытания ко
эффициента проницаемости по сравнению с его значением, полученным из соотношений для фильтрационно-емкостных свойств, может оказать
ся следствием ухудшения свойств пласта при вскрытии его в процессе
бурения. Также этот эффект может наблюдаться при пробной эксплуата
ции скважины.
Петрофизикам всегда имеет смысл пытаться получить от подрядчи
ка достоверные диаграммы для использования в полевых исследованиях
с тем, чтобы оценить проницаемость и межфлюидные контакты. Для это
го имеются следующие причины:
• Приборы более позднего поколения используют тензометры, и поэто
му регистрируют манометрическое давление, тогда как приборы более
раннего производства, использующие кварцевые датчики давления,
регистрируют абсолютное давление. Если некорректно вводить эти величины в базу данных, то в них будет возникать смещение, равное
величине атмосферного давления 14,7 фунт/дюЙм2•
•Когда базы данных создаются для полевых условий (например, совмес тно используемая таблица Excel™), в них иногда вводятся не все дан
ные полевых наблюдений, в частности, данные о зонах, которые счита
ются неколлекторами. Вместе с тем знания о интервалах с непроница
емой породой являются критически важными, если рассматривается
вопрос перестрела пласта на основе оценки данных о проницаемости
из бурового журнала.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
54 |
Пракmuческuе аспекты геофизических исследований скважин |
•Когда зона расценивается как неколлектор или характеризуется огра
ниченным перепадом давления, оценить пластовое давление иногда
удается путем экстраполяции имеющихся данных по росту давления.
•Как правило, подрядчиками приводится измеренная глубина, на кото
рой выполняются предварительные испытания, а также соответствую
щая фактическая вертикальная глубина (true vertical depth, TVD) от
носительно пола буровой. Важно следить за тем, чтобы используемые
давления надлежащим образом соответствовали наилучшей оценке
TVD относительно нулевого уровня (средний уровень моря). После
того как измерение давления закончено и установлена эксплуатаци
онная обсадная колонна, должна быть задействована система гиро скопического наблюдения, предназначенная для преобразования всех измеренных глубин скважины в TVD относительно нулевого уровня, то есть определения абсолютных отметок.
Упражнение 2.2. Использование данных о давлении
1. Используя результаты измерений пластового давления (см. приложе ние 2), рассчитайте плотности пластовых флюидов и местоположение
уровня свободной воды. Предположите, что каротажные диаграммы
привязаны к TVD с точкой отсчета от среднего уровня моря. 2. Нефтеносной или газоносной является данная зона?
3. При условии, что пласт латерально выдержан, считаете ли вы целе
сообразным проведение испытания на приток в данной скважине? Какие интервалы вы предпочли бы перфорировать?
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ГЛАВА 3
ДЕТAnЬНА. ИНТЕРПРЕТАЦИ.
КAPOTA)I(HIIIX ДАННЫХ
Оперативного анализа, описанного в главе 2, бывает вполне достаточно для принятия на скважине оперативных решений. Обычно эти результа
ты представляются в виде отчетливой распечатки каротажных диаграмм
в масштабе 1:200 и 1:500 с отмеченными на них суммарными и средни
ми значениями параметров пластов-коллекторов, где поровые флюиды
обозначены соответствующими цветами. Во всех компаниях для обоз
начения воды используют синий цвет, но в одних предпочитают исполь
зовать красный цвет для нефти, а зеленый для газа, а в других, наоборот,
красный - для газа, а зеленый - для нефти.
Как только подрядчик каротажных работ предоставляет итоговые дан
ные и распечатки, вся информация в цифровом формате должна быть
сохранена в корпоративной базе данных. Обычно с этого момента пет
рофизик начинает развернутую интерпретацию полученных данных, ко торая может пересматриваться по мере того, как будут поступать новые
результаты анализа керна и информация о соседних скважинах.
В одних случаях модель Арчи, применяемая для оперативного анализа,
может быть заменена описанной в одной из последующих глав более сов
ременной моделью. В других - в традиционную интерпретацию на основе
модели Арчи бывает достаточно ввести соответствующие поправки. В на стоящей главе обсуждаются способы усовершенствования модели Арчи.
3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ТОЛЩИНЫ
ПЕСЧАНОГО КОЛЛЕКТОРА
При наличии данных кернового анализа петрофизику следует обя
зательно найти время для осмотра распиленных кернов. Это позволит
55
vk.com/club15268505056 Пракmuческuе|аспектыvk.com/id446425943геофизических исследований скважин
убедиться в отсутствии аномальных зон, которым при интерпретации мог быть ошибочно присвоен статус коллектора или неколлектора. Если
коллектор удается легко идентифицировать, нужно посредством обмера керна установить точную эффективную толщину, которую затем можно
проверить путем сравнения с расчетами на основе данных каротажных
диаграмм.
Эффективную толщину, полученную на основе каротажных диаграмм
и на основе измерения керна, можно согласовать друг с другом посред
ством варьирования граничного значения объема глины (V'h)' Также для
определения эффективной толщины коллектора могут оказаться полез ными фотографии керна, сделанные в дневном и ультрафиолетовом све
те. По завершении стандартных анализов керна необходимо выполнить
точные измерения пористости керна, плотности зерен и проницаемости.
Если при измерениях на керне моделировались пластовые условия, необходимо ввести соответствующие коэффициенты для приведения
полученных по кернам значений пористости и проницаемости к пласто вым условиям. Если данные этих измерений недоступны, то до заверше
ния специальных анализов керна (special core analysis, SCAL) за основу
следует принять региональные данные.
Если необходимо распределить данные по фации и (или) пласту так,
чтобы одиночная линия описывала их наилучшим образом, нужно пос
троить график зависимости первоначальной пористости пласта от ло гарифма проницаемости. Это так называемое соотношение для филь
трационно-емкостных свойств, которое обычно имеет вид (проницае мость - в мД, пористость - В относительных долях):
(3.1.1)
где k - проницаемость коллектора. Типичные значения ka и kb со-
ставляют -2 и 20 соответственно.
При выбранном значении граничной величины Vsh коллектор не дол
жен иметь пористость намного ниже уровня, соответствующего про
ницаемости 1 мД для нефтяных зон и 0,1 мд - для газовых. Если это
условие не выполняется, то для исключения зон неколлектора, которые
не отсекаются с помощью одного только граничного значения V'h' воз
можно, дополнительно потребуется использовать граничное значение
пористости.
Когда данные керна недоступны, выявить наилучший критерий для
выделения коллектора на диаграмме гамма-каротажа иногда помогает
график зависимости данных ГК от данных плотностного каротажа. Ти пичHoe поведение этого графика показано на рис. 3.1.1.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
59 |
Детальная интерпретация каротажных данных |
линии через массив данных таким образом, чтобы была учтена получен
Haя плотность скелета породы, после чего эта прямая экстраполируется
к точке, в которой пористость по данным кернового анализа равна еди
нице, и, таким образом, позволяет определить соответствующую плот
ность флюида. Отметим, что это должно делаться отдельно для газо-, не
фте- и водонасыщенного интервалов разреза. Теоретически полученные таким образом плотности флюидов должны приближаться к результа там оперативных анализов. Возможные различия могут быть вызваны
следующими причинами:
1. Незначительными погрешностями в калибровке данных плотностно
го каротажа.
2. Влиянием определенных химических реактивов, входящих в состав
бурового раствора (например, барита), на поведение диаграммы
плотностного каротажа.
3. Пониженным или повышенным проникновением в пласт фильтрата
по сравнению с предполагаемым.
4. Проблемами с лабораторными измерениями плотности пород или
с приведением к пластовым условиям образцов керна.
Какой бы ни была причина полученных средних значений плотности флюидов, комбинация предполагаемых плотностей зерен и флюидов, ис пользуемая на диаграмме плотностного каротажа, будет по крайней мере обеспечивать соответствие пористости по каротаж) и плотности породы
по керну. Когда значения плотности флюидов ЯВJIЯЮТСЯ аномальными,
возможно, стоит использовать их только в данной скважине и только на
интервале отбора керна. Однако если значения плотностей согласуются
с ожидаемыми, они могут смело использоваться в других скважинах, па
раметры бурения которых были аналогичными.
3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ МЕТОДОМ АРЧИ
В модель Арчи должны быть включены измеренные методами SCAL коэффициенты цементации (т) и насыщенности (n). При измерениях параметра т образцы насыщаются соленой водой с минерализацией,
эквивалентной минерализации пластовой воды и измеряемым при ка
ротаже сопротивлениям. Путем построения зависимости логарифма па раметра пористости, определяемого соотношением 10g(F) = 10g(Ro/ R,), от
логарифма пористости в соответствии с моделью Арчи получают:
10g(F) = -т х lоg(ф), |
(3.3.1) |
где Ro - удельное сопротивление водонасыщенного образца керна;
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
60 |
Практuческuе аспекты геофизических исследований скважин |
|
|
F - |
параметр пористости (jormation resistivity factor); |
R, - |
удельное сопротивление модели пластовой воды. |
Наклон этой прямой определяет значение параметра m. Чем выше бу
дет используемое значение т, тем выше расчетное значение водонасы
щенности Sw' и наоборот.
При измерениях параметра n образцы насыщаются соленой водой,
после чего из них вытесняют воду с помощью воздуха или керосина
и измеряют удельное сопротивление R, в зависимости от Sw. Путем пос
троения зависимости логарифма индекса удельного сопротивления (па раметр насыщения), определяемого соотношением log(I) = log(R,IRo), от log(Sw) в соответствии с моделью Арчи получают:
log(I) = -n х log(Sw). |
(3.3.2) |
Наклон этой прямой определяет значение параметра n. Чем выше
используемое значение n, тем выше расчетное значение Sw' и наоборот.
Аномально высокие значения n (выше 2,5) могут являться признаком
смешанной или гидрофобной системы и требовать проведения дальней
ших исследований. Низкие значения n соответствуют высокопористой
проницаемой гидрофильной породе.
После того как т и n определены, уже нельзя свободно выбрать R" ес
ли требуется рассчитать сопротивление для заведомо водонасыщенного
пласта. Если благодаря исследованию проб пластовой воды ее минерали
зация хорошо известна, то иногда возникает дилемма, на какую величи
ну в большей степени следует полагаться - т или R,. Зачастую истинной
причиной этого расхождения является погрешность расчета пористости.
Однако если пористость хорошо известна, приходится делать выбор меж
ду изменением т и R,. Никогда не мешает еще раз внимательно взглянуть на результаты измерений показателя цементации и оценить, насколько
велик разброс полученных данных, и действительно ли надежным явля
ется выбранное значение m. Если эти измерения выполнены на образцах
из нефтенасыщенной части резервуара, то они могут оказаться непред
ставительными для воДонасыщенной его части из-за влияния диагенети ческих процессов. Однако нельзя исключать и того, что по приведенным
в главе 2 (раздел 2.5) причинам ненадежным является значение R,.
Что касается используемого значения R" необходимо решить, заметно ли сказывается на показаниях прибора каротажа сопротивления влия ние проникновения бурового раствора или влияние вмещающих пород. Для скважины, бурение которой осуществлялось с применением буро
вого раствора на нефтяной основе (oil-based mud, ОВМ) в мощных не фтеносных пластах, я порекомендовал бы использовать данные карота жа сопротивления большого зонда. Когда же влияние проникновения
или влияние вмещающих пород оказываются значительными, то, на мой
Детальная интерпретация каротажных данных |
61 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
взгляд, лучше привлекать для анализа зависимость «насыщенность
высота» вместо модели Арчи.
Если все же принято решение попытаться учесть влияние данных эф
фектов на сопротивление, с этой целью можно использовать полученные от подрядчика комплекты палеток, позволяющих оценить и ввести необ
ходимые поправки, или же использовать соответствующие компьютер
ные вычислительные алгоритмы. Помните, что введение таких поправок в равной степени актуально и для воДонасыщенной части пласта, если
для определения т и R., используется график Пикетта.
3.4. КОЭФФИЦИЕНТ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА
При окончательной оценке пластов-коллекторов для ввода данных в статические и динамические модели обычно требуется каротажная
диаграмма проницаемости и ее средние значения по отдельным зонам.
Используя соотношение для фильтрационно-емкостных свойств, опи
санное в разделе 3.1, и диаграмму каротажа пористости, можно относи
тельно просто получить диаграмму проницаемости. Однако полученную
диаграмму необходимо тщательно исследовать на всех интервалах, для
которых проницаемость принимает аномально высокие значения. Про
ницаемость большинства песчаников не превышает 1500 мД, хотя вы
сококачественные пласты с пористостью выше 35% могут иметь про
ницаемость и до 4000 мД. Если необходимо, используйте максимальное
значение, ограничивающее проницаемость, на уровне, согласующемся
с данными кернового анализа. В интервалах неколлекторов проницаемос
ти обычно присваивается очень низкое значение (например, 0,001 мД).
Расчетные значения проницаемости не должны противоречить величи
нам, рассчитанным на основе данных из других источников, таких как
пластоиспытатель, зонд ЯМК (ядерного магнитного каротажа) или экс
плуатационные испытания скважины.
Средние по зонам значения проницаемости могут быть трех типов: арифметическое, геометрическое и гармоническое. Арифметическое среднее вычисляется по формуле:
(3.4.1)
Отсюда, если зона имеет толщину 50 фут и охватывает сто значений k
с шагом 0,5 фут, среднее значение будет простой суммой ста значений, деленной на 100. Это среднее целесообразно использовать в том случае, если фильтрация флюидов в коллекторе имеет то же направление, что и плоскости напластования. Тонкие непроницаемые прослои будут ока
зывать на среднее значение лишь очень незначительное влияние.
Геометрическое среднее вычисляется по формуле: