Тонкослоистые пласты

vk.com/club15268505072 Практuческuе аспекты| vk.com/id446425943геофизических исследований скважин

в случаях, когда расхождения объяснить не удается, можно считать разум­ ным подход, при котором наиболее пессимистический набор функций при­ нимается в качестве низшей границы, наиболее оптимистический набор -

в качестве верхней, а посредине между ними строится базовая линия.

После определения функции, описывающей базовую линию, для пере­ счета значений насыщенности следует в обратном направлении с помо­

щью J-функции повторно интерпретировать каротажные данные. Учи­ тывая, что эта функция использует только кривые для высоты над уров­ нем свободной воды, пористость и проницаемость в качестве входных данных (полученных из диаграммы плотностного каротажа), результаты

могут оказаться неожиданными. Имея опыт применения данной мето­

дики для более чем 20 залежей, я всегда удивлялся тому, как логично

выглядят результаты и насколько хорошо они зачастую соответствуют

значениям Sw' полученным на основе данных каротажа сопротивления,

за исключением тонких прослоев, где значение Sw по данным каротажа

сопротивления обычно бывает слишком завышено. Диаграмма плотнос­ тного каротажа в вертикальном направлении обычно имеет разрешение

1 фут, намного превосходящее разрешение индукционного или бокового

каротажа. Результирующее увеличение средней нефтеили газонасыщен­

ности составляет, как правило, порядка 20%.

Я полагаю, что хорошо откалиброванная J-функция Леверетта, при­

водящая в соответствие друг с другом надежные каротажные данные по

насыщенности и данные кернового анализа, представляет собой наилуч­

ший возможный способ расчета насыщенности коллектора и передачи

этой информации в статические и динамические модели. Следует также

осознавать, что в случае, когда данные кернового анализа надежны, но

местоположение уровня свободной воды неизвестно, эта функция может

быть использована для прогнозирования глубины уровня свободной во­

ды, исходя из каротажных данных по насыщенности. Вообще говоря, сам

я не достиг особых успехов в применении этого метода, но он, возможно,

заслуживает дальнейшего исследования.

Упражнение 4.2. Получение J~Функции на основе данных каротажа

1.Для получения J-функции на основе данных каротажа используйте

результаты выполнения упражнений 2.1 и 3.1.

2.Проведите повторный расчет суммарных и средних значений с помо­

щью J-функции, полученной на основе данных каротажа.

3.Которую из двух функций: полученную на основе кернового анализа

или на основе данных каротажа, - вы рекомендуете использовать для

будущего определения STOIIP? На чем основано это предпочтение?

vk.com/club15268505074 Пракmuческuе |аспектыvk.com/id446425943геофизических исследований скважин

(5.1.1)

где В - константа, относящаяся к температуре, а Qv - катионообменная

емкость удельного объема порового пространства. Здесь т" и n" имеют

тот же самый смысл, что и в методе Арчи, но получают их другими мето­

дами исследования керна. Температура определяет добавочную проводи- мость глины (в омах) на единицу Qv(B см3 ).

Уравнение, которое может быть использовано для связи В с темпера­ турой пласта и удельным сопротивлением воды R." было опубликовано

Томасом (Thomas) и выглядит следующим образом:

Qv (в мг-экв/ед. порового объема в см3 ) относится К катионообменной

емкости глины (cation exchange capacity, СЕС) (в мг-экв/lоо г), измеряе­

мой в лабораторных условиях. Qv может быть получена из СЕС по фор­

СЕС может быть измерена методом химического титрования раздроб­

ленных образцов керна. Величина СЕС зависит от типа глины. Ее типич­ ные значения для различных глин приведены в таблице 5.1.1.

Необходимо отметить, что данные исследований раздробленных об­ разцов керна с большой степенью вероятности могут быть непредстави­ тельными, поскольку в процесс дробления проявляется гораздо больше

типов катионного обмена, чем в пласте. Более того, мне никогда не удава­

лось связать Qv с каким-либо параметром, полученным на основе данных каротажа (например, спористостью, Vsh )'

Дополнительная неопределенность связана с коэффициентом В, по­

лучаемым, как правило, с помощью «стандартной» корреляции, которая

Таблица 5.1.1

Типичные свойства rлины

Следовательно, если построить график 10g(I) в зависимости от 10g(Sw)'

то его наклон определит значение n.

В случае модели Ваксмана-Смита необходимо получить величину 1*,

задаваемую уравнением:

(5.1.9)

Построение зависимости друг от друга функций 10g(I*) и 10g(Sw) позво­

ляет получить уточненный показатель насыщенности n*. Как и в случае

с m*, показатель n* всегда оказывается ниже, чем n, примерно на 0,2. Значение насыщенности углеводорода не очень чувствительно к зна­

чению т * при условии, если для калибровки значения ~ используется

воДонасыщенный песчаник. Следует отметить, что полученное значение ~ может не соответствовать той минерализации, которую получают при

анализе воды, поступающей из пласта при опробовании и эксплуатации

скважин. На это значение влияет не участвующая в притоке находящая­

ся в глине связанная вода, которая может оказаться более пресной, чем свободная. Поэтому величина ~, как правило, оказывается выше ожида­

емой.

Эффект от использования модели Ваксмана-Смита обычно оказыва­ ется существенным только для относительно высоких значений ~. Это происходит потому, что множитель RJ3Qv становится мал по сравнению

с единицей, если ~ мало (высокоминерализованная вода). В этой ситуа­

ции расчетное значение Sw будет лишь слегка отличаться от соответству­

ющего значения, рассчитанного на основе модели Арчи.

Отметим, что при использовании этого уравнения из-за того, что Sw

появляется в обеих его частях, возникают определенные вычислительные проблемы. Эти проблемы легко преодолеваются следующим образом.

Для начала сделайте предположение о том, что Sw в правой части уравне­

ния 5.1.1 равно 1. Рассчитайте Sw и подставьте в правую часть уравнения его новое значение. Продолжайте эту процедуру до тех пор, пока в ходе

последовательных итераций Sw' находящаяся в левой части уравнения,

не перестанет изменяться более чем на 0,001. Обычно для этого бывает

достаточно около пяти итераций.

Другой способ применения метода Ваксмана-Смита - так называе­

мый метод нормированной Qv' предложенный Иштваном Юхасом (Istvan Juhasz). Читателям рекомендуется прочесть соответствующую статью,

опубликованную Обществом петрофизиков и интерпретаторов каро­ тажных диаграмм, в которой подробно рассказывается об этом методе

(см. ссылки). Ее сокращенный текст приводится ниже. Юхас показывает,

что уравнение Ваксмана-Смита может быть преобразовано к виду:

Параметр т" может быть определен с помощью графика зависимости log(R,) от lоg(ф) в водоносных глинистых пластах (не чистых пластах),

поскольку наклон его линии эквивалентен т". Параметры R.,sh и R., могут

быть определены из графика зависимости Cwa от Qvn' поскольку точка пе­

ресечения оси Cwa линией графика для Qvn = О дает величину 1IR." а для Qvn = 1,0 - величину R.,Sh' Другие часто используемые уравнения:

Модель «двойной ВОДЫ»

где

(5.1.14)

Симанду (Siтandoux)

Поскольку модель Ваксмана-Смита удовлетворяет всем требованиям, которые я предъявляю к уравнению для глинистого песчаника (то есть

она вводит проводимость глины, соотнесенную с количеством глины на

каротажных диаграммах), мне очень редко в своей работе приходилось прибегать к другим уравнениям. Как уже говорилось в главе 3, я предпо­ чел бы всегда получать насыщенность для определения начальных геоло­

гических запасов товарной нефти (stock tank oil initially in place, STOIPP)

и начальных геологических запасов газа с по-

•Высоты капиллярного подъема и переходные зоны могут быть исклю­

чительно протяженными (до 100 м).

•Проницаемость скелета породы может быть чрезвычайно низкой, но скважина может фонтанировать благодаря присутствию в пласте ес­

тественных (или созданных механическим путем) трещин. Из-за то­ го, что эти трещины могут быть причиной значительных поглощений промывочной жидкости при бурении, скважина может нуждаться

в выносе наружу большого количества бурового раствора, прежде чем начнут фонтанировать углеводороды пласта.

Стратегия разработки такого месторождения зачастую предусматри­

BaeT бурение горизонтальных скважин перпендикулярно ориентации ес­

тественных трещин, позволяющее оптимизировать добычу в скважинах.

STOIIP или GIIP будут связаны главным образом с пористостью скелета породы, но поступать в скважину нефть и/или газ будут через эти тре­ щины. Следовательно, при отсутствии обширной системы трещин, обес­ печивающих дренирование матрицы, скважины будут либо обводняться, либо очень быстро глохнуть.

Очевидно, что умение обнаруживать трещины и определять их ори­

ентацию имеет чрезвычайно большое значение. Во время бурения бы­

BaeT полезно контролировать уровень потерь и фиксировать глубины,

на которых эти потери начинают происходить. Это может дать ценную

информацию о наличии трещин. Нет нужды говорить о том, что меры,

предпринимаемые при бурении для устранения потерь бурового рас­

твора, должны гарантировать, что трещины не будут необратимо заглу­ шены. К традиционным каротажным методам, способным обнаруживать

трещины, относятся:

•Акустический каротаж (наличие пропуска циклов).

•Микрокаротаж (неустойчивое поведение при пересечении трещины

прижимным башмаком каротажного зонда).

•Гамма-каротаж (пики, возникающие в тех местах, где трещины оказа­

лись заполненными радиоактивными минералами).

•Кавернометрия (сечение ствола буровой скважины стремится принять

форму эллипса, главная ось которого направлена перпендикулярно

к направлению действия тектонического напряжения).

Чтобы определить тип и ориентацию трещин, необходимо использо­ вать средства визуализации (микросканеры). Приборы каротажа сопро­

тивления предпочтительнее, поскольку позволяют легче отличать запол­

ненные флюидом открытые трещины от сцементированных. Однако для

этого подходят и ультразвуковые приборы, причем они представляют

собой единственно возможный вариант при использовании бурового

раствора на нефтяной основе.

Заметим, что естественные трещины стремятся ориентироваться в на­

правлении максимума горизонтально направленного напряжения, су­

ществующего в данных отложениях. В частности, в областях, соседству­

ющих со значительными тектоническими нарушениями разница между

напряжениями, действующими в различных направлениях, может быть очень большой и способствующей растрескиванию пород. Бесценными для описания любых трещин могут оказаться керны, хотя необходимо

позаботиться о том, чтобы исключить из рассмотрения техногенные трещины, возникшие в результате бурения. Необходимо также, чтобы

совместно с керноотборником работало устройство для определения

ориентации керна. После завершения анализа системы трещин полезно

получить кривую плотности расположения трещин, которая может рас­

сматриваться в качестве одной из каротажных диаграмм. Такая кривая может быть увязана с горизонтальной проницаемостью kh, полученной

в процессе испытания скважины и используемой для прогноза продук­

тивности будущих скважин при их вскрытии.

В отличие от коллекторов, находящихся в терригенных породах, кар­

бонатные коллекторы хорошо поддаются кислотной обработке с помо­ щЬЮ НС! либо совместно с гидроразрывом, либо без него. Однако такой вид обработки может влиять лишь непосредственно на призабойную

зону, и не способен создать высокую проницаемость в более широкой

области резервуара. Измерение давления и отбор проб в низкопрони­ цаемых карбонатных коллекторах с помощью обычного пластоиспы­ тателя на кабеле практически всегда является безуспешным. Чтобы

получить хоть какую-то надежду на успех, необходимо использовать

устройство пакерного типа, и даже тогда вероятность успеха, как пра­

вило, невысока.

В течение срока разработки месторождения, приуроченного к мелопо­ добным коллекторам, могут возникать осложнения, связанные с их уп­

лoTHeHиeM. Несмотря на то что оно обеспечивает дополнительный меха­

низм поддержания пластового давления, на стадии проектирования их

разработки, особенно особенно в шельфовой зоне, потребуются всесто­ ронние исследования этой проблемы.

5.3. ПОЛИМИНЕРАЛЬНЫЕ (СТАТИСТИЧЕСКИЕ) МОДЕЛИ

Как указывалось в главе 2, наиболее предпочитаемым мной методом

расчета пористости является диаграмма плотностного каротажа, исполь­

зующая соответствующие плотности матрицы и флюида. Этот метод мо­

жет оказаться крайне ошибочным, если в пласте в различных количест­

вах присутствуют также и более тяжелые минералы. Мне приходилось

работать на некоторых месторождениях, где породы коллектора содер-