Геология месторождения Кенкияк

Рисунок 3.5- Кривые сопротивления бокового каротажа для зонда БК-3, dc = 0,165 м: а и б — однородные пласты; в — неоднородный пласт; г—пачка пластов, dc=0,235 м; д — проницаемые пласты с повышающим проникновением ПЖ.

 

Рассмотрим пласт на глубине 1412-1413 метров.

Снимаем отсчет рк в пласте и вмещающих породах. Отсчёт существенных значений производится по точкам экстремумов pк max или pк min.

рк = 200 Ом*м

рвм=17 Ом*м

Снятое с диаграммы значение pк исправляется сначала за влияние скважины по номограмме, затем за влияние мощности пласта.

Определение удельного сопротивления пласта рп производят по рк с внесением поправок за диаметр скважины dc. Исправление рк за влияние скважины dc производят с помощью палетки (рис. 3.5.1, а).

Известно: рк = 200 Ом*м, рс = 0,5 Ом*м, pк/pc = 100, d=0,2 м. Получаем: рк1/рк=1,13; pK1= 1,13*200= 226 Ом*м.

Исправленное pK1 за влияние dc против пласта большой мощности pK1= pп.

В случае ограниченной мощности пласта h<4dc па показания зонда БК оказывают влияние вмещающие породы рвм. Вычисление поправки за ограниченную мощность пласта и влияния рвм производится с помощью палетки . Палетка рассчитана для зависимостей рк2/рк1 от h при различных значениях отношений рк1/рвм, рк2—исправленное рк1 за влияние рВМ и h. При отсутствии проникновения ПЖ в пласт pK1= pп.

Известно:рK1=226 Ом*м, рвм=17 Ом*м, рК1/рвм =13,29 ; h = 1 м. Получаем: рк2/рк1= 1,2. рк2= 1,2*226 = 188,3 Ом*м.

 

Рисунок 3.5.1-Поправки к кривым КС, зарегистрированным аппаратурой трехэлектродного БК-3

 

При расчете палетки исходили из условий, что зонд БК расположен против середины пласта, рвм подстилающих и покрывающих пород равны, их мощности значительны.

Палетки для введения поправок за dc, h и рвм рассчитаны для однородных пластов мощностью более 1 м, но применимы и для приближенных расчетов к неоднородным пластам мощностью более 1 м. В тех случаях, когда поправки становятся большими (50—100%), достоверность результатов интерпретации резко снижается.

При наличии проникновения фильтрата ПЖ в пласт для того, чтобы определить определение рп проницаемого пласта БК применяется совместно с БКЗ или в комплексе с двумя градиент-зондами длиной 1—4 м.

Итак, истинное удельное электрическое сопротивление пласта 188,3 Ом*м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

При разведочном и промышленном (эксплуатационном) бурении на нефть и газ геофизические методы исследования скважин служат не только для геологической документации разрезов, но и для оценки пористости, проницаемости,коллекторских свойств пород, а также их промышленной продуктивности. По данным каротажа выделяются нефтегазоносные пласты и осуществляется перфорация обсадных колонн. При решении указанных задач первым этапом интерпретации является качественное выделение перспективных на нефть или газ пластов. По данных комплексных геофизических исследований в скважинах выделяются породы, которые могут быть коллекторами, т.е. отличаются большой пористостью, проницаемостью, малой глинистостью.

Породы с хорошими коллекторскими свойствами характеризуются отрицательными значениями собственных потенциалов, повышенными или пониженными величинами КС (в зависимости от того, чем заполнены поры: нефтью или водой), минимумами естественного и вызванного гамма-излучения. Наоборот, осадочные породы с повышенной глинистостью, являющиеся плохими коллекторами, выделяются положительными аномалиями ПС, низкими величинами КС, пониженными значениями вызванных потенциалов, максимумами на больших зондах.

Важный этап интерпретации каротажных диаграмм - разделение коллекторов на водо- и нефтегазосодержащие. Так, водонасыщенные, особенно минерализованными водами, породы отличаются минимумами КС, пониженными (за счет содержания хлора в воде), повышенными скоростями распространения и малым затуханием упругих волн (по сравнению с теми же породами, но сухими). Нефтегазонасыщенные коллекторы выделяются высокими (иногда средними) значениями КС, пониженными величинами , пониженными скоростями распространения и большим затуханием упругих волн. По остальным параметрам водо- и нефтесодержащие коллекторы, как правило, не различаются.

Количественная (или полуколичественная) интерпретация имеет конечной целью определение пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности отдельных пластов.

Пористость горных пород характеризуется коэффициентом пористости , являющимся отношением объема пор и пустот в горной породе к общему объему породы ( ). С помощью специальных теоретических и эмпирических формул, графиков и номограмм величина может быть определена различными методами: ПС, КС с разной длиной зонда (в том числе микрокаротаж и боковое каротажное зондирование), нейтронным, гамма-гамма, акустическим. Комплекс разных параметров необходим не только для уточнения значений коэффициентов пористости, но и как материал для обработки данных, полученных другими методами. Так, для определения пористости по данным ПС или НГК необходимо знать удельное сопротивление бурового раствора, которое оценивается по данным резистивиметрии. Определенные разными способами величины коэффициентов пористости усредняются и сравниваются с лабораторными измерениями на образцах пород изучаемого района и с данными других геологических методов.

Свойство пород пропускать жидкости или газы через систему взаимосообщающихся пор называется проницаемостью. Коэффициент проницаемости пород зависит от коэффициента пористости, характера, формы пор, размера зерен и поверхности порового пространства. Оценить величину коэффициента проницаемости можно по данным исследования скважин методами естественных потенциалов, сопротивлений и вызванной поляризации с использованием материалов анализа керна, по которым определяется литология пройденных скважиной пластов и размер зерен. Для разных типов пород имеются свои эмпирические зависимости коэффициента проницаемости от геофизических параметров.

К количественной интерпретации результатов ГИС относится также определение коэффициентов водонасыщения, нефтенасыщения, газонасыщения и некоторых других свойств пласта и насыщающей его жидкости, по которым можно судить о продуктивности пластов и предполагаемой отдаче скважиной воды, нефти и газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

1. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин, М. Недра, 1981.

2. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Издание второе перераб. и доп. М.Недра, 1987.

3. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М. Недра, 1982.