this template contains macros for multilex …€¦ · web viewТенгиз, 2002. Оценка...

Тенгиз, 2002

Оценка петрофизических свойств коллектора.

Оценка петрофизических свойств коллектора представляет собой процесс обнаружения и подсчета запасов углеводородов непосредственно по породе и при помощи геофизических исследовании в скважине. Данные, используемые в этом процессе, привлекаются из разных источников:

Каротаж (в обсаженном и в открытом стволе, геолого-технический контроль в стволе)

Каротаж во время бурения Газокаротаж Анализ керна и флюида Опробование пласта

С целью определения свойств залежи проводится много разных видов измерений. Эти измерения охватывают различные виды существующих в природе энергий, одни из которых отражают физические свойства пород, а другие более чувствительны к свойствам флюидов. Многие из измерительных приборов были разработаны для специальных условий, как, например раствор на нефтяной основе. Кроме того, каротажные зонды начали развиваться приблизительно с 20-х годов и исторически сложилось, что в основном 3-5 каротажных компаний разрабатывали все новые и новые зонды с новыми возможностями. В итоге, сегодня мы имеем поразительно огромное количество зондов и методов измерений с присущими только им особенностями в их интерпретации.

Измерения, как правило, не являются прямыми, другими словами мы не замеряем непосредственно свойство породы. На протяжении многих лет разрабатывалось большое количество уравнений и методов, позволяющих перейти от каротажных измерений к свойствам залежей. Умение выбрать правильное уравнение или метод для соответствующих условий среды, иногда называют «искусством» интерпретации каротажных данных.

Необходимо отметить, что наиболее часто встречающиеся расчеты делаются со специальными оговорками и не всегда могут подходить для всех ситуаций. Методы анализа каротажных данных могут потребовать понимания множества аспектов в зависимости от возникающих вопросов и времени, проходящего от записи данных и оперативной интерпретации до минерального моделирования с помощью компьютера, а также детального понимания зондов. Методы

2

интерпретации для ответа на простые вопросы отличаются от тех, которые требуются для количественной оценки петрофизических параметров коллектора с высокой степенью точности.

1. Будет ли скважина продуктивной?2. Если да, то будет ли это нефть, газ или и то и другое вместе?3. Будет ли приток воды?4. Как много будет добываться в количественном отношении?5. Какова глубина залегания проницаемых пластов?6. Какова мощность этих пластов?7. Какова их пористость и нефтенасыщенность?

3

Каротаж

Данные каротажа являются результатом разведочной операции и состоят из одного или большего количества кривых, представляющих собой непрерывную запись в скважине одной или нескольких физических параметров в функции глубины. Каротажные кривые обычно используются для идентификации и корреляции залегающих пород, а также с целью определения минералогии и физических свойств потенциальных резервуаров и природы, заполняющих их флюидов. В общем, каротаж - это обычная диаграмма с записанной на ней информацией.

Однако это слово может также означать и кривую в цифровом виде.

1. Каротаж представляет собой процесс записи во время разведочной операции, при котором зонд опускается в скважину на электрическом кабеле. Замеры, сделанные внутрискважинными инструментами, отражают физические свойства (т.е. электрические, акустические, ядерные, термические, метрические, и т.д.) окружающей ствол среды или среды в самом стволе.

2. Другими типами каротажа являются данные, собранные на земной поверхности; например, отобранный керн, параметры проходки бурового инструмента, образцы шлама, газокаротаж и т. д.

3. Существуют, кроме того, расчетные каротажные данные; как, например, кривая подвижной нефти, расчетные кривые и т.д.

Контроль глубины

Самым главным измерением каротажных работ, осуществляемого подрядчиком, является глубина. Описание подземных резервуаров не имеет смысла без знания их точной глубины залегания. Следовательно, контроль глубины является наиважнейшим фактором для успешного проведения каротажа или завершения скважинных работ.

Подрядчик оговаривает такие величины как глубина скважины, размер каротажного кабеля и удельный вес бурового раствора. Но, как правило, предполагается, что все каротажные операции проводятся в интервале глубины с допустимым отклонением 0,3-3000 метров. Методы для нанесения меток на кабель (обычно с помощью магнитного маркера), знания точного расстояния от места стыковки кабеля с зондом до точки замера зонда (включая головную часть зонда, узел стыковки и т.д.) и расстояния до первого маркера от точки стыковки кабеля, все это является составной частью измерительной системы. Кроме того, существуют палетки для определения натяжения кабеля разного

4

диаметра при разном удельном весе бурового раствора на различных глубинах и само собой разумеется, что полевой инженер должен сделать все, чтобы провести глубинные измерения как можно точнее. Глубина по каротажу считается основой для точного определения глубины скважины.

Шкала записи и чтение каротажных диаграмм

Сегодня форма предоставления каротажных диаграмм варьируется в зависимости от вида и количества проведенных записей. Дорожки представляют собой части диаграмм отведенные под линейные или логарифмические шкалы и сетки. Логарифмические шкалы, как правило, используются для кривых сопротивления, которые могут занимать одну или две дорожки. Все остальные кривые пишутся в линейном масштабе и также могут занимать одну или две дорожки. Дорожка №1 обычно отводится под контрольные кривые (СП, ГК, КВ и т.д.), но может быть использована и для данных оперативной интерпретации. Кривые, отражающие пористость, как, например плотностные, нейтронные, акустические, часто записываются в линейном масштабе на двух дорожках. Сопротивление может занимать одну или две дорожки и пишется в логарифмическом масштабе и сетке. Очень важный параметр, связанный с глубиной – маркер времени. Флажки, импульсы, пробелы справа от первой дорожки указывают на время. В случае правильной калибровки, маркер времени появляется через каждые 60 сек. и может использоваться для индикации скорости каротажа. Данный маркер важен для контроля качества каротажа и его следует проверять периодически. Контролируемая и постоянная скорость очень важна при проведении ряда измерений.

Шапки

На диаграмме бурения записывается диаметр ствола для соответствующих глубин и глубина установки обсадных колон. Эти данные должны быть ясно отражены в шапке каротажной диаграммы. Широко практикуется регистрация глубины обсадной колоны по каротажу. Каротажная глубина никогда и ни в коем случае не должна быть умышленно искажена. В случае если каротаж не пишется в зоне наличия обсадной колоны с целью определения глубины его нахождения, то специально отведенная для этого ячейка на шапке должна оставаться пустой. Помимо всего вышеуказанного в шапке должна быть отражена информация об общей глубине бурения, дате и времени каротажа после циркуляции, максимально зарегистрированная температура на забое.

В шапку также должна быть внесена информация о таких данных, как поднятие над уровнем земли, буровой площадки, моря, высоты над средним уровнем моря, роторным столом или другая подобная точка отсчета глубины. Очень важно, чтобы эти данные были точны, т.к. каротажная диаграмма представляет собой официальный документ. Все эти данные обычно располагаются и в

5

хвостовой части диаграммы. Полевой инженер несет основную ответственность за полную и точную информацию, отраженную в шапке. Его имя также должно быть занесено в шапку.

В секции ПРИМЕЧАНИЕ записываются все необычные обстоятельства, наблюдаемые во время каротажа; причины, по которым плохо проведенный каротаж не был повторен, почему кривая СП не была записана и т.д. Другими словами это место на шапке, где полевой инженер объясняет все возникшие при каротаже проблемы. Например, свойства бурового раствора неблагоприятно влияют на замеры зондов. Если это так, то это должно быть указано в секции ПРИМЕЧАНИЕ. Немаловажно иметь в шапке информацию о количестве зондов, их серийном номере и добавочных компонентах. Данная информация часто полезна при изучении вопросов, возникающих во время интерпретации и расследовании проблем, возникших при работе зондов.

Бурение

6

Цель бурового отдела нефтяной компании – пробурить скважину определенного диаметра до определенной глубины, опустить обсадные колоны, зацементировать указанные участки пройденных горизонтов и возможно опустить эксплуатационные колоны до забоя, и все это как можно наиболее эффективно, экономично и безопасно. Чтобы пробурить свои скважины большинство добывающих компаний нанимают буровых подрядчиков.

Буровые операции

Буровой подрядчик работает на буровой вместе с супервайзером со стороны заказчика, который может быть ответственен за одну или несколько буровых сразу. Буровой мастер обычно отвечает за всю буровую команду, которая состоит из 3-х или более разнорабочих и одного верхового на вышке. Часто заказчик имеет одного своего представителя на буровой в течение всего периода работы буровой. Буровые команды обычно работают по вахтовому методу. Широко распространен 8-ми часовой сдвиг, однако могут быть сдвиги и большего времени. На больших по размеру наземных буровых и морских платформах имеется добавочный персонал, который выполняет другие обязанности. Более дорогостоящее бурение глубоких скважин, в глубоких морских водах или на приграничных территориях стали очень высокотехнологическими и включают компьютерную технологию, высокоэффективную систему связи и т.д.

Стоимость бурения

В большинстве случаев затраты на бурение составляют основную стоимость скважины и поэтому в нефтяных компаниях в отделах разведки и разработки самые большие расходы отводятся на бюджет по бурению. Некоторые нефтяные компании не имеют собственных буровых станков и арендуют станки, буровые суда и платформы у подрядчиков точно так же, как нанимают каротажные компании для проведения каротажа и перфорации. Тем не менее, есть компании, которые имеют

собственные станки и поручают бурение скважин подрядчикам.

7

Буровой раствор

Буровой раствор предназначен для эффективного процесса бурения с целью контроля скважинного давления, охлаждения долота и транспортировки шлама на поверхность. Как правило, буровой раствор обладает свойством проникновения в пласт и размывания стенки ствола скважины. Стоимость раствора может значительно варьироваться в зависимости от его типа. Иногда раствор может использоваться повторно. Затраты на буровой раствор могут достигать 40% от стоимости скважины, хотя это не является общепринятой нормой.

Каротаж

Время проведения каротажа, тестирования, отбора керна и приостановки бурения с целью поднятия на поверхность шлама из интересующей зоны часто относят к времени простоя скважины. Затраты за простой ложатся на нефтяную компанию и, как правило, бывают очень дорогостоящими. Каротаж часто занимает длительное время и, хотя нефтяные компании предварительно предусматривают в бюджете время на это, они редко когда планируют увеличение перерывов при проведении каротажа. Вот почему представители заказчика бывают недовольны, когда потери времени при каротаже становятся значительными. Они понимают, что простои могут добавить огромную сумму в счета, предоставляемые буровиками. Такие факторы, как хорошо обученный персонал каротажной группы, постоянный уход за приборами и тщательно спланированные методы техподдержки помогают избежать технические проблемы, что непосредственно сказывается на операторской стоимости и будущем бизнесе каротажного подрядчика. Помимо потерянного времени, для хорошего использования и интерпретации каротажных данных с целью принятия основного решения по характеристике коллектора, большое значение уделяется качеству каротажа.

8

Литология с точки зрения петрофизика

Литология влияет практически на каждый каротажный метод. Комбинация нейтроно-плотностной кривой читает по разному в 30% доломите по сравнению с 30% песчаником. Раз вы знаете литологию, вы можете точно подсчитать пористость и оценить значение флюидов, заполняющих поровое пространство породы. Знание литологии делает также каротажную интерпретацию полезной для геологической интерпретации. Литология по каротажу может помочь геологу или геофизику в детальном выделении стратиграфии, интерпретации среды осадконакопления или для подтверждения данных газокаротажа.

Классификация пород петрофизиком.

Геологи подразделяют породы по принципу увеличения размера фрагментов, из которых состоит сама порода. Обычно, когда литологическое описание производится геологами, они не подразумевают никакого специального минерального компонента; т.е. сцементированный прибрежный песок состоящий из зерен кальцита для большинства геологов является просто песчаником.

Петрофизики, как правило, подразделяют породы иначе, чем геологи. Основная классификация для них – это деление пород на карбонаты/эвапориты и обломочные породы. Карбонаты включают в себя все известняки, доломиты и эвапориты. То, что геолог принимает за кальцитовый песчаник, для каротажного интерпретатора является карбонатной породой. Обломочные породы, породы образовавшиеся путем эрозии ранее существовавших пород, перенесенные и отложенные с помощью воды и ветра, включают в себя глины, алевриты, песчаники и крупнозернистые породы; такие как гравий, булыжники или конгломераты. Причина в необходимости подобной терминологии заключается в том, что каротаж обычно дает незначительную информацию о размерах гранул крупнозернистых пород по сравнению с глинистыми

9

частицами, особенно если они полностью водонасыщенны. Однако литология легко может быть определена большинством каротажных методов из-за различий в минеральном содержании пород.

Применение каротажных данных для определения литологии

Самое простейшее описание литологии может быть сделано с помощью всего одного каротажного метода, как, например СП или ГК. Оно может быть достаточно точным, если вы уже знаете что-нибудь о типе породы. При наличии более чем 2-х типов пород, требуется больше информации и одной кривой уже недостаточно. Более сложные литологические описания могут быть сделаны с помощью множества каротажных измерений, техники кросс-плотов (Плотностной/Нейтронный, Плотностной/Акустический, Нейтронный/Акустический, номограмма MN). Помимо всего прочего дополнительную информацию о типе породы можно получит с газокаротажа, керна и образцов, получаемых боковым грунтоносом. Но не существует лучшего способа, чем иметь на руках образцы самой породы.

Измерение зондами общих свойств пород

Каротажные зонды измеряют свойства скелета, глинистых минералов и поровых флюидов вместе взятых. На данные каротажа влияет большое разнообразие типов скелета, глинистых частиц и флюидов. Определение литологии скелета требует от интерпретатора отделить эффект воздействия флюидов от эффекта воздействия скелета на каротажные замеры.Это возможно благодаря тому, что разные виды измерений по разному реагируют на различные свойства пород. Акустический метод чувствителен ко времени прохода звуковой волны в породе; плотностной к электронной плотности, нейтронный к присутствию атомов водорода.

Петрограф пользуется понятием скелет, чтобы описать минералы, присутствующие между каркасами зерен. Петрофизик же применяет термин

10

скелет для описания самого каркаса и термин глинистые частицы для минералов между ними.

На рисунке сравниваются точки зрения петрографа и петрофизика на понятие «скелет» и на общие свойства, замеряемые при каротаже.

11

Оценка песчанистых коллекторов

Главная задача оценки коллектора, как в карбонатных, так и в обломочных породах одинакова: обнаружение, оценка количества и производительности углеводородов. Проблемы, связанные с оценкой коллектора в песчаниках, различны и многочисленны; эффект глин, наличие в резервуаре пресной водой, сложности вызванные бурением скважин.

Свойства песчанистого коллектора

Диапазон песчаников варьируется от массивных, чистых, хорошо отсортированных и несцементированных пород до тонкослоистых, глинистых и/или известковистых, плохо отсортированных и хорошо сцементированных. Характеристика коллектора для продуктивных песчаников может иметь широкий диапазон.

Средняя пористость для песчанистого коллектора приблизительно в два раза больше карбонатного. В некоторых продуктивных карбонатных нефтегазоносных провинциях максимальная средняя пористость меньше 10%.

Обычно, песчанистые коллекторы с низкой пористостью не имеют достаточной проницаемости для коммерческой добычи чего-либо, за исключением газа (если только нет трещин).

Песчаники, как правило, имеют узкий диапазон изменения проницаемости. Очень редко встречаются песчаники с проницаемостью, варьирующейся до нескольких Дарси. Исключение составляют тонкослоистые переслаивающиеся с глиной пески.

12

Проблемы интерпретации в песчанистых коллекторах

1. Песчаники обычно отлагаются в илистой воде и всегда содержат мелкозернистые частицы, включающие глинистые минералы. Одни песчаники оказались размыты течениями или выветрены и большинство (но не все) тонких фракций, содержащих глинистые минералы, были удалены. Другие в результате геологического процесса отложились с очень небольшой степенью сортировки, что привело к широкому диапазону размеров зерен, часто включающих до 30% и более веществ размером с глинистые частицы.

2. Проблемы интерпретации песчаника, вызванные наличием глинистых частиц, часто усугубляются присутствием пресной пластовой воды. Очень пресные пластовые воды практически не встречаются в продуктивных карбонатных резервуарах, в то время как продуктивные песчаники с соленостью воды меньше 5 кг/м3 не редки.

3. При бурении скважин в твердых консолидированных породах, диаметр ствола остается практически сравним с диаметром долота благодаря природной способности подобных пород выдерживать большие нагрузки. Шлам представляет собой фрагменты пробуренной породы. Могут привлекаться образцы керна, применение же бокового грунтоотборника менее удачно. Можно будет установить пакер, позволяющий проводить тестирование через бурильную трубу в случае вскрытия пористого горизонта. Большая часть оценки завершается во время бурения и к началу каротажа.

4. В противоположность твердым породам в мягких, несцементированных песчаниках плохое состояние ствола ограничивает оценку во время бурения. Скважины изучаются обычно после достижения запланированной глубины путем каротажа, геолого-технического контроля и отбором образцов бокового грунта. Попытки достать керн, как правило, безуспешны. Однако использование пластиковых керноотборников может не только улучшить отбор, но и свести до минимума повреждения керна при его переносе. Тест в открытом стволе часто небезопасен, а пакер обычно не удается установить. Опробование пластов пластоиспытателями применяется для изучения содержания флюида и давления. Очень часто они не возможны из-за плохого состояния ствола скважины или глубокого проникновения раствора в пласт. При обнаружении потенциально продуктивной зоны вышеуказанными методами, скважина закрывается и производится тестирование на продуктивность.

13

Глинистые частицы и глины

Понятие «глинистые частицы» может иметь несколько разных значений. Одно из значений связано с размером зерен (все зерна меньше 2-х микронов). В каротаже глинистые частицы – семейство слоистых силикатных минералов, обнаруженных во многих средах осадконакопления. Существует много глинистых минералов, но они, как правило, подразделяются на 4 основные группы: каолинит, хлорит, иилит и смектит. Глинистые частицы обладают рядом уникальных свойств, которые оказывают влияние на каротажные измерения, что делает очень важной их количественную оценку.

Поверхность глинистых частиц (часто выражаемая в Коэффициентах Катионного Обмена), как правило, в 6-7 раз больше, чем зерен песчаника. Это становится особенно важным по двум следующим причинам:

1. Число вступающих в реакцию поверхностей порового пространства растет, что ведет к росту проводимости скелета.

2. Количество воды, которое держится капиллярными силами в добавочных микропорах, увеличивается, и, несмотря на то, что вода эта неподвижна и не влияет на добычу, она будет регистрироваться при каротаже, осложняя процесс интерпретации.

14

Глинистые частицы по отношению к глинам

Одни из самых запутанных терминов в петрофизике – глинистые частицы и глины. Мы часто заменяем их друг другом, что вносит большую путаницу. Глина – это понятие породы, относящееся к осадочной породе обычно с 60% содержанием глинистых минералов. Большинство глин на 55 – 90% состоят из глинистых минералов и лишь оставшуюся часть занимают кварц, полевой шпат, фрагменты пород и органический материал. В некоторых методах интерпретации пытаются объяснить эффект глинистых частиц, не имея какой-либо непосредственной информации о минералах, и в таких случаях используют свойства глин (нечто измеряемое при каротаже) как в первом приближении к свойствам глинистых минералов. «Поправка за глину» применяется во всех видах измерений и является попыткой устранить неблагоприятное воздействие глинистых частиц.

Более 80% всех осадочных пород – глины, остальные делятся на песчаники (60%) и карбонаты (40%). Глинистые минералы, включающие несколько разновидностей слюды, обычно состоят на 60% из глины и тонкозернистых фрагментов минералов, присутствовавших в песчаниках, которые лучше всего перенесли погодные условия. Частицы большинства глинистых минералов приходятся на глины разных геологических возрастов. Глинистые минералы связаны с историей осадконакопления, процессом диагенеза, глубиной захоронения, возрастом пород и другими факторами. В более старых глинах содержится больше иилита и меньше смектита и других глинистых частиц, обладающих свойством разбухать.

Детритовые и аутигенные глинистые частицы

Глинистые минералы почти всегда представляют собой значительную часть обломочных систем отложения. Глины могут отлагаться вместе с зернами песка, чередуясь или смешиваясь в биотурбиты. Раз отложившись, минералогия может продолжать менять обезвоженную химическую субстанцию.

15

Ключевые моменты

1. Глины состоят не только из глинистых минералов2. Глинистые минералы в песках не обязательно могут быть такими же, как в

глинах3. Разные глинистые минералы по-разному влияют на каротажные измерения4. Для некоторых видов каротажа важны как распределение глинистых

минералов, так и их типы.5. Хлорит и каолинит имеют более высокое содержание ОН и, следовательно,

сильнее оказывают влияние на тепловые нейтроны.6. Иилит является единственным высокорадиоактивным глинистым минералом7. Все без исключения содержат в кристаллической решетке ОН-.8. Монтморилониты могут разбухать в присутствии воды

16

Краткое сравнение между обломочными и карбонатными породами

Обломочные и карбонатные породы имеют разные коллекторские свойства, и интерпретаторы применяют к ним разные методы петрофизической оценки.

Сравнение коллекторских свойствмежду карбонатами и песчаниками

Песчаник 10%38%10 ДарсиВсегдаКак правило

Свойства Минимальная пористостьМаксимальная пористостьМаксимальная проницаемостьЭлектропроводимые частицыПресная пластовая вода

Карбонаты2%50%>> 10 ДарсиРедкоРедко

1. Проблемы, возникающие при петрофизической оценке и бурении скважин, обычно ассоциируются с песчанистыми коллекторами и методы, разрабатываемые для их решения, могут быть отличны от тех, что связаны с карбонатными породами.

2. Диапазон песчаников варьируется от массивных, чистых, хорошо отсортированных и слабосцементированных до тонкослоистых, заглинизированных и/или известковистых, плохо отсортированных и хорошо сцементированных пород. Коллекторские свойства для продуктивных песчаников могут иметь широкий диапазон изменения.

3. Проблемы, связанные с петрофизической оценкой разнообразны и многочисленны: некоторые из них похожи на проблемы карбонатных пород, другие характерны только для песчаников. Средняя пористость песчаных коллекторов приблизительно в 2 раза больше карбонатных. В некоторых продуктивных карбонатных нефтегазоносных провинциях максимальная средняя пористость коллектора меньше 10%.

4. Как правило, песчаные коллектора с низкой пористостью не обладают достаточной проницаемостью для коммерческой добычи углеводородов за исключением газа (если только не трещин). С другой стороны, некоторые меловые карбонатные коллектора имеют пористость выше, чем в любом песчанике.

5. Песчаники обычно имеют очень узкий диапазон изменения проницаемости по сравнению с карбонатами. Проницаемость песчаника, варьирующегося до нескольких Дарси, встречается очень редко; но ничто не сравнимо с огромной проницаемостью пустот и карбонатных каверн, обнаруженных в обломочных породах.

6. Проблемы характерные только для песчаника вызваны в основном 2-мя факторами: песчаники изначально отлагаются в илистой воде и всегда содержат тонкозернистый материал, включающий глинистые минералы.

7. Карбонаты почти всегда отлагаются в очень чистой воде, т.к. данная среда наиболее благоприятна для проживания организмов, создающих минералы.

8. Некоторые песчаники были размыты водой или выветрены и большинство (но не все без исключения) тонких фракций, содержащих глинистые минералы, были таким образом удалены.

17

9. Другие в результате геологического процесса отложились с низкой степенью отсортированности, что привело к широкому диапазону изменения размеров зерен, часто включающих до 30% и более, веществ размером с глинистые минералы.

10. Проблемы интерпретации в песчаниках, вызванные наличием глинистых минералов, часто осложнены присутствием пресной пластовой воды. В добывающих карбонатных коллекторах неизвестны случаи присутствия очень пресной воды. В то же время продуктивные песчаники с соленостью воды менее 5 кг/м3 не редки.

Сравнение методов оценки между карбонатами и песчаниками

Метод петрофизической оценки Песчаники Карбонаты

Каротаж Не всегда определяющий Обычно надежен

Газокаротаж Основной Очень полезен

Отбор керна Плохой отбор Широко применим

Отбор керна пластиковым керноотборником Значимый Используется редко

Отбор бокового грунта Основной Иногда применим

Испытатель на кабеле Основной Широко применим

Пластоиспытатель на бурильной трубе Трудный и опасный Широко применим

Испытание через колону Часто необходим Редко когда требуется

Проблемы интерпретации в глинистых песчаниках Часты Редки

Геотермический градиент

18

Температура на любой глубине может быть подсчитана с помощью геотермического градиента, если известны средняя температура на земной поверхности и геотермический градиент. Подземная температура, как правило, растет с глубиной. Величина его прироста с глубиной называется геотермическим градиентом и выражается как:

GG = 100*(Tf – Tm)/D,

где GG - геотермический градиент (oF/100ft) (oC/m)

Tf - температура пласта (oF) (oC)Tm - средняя температура на поверхности земли для данной области (oF) (oC)D - глубина залегания пласта (ft) (m)

Это уравнение может быть также описано в следующем виде:

Tf = Tm + GG (D/100)

и позволяет оценить температуру пласта. Палетки для нахождения температуры пласта при помощи геотермического градиента показаны ниже:

Данные о средней наземной температуре обычно предоставляет государственные метерологические организации. Во многих странах существуют карты для разных времен года. Естественно, что чрезмерные холода или жара повлияют на изменение температурного градиента на небольших глубинах (выше 300 м).

Теплопроводимость пород (10-3 калорий/см/°C)

Глина 2.8-5.6 Гипс 3.1 Вода 12-14Песчаник 3.5-7.7 Ангидрит 13 Воздух 0.06

Пористый известняк 4-7 Соль 12.75 Нефть 0.35Плотный известняк 6-8 Сера 0.6 Газ 0.065

Доломит 9-13 Сталь 110

Кварц 13 Цемент 0.7

Геотермический градиент – функция тепловой проводимости подземных пород (см. таб. ниже). Для оценки температуры используется палетка с несколькими градиентами (см. палетку выше), однако редко когда градиенты остаются постоянными. Более эффективно температурные исследования были

19

использованы для идентификации разных литологических пластов благодаря изменениям геотермического градиента (см. рис. ниже). Некоторые геологические структуры, такие как соленые купола или рифы, а также зоны АВПД и разные во времени геологические отложения являются факторами, вызывающими изменения в геотермическом градиенте. В одной из областей США (Скалистые Горы) градиент увеличивается от 1,1 до 1,4 при переходе в Палеозойские отложения из более мощных вышележащих пород.

Ключевые моменты:

1. Пластовые температура и тепловая проводимость важны для петрофизической оценки, т.к. удельное сопротивление зависит от температуры.

2. Геотермический градиент – функция тепловой проводимости подземных пород.

3. Геотермический градиент редко остается постоянным.

4. Экстремальные холода на земной поверхности влияют на температуру на небольшой глубине (меньше 300 м.).

5. Экстремальная жара на поверхности также воздействует на градиент температуры в неглубоких скважинах.

6. Температурные исследования эффективно используются для выявления различных литологических залежей. Это связано с изменением градиента температуры в зависимости от типа залежи:

Соляные купола или рифы Зоны высокого давления Разные геологические возраста

7. Тепловая проводимость воды практически не меняется с повышением концентрации солей.

8. Эффект поровых флюидов на общую проводимость относительно мал для пород низкой или незначительной пористости.

9. Тепловая проводимость глинистых частиц обладает тенденцией изменяться обратно пропорционально содержанию воды. В зонах высокого давления более высокое поровое давление является

причиной более высокой пористости, чем и объясняется больший объем флюида.

Геотермический градиент обычно больше в массивных глинистых пластах, которые располагаются над коллекторами.

20

Геотермические градиенты, как правило, значительно уменьшаются в водоносных пластах.

Глины с высоким давлением и пористостью представляют собой геотермическую аномалию.

Температура в разбуриваемой скважине.

21

Процесс циркуляции ПЖ создает очень сложную систему распределения температуры вдоль ствола скважины – глубокие зоны охлаждаются, в то время как мелкие зоны нагреваются.

Геотермические измерения проводятся в скважинных стволах, имеющих температурно-глубинный профиль распределение отличный от геотермического профиля. Это объясняется перемещением тепла, вызванного перетоками флюидов (например, циркуляция ПЖ, восходящие потоки добываемых и нисходящие потоки нагнетаемых флюидов). См. рис. ниже.

Температура в статической скважине.

В промежутке времени между извлечением буровой колоны и началом каротажа заколонные и внутри колонные флюиды смешиваются, и происходит трансформация тепла между стволом и коллектором. Температурный профиль ствола меняется от показанного выше и становится почти линейным с глубиной, за исключением забойного участка (рис. ниже). В точке Х температура ствола становится равной температуре пласта, т.е. не происходит трансформации тепла. С течением времени ПЖ охлаждает зону выше точки Х и нагревает зону ниже, так что обе зоны ствола приближаются к тепловому балансу с пластом.

22

Пластовая температура по данным каротажа

Мы в состоянии оценить истинную температуру пласта , проводя его замеры при каждой каротажной проходке. Затем мы экстраполируем полученные данные, применяя технику наподобие метода Хорнера для предсказания давления.

Несмотря на наличие зондов по непрерывной записи температуры, большинство температурных оценок сделаны термометром (регистрирует максимальное значение), который обычно установлен над каротажными зондами. Не принимая во внимание области с термальными источниками, где нормальный геотермический градиент нарушен, предполагается, что максимальное показание температуры соответствует забойному показанию.

Охлаждающий эффект циркулирующего ПЖ на пласт перед проведением каротажа, может уменьшить показания температуры на забое на 20-80 oF ниже истинной пластовой температуры. Таким образом, температура на забое, записанная на шапке, всегда ниже истинной (статической) температуры пласта.

Так как, увеличение температуры происходит по закону подобному повышению давления, Тимко и Ферл (1972) предложили проводить анализ забойной температура по методу Хорнера для восстановления давления. Суть метода заключается в прогнозировании на полулогарифмической сетке прямолинейной зависимости забойной температуры в oF (данные взятые с шапки) от величины отношения dt/(t+dt), где dt - время в часах после прекращения циркуляции; t - время циркуляции в часах для охлаждения скважины. Экстраполяция этой прямой линии к отношению dt/(t+dt)=1 дает истинную статическую температуру пласта (см. рис. ниже).

Данная палетка применяется для прогнозирования статической температуры пласта на забое с помощью регистрации забойной температуры при каждом последующем спуске зондов в скважину. Полученные значения забойных

24

температур накладываются на полулогарифмитическую палетку в функции времени циркуляции ПЖ. Проведя прямую линию к правой ординате через нанесенные точки, можно оценить статическую забойную температуру пласта.

25

Профиль ствола скважиныПрофиль ствола измеряется, чтобы убедится в хорошем качестве каротажных данных, внести поправки за скважинные условия и подсчитать объем ствола для цементации. На протяжении уже многих лет диаметр ствола замеряется с помощью каверномера. Каверномеры, используемые в связке с разными зондами, показывают разные профили в одной и той же точке нецилиндрического сечения ствола. Профили ствола описываются часто как круг или эллипс, так как только эти две формы могут быть определены с помощью 1 или 2-х рычажных зондов.Исследования многорычажными каверномерами показывает, что удлинение диаметра ствола происходит, как правило, в одном направлении, в то время как диаметр под прямым углом остается равным диаметру долота. Кроме того, ствол часто бывает изрезанным в направлении максимального удлинения.

Конфигурации стандартных каверномеров

1. 1 рычажные КВ служат в качестве централизатора используется для поиска самого длинного

диаметра сечения ствола, особенно если удлиненный диаметр находится в вертикальной плоскости.

При применении контактной лапы из стали КВ срезает глинистую корку, в случае же резинового контакта прибор показывает

диаметр ствола минус толщина глинистой корки.

2. 2-х рычажный КВ распускает рычаги на равные дистанции от оси центрированного прибора служит для записи удлиненного диаметра

вне округлой формы контактные лапы резиновые и поэтому все

замеры представлены в виде диаметра ствола минус толщина глинистой корки

3. 3-х рычажный КВ центрирует зонд

26

при помощи своих рычагов удерживается на равноудаленной дистанции от стенок ствола и измеряет только один диаметр, где-то между минимальным и максимальным диаметрами сечения неокруглой формы

4. 4-х рычажный КВ состоит из двух КВ под прямым углом друг к другу использует 2 пары рычагов, которые

раскрываются независимо друг от друга. Одна пара замеряет самый большой диаметр ствола, а 2-я пара мерит поперечный ему диаметр.

5. 6-ти рычажный прибор использует 6 независимых рычагов, расположенных под углом 60о и позволяющих в полной мере замерить профиль сечения неправильной формы прибор способен замерить форму сечения

независимо от относительной позиции зонда. Преимущество подобной конструкции в том, что не требуется приложения значительных усилий при проведении замеров, а, следовательно, сокращается возможность протяжки кабеля

и неравномерного движение зонда в скважине.

Контакт рычагов со стенкой ствола

Помимо количества рычагов при неправильной форме сечения ствола и присутствии глинистой корки большое влияние на показания КВ имеет тип контактных рычагов. Рычаги с маленькой площадью контакта способны зарегистрировать небольшие шероховатости стенки. Рычаги обычно настолько сильно прижимаются к стенке, что могут срезать глинистые корки (в случае стальных контактов). Приборы лапового типа имеют более широкую площадь контакта и при низком контактном давлении огибают глинистые корки (в случае резиновых лап).

Изменения по глубине формы сечения ствола могут быть незаметны, в случае если шероховатости на стенке меньше размера лап и в зависимости от контакта рычагов со стенкой скважины.

Проникновение в пласт промывочной жидкости (ПЖ)

27

Состав ПЖ обычно готовится таким образом, чтобы гидростатическое давление столба жидкости превышало пластовое давление. Данная разница в давлении является причиной поглощения проницаемым пластом ПЖ. При этом нерастворимые частицы из раствора откладываются на стенке скважины, образуя глинистую корку (hmc). Время, требующееся для формирования хорошей глинистой корки, зависит от свойств коллектора и ПЖ, в особенности от нерастворимых частиц в составе ПЖ. Формирование глинистой корки препятствует дальнейшему поглощению фильтрата, ухудшению коллектора и поддерживает стабильное состояние ствола.

Во многих случаях состав ПЖ предполагает его поглощение пластом. Проникающие частицы раствора вносят изменения в состав коллектора, а поглощаемый фильтрат изменяет его соленость и насыщенность. В результате подобного поглощения промывочной жидкости, ряд каротажных зондов замеряют в большинстве своем зоны пласта измененные в процессе бурения, а не истинный коллектор. Сепарация каротажных показаний, вызванных свойствами зон проникновения, от показаний свойств истинных зон коллекторов является главной задачей при интерпретации данных каротажа.

растворе2. поддержания

разницы давления между скважиной и пластом как можно низким.

Для предварительной оценки глубины проникновения в пласт ПЖ, нужно принять во внимание пористость коллектора. Предположим, что один и тот же фильтрат поглощается пластами одинаковой толщины

проникновение промывочной жидкости будет глубже в пласт с низкой пористостью. Высокая фильтрационная способность и низкая пористость вызывают «глубокое проникновение в пласт»

низкие фильтрационные свойства и высокая пористость являются причиной неглубокого поглощения.

В реальных условиях поглощения невозможно избежать. Можно лишь только замедлить данный процесс. Поэтому каротаж нужно провести как можно быстрее после бурения.

Глубина исследования каротажного зонда зависит от степени влияния зоны проникновения на данный метод. Оценка водонасыщенности по электрическим свойствам требует точного определения истинного сопротивления или проводимости неизменной части пласта. В идеале глубинные зонды сопротивления (либо проводимости) сконструированы для измерения истинного сопротивления пласта (Rt) без влияния со стороны следующих зон: скважина, заполненная ПЖ (Rm) глинистая корка (Rmc) зона, пропитанная нефтью (Rim) промытая зона (Rxo); прилегающая к стенке ствола и содержащая в

основном только фильтрат (Rmf) транзитная зона (Ri) кольцевая зона (Ran)

Радиальные характеристики пласта.

1. Самая простая схема радиальной характеристики пласта, ступенчатая, описывает только промытую и неизменную части пласта. Предполагается, что объем жидкости цилиндрической формы перемещается в горизонтальном направлении в пористой и проницаемой однородной породе. Диаметр (di)данного цилиндра охватывает промытую зону (Rxo), а неизменная часть пласта (Rt) остается за ее

пределами. На схеме ступенчатая радиальная характеристика представлена 2-хмерной проекцией сопротивления по отношению к расстоянию от стенки скважины. В реальности подобные условия не существуют.

28

2. Транзитная радиальная характеристика представляет собой более реальные условия. Эта характеристика предполагает существование между промытой и неизменной зонами пласта смеси пластовой и поглощенной жидкости. Считается, что проводимость изменяется линейно между двумя границами транзитной зоны. Ширина транзитной зоны зависит от свойств пород, скорости поглощения раствора, промежутка времени, в течение которого пласт поглощает.

29

3. В нефтеносных зонах, возможно, что связанная вода проталкивается в глубь пласта фронтом проникающего в пласт фильтрата, создавая тем самым электропроводящее кольцо вокруг более электросопротивляемой промытой зоны. За проводимой кольцевой зоной располагается нефтеносная зона высокого сопротивления. Обнаружение кольца зависит от показаний специальных каротажных приборов.

Наличие подобных низкосопротивляемых кольцевых зон является явным признаком подвижной нефти. Однако кольца встречаются очень редко и, как

30

правило, образуются в резервуарах с еще неизмененными условиями их нахождения.

Влияние фактора проникновения на результаты расчета водонасыщенности

В случае обширного проникновения ПЖ в пласт, глубинный зонд сопротивления захватывает частично зону затронутую проникновением. Без введения поправок за эффект проникновения результаты подсчета водонасыщенности будут неправильны: Нефтенасыщенность будет переоценена при Rxo>Rt Нефтенасыщенность будет недооценена при Rxo<Rt Нефтенасыщенность может быть недооценена, если на показания зонда

сильно влияет кольцевая зона низкого сопротивления Иногда поглощение в коллектор бывает настолько глубоким, что становится

невозможным оценить его насыщенностьПоправка за проникновение и определение радиуса проникновения раствора требует точного знания сопротивления промытой части пласта даже в простейших случаях. Для сложных случаев с глубокими изменениями необходимы дополнительные методы измерения промежуточных зон.


Превышение давления в стволе является причиной поглощения бурового раствора

Глинистая корка замедляет процесс поглощение пластом жидкости и проникновения твердых частиц в коллектор. Некоторые буровые раствора содержат вещества, влияющие на показания каротажных зондов.

Глинистая корка формируется из твердых частиц бурового раствора. Идеальная глинистая корка должна создаваться быстро и иметь низкую

проницаемость, чтобы уменьшить поглощение промывочной жидкости пластом

Более глубокое проникновение раствора в пласт происходит при низкой проницаемости коллектора

Исследуемые интервалы должны быть замерены как можно скорее после процесса бурения.

Радиус исследования каротажного зонда зависит от степени влияния на него зоны проникновения.

31

Терминология, связанная со скважинной средой.

Идеальным стволом скважины является цилиндр однородного диаметра, заполненный идеальным для проведения каротажа буровым раствором. Большинство зондов, сконструированных для работы в открытом стволе, предназначены для замеров в стволе диаметром 8” (200 мм).

Как только долото вскрывает коллектор, буровой раствор сразу же проникает в пласт. Давление раствора, скорость проникновения, объем пор и проницаемость пробуриваемого коллектора представляют собой факторы, несущие ответственность за образующийся профиль проникновения. Как правило, скважины бурятся под давлением, немного превышающим пластовое, с целью предупреждения возможных выбросов. Непроницаемые породы не подвержены проникновению ПЖ. Однако низко пористые породы с некоторой долей проницаемости часто имеют дальний радиус проникновения по причине того, что объем порового пространства, способного принять раствор, распространен глубоко в пласт. Породы же с высокой пористостью и проницаемостью обычно демонстрируют неглубокое проникновение, из-за того, что в прискважинной зоне больше порового объема заполняемого

буровым раствором.

Терминологии скважинной среды, используемые в каротаже.

Стандартные понятия, применяемые для обозначения сопротивления и насыщенности зон, показаны на рис.

Промытая зона, непосредственно прилегающая к стволу скважины, занимает в радиусе, самое большее, несколько сантиметров и в основном содержит только фильтрат промывочной жидкости. Промытая зона обладает сопротивлением Rxo и насыщенностью Sxo. Большая часть пластового флюида или газа вдавливается глубже в пласт, а то, что остается, называется остаточным или

32

неподвижным. Нефтяные залежи в целом имеют остаточную нефтенасыщенность 15-40%, но не редки и изолированные остаточные воды, особенно в карбонатных коллекторах. С течением времени часть фильтрата продолжает боковую миграцию в пласт, т.е. начинает смешиваться с пластовыми флюидами и формирует транзитную зону между промытой и неизменной частями коллектора. Водонасыщенность в подобной транзитной зоне (Si) может значительно варьироваться, в случае если коллектор содержит углеводороды. Водоносный же пласт со 100% насыщенностью будет иметь смешанные воды с различной соленостью и сопротивлением (Rz). Сопротивление зоны проникновения (Ri) будет, следовательно, отличатся от сопротивления промытой и неизменной части пласта. На глубину проникновения раствора влияет продолжительность времени, в течение которого коллектор подвергается скважинному давлению. Помимо этого глубина бокового проникновения зависит также от пористости и проницаемости коллектора. Гипотетическая картина диаметра проникновения в пласт, имеющего неоднородную форму, наглядно иллюстрирует эффекты пористости и проницаемости. Диаметр проникновения (di) представляет собой боковую окружающую ствол скважины зону, образованную проникновением промывочной жидкости (ПЖ), а диаметр промытой зоны (dxo) – такую же зону, но меньшего радиуса. Неизменная часть пласта имеет сопротивление (Ro), если пласт полностью водонасыщен. Но если пласт содержит углеводороды, он имеет большее сопротивление (Rt). Пластовая связанная вода обладает специфическим сопротивлением (Rw) или соленостью, что влияет на результаты расчета водонасыщенности (Sw), т.е. Sw уменьшается с ростом объема нефти или газа. Сопротивление растет, если непроводящий электрический ток углеводород замещает электропроводимые пластовые воды в порах.

33

Гамма метод (ГК)ГК является, по всей видимости, самым широко распространенным методом измерения. Его применяют для литологического разделения песчаника от глины. Довольно простой метод и работает как в открытом, так и в обсаженном стволе. Кроме всего прочего, это основной метод для контроля глубины и корреляции.

Принципы измерения

Гамма–лучи это пучок электромагнитных волн, обладающих высокой энергией и спонтанно излучаемых радиоактивными элементами. Почти вся гамма радиация, встречаемая на Земле, излучается радиоактивным изотопом калия и радиоактивными элементами из серии урана и тория. В большинстве случаев эти элементы содержатся в минералах и в твердых органических веществах. Таким образом, все радиоактивные сигналы исходят из скелета породы, а не от флюида. Бывают и исключения, как, например, следы радиоактивных солей, добавленных в ПЖ.

ГК – пассивный метод. Гамма лучи из окружающей среды регистрируются детектором (твердые кристаллы NaI или CsI, либо газовый счетчик Гейгера), создавая электрические сигналы, которые записываются в имп/сек. Импульсы переводятся в стандартные единицы API . Чем выше API, тем больше зарегистрировано было гамма лучей.

Гамма лучи лишь слегка ослабляются ПЖ, обсадной колонной и цементом. Поэтому измерения ГК могут проводиться как в обсадной колонне, так и в открытом стволе.

Применения1. Для выделения глинистых пластов2. Приблизительный подсчет объема глин или глинистых минералов в

коллекторах. При этом предполагается, что чистые зоны не содержат

34

радиоактивных минералов, как, например, слюдистые песчаники, радиоактивные карбонаты, чистый гранит. Vsh = (ГК-ГКчист)/(ГКглин-ГКчист) применяются и другие нелинейные уравнения

3. Для корреляции между скважинами и контроля глубины с целью проведения других видов каротажей в одной и той же скважине

4. Обнаружение зон перетока флюидов, трещин и следов радиации

Проблемы, связанные с качеством каротажа и ствола скважины.1. Диаметр ствола

Увеличение диаметра занижает показания детектора из-за удаления зонда от пласта

2. Позиция зонда в скважине. Эксцентрированный зонд находится ближе к стенке скважины.

3. Изменения в системе ПЖ один из глинистых минералов бентонит широко используется в качестве

гелиевой добавки и содержит значительное количество тория и урана калиевые соли (KCl) часто применяются для стабилизации глинистых

частиц в пласте барит является своеобразным щитом между детектором и пластом,

увеличивая тем самым фотоэлектрическую абсорбцию гамма-лучей.4. Изменения в размере и весе обсадной колонны

Такие свойства колонны, как толщина, материал, качество и расположение в стволе, а также свойства цемента вносят изменения в энергетический спектр.

5. Изменения в пористости. Объемное увеличение скелетного материала может означать увеличение количества регистрируемых импульсов.

Ключевые моменты1. ГК– метод литологического определения, измеряющий естественную

радиоактивность пород.2. По причине высокой концентрации радиоактивных веществ в глине, глина

имеет высокие показания ГК, а песчаник и карбонаты, как правило, низкие. Исключение составляют чистые граниты, слюдистый песчаник и радиоактивные карбонаты.

3. ГК обеспечивает информацией о пластах в условиях, где СП не работает, т.е. в соленных ПЖ, буровых растворах на нефтяной основе, в скважинах заполненных воздухом или газом, в обсаженных стволах.

4. Вертикальная разрешимость зависит от скорости каротажа и составляет приблизительно 60 см при скорости каротажа 600 м/ч.

5. ГК – это статистический метод и поэтому не каждый импульс на кривой обязательно несет в себе какую-нибудь информацию. Как правило, запись на низкой скорости дает лучшие показания.

6. Радиус исследования ГК приблизительно 25-30см.7. Кривая ГК всегда находится на первом дорожке каротажной диаграммы.

Шкала его расположена таким образом, что значения низкой радиоактивности приурочены к левой стороне дорожки и растут в правую сторону по направлению к колонке со значениями глубин.

35

Плотностной метод (ГГК-П)Плотностной метод в первую очередь применяется для подсчета пористости при известной литологии. В комбинации с другими методами плотностной каротаж используется для выявления газоносных зон, оценки глинистых песчаников и идентификации литологии. Компенсированный плотностной зонд измеряет общую плотность коллектора (RHOB), записываемую в г/см3. Вдобавок к нему пишется поправочная кривая DRHO (г/см3), которая представляет собой поправку к RHOB требующуюся для компенсации за эффект глинистой корки.

Принципы измерения плотностного метода

Стандартный зонд состоит из радиоактивного источника (Cs137; E=кэВ) гамма лучей и 2-х детекторов. Оба NaI сцинтиляционных детектора расположены на фиксированном расстоянии и защищены от радиоактивного источника. Излучаемые гамма лучи сталкиваются с электронами в породе, теряя некоторую часть своей энергии. Это явление известно как рассеивающий эффект Комптона (чем больше электронов, тем сильнее эффект Комптона). Рассеиваемые гамма лучи регистрируются обоими детекторами. Коэффициент ослабления гамма лучей является функцией электронной плотности породы, которая в свою очередь тесно связана с общей плотностью для большинства минеральных элементов. Полученная кривая плотности обозначается как RHOB или RHOZ .

Детектор короткого расстояния от источника чувствителен к толщине глинистой корки. В этом случае используется специальная палетка для введения поправки на оба детектора за толщину глинистой корки. Эта поправка обычно имеет вид кривой и обозначается DRHO. Поправка вносится в общую плотность в реальном времени при каротаже, а также используется при контроле качества каротажа.

При известной литологии плотностной метод применим для подсчета пористости коллектора. Из-за относительно низкой энергии источника, радиус проникновения гамма лучей в породу ограничивается до нескольких дюймов. В результате, в большинстве случаев плотностной зонд «видит» в основном промытую зону пласта.

Применение

определение пористости при заданном значении флюида и скелета породы.Ф = (RHOBСК- RHOB)/( RHOBСК- RHOBЖ)

36

идентификация литологии в комбинации с другими методами пористости выявление газа и подсчет газонасыщенности в комбинации с нейтронным

методом. Качественное и количественное определение глин

Проблемы, связанные с качеством каротажа и состоянием ствола скважины в связи с тем, что в плотностном зонде имеются лапы, прижимаемые к

стенке ствола скважины, диаметр скважины не имеет особого значения, если только он не превышает расстояния досягаемости лап. Однако форма лап оптимизирована для 8” ствола и, если диаметр оказывается больше или меньше, чувствительность детекторов понижается и требуется дополнительная корректировка. Подобная корректировка подразумевает округлую форму сечения ствола.

Шероховатости стенок мешают плотному прилеганию лап зонда. Потеря контакта лапы со стенкой приведет к записи плотности ПЖ и

покажет на диаграмме аномально высокую пористость DRHO - поправка за толщину глинистой корки. При значениях DRHO>0,2

г/см3 к данным RHOB следует относиться осторожно.


Плотностной метод применяется для подсчета пористости при известной литологии.

Показания плотностного метода в газе имеют низкие значения Показания в глине могут меняться в зависимости от типа глинистых

минералов и степени их уплотнения В связи с тем, что плотностной зонд – контактный зонд, то сам метод очень

чувствителен к неровностям на стенке скважины. Из-за относительно низкой энергии источника гамма-лучей радиус

исследования ограничен до нескольких дюймов Вертикальная разрешимость плотностного метода ~ 60см при скорости

каротажа 600 м/ч Радиус исследования составляет приблизительно 10 см. Статистический подсчет импульсов улучшается в случае, чем больше гамма

лучей достигает детектора, чем ниже плотность, чем выше пористость. Качество записи RHOB считается хорошим, в случае если значения

DRHO<0,2 г/см3.

37

Фотоэлектрический эффект (ФЭЭ)фильтрата промывочной жидкости. PEF может быть нормализован с целью компенсации за барит, но с ростом величины сдвига, непостоянство в профиле проникновения делает нормализацию PEF ненадежной.


PEF - очень полезный прямой индикатор литологии большинства пород

Зависимость PEF от Th/K может быть использована для дифференциации и идентификации глинистых минералов.

U может быть подсчитан для использования в литологическом кросс-плоте. (зависимость U от RHOM, палетка СР-21).

Пористость по нейтронному методу (НМ)

Существует несколько видов НМ, однако наиболее широко распространенным является метод пористости по тепловым нейтронам. Этот вид НМ применяется в первую очередь для подсчета пористости при известной литологии. В комбинации с другими методами пористости, НМ используется для литологической идентификации, оценки глинистых песчаников, выявления газоносного интервала, как в открытых, так и в обсаженных стволах. НМ в основном измеряет концентрацию ионов водорода и, следовательно, чувствителен к порам заполненных флюидами. Но в то же время данный метод сильно подвержен воздействию глин.

Принцип измерения

Нейтроны – электрически нейтральные частица, обладающие массой практически равной массе атома водорода. Быстрые нейтроны (с высокой энергией) непрерывно излучаются радиоактивным источником, который установлен в каротажном зонде. Эти нейтроны сталкиваются с ядрами атомов породы. При каждом таком столкновении нейтрон теряет часть энергии. Количество энергии, потерянной при столкновении зависит от относительной массы ядра, с которым сталкивается нейтрон. Больше всего энергии теряется,

38

когда нейтрон ударяется об ядро эквивалентной с ним массы. Большинство ядер подобного рода – ядра водорода. Столкновение же нейтронов с ядрами неэквивалентной массы не замедляет существенно скорости передвижения нейтронов. Таким образом, замедление скорости перемещения нейтронов зависит в первую очередь от количества атомов водорода в пласте.

В случае успешного столкновения в течение нескольких микросекунд нейтроны замедляются до скорости передвижения надтепловых или тепловых нейтронов, от значений энергий 100 эВ до 0,025 эВ. Затем они начинают двигаться хаотично (процесс диффузии) без потери энергии, до тех пор, пока не будут захвачены ядрами принимающих атомов (хлор, водород, кремний и т.д.). Ядра принявшие нейтроны сами излучают гамма-лучи высокой энергии. В зависимости от типа зонда НМ, либо гамма лучи, полученные при захвате нейтрона, либо концентрация нейтронов регистрируются одним или несколькими детекторами. Традиционный зонд CNL регистрирует тепловые нейтроны, однако, более современные модификации CNL включают в себя измерения «двойной пористости», как детекторами надтепловых, так и тепловых нейтронов.

Компенсированный нейтронный зонд (CNL)Принцип работы традиционного компенсированного нейтронного зонда показан выше. Быстрые нейтроны излучаются источником, расположенным в нижней части зонда. Источник содержит америкум мощностью излучения 16 Кюри, помещенного в бериллиевый контейнер. При взаимодействии гамма лучей, эммитируемых америкумом, с бериллием, в породу излучаются быстрые нейтроны. На расстоянии 30 и 60 см от источника располагаются 2 детектора тепловых нейтронов. Замеряются коэффициенты отношения импульсов от ближнего и дальнего детектора и переводятся в значение пористости. Коэффициент отношения меняется с изменением пористости, но подвержен значительному воздействию и со стороны литологии, т.к. скелет породы тоже вносит вклад в замедление и захват нейтронов. Следовательно, для точного подсчета пористости через коэффициент отношения импульсов ближнего и дальнего детектора, необходимо знать литологию пород. Измерение коэффициента отношения уменьшает эффект влияния скважинного ствола и увеличивает радиус исследования по сравнению с системой одиночного детектора.

Зонд CNL децентрализуется при помощи дугообразной пружины и имеет диаметр 33/8”. Его следует применять в заполненных раствором скважинах с открытым или обсаженным стволом. CNL можно комбинировать с другими зондами, такими как плотностной, акустический, сопротивления, каверномер и ГК.

Применение НМ Определение пористости в открытых или обсаженных стволах заполненных

раствором Идентификация литологии в комбинации с другими методами пористости Индикатор газа в пласте Подсчет объема глин

39

Упрощает межскважинную стратиграфическую корреляцию

Проблемы, связанные с качеством каротажа и состоянием ствола скважины Если зонд не эксцентрирован как следует и теряет контакт со стенкой

ствола, то точность измерения падает и пористость читается слишком высокой. Каверны (размытые зоны) – главная причина эксцентриситета зонда.

Сухой газ существенно занижает кажущуюся пористость Значения пористости чувствительны ко многим эффектам ствола скважины,

многим аномалиям и если вносит корректировки, то следует вносить все поправки без исключения.

Глина является причиной сильного увеличения кажущейся пористости

Ключевые моменты Кривые НМ представляются на диаграммах в единицах пористости какой-

нибудь литологии, обычно распространенной в данной нефтегазоносной провинции, как, например песчаник в Мексиканском заливе. Но, как правило, для большинства палеток и вычислений требуются нейтронные значения в единицах пористости известняка.

НМ реагирует на количество водорода в породе. Таким образом, в чистых пластах, где поры заполнены нефтью или водой, показания каротажа отражают истинную пористость

В CNL песчаник, известняк и доломит при одинаковой пористости дают разные значения коэффициента отношения ближнего и дальнего детектора, поэтому очень важно знать тип литологии с целью получения корректной пористости.

CNL сконструирован для уменьшения эффекта окружающей среды на НМ, улучшения измерений в размытых частях ствола и с целью измерений в скважине в комбинации с другими зондами.

Если условия окружающей скважинной среды отличаются от условий калибровки, то должны вносится поправки с целью получения точных значений пористости, однако, как правило, они небольшие (1-2%). Все поправки к кажущейся нейтронной пористости зависят от типа зонда и от компании, разработавшей этот зонд.

CNL обладает самым большим радиусом исследования среди всех нейтронных зондов. При пористости 22%, глубина исследования зонда достигает 25 см (это означает, что 90% сигнала поступает из пласта в радиусе 25 см и меньше)

Радиус исследования уменьшается с увеличением пористости (в противоположность плотностному каротажу)

Вертикальная разрешимость изменяется с изменением скорости каротажа. При скорости 600 м/ч, вертикальная разрешимость составляет приблизительно 90 см, но может быть увеличена до максимальной разрешимости 30 см путем уменьшения скорости каротажа.

Нейтронная пористость сильно подвержена воздействию глин. Для введения поправки требуется комбинация с другими методами.

Замещение воды или нефти газом или паром приводит к занижению кажущейся нейтронной пористости.

40

CNL, как правило, запускается в скважину в комбинации с плотностным и гамма методами.

Акустический метод (АК)

Метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР)

ЯМР вероятно одно из самых ярких достижений в промысловой геофизике за последние десятилетия. Он чувствителен к пористости, независим от литологии и способен выявить распределение размеров пор, что полезно при подсчете проницаемости и остаточной водонасыщенности.


ЯМР основан на выравнивании магнитного момента протонов по направлению существующего магнитного поля. Протоны выравниваются в соответствии с направлением магнитного поля. Затем, когда поле исчезает или изменяется, протоны начинают прецессировать (вращаться подобно юле), чтобы выравниться по направлению нового магнитного поля. В результате прецессии протонов излучается радиосигнал. Как только протоны выравниваются по новому магнитному полю, сигнал затухает со скоростью, зависящей от сил связывающих водороды. Путем небольшого запаздывания времени измерения, сигнал исходящий от ствола скважины минимизируется. Сигнал от водорода, ассоциирующегося с флюидом, заполняющего большие открытые поры, затухает медленно. Сигналы же поступающие от маленьких пор затухают быстрее. И, наконец, сигнал от водорода связанного с глинистыми минералами

41

затухает очень быстро. Иногда настолько быстро, что невозможно его измерить. Газ дает низкий сигнал из-за низкого содержания водородов. Суммарная амплитуда радиосигнала представляет часть породы, заполненного подвижным флюидом, обычно обозначаемым как FFI (индекс подвижного флюида).

радиосигнал величиной пропорциональной содержанию флюида в породе.

В настоящее время существует 2 зонда разной возможности и техники исполнения. Контактный зонд CMR (Шлюмберже), обладающий высокой разрешимостью и MRIL (Халибертон) чувствительный к кольцевым зонам вокруг ствола скважины.

FFI, объем свободного флюида, несвязанного электрически или химически с кристаллической решеткой глинистых минералов, с поверхностью пород или с кристаллическими решетками других минералов, включает в себя свободную нефть и воду, за исключением остаточной воды. Следовательно,

FFI = Ф(1-Siw)

Siw находится путем сопоставления FFI и Ф.

Siw = 1-(FFI/Ф)

FFI может быть сравним с эффективной пористостью, и так как FFI не зависим от связанной воды кристаллических решеток, то он также является эффективной методом определения пористости в водородосодержащих минералах (гипс, карналит, полигалит и глинистые минералы).

Вдобавок к измерению общего сигнала водорода, может быть сделана обработка процесса затухания, с помощью которого из множества коэффициентов затухания, можно извлечь относительный вклад в общий сигнал. Этот вклад называется Т2 распределением и тесно связан с распределением размера пор.

42

Применения Эффективная пористость, Фе (%) Остаточная водонасыщенность, Siw (%) Остаточная нефтенасыщенность, Sor (%) Выявление тяжелой нефти Оценка проницаемости, k

Проблемы, связанные с качеством каротажа и состоянием ствола скважины Магнитные и парамагнитные минералы в породе могут вносить помехи при

измерении Контактный зонд CMR очень чувствителен к неровностям стенки скважины MRIL чувствителен к скважинам большого диаметра и размытым стволам

Ключевые моменты FFI обычно принимается за эффективную пористость породы. Разница

между ним и общей пористостью является объемом остаточного флюида Распределение Т2 может быть связано с распределением размера пор В газовой зоне метод не дает объема пористости

43

Метод потенциалов собственной поляризации (СП)

Метод потенциалов собственной поляризации (в сокращенной форме СП) служит для измерения естественных электрических потенциалов в стволе скважины в функции глубины. Это один из самых старых и один из самых широко используемых сегодня методов. Он наиболее чувствителен к размерам гранул пород, проницаемости и содержанию флюида. СП больше относится к методам качественной оценки, однако, если им пользоваться с умом, из него можно извлечь огромное количество информации.

Основные принципы измерения

Показания СП представляют собой измерение разницы потенциалов между пассивным движущимся в стволе электродом и питающим электродом, расположенным на поверхности (в луже воды, прикрепленная к устью скважины или опущенная в морскую воду, если исследования ведутся на море). Существует 3 возможных источника электропотенциалов, вносящих вклад в показания СП:

44

1. Электрохимический потенциал Ес, состоящий из диффузионного и абсорбционного потенциалов

2. Электрокинетический потенциал Ек (иногда его называют движущимся или фильтрационным)

Сумма этих потенциалов является результатом измерения относительной величины СП. Потенциал, замеряемый электродами СП, представляет собой падение напряжения в ПЖ и выражается в mV. В связи с тем, что для нормального функционирования СП нужны каналы прохождения электрического тока, данный метод не будет работать в буровых растворах на нефтяной основе. Кроме того, сигнал может быть слабым или совсем отсутствовать, если нет разницы потенциала между скважиной и пластом, т.е. где Rmf=Rw .

Максимальная величина СП называется статической СП (ССП). ССП – это величина отклонения кривой СП, наблюдаемое при прохождении электрода от мощного, пористого, проницаемого, чистого, водоносного песчаника к мощному однородному пласту глины. ССП – величина СП, рассчитываемая по следующему уравнению:

SP=-K*log(aw/amf),гдеaw - химическая активность пластовой водыamf - химическая активность фильтратаК - коэффициент диффузионно-адсорбционного потенциала.

Ряд факторов могут повлиять на уменьшение максимальной амплитуды кривой:1. Недостаточная толщина пласта препятствует росту амплитуды кривой

напротив песчаника по причине соответствующего уменьшения площади сечения песчанистого разреза.

2. Увеличение диаметра ствола ведет к занижению амплитуды промывочной жидкостью по причине повышения площади сечения ствола скважины.

3. Из-за глубокого поглощения раствора пластом, область диффузионно-адсорбционного контакта перемещается глубже в пласт. Это занижает амплитуду в песчанике, т.к. увеличивается длина пути прохождения электрического тока.

4. Присутствие углеводородов уменьшает амплитуду песчанистого коллектора, т.к. нефть или газ обладают более высоким сопротивлением по сравнению с водой. Это приводит к большему падению потенциала при прохождении через песчаник, что в свою очередь ведет к подавлению амплитуды СП.

5. Наличие глинистых минералов ограничивает миграцию ионов Cl- и поддерживает миграцию ионов Na+ из-за преобладания отрицательных зарядов глинистых частиц.

6. Сильное уменьшение пористости и проницаемости.

Форма кривой СП приближающейся или удаляющейся от границы песчаник-глина контролируется относительным сопротивлением раствора, песчаника и глины. Точка изгиба кривой наблюдается на границе двух пластов. Данная точка может быть смещена ближе к одному из пластов в зависимости от их удельных сопротивлений, но в любом случае точка изгиба представляет собой границу двух пластов.

45

Области применения Отделение проницаемых пластов от непроницаемых Определение границ и мощностей пластов Определение сопротивления пластовой воды, Rw Может быть использован для подсчета сопротивления воды в водоносном

пласте Оценка объема глин, Vsh

Проблемы, связанные с качеством каротажа и состоянием ствола скважины

1. СП очень чувствителен к внешним электрическим полям, которые могут быть вызваны электрооборудованиями бурового станка, остаточным магнетизмом кабельного барабана или атмосферными электрическими зарядами.

2. Если СП не работает, то это может быть связано с плохим заземление питающего электрода

3. Проблемы фильтрационного потенциала могут быть связаны с разницей давления между стволом и пластом.

4. СП – относительный метод, дрейфующий с изменением солености и температуры. На практике в старых каротажах, полевой инженер редактировал показания СП, приводя кривую в нормальное положение. Эти изменения очевидны, но могут внести путаницу при интерпретации.

5. Углеводород подавляет сигналы СП6. В тонких пластах форма кривой СП зависит от сопротивления пласта и

контраста между Rw и Rmf .7. В СП часто вносятся поправки за сдвиг и дрейф кривой. Это следует делать

осторожно, чтобы не внести ложные аномалии.

Ключевые моменты1. Изменения в показаниях СП происходят из-за наличия электропотенциала

между скважиной и пластом в результате разницы сопротивлений Rmf и Rw.

2. В большинстве скважин соленость пластовой воды больше солености бурового раствора или фильтрата (Rw>Rmf) В результате ожидаемая форма кривой СП напротив пласта с относительно высокой соленостью воды имеет негативное значение. Отклонение будет позитивным, если Rw>Rmf .

3. Для СП требуется наличие электропроводящего флюида в стволе. Следовательно, СП не может быть использован в непроводящей системе или в скважинах пробуренных на газе.

4. Показания СП в глине относительно постоянно и представляет собой прямую линию известную как линия глин. От данной линии начинается отчет показаний СП.

5. Если Rmf~Rw , СП не будет отклоняться от линии глин.

46

Методы сопротивления (общие понятия)

Первым каротажным зондом был зонд сопротивления, показания которого записывались вручную. Основой для количественной оценки насыщенности служит разница в величине сопротивления между непроводящими ток углеводородами и проводимой пластовой водой. Много разных методов сопротивления было разработано на протяжении многих лет для изучения различных видов пластов с разными радиусами исследования при разных условиях проведения каротажа. Существует ряд способов их классификации: от микрозондов до глубинных зондов, от фокусированных до нефокусированных, от индукционных до электрических.

Часто каротаж проводится в комбинации различных зондов сопротивления с целью исследования возможности проникновения промывочной жидкости в пласт и для того, чтобы найти значение сопротивления наиболее близкое к истинному сопротивлению пласта (Rt).

Проводимость (величина обратная сопротивлению C=1/R) может быть разделена на 2 основных вида: электролитическую и металлическую. Электролитическая проводимость основана на присутствии растворенных в

47

воде солей. Металлическая же связана с присутствием металлов и является основным фактором при каротажном исследовании рудных тел или побочных минералов как, например пирит и графит. Большинство пород изоляторы и любая регистрируемая проводимость обычно является результатом присутствия электролитических проводников в порах (соленый раствор).

Проводимость пород имеет в первую очередь электролитическое происхождение. Это результат присутствия воды или смеси воды и углеводородов в поровом пространстве в непрерывной фазе. Реальная проводимость будет зависеть от сопротивления воды в порах и количества присутствующей воды. В водоносных зонах она отражает величину пористости. В нефтеносных

залежах количество воды определяется высотой столба жидкости и остаточной водонасыщенностью. В меньшей степени проводимость будет зависеть от литологии скелета пород, их глинистого содержания и текстуры (размера зерен, распределения пор, глин и проводимых минералов). Проводимость осадочных пород будет зависеть от температуры (увеличение температуры повышает электролитическую проводимость).

Применение Определение водо(нефте)насыщенности в поровом пространстве пород. Определение пористости в заполненном водой пласте Стратиграфическая корреляция последовательности пластов близлежащих

скважин Характеризация ствола и пластового флюида с целью поправки за

окружающую среду для НМ

Ключевые моменты В каротаже сопротивление замеряется в Ом-м/м2, что представляет собой

удельное сопротивление 1 м3 породы, помещенного между поверхностями электродов площадью 1м2.

В методе сопротивления используется закон Ома с целью замера падения напряжения вызванного сопротивлением материала

Показание метода сопротивления является пропорциональной комбинацией смеси скелета породы и порового флюида. В породах большинство измеренной проводимости (сопротивления) пропорционально объему воды или углеводорода в порах и объему самого порового пространства.

Сопротивление обычно варьируется обратно пропорционально изменению температуры. Грубо говоря, сопротивление падает приблизительно на половину при повышении температуры с 75o F до 200o F.

48

Градиент-зонд

Встречающийся на многих старых каротажных диаграммах градиент-зонд – один из самых трудных в интерпретации методов. Всего лишь несколько зондов применялось в США (в основном для глубинных исследований), однако целый комплекс градиент-зондов разной длины был стандартным методом сопротивления в каротажных программах бывшего СССР (БКЗ).


В системе измерения сопротивления используется боковая конфигурация электродов. Постоянный ток проходит между электродом Ав скважине и электродом В на земной поверхности, в то время как разность потенциалов замеряется между электродами М и N, расположенными на зонде. Расстояние MN мало по сравнению с размером зонда AO, который представляет собой расстояние между токовым электродом и точкой посередине между потенциальными электродами, обычно около 6,2 м. В каротажных зондах иногда применяют размер от 2 до 3 м. Описанные выше потенциальные электроды располагаются ниже токовых, но в обращенных зондах функции меняются, таким образом, что потенциальные электроды находятся над токовыми. Точка измерения в данном случае располагается посередине между двумя электродами, разделенными короткими дистанциями (т.е. MN в прямых зондах и АВ в обращенных зондах).

49

Градиент-зонд имеет больший радиус исследования по сравнению с потенциал-зондом. Однако, он обладает недостатком, выражающемся в том, что для его оптимального использования нужны мощные однородные пласты, а также в том, что создаются несимметричные кривые. Таким образом, сопротивление пласта будет представлено только кажущимся сопротивлением Ra (а точнее его подкорректированным значением, представляющего весь пласт целиком). В мощных пластах градиент-зонд четко выделяет одну из границ пласта в зависимости от расположения электродов.

Применения Определение истинного сопротивления Rt при известной толщине пласта

Ключевые моменты Градиент-зонд обладает большим радиусом исследования, и его значения

представляют собой значения Rt по всей глубине разреза Асимметричная кривая. Границы пласта должны быть определены другими

методами.

50

Потенциал-зонд

На заре применения электрического каротажа все методы сопротивления были нефокусированными. Потенциал- и градиент-зонды повсеместно относились к стандартной аппаратуре. В последние годы широко используются только потенциал-зонды в комбинации с индукционным каротажом (так называемый IES, Induction Electrical Survey) или при измерениях во время бурения (MWD).


Система измерения использует нормальную конфигурациюэлектродов. Постоянный ток проходит между токовыми электродами в скважине А и на земной поверхности В, в то время как разница потенциала замеряется между электродами М и N в скважине. Длиной зонда является расстояние между электродами А и М. Как правило длина в 16” используется в коротких зондах и 64” в средних и длинных потенциал-зондах. Точка измерения находится точно посередине между электродами А и М.

Радиус исследования потенциал-зонда равен приблизительно двум расстояниям между электродами А и М (~2АМ). Потенциал-зонд – нефокусированный прибор, создающий симметричную кривую, который полезен в частности при корреляции и определении литологии. Разрешимость прибора может быть

51

увеличена путем сокращения расстояния АМ, но при этом пострадает и радиус исследования.

Исторически сложилось, что для электрического каротажа использовались 2 следующих вида потенциал-зонда:1. Короткий зонд длиной 16” (АМ=16”)

Эта длина дает вертикальную разрешимость равную приблизительно разрешимости индукционного зонда, применяемого в комбинации с потенциал-зондом в IES.

Короткий зонд предназначен для оценки Rxo.2. Длинный зонд (АМ=64”)

Предназначен для измерения Rt.

Ключевые моменты Длина зонда определяет вертикальную разрешимость. В пластах толщиной

меньше критической длины (h<AM) значение сопротивления занижается за счет влияния проводимости вмещающих пластов (эффект обратного сопротивления)

В случае увеличения размера АМ с целью повышения радиуса исследования, мощность пласта должна быть больше расстояния АМ (h<AM) для получения неискаженной информации о пласте.

С ростом мощности пласта относительно расстояния АМ, зонд все больше становится чувствителен к истинному сопротивлению пласта. Однако кажущееся сопротивление следует рассматривать как наименьшее сопротивление.

При высоком контрасте сопротивления, токовые линии сильно искривляются. В этом случае кажущееся сопротивление, записанное потенциал-зондом, должно быть подкорректировано.

В токопроводящих пластах происходит обратный процесс. Пласты выделяются, однако Ra будет больше истинного сопротивления (Rt<Ra).

Показания потенциал-зонда не могут быть использованы для определения сопротивления пласта, если скважина заполнена непроводящим флюидом, мощность пласта равна или меньше длины зонда АМ, и если отношение Rt/Rm высокое; так как искажение токовых линий становится слишком большим для корректировки кажущегося сопротивления (Ra).

52

Боковой метод (БК)

Ранние зонды БК (LL3, LL7, LL8) и сегодняшний двойной БК являются средством измерения профиля сопротивления как функции радиуса исследования в условиях соленого ПЖ и высокого сопротивления пласта. Двойной БК состоит из дальнего (LLD) и ближнего (LLS) зондов и обычно используется в комбинации с методом, замеряющим Rxo. Таким методом является контактный микрозонд сопротивления MSFL, установленный в нижней части связки зондов. Подобная комбинация каротажных методов позволяет вносить поправки за эффект проникновения промывочной жидкости.

Принципы измеренияБК измеряет сопротивление пласта путем фокусирования пучка электрического тока излучаемого зондом в пласт, а затем измерения свойств тока и напряжения потенциалов, вызванных данным током. Измерения дальнего и ближнего зондов производятся одновременно на 2-х разных частотах: 35 Гц для дальнего и 240 Гц для ближнего зонда.

53

Принцип фокусировки тока, применяемый в БК, основывается на том, что токи протекают только там, где существует потенциал. Разные виды зондов БК используют разное количество и конфигурацию электродов, но в каждом устройстве токовый (измерительный) электрод Ао расположен в центре между электродами имеющими одинаковый потенциал. Измерительные токи протекают ортогонально линиям созданных постоянных потенциалов.

Разработаны 2 вида фокусированных приборов сопротивления: с направляющей электродной системой и с точечной электродной системой. Работа каждой из данных систем направлена на измерение истинного сопротивления пласта (Rt).

Применения Определение истинного сопротивления пласта Выделение углеводородных зон Оценка извлекаемой или подвижной нефти Выделение уровней флюидов Определение зон проницаемости Выявление трещин Корреляция

Проблемы, связанные с качеством каротажа и состоянием ствола скважины Диаметр ствола. Измерение БК зависит от свойств ПЖ, обеспечивающего

электрический контакт между электродами и пластом. Если ПЖ более высокого сопротивления по сравнению с пластом, то влияние скважинной среды на измерения будет большим

Вмещающие пласты. Влияние вмещающих пластов растет, если сопротивление бурового раствора повышается по отношению к сопротивлению вмещающих пластов и когда сопротивление вмещающих пластов находится в контрасте с исследуемой зоной.

Эффект Делаур. Это ложное увеличение сопротивления напротив проводимого пласта, возникающего из-за того, что токовый и измерительный электроды находятся напротив вышележащего пласта высокого сопротивления.

Анти-Делаур эффект. Это ложное уменьшение сопротивления, возникающего в случае, когда токовые и измерительные электроды находятся напротив мощного пласта высокого сопротивления.

Эффект Гронингена. Это ложное увеличение сопротивления, возникающего при расположении токового электрода на земной поверхности, а измерительных напротив мощного пласта высокого сопротивления.

Проникновение ПЖ. Основывается на модели, использующей псевдо-геометрическую концепцию; влияние скважинной среды настолько мало, что в результате модель состоит всего из 3-х параметров: диаметр проникновения (di), сопротивление промытой зоны (Rxo) и сопротивление неизменной зоны (Rt).

Ключевые моменты Вертикальная разрешимость LLD и LLS приблизительно 65 см, однако, на

LLS огромно влияние прискважинной зоны Радиус исследования (рис. 19)

54

БК дает четкую отбивку границ пластов, несмотря на сопротивление ПЖ. Часто он используется в породах высокого сопротивления как основной метод сопротивления

Зонды БК сконструированы для условий высокого сопротивления и достаточно точны до 2000 Омм. Точность БК начинает слегка уменьшаться при сопротивлении ниже 1 Омм. Однако эти зонды способны поддерживать свою чувствительность к изменениям в сопротивлении при низких значениях сопротивления.

Для промытых пластов (Rxo<Rt) БК намного лучше отбивает границы пластов.

Сопротивление ПЖ должно быть меньше сопротивления пласта Эффекты, вызванные расширением диаметра скважины не так уж

значительны при низком сопротивлении промывочной жидкости, за исключением экстремальных условий (как указано в палетке двойного БК)

Результаты БК могут пострадать от таких эффектов, как эффект Гронингена (при наличии вышезалегающего пласта высокого сопротивления), от ошибок снятия значений тока в пластах экстремально высокого сопротивления и от ошибок снятия напряжения и эффектов частоты в зонах экстремально низкого сопротивления.

55

Метод сопротивления со сферической фокусировкойСферически фокусированный зонд (SFL) – фокусированный электрический прибор, использующий технику фокусирования отличную от БК. Он был создан для измерения сопротивления близлежащих зон в комбинации с индукционным зондом.


Метод фокусирования применяется с целью усиления сферической формы на эквипотенциальных поверхностях внутри исследуемого пласта, несмотря на присутствие скважинной среды. Скважинный эффект фактически исчезает при диаметре ствола больше 25 см, однако радиус зонда остается настолько малым, что он читает в большинстве случаев промытую зону пласта.

Влияние скважинной среды.

1. Эффект диаметра ствола

56

При очень большом диаметре, исследуемая зона будет включать в себя часть ствола и в этом случае поправки могут стать очень большими и бессмысленными

2. Эффект вмещающих пластов Метод подвержен влиянию вмещающих пластов подобно БК

3. Эффект проникновения раствора в пласт SFL, как правило, используется в виде мелкоглубинного зонда в

комбинации с индукционным методом Для определения Rxo, Rt и диаметра проникновения промывочной

жидкости, уравнение псевдо-геометрического фактора для SFL может быть решено одновременно с геометрическим уравнением для 2-х индукционных замеров (большого и малого).

Ключевые моменты Метод не работает в непроводящей среде Может заменить МБК (микробоковой каротаж) Радиус исследования приблизительно 6 см Вертикальная разрешимость приблизительно 6 см

57

Индукционный метод (ИК)Индукционный зонд был изначально разработан для измерения сопротивления пласта в скважинах содержащих непроводящую систему (раствор на нефти или газ). В отличие от электродной системы измерения, этот вид зондов создает вторичные токи непосредственно в среде, а не пытается провести их через раствор в колоне. Это основной метод сопротивления, используемый в пресных водах и системах ПЖ с низкой соленостью. Индукционный зонд работает лучше всего, когда ПЖ является изолятором (пресная вода, нефть, газ, воздух). Зонд также работает хорошо в скважине содержащей проводящий раствор, когда раствор не слишком соленый, а пласт не высокого сопротивления (<100 Омм), или при слишком большом диаметре скважины.

Принцип измерения

Принцип работы стандартного индукционного зонда лучше всего можно продемонстрировать, рассматривая зонд с двумя индукционными катушками, источником и приемником. Высокочастотный переменный ток постоянной интенсивности пропускается через катушку-источник, который создает переменное магнитное поле. Это магнитное поле индуцирует вихревые токи в

58

среде окружающей скважину. Вихревые токи циркулируют в плоскости вокруг катушки-источника и создают в свою очередь магнитное поле, индуцирующее напряжение в катушке-приемнике.

Индукционные зонды отличаются от электрических по 3-м параметрам:1. Вместо электродов используются катушки, которые служат в качестве

приемника для измерения потенциала и источника для того, чтобы создать ток в среде.

2. Катушки в отличие от электродов не находятся в физическом контакте с раствором в стволе

3. Частота переменного тока используемого в ИМ значительно выше, чем в электрическом методе.

Двойной ИК (DIL) состоит из дальнего зонда (ILD), среднего зонда (ILM) и короткого фокусированного зонда (либо LL8 либо SFL).

Рабочая частота 20 кГц была выбрана как компромиссная между двумя требованиями:1. Частота должна быть достаточно высокой, чтобы избежать проблем

связанных с приемом сигналов2. Частота не должна быть настолько высокой, чтобы не вызвать значительной

нелинейной зависимости показания зонда от проводимости пластовой среды.

Так как переменный ток в катушке-источнике постоянной частоты и амплитуды, то циркулирующий ток прямо пропорционален проводимости среды. Принцип измерения таков, что напряжение, вызываемое в катушке-приемнике прямо пропорционально циркулирующему току и, следовательно, пропорционально проводимости среды (R-сигнал). Второй регистрируемый сигнал вызван прямой связью между источником и приемником. Однако он может быть отделен (Х-сигнал).

Применения

Определение (после соответствующей поправки за окружающую среду) истинного сопротивления пласта

Выявление зон УВ (водо- или нефтенасыщенность) Выявление уровней флюидов (ВНК) Определение пористости в пластах насыщенных водой известной солености,

и границ проникновения фильтрата Стратиграфическая корреляция между соседними скважинами

Проблемы, связанные с качеством каротажа и состоянием ствола скважины

1. Эффект диаметра ствола. Радиальный геометрический фактор зонда указывает на то, что скважинная зона вносит свой вклад в общий сигнал индукционного зонда, но геометрический вклад скважинного ствола очень мал для зонда с большим радиусом исследования. Однако при очень

59

большой проводимости ствола по сравнению с проводимостью пласта, сигнал ствола может стать очень большим.

2. Эффект вмещающих пластов. Вертикальный геометрический фактор показывает, что вмещающие пласты вносят значительный вклад в показания ИК, особенно в случае, когда пласт высокого сопротивления залегает между проводящими пластами.

3. Проникновение. Зона проникновения может влиять на показания ИК. Поправка за проникновение производится с помощью уравнения радиальной геометрии.


1. Радиус исследования уменьшается с ростом проводимости пласта2. Обычно исходят из того, что показания дальнего зонда выражают истинное

сопротивление пласта, Rt. Условия, когда это допущение не верно, следующие: Очень большой диаметр ствола Соленая промывочная жидкость Тонкие пласты Большой контраст в сопротивлении между замеряемым и вмещающим

пластами Слишком глубокое проникновение ПЖ в пласт

3. Верхний предел диапазона измерения избран таким, чтобы ошибка соответствующего сопротивления была равна (+/-) 20% при измеренной проводимости. Для обычного зонда ИК точность измеренной величины соответствует (+/-) 2 мСим/м и верхний предел измерения равен 100 Омм.

4. С изменением значения Rxo или Rt, подсчитываемое значение радиуса проникновения также меняется. Как правило, если скважинная среда становится более проводимой, радиус исследования увеличивается.

5. Если исследуемый пласт становится более сопротивляемым, а вмещающие пласты более проводимыми, вертикальная разрешимость прибора ухудшается.

60

Векторный индукционный метод (AIT)

В новом поколении ИК, названного векторным, используется метод многочисленной комбинации источников и приемников, расположенных на разных дистанциях друг от друга с целью более точного воссоздания профиля сопротивления пласта. Наибольшие преимущества данного метода: Больше глубин исследования, что улучшает радиальную характеристику при

меньшей зависимости от сопротивления. Наличие кавернозных (размытых) зон становится более явным благодаря

применению программ и зондов высокой разрешимости и высокой контрастности сопротивлений системы ПЛАСТ-ПЖ.

Лучшая оценка Rt при глубоком проникновении ПЖ или сплошной транзитной зоны.


Зонды ARI - многовекторные каротажные системы, которые отходят от концепции фиксировано фокусированных датчиков и состоят из 8 независимых векторов с диапазоном расстояний между основными катушками от 15 см до 1,8 м. Исключительная стабильность сохраняется при любой дозволенной температуре и давлении с помощью применения металлической оправы и керамических катушек. В конструкции зонда нет частей из стекловолокна, как это было в стандартных индукционных зондах. Идея метода состоит в том, чтобы скомбинировать множество векторов с целью получения группы замеров с разных глубин исследования пласта, а затем инвертировать их радиально, чтобы получить значение Rt. На рисунке ниже показана конфигурация катушек зондов. Каждый вектор состоит из одного источника и 2-х приемников.

Были разработаны методы нелинейной обработки, которые используют каждую из полученных замеров, комбинируя их таким образом, чтобы сфокусировать

показания зонда на желаемой глубине пласта, которая бы не смещалась горизонтально с изменением проводимости пласта. В результате получаются несколько

61

кривых, каждый из которых фокусирован на различную глубину исследования пласта. Каждая новая кривая в отдельности является комбинацией нескольких векторов измерения, а все кривые в целом интерпретируемы, также как и в стандартном ИК с полной поправкой за окружающую среду.

Кривые фактически не зависят от эффекта каверн и могут быть использованы для оценки Rt без предварительного построения профиля проникновения.

Применения Определение (после соответствующей поправки за окружающую среду)

истинного сопротивления пласта Выявление зон УВ (водо- или нефтенасыщенность) Выявление уровней флюидов (ВНК) Определение пористости в пластах насыщенных водой известной солености,

и границ проникновения фильтрата Стратиграфическая корреляция между соседними скважинами

Поправки за окружающую средуПроцесс формирования кривых в семействе AIT заключается в корректировке всех необработанных векторных сигналов за скважинный эффект. Этот процесс основан на заранее подготовленной модели векторов в скважине цилиндрической формы и включает точное описание зонда в модели. Кривые образуются как средневзвешенные суммы измеренных векторов. В комбинации с основным зондом в скважину опускается акселерометр с целью введения поправки за скорость каротажа.

Поправка за угол падения пластов в зондах AIT похожа на поправку в зондах Phasor. Несмотря на то, что подобная поправка, в принципе, может быть введена в реальном времени, однако недостаток соответствующей информации непосредственно на скважине ограничивает практическое его применение. Сам процесс поправки

в настоящее время производится в компьютерном центре. Также как и в зондах Phasor, для AIT он ограничен до углов падения меньше 60о.

62


Полная скважинная поправка производится с помощью дополнительных измерений во всем широком диапазоне контрастности Rt/Rm и вносится через нелинейные алгоритмы. Информация с коротких векторов может быть использована в качестве скважинных параметров в чрезвычайно трудных условиях.

5 кривых имеют средний радиус исследования 10”, 20”, 30”, 60” и 90”. Средние показания являются постоянными значениями как вертикально, так и радиально во всем диапазоне проводимостей пласта. Вертикальная разрешимость кривых близко совпадает друг с другом. Существует 3 типа вертикальной разрешимости: 1’, 2’ и 4’ (30, 60 и 120 см).

Определение профиля проникновения улучшено в системах ПЖ как на нефтяной, так и водной основе. Это включает в себя точную оценку Rt и количественное описание транзитной зоны.

Могут быть получены изображения изменения сопротивления и насыщения При обработке сигнала используется нелинейный алгоритм, который связан

с точным измерением датчика сопротивления ПЖ в скважине. Это важно при проверке качества каротажа (скважинное Rm исправленное за температуру должно быть сопоставимо с независимыми лабораторными измерениями Rm)

Традиционный зонд ИК был ограничен в пресных ПЖ, в которых ожидался профиль проникновения типа Rxo>Rt. Алгоритм радиальной обработки для семейства векторных индукционных зондов (AIT), в отличии от DIL, работает хорошо как при Rxo<Rt так и Rxo>Rt. Главным ограничением использования зондов AIT в соленых растворах остается невозможность введения точной скважинной поправки.

63

Пористость

Пористость – это величина способности породы содержать в себе флюиды. С точки зрения каротажа скелет породы представляет собой твердый материал, состоящий из отдельных частиц или гранул, которые при дроблении не занимают имеющегося «пустотного» пространства. Наличие этих маленьких пустот, которые скелет породы не способен заполнить, представляет себе понятие пористости. Это пространство заполняется водой, нефтью, газом или какой-нибудь другой жидкостью.

Пористость определяется, как доля объемного пространства не занятого скелетом породы. Математически пористость выражается следующим уравнением

Пористость = (Общий объем – Объем скелета) / Общий объем

64

Так как изначально пористость пород определяется способностью частиц скелета плотно прилегать друг к другу, то подобные свойства, как размер гранул, их сортировка, цементация, окатанность и давление вышележащих пород, оказывают огромное влияние на его величину.

Два основных фактора влияют на пористость:

в каком виде гранулы уплотнены

степень сортировки зерен

Уплотнение

Понятие уплотнения лучше всего можно продемонстрировать на примере простых частиц сфероидальной формы, как показано на рисунке. Если сфера радиуса r помещается в куб размером 2r, то пористость такого куба может быть точно подсчитана используя нижеприведенное выражение:

Общий объем = (2r)3и

Объем скелета = 4/3r3

Следовательно: Пористость= [8r3-(4/3) r3] /8r3=47.6%

Если мы возьмем серию подобных сфероидов и уложим их в виде породы кубической формы как показано внизу, то такая порода будет иметь точно такую же пористость 47,6%. Вдобавок к этому, если бы мы изменили диаметр сфер, сохраняя все ту же кубическую форму упаковки, пористость все равно оставалась бы такой же.

Если все те же сфероиды сложить, используя ромбовидную упаковку, пористость уменьшится до 39,5% из-за того, что гранулы будут плотнее прилегать друг к другу.

Если гранулы уплотнить в ромбовидной упаковке, то со временем пористость уменьшится до 26%. Результат получится таким же, если то же самое проделать с гранулами не сферической формы. Уплотнение влияет на эффективность, с

65

которой гранулы могут заполнять единицу объема, и представляет собой основной фактор в определении пористости.

Сортировка

Концепция сортировки может быть продемонстрирована на примере все тех же гранул сферической формы. Если бы мы взяли вышеописанный куб с гранулами и добавили бы сферические гранулы маленького диаметра в поры между более крупными зернами, то общая пористость куба явно бы уменьшилась.

Неоднородная сортировка, при неизменности всех остальных факторов, занижает пористость. Изменение размеров зерен, когда все гранулы имеют одинаковый размер, не влияет на пористость, но увеличение количества гранул самого разного размера ведет к уменьшению пористости.

Проницаемость

Способность флюидов протекать сквозь породу является ключевым параметром для определения производительности коллектора. Поток флюида через породу обуславливается 3-мя основными факторами:

1. природа флюида. Имеется в виду

вязкость флюида более вязкий флюид

препятствует течению, уменьшает относительную

скорость потока и наоборот

66

2. величина разности сил воздействующих на флюид увеличение разности давления увеличивает скорость потока

Примечание: ни один из этих факторов не обусловлен свойствами скелета породы, а определятся свойством коллектора.

3. геометрия течения флюида через породу. это фактор определяется свойством скелета породы

(его геометрией) Геометрия породы, вызвана двумя разными свойствами породы.

физический размер и ориентация породы, через которые протекает флюид

физическая структура порового пространства

Скорость потока выражается следующей общей зависимостью:

Скорость потока=f(свойство флюида, разность давления,

геометрия породы)

Математическое представление этой зависимости известно как закон Дарси:

Q=(kS/) x (dp/dl),где

Q = объем потока (в единицу времени для линейного потока куб.см /сек.)k = величина проницаемость в ДарсиS = площадь поперечного сечения в кв.см. = вязкость жидкости в сантипуазах (1 сантипуаз=10-3 Па. сек)dp/dl = гидравлический градиент; разница давления p в направлении потока l в атм./см

Проницаемость определяется:

1. размером каналов;

67

с уменьшением диаметра каналов проницаемость падает. Как правило, проницаемость уменьшается с уменьшением размера гранул

2. взаимосвязью пор; с сокращением связей между порами проницаемость ухудшается, что

обычно и происходит при увеличении цементации пород.3. кривизной каналов;

проницаемость уменьшается с увеличением кривизны каналов, что означает падение проницаемости при увеличении неоднородности пород.

4. молекулярным и химическим взаимодействием между флюидом и поверхностью породы; если молекулярная связь между флюидом и поверхностью породы

растет, то проницаемость падает.

Проницаемость породы зависит от ряда свойств скелета; наиболее важные характеристики, влияющие на проходимость флюидов следующие: 1. размер гранул

с их увеличением проницаемость снижается как результат сокращения эффективных пор и увеличения общей поверхности породы на единицу объема.

увеличение площади поверхности является причиной увеличения объема флюида связанного химически с поверхностью, что в свою очередь уменьшает объем порового пространства предназначенного для течения флюида.

2. уплотнение при повышении эффективности уплотнения проницаемость падает кривизна каналов увеличивается, т.к. уплотнение зерен ведет к

удлинению каналов эффективных пор.3. сортировка

с уменьшением однородности сортировки проницаемость уменьшается из-за сокращения эффективных каналов и увеличения их кривизны.

Абсолютная проницаемость (k) - это проницаемость породы, полностью насыщенной однородным флюидом.

Эффективная проницаемость (ke) – это величина проницаемости породы, насыщенного определенным флюидом в определенном объеме, в присутствии другого флюида.

68

Относительная проницаемость выражается как коэффициент отношения эффективной проницаемости породы, частично насыщенного определенным флюидом, к проницаемости породы со 100% насыщением. Другими словами – это отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Капиллярное давление и качество коллектора.

Механизм контроля движения и распространения не замещаемых флюидов (нефть, вода и газ) внутри породы,

как в порах, так и в масштабе всего резервуара изначально связано со свойствами флюидов и геометрией поровой системы породы. Для того чтобы нефть вошла в структуру, вода должна быть вытеснена.

69

Однако нефть никогда не вытеснит полностью воду, изначально заполняющую структуру, и даже там, где замещение воды нефтью окажется огромным, будет существовать остаточное водонасыщение, являющееся функцией свойства породы. Извлекаемые коммерческие запасы нефти варьируются от менее чем 10% до более чем 80% от начальных разведанных запасов. Распределение и продуктивность углеводородов может значительно меняться на разных горизонтах одного и того же резервуара.

Для того чтобы понять процесс, ответственный за такие огромные изменения, требуются базовые знания механизмов контроля движения и распространения флюидов в породе, как в масштабе пор, так и в масштабе всего резервуара. Основной вклад в это вносят такие факторы, как природа поровой системы (размеры и связь пор и каналов, площадь поверхности, шероховатость поверхности, электрический заряд на стенке пор), поведение фаз и свойства флюидов в условиях резервуара (вязкость, поверхностное натяжение, плотность, смачиваемость) и силы, заставляющие флюиды двигаться внутри резервуара (сила земного притяжения, вязкость, капиллярные силы).

Лабораторные измерения капиллярного давления, которое требуется для вытеснения однородной фазы флюида из многофазовой системы, обеспечивают насполезной информацией, которая может быть связана с условиями резервуара, и позволяют нам лучше понять и спрогнозировать нахождение углеводородов в резервуаре, т.е. распределение водонасыщенности (начальная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность), уровни флюидов (ВНК и т.д.) и результаты обводнения.

70

С ростом проницаемости и сортировки капиллярное давление, требующееся для достижения уровня остаточной водонасыщенности, уменьшается, форма его кривой изменяется от плавной до резкого скачка (быстрое восстановление). Большое увеличение в капиллярном давлении нужно, чтобы заполнить оставшиеся объемы пор, соединенные между собой каналами маленького диаметра. Результатом этого и является резкое восстановление кривой давления. Для плохо отсортированных, мало проницаемых пород диаметр поровых каналов меньше и, следовательно, более высокое капиллярное давление требуется для достижения водонасыщенности по сравнению с хорошо отсортированными, проницаемыми породами.

Ключевые моменты.

1. С уменьшением уровня сортировки и размеров зерен, капиллярное давление растет.

2. Форма кривой капиллярного давления зависит от проницаемости и отсортированности. Если проницаемость и сортировка увеличиваются, переход от 100% водонасыщения к минимальной водонасыщенности происходит круче.

3. Кривые капиллярного давления являются свойством одного отдельно взятого образца. Нужно быть осторожным при его экстраполяции в масштаб целого резервуара.

4. Остаточная водонасыщенность (Swi) возникает в случае, когда несмачиваемая фаза не в состоянии более вытеснить смачиваемую. Она позволяет измерить количество углеводородов, находящихся в порах.

5. Остаточная нефтенасыщенность (Sor) – это объем неизвлекаемых углеводородов.

6. Как Swi, так и Sor могут сильно изменятся для различных коллекторов и знание их величин является критической точкой для оценки запасов.

Кривая капиллярного давления может быть ассоциирована со значениями уровня флюидов в резервуаре:1. Уровень свободной воды. Это тот случай, когда капиллярное давление равно

нулю.2. Над уровнем свободной воды могут сосуществовать как нефть, так и вода.3. Первые признаки подвижной нефти означают ВНК (однако, используются и

другие определения ВНК)

71

4. Над критическим уровнем водонасыщенности производится только нефть.5. Зона между уровнем свободной воды и остаточной водонасыщенности

является переходной.

Удельное сопротивление

Основной принцип сопротивления

Сопротивление (или проводимость) – это основное свойство материала, не имеющего ничего общего с сопротивляемостью, которая в свою очередь ассоциируется с геометрической формой материала. Связь сопротивления с

72

основными свойствами электрического тока и напряжения описывается уравнением Ома:

U = IR ,

где электрический ток I через вещество с сопротивлением R вызван падением напряжения U. Сопротивление R зависит от свойства материала и от его геометрии (например, длина образца деленная на площадь поверхности приложения электрических контактов). Из этого следует, что единица удельного сопротивления может быть выражена в Ом. м/м2 (или Ом-метр).

Как показано на рисунке, предмет кубической формы сопротивлением 1 Ом-метр и размером 1 м с каждой стороны будет иметь общее сопротивление 1 Ом. Или другими словами, 1 куб.м. породы помещенный между двумя электродами, площадь которых 1 кв.м., обладает удельным сопротивлением 1 Ом-метр.Проводимость, величина обратная сопротивлению (C=1/R), подразделяется на два вида: электролитическую и металлическую. Электролитическая проводимость зависит от присутствия растворенных в воде солей. Металлическая проводимость связана с присутствием металлов (этот фактор используется в рудной разведке), а также глинистых и побочных минералов, как, например пирит или графит. Большинство пород, по существу, изоляторы и наличие проводимости обычно объясняется присутствием электропроводников (соль) в поровом пространстве.

Проводимость пород изначально имеет электролитическое происхождение. Оно является результатом присутствия воды или смеси воды и углеводородов в виде непрерывной фазы в поровом пространстве породы. Настоящая проводимость будет зависеть от сопротивления воды в порах и количества этой воды. В меньшей степени она будет зависеть от литологии скелета, содержания глинистых минералов и текстуры (размер зерен, распространенность пор, глин и проводимых минералов). Но в конечном итоге, проводимость осадочных пород будет в основном зависеть от температуры (увеличение температуры ведет к росту электролитической проводимости).

Приложение к каротажу

Определение водонасыщенности в порах коллектора Определение пористости в водонасыщенном пласте Стратиграфическая корреляция последовательности пластов в

близлежащих скважинах Характеризация флюидов в стволе скважины и в коллекторе для

внесения поправки за окружающую среду в нейтронный метод.

Типичные значения сопротивления (Омм)

73

Известняк (Мрамор) 5 X 107 до 109

Кварц 1012 до 3 X 1014

Нефть 2 X 1014

Дистиллированная вода 5 X 103

Соленая вода (15о C):

2 Kppm 3.40

10 Kppm 0.72

100 Kppm 0.09

200 Kppm 0.06

Типичные залежи:

Глинистые минералы/Глины 2 до 10

Песчаник с соленой водой 0.5 до 10

Песчаник с нефтью 5 до 103

Плотный известняк 103


В каротаже удельное сопротивление измеряется в Омм/м2, что связано с сопротивлением 1 м3 некого теоретического коллектора, помещенного между двумя плоскими электродами 1 м2.

В основе измерения используется закон Ома. Замеряется падение напряжения между двумя электродами, вызванное удельным сопротивлением материала.

Измеренное удельное сопротивление представляет собой сопротивление смеси породы и заполняющих его флюидов. В коллекторах большинство замеряемой проводимости (сопротивления) пропорционально объему воды и/или углеводорода в порах, а также объему самого порового пространства.

Удельное сопротивление сильно меняется обратно пропорционально изменению температуры. Оно падает приблизительно на половину при поднятии температуры от 75о F до 200о F.

74

Удельное сопротивление воды

Как мы знаем, сухая порода является очень хорошим изолятором. Удельное сопротивление – это функция геометрии

пор заполненных водой и сопротивления самой воды.

75

При погружении в соленый раствор двух металлических электродов, подключенных к источнику электрического тока, возникает разность потенциалов между электродами. Положительно заряженные катионы начинают притягиваться к отрицательно заряженному электроду, а отрицательно заряженные анионы к положительно заряженному.

Сила воздействия на каждый ион будет зависеть от величины напряжения и от заряда иона. Скорость же перемещения ионов будет зависеть от столкновения при их встречном движении в растворе.

Величина столкновения в свою очередь определяется вязкостью раствора и эффективным размером зерен. Как выяснилось, проводимость раствора вызвана следующими факторами:

1. Зарядом и размером ионов

2. Концентрацией ионов

3. Вязкостью раствора

Вязкость воды контролируется степенью водородной связи между молекулами воды и, следовательно, сильно зависит от температуры. В связи с этим, удельная электрическая проводимость водного раствора резко увеличивается с повышением температуры (Проводимость же металлов падает с ростом температуры).

76

Предложенная выше номограмма демонстрирует удельное электрическое сопротивление как функцию концентрации ионов (в частицах на миллион) и температуры (в градусах Фаренгейт или Цельсия). Она получена на основе данных раствора NaCl, которые были изданы ICT. Арпс выяснил, что эти данные могут быть аппроксимированы при помощи уравнения, которую легко воспроизвести на калькуляторе. Конвертация температуры редко когда требуется. Палетки и уравнения, которые мы привыкли использовать для перехода от величины солености к величине удельного сопротивления для разных температур, строго применимо только для раствора NaCl. Если в соляном растворе содержатся другие ионы отличные от NaCl, то требуются поправки к этим палеткам и уравнениям.

Вклад проводимости подобных ионов может быть конвертирован в эквивалентную величину NaCl с помощью коэффициента меньшего или большего, чем единица. Очень важное допущение в этой конвертации то, что температурная зависимость всех растворенных ионов такая же, как и для NaCl эквивалентной солености. Это допущение редко приводит к столь значительным ошибкам.

Уравнение Арчи

Удельное сопротивление породы, заполненного углеводородом и связанной водой, является функцией количества и распределения воды и углеводородов в

77

ней, а также удельного сопротивления воды. Самое популярное уравнение, широко признанное всеми, - уравнение Арчи. Данное уравнение представляет собой результат 2-х эмпирических зависимостей исследованных Арчи (исследователя, работавшего в компании Shell Oil).

Первая зависимость – связь между пористостью водонасыщенного образца и его сопротивлением.

В лабораторных условиях, Арчи измерил сопротивление множества образцов, имевших широкий спектр значений пористости и сопротивлений связанной воды. Заключение его работы, представленного в виде данных наложенных на график зависимости Rw от Ro, указывает на следующее:

1. Любое увеличение Rw ведет к соответствующему увеличению Ro для данной пористости.

2. При постоянном значении Rw, пористость уменьшается с увеличением Ro

3. При любом значении пористости, отношение Ro к Rw является постоянной величиной, несмотря на значение Rw.

Отношение удельного сопротивления породы Ro к удельному сопротивлению пластовой воды Rw называется параметром пористости F, которая также является функцией пористости. Следовательно,

Ro = FRw или F = Ro/Rw

F = a/фm,

где а – коэффициент извилистости каналов, обычно принимаемый за 1 (в некоторых эмпирических уравнениях используются другие значения);m – величина характеризующая степень цементации (приблизительно 1,8 - 2 для песчаников)

78

Вторая зависимость определяет, насколько сопротивление водонасыщенной породы изменяется при вытеснении нефтью, как нефти, так и воды. Нефтенасыщенность (обычно выраженная в виде коэффициента водонасыщенности) определяется следующим уравнением:

Rt/Ro = Sw –n

Sw n = (aRw)/фmRt,

где: Rw - сопротивление пластовой воды; Rt - сопротивление пласта; F - параметр пористости; N - постоянная насыщенности; по данным лабораторного

исследования на керне равна приблизительно 2.


1. Точность уравнения Арчи зависит от точности введенных параметров; Rw, F, Rt и пористости.

2. Уравнение не ограничено, т.е. могут быть подсчитаны значения больше 1.3. n может быть измерен только по керну.4. a и m могут быть измерены по керну или подсчитаны по данным

полученным в водонасыщенном пласте.5. Это основной метод подсчета водонасыщенности через удельное

сопротивление и он лежит в основе всех моделей глинистых песчаников.

Объемное содержание глин (Vsh)Выявление и введение поправки за эффект глин в полученные показания каротажа представляет собой большую проблему при оценке песчанистых

79

коллекторов. Глинистые частицы влияют на показания большинства каротажных зондов; на некоторые в большей степени, на другие в меньшей. При интерпретации таких методов, как нейтронный, плотностной, сопротивление нужно принимать во внимание эффект влияния глин. В идеале для точной корректировки подобного эффекта нужно знать процентное содержание и тип присутствующих глинистых минералов. Однако в большинстве случаев количество глинистых частиц может быть подсчитано лишь приблизительно, а их свойства обычно смешиваются в единое целое. В большинстве методов подсчет объемов нормализуется, перенимая общее свойство глинистых частиц из близлежащих глинистых зон, и допуская, что глина как порода - в целом совокупность глинистых минералов. По этой причине мы пользуемся больше термином «объем глин» (Vsh), а не термином «объем глинистых частиц» (Vcl).

Много разных методов может быть использовано для подсчета Vsh. Обычно используется метод опорных пластов. Между чистым и глинистым опорными пластами проводится линейная или же близкая к линейной связь и откладывается значение объема глин в относительных единицах. Для данного подсчета применяют метод СП, расхождение между НМ и ГГП, и чаще всего ГМ. Каждый из методов имеет свои особенности, но в целом все они содержат в своей основе одну общую идею:

Глинистые частицы в коллекторе имеют те же свойства, что и глинистые частицы в глине (породе)

Во многих нефтеносных областях это первое вполне разумное допущение; однако, диагенический процесс происходящий в песках и глинах может быть различным. Во многих случаях глинистые минералы в песках аутигенные (образованы на местах), отражают температуру, давление и химический процесс на момент образования, и не связаны с материнскими породами.

Если даже глинистые минералы в песчаниках и глинах похожи по своим свойствам, маловероятно, что на каротажной кривой найдется точка представляющая собой чистые глины или коллекторы свободные от глин. Это затрудняет выбор опорных точек.

Распределение глинистых минералов в песчаникахВторое допущение при подсчете Vsh - это то, что «глина» распределена даже внутри коллектора. Основной каркас песчаника состоит из кварца или других нейтральных минералов. Глины и глинистые минералы могут быть распределены в этом каркасе несколькими способами. Существует 3 наиболее широко распространенных вида распределения глин: Структурные (полимиктовые) глины. Представляет собой зерна пород,

обычно образовавшихся путем эрозии и переотложения старых глин. Структурная глина не влияет на пористость или проницаемость пород. Теоретически, структурные глины должны были бы влиять на показания зондов в той же манере что и дисперсные глины без занижения пористости пород. Примеры структурных глин могут быть редки, так как частицы глинистых пород обычно не переносят транспортировки на значительные расстояния.

80

Слоистые (ламинарные) глины. Распределены в отдельных тонких пластах чередующихся с песчанистыми пластами. Пласты настолько тонки для каротажа, что по ним трудно определить их свойства. Вместо этого получают среднее показание. Другая сложность заключается в том, что чередующиеся песчаники могут быть как чистыми, так и заглинизированными.

Дисперсные (рассеянные) глины. Глинистые частицы, как это часто бывает, находятся в порах в качестве заполнителей пор, покрытий зерен, кристаллических наростов, отдельных кристаллов и т.д. между каркасами зерен песчаника. Дисперсные глины могут закупорить поры почти полностью, уменьшив эффективную пористость до нуля.

Объемное содержание глин по ГК

Количественная оценка содержания глин по ГК допускает отсутствие радиоактивных минералов в породе за исключением глинистых частиц. Интенсивность гамма излучения глин выражается в следующей формуле:

81

Jгк = (Jгк– Jчист)/(Jгл-Jчист)

Jгк - показания зонда в исследуемой зоне Jчист - показания зонда в чистом, свободном от глин пластеJгл - показания зонда в глинистом пласте

Jгк эмпирически было скоррелировано с фракционным объемом глин в чистых коллекторах с целью обеспечения поправки к линейному показанию Jгк в породах из разных нефтеносных регионов. Кривая 1 на палетке представляет собой линейное показание Jгк от 0 до 100% глины и выражает максимальное содержание глины в любом пласте. Другие кривые отражают нелинейные уравнения названные именами их создателей, Стиебер и Кальвиер. Заметим, что данные нелинейные зависимости обладают тенденцией занижать объем глин для имеющихся показаний ГК.

Какую из этих зависимостей выбрать при интерпретации? Многое зависит от типа, химического состава и возраста пород. Выбор уравнения также зависит от выбора опорных точек для линии песка и глин.Оценка опорных точек для линейной зависимости может быть произведена в случае хорошего знания геологии региона, содержания глинистых минералов в песчаниках и природы глинистых зон. Иначе используется нелинейная зависимость для того, чтобы не переоценить содержание глин в коллекторе.

Зависимость Стиебера представляет собой нелинейное уравнение Vsh, применяемое широко в Мексиканском заливе.

Vsh = (0.5Jгк/(1.5 – Jгк)Как правило, опорные точки для этого уравнения отбираются в наиболее чистом песчанике и в наиболее чистой глине из всех обнаруженных в изучаемом разрезе.

Объемное содержание глин по методу СП

Метод СП может обеспечить надежное определение объема содержания глин, однако величина

разрешимости этого метода ограничивает его применение для данной цели. Кроме того, надо

82

помнить, что СП – относительный, а не абсолютный метод. Для многих комбинаций пород, пористости и сопротивлений ПЖ и пластовой воды существуют очень маленькие различия между коллектором и вмещающими его глинистыми пластами, что делает подсчеты Vsh очень чувствительными к ошибкам.

По всей видимости, показание СП не зависит линейно от роста содержания глинистых частиц. Оно более чувствительно к проницаемости пород и с ростом содержания глинистых минералов оно будет приближаться к показанию в глинах, даже если процентное содержание глинистых частиц меньше самого объема глин.

По вышеуказанным причинам при определении содержания глин в коллекторе не рекомендуется использовать СП, как единственный индикатор глин. Желательно привлекать и другие методы.

Объемное содержание глин по СП рассчитывается по следующей формуле:

Vsh(СП) = 1 – [(СП-СПгл)/(СПчист-СПгл)]

Ключевые моменты. Тонкие пласты плохо выделяются по СП. Следовательно, контраст между

Rmf и Rw очень важен. С приближением отношения Rmf/Rw к 1, разрешимость СП быстро

понижается Углеводороды, содержащиеся в пласте, занижают амплитуду СП. Таким

образом, подобные зоны будут иметь как бы повышенные значения Vsh. Чередующиеся с песчаниками слоистые глины могут иметь на кривой СП

отклонение в виде общего усредненного значения. Для определения Vsh используется линейное уравнение, но вполне

возможно, что настоящая функция не линейна.

83

Даже алевритовые глины или пески, черезвычайно богатые по содержанию глинистыми минералами, могут иметь такую же величину отклонения СП, как и чистые глины.

84

Объемное содержание глин по нейтронно-плотностному методу

Расчет объема глин по нейтронно-плотностному методу – это нечто иное, по сравнению с его подсчетом по ГК или СП. Если точно выбрать значения плотности зерен и нейтронного показания скелета, то плотностные и нейтронные кривые должны совпасть в зонах чистого песчаника. Максимальное расхождение будет наблюдаться в глинах. Это расхождение кривых может быть использовано для нахождения опорной точки глин. Затем можно провести линейную интерполяцию между двумя опорными точками минимального и максимального расхождения.

Vsh = (ФN –ФD)/(ФNsh –ФDsh)

В числителе находятся значения в исследуемой зоне, а в знаменателе – разница между показаниями нейтронного и плотностного метода в интервале предполагаемого 100% содержания глин.

Ключевые моменты Скелет коллектора

должен быть известен и неизменен

Данный метод допускает присутствие некоторых глинистых минералов, как в песчаниках, так и в глинах.

Ошибки в методе могут быть вызваны по следующим причинам: Изменения в свойствах скелета Влияние углеводородов Изменения в свойствах глин

85

Пористость, полученная по данным каротажа (Ф)

Пористость по данным каротажаПористость может быть определена с помощью разных каротажных данных. Наиболее широко используемы плотностной, нейтронный и акустический методы. Важно отметить тот факт, что не существует каротажного метода прямого измерения пористости. Все каротажные методы по определению пористости имеют свои преимущества и недостатки.

Первичная, вторичная и эффективная пористость.

Пористость определяется как отношение объема пор к общему объему породы. При определении пористости по данным каротажа, необходимо понимание связи между объемом пор и физикой измерительной техники, учитывая при этом то, что пористость основывается на непрямых измерениях.

Общая пористость – это все «пустотное» пространство в породе и скелете, эффективное или неэффективное. Общая пористость включает в себя пористость в изолированных порах, адсорбированную воду в зернах или на поверхности частиц, связанную с глинистыми минералами. Она не включает кристаллическую воду, где молекулы воды становятся частью кристаллической структуры.

Эффективная пористость – объем пор соединенный каналами и заполненный свободными флюидами, за исключением изолированных пор и объема пор занятых адсорбированной водой. У разработчиков месторождений термин «пористость» обычно означает эффективную пористость. К сожалению, этот термин, кажущийся таким простым, мало используется в петрофизике.

86

«Эффективный» может также означать часть пористости, где сопротивление воды не зависит от заряда глинистых частиц. По определению эффективная пористость глин равна нулю. Это определение чисто каротажное и может иметь слабую связь или вовсе не иметь его с предыдущим определением.

Общая пористость – сумма первичной (межгранулярной и межкристаллической) и вторичной (каверны, трещины, расщелины) пористости.

Первичная пористость – пористость, оставшаяся после того как осадочные породы были уплотнены, не принимая во внимание изменения, происшедшие в результате последовательного химического действия или течения воды сквозь осадочные породы.

Вторичная пористость – пористость, образовавшаяся после отложения пород. Представляет собой добавочную пористость, созданную химическими изменениями, растворением, доломитизацией, образованием расщелин и трещин.

87

Пористость по акустическому методуОсновой акустической пористости является измерение интервального времени пробега продольных волн через исследуемую породу. Следующие уравнения наиболее часто используемы при расчете акустической пористости.

Уравнение среднего времени (Вилли)

Уравнение Вилли широко применяется для оценки пористости в сцементированных песчаниках и карбонатах с межгранулярной или межкристаллической пористостью. Так как эмпирическое уравнение среднего времени работает в твердых породах, оно не дает достоверной пористости в плохо сцементированных породах, газоносных зонах, породах с необычной текстурой наподобие карбонатных каверн. Пористость, получаемая по уравнению среднего времени в кавернах, часто ниже плотностной пористости. Разница между этими двумя значениями иногда называют вторичной пористостью и используют в качестве эмпирического индикатора каверн. Для уравнения Вилли нужны такие вводные параметры как измеренное время пробега продольной волны (DT), оценочное время пробега волны в скелете (DTск) и поровом флюиде (DTфл). Достоверные значения пористости обычно получаются с нормальными значениями DTск и DTфл в хорошо сцементированных породах, насыщенных соленым раствором, если их состав и текстура типичны.

Ф = (DT – DTск)/( DTфл – DTск)

Уравнение среднего времени (Вилли) с поправкой за уплотнение

Применение поправки за уплотнение улучшает точность пористости по уравнению Вилли в плохо сцементированных песчано-глинистых чередующихся между собой пластах. Эта поправка равна 100/DTгл, где 100/DTгл - время пробега продольной волны во вмещающих глинистых пластах.

88

Ф = [ (DT – DTск)/( DTфл – DTск) ]*(100/DTгл)

Уравнение Раймера-Хант-Гарднера

Линейная зависимость между Ф и DT продольной волны не дает точной пористости во всем диапазоне измерений, в частности для значений пористости больше 20%. В 1980 г. Раймер, Хант и Гарднер разработали нелинейное эмпирическое уравнение, которое может быть использовано регионально, чтобы связать интервальное время пробега продольной волны с пористостью с повышенной точностью. Квадратное уравнение аппроксимировано в следующую форму:

Ф = C [(1-DTск)/DT ],где C=0,4-1 (0,85 в Шлюмберже)


1. Пористость увеличивает интервальное время пробега звуковой волны через породу.

2. DTфл обычно 189 (мксек/фут). В соленых растворах часто используют пониженное значение 185 (мксек/фут).

3. В высокопористых песчаниках (>30%), с низкой водонасыщенностью и неглубоким проникновением ПЖ, значение DT может быть выше, чем в такой же среде при полной водонасыщенности.

4. Акустическое время пробега в скелете породы зависит значительно от следующих факторов: Вида породы (химического состава) Уплотнения Внутреннего порового давления

5. Интервальное время пробега увеличивается из-за присутствия УВ6. Глина увеличивает DT, замедляя акустический сигнал. Следовательно,

требуется поправка за глину. Эта поправка зависит от типа глин, слоистые или дисперсные.

7. Интервальное время пробега в пласте растет в присутствии УВ 8. Феномен пропуска первого вступления волны происходит, когда газ,

трещины или другие аномалии ослабляют передаваемый сигнал ниже регистрируемого порога приемника

9. Акустическая пористость, рассчитанная в сцементированных песчаниках и карбонатах с межгранулярной или межкристаллической пористостью, отражает только пористость скелета

10. Акустическая пористость, рассчитанная в пластах с кавернозной или трещинной пористостью, отражает вторичную пористость и, как правило, слишком низкая, в случае применения уравнения среднего времени. В этих видах пород требуется применить добавочный метод пористости для оценки первичной пористости.

11. Часто используются следующие значения DTск: Песчаник = 55,5 – 51 мксек/фут Известняк = 47,6 – 43,5 мксек/фут Доломит = 43,5 мксек/фут Ангидрит = 50 мксек/фут

89

Соль = 67 мксек/фут Колона = 57 мксек/фут

90

Пористость по плотностному методуВесовая пропорциональность – прямой метод, определения пористости коллектора, при котором необходимо знать плотность скелета. Например, чистый известняк с 2% пористостью будет весить столько же сколько и чистый доломит с 10% пористостью. Плотностные зонды считаются самыми надежными приборами чувствительными к пористости. Их замеры более чувствительны к пористости, чем к литологии. В то время как, например, показания НК сильно зависимы от литологических изменений.

В чистых пластах с известной плотностью скелета (RHOBск), при известной пористости (Ф), содержащей флюид средней плотности (RHOBфл), общая плотность пласта будет:

RHOB = Ф*RHOBфл + (1-Ф)*RHOBскРешая для Ф:

Ф = (RHOBск – RHOB)/( RHOBск – RHOBфл)


1. Наиболее часто используемые значения RHOBск: Кварц – 2,648 г/см3

Кальцит – 2,710 г/см3

Доломит – 2,850 г/см3

Ангидрит – 2,977 г/см3

Галит – 2,032 г/см3

Нефть – 0,850 г/см3

Газ – 1,325 г/см3

2. Плотности флюидов коллекторов, как правило, принимаются такими же что и у фильтратов, исправленными за температуру пласта. Эти плотности варьируются от 1 до 1,1 г/см3 и зависят от солености, температуры и давления раствора. RHOBфл = 1 г/см3 (пресный водный фильтрат) RHOBфл = 1,1 г/см3 (соленый фильтрат)

3. Остаточные углеводороды (УВ) в зоне исследования зонда могут влиять на показания плотностного каротажа. При RHOBфл ~ RHOBнефти влияние на плотность может быть

недооценена При RHOBгаз ~ RHOB значения плотности будут низкими

4. Глины могут завышать или занижать плотностную пористость, зависящую от того, выше или ниже плотность глин от плотности скелета Плотность глин обладает тенденцией быть ниже на небольших глубинах,

где силы уплотнения не большие5. Общая плотность глин повышается при уплотнении. Исключения

наблюдаются в зонах высокого давления вышележащих пластов, где плотность глин уменьшается с глубиной.

6. Плотностной каротаж требует полного контакта со стенкой скважины и, следовательно, его показания будут ухудшаться с расширением диаметра ствола.

91

7. Плотностной зонд исследует приблизительно 25% пласта прилегающего к стволу. В неоднородных породах общая плотность, замеренная зондом, может и не представлять собой плотность всей породы.

Пористость по нейтронно-плотностному кроссплоту

92

Кросс-плоты для определения пористости по нейтронно-плотностному методу были созданы для чистых, насыщенных жидкостью пластов и скважин, заполненных водой или ПЖ на водной основе. Эта палетка не применима для скважин, заполненных воздухом или газом. Существуют добавочные палетки для бокового нейтронного каротажа.

Расхождения между линиями кварца, известняка и доломита указывает на хорошую разрешимость для этих литологий. Точки для эвапоритов, соли и ангидрита тоже идентифицируемы.

Ключевые моменты1. Ошибки в выборе свойств

скелета не вызывают огромной ошибки в оценке пористости. Метод используется только в

случае отсутствия глин и гипса

2. Нейтронная пористость всегда указана в единицах известняка

3. В большинстве случаев используется для оперативного определения литологии

4. Точки, помещаемые на кросс-плоте между литологическими линиями, могут иметь свойства скелета приблизительно пропорциональные расстоянию между двумя литологическими линиями

5. Точки песчаника, которые ложатся справа от линии песчаника, обычно – глины.

6. Газ в порах может явиться причиной того, что точки ложатся над линией песчаника Если литология известна, то поправка за газ параллельна поправочной

линии газа позади линии скелета.

Нейтронный и плотностной методы часто используются вместе. Широко применим палеточный метод. Однако существуют и другие уравнения, в которых обычно используются некоторые виды осредненных значений за счет влияния глин и газа на эти методы. Как правило, RHOB будет конвертирован в плотностную пористость, а нейтронная пористость будет конвертирована в соответствующую форму.

Простое осреднение (ФN+ФD)/2

Метод сумм квадратов

93

[(ФN2+ФD

2)/2]1/2

Метод Gulf Coast 0.3 ФN+0.7 ФD

Нейтронно-плотностная пористость часто называется общей пористостью. Возможно из-за интеграции нейтрона, она выше, чем можно было бы ожидать, в глинистых песчаниках. Единственный способ внести поправку – вычесть часть пористости, связанной с глинистыми минералами или с глиной в целом. Полученная таким образом величина, часто называется эффективной, и хотя она не имеет связи с эффективным пористым пространством, тем не менее, поправка эта, как правило, верна.

Фэф = Фтот (1- Vгл)

Кроссплот АК - ГГК-П (акустическо-плотностной)

94

Кроссплот DT-ФD обладает низкой степенью определения пористости. Однако он очень полезен при определении литологии в смешанных песчанно-глинистых породах.


1. Низкая степень определения литологии и пористости по сравнению с нейтронно-плотностным и нейтронно-акустическим кроссплотами.

2. В первую очередь применяется для оценки переслаивающихся песчанно-глинистых пластов.

3. Ошибка в выборе литологической пары между песчаником, известняком и доломитом обернется грубой ошибкой в определении пористости.

4. Малейшие ошибки в определении времени пробега или объемной плотности могут вызвать грубые ошибки, как в подсчете пористости, так и при анализе литологии.

5. Большие расстояния между точками, соответствующих соли, гипсу и ангидриту, делает данный кроссплот очень эффективным для определения минералов класса эвапориты.

6. В случае записи плотностого и акустического зондов по отдельности, очень важно привязать оба метода друг к другу по глубине.

95

Метод кажущегося сопротивления пластовой воды (Rwa)

Это очень полезный и широко используемый метод подсчета. Он может применяться как вводный параметр в подсчете водонасыщенности или как метод оперативной обработки для идентификации потенциальных углеводородных зон. За основу берется уравнение Арчи.

Если принять водонасыщенность Sw=100%, то уравнение Арчи сократится до следующего вида.

Большинство пользователей принимают а=1. Таким образом:

При оперативной обработке в 100% водонасыщенном пласте Rwa=Rw; в углеводородных же пластах Ra>Rw.

Ключевые моменты и допущения.

1. Метод Rwa предполагает неглубокое проникновение ПЖ в пласт; настолько неглубокое, чтобы можно считать сопротивление дальнего зонда за истинное сопротивление пласта (Rdeep=Rt).

2. Rw (соленость) достаточна постоянна.3. Эффект литологии и глин незначителен4. Предполагается, что выбранные для подсчета зоны на 100%

водонасыщенны.5. Rwa имеет преимущества перед другими источниками подсчета Rw. Так как

его данные считываются с одного и того же зонда в одной и той же среде, то окончательное насыщение не будет субъектом ошибок а и m.

97

Определение сопротивления пластовой воды (Rw) по методу СП

Последовательность при оценке сопротивления пластовой воды по СП следующая:1. Выбрать «базовую линию глин», как линию

отсчета для значений СП2. Найти максимальное отклонение от базовой

линии (неверное определение максимальной линии является причиной занижения показаний СП)

3. Подсчитать температуру на исследуемой глубине. Использовать линейную интерполяцию между устьевой и забойной температурой, если нет в наличии более достоверных данных температуры

4. Решить, нужно ли вносить поправку за фильтрационный потенциал (Ек). Вычесть его из негативного значения СП или прибавить к «перевернутому» значению СП.

5. Подсчитать Rmf при температуре пласта (использовать формулу Арпа или палетку Шлюмберже Gen-9)

6. Найти Rmfe (при температуре пласта) из Rmf, используя палетку Sp-2.

7. Найти отношение Rmfe/Rwe, используя палетку Sp-1, или решая уравнение:

Ec = (61+0.133ToF)log(Rmfe/Rwe)8. Найти Rw (при температуре пласта) из Rwe

(палетка Sp-2)

И только приобретенный в данной нефтяной провинции опыт подскажет вам, насколько точен полученный результат. Как правило, расчетное значение Rw будет точнее в случае, если:1. Пласты достаточно мощны для полного восстановления кривой СП2. Rmf<1Омм (предпочтительнее <0,5Омм). Так, чтобы фильтрационный

потенциал не был высок.3. Пластовые воды содержат в основном NaCl и имеют соленость не менее

10.000 ppm.

Помимо этих ограничений можно привлечь СП для количественной оценки, используя только эмпирические методы, найденные при проверке во время теста на продуктивность незагрязненных пластовых вод.

Источники ошибок

Существует много потенциальных ошибок при оценке Rw по СП. Для разумного использования данных СП, пользователям следует быть осведомленными о них и об их последствиях.

98

К счастью эти ошибки аддитивны и легко взаимоуничтожаются. Ниже приводится список основных допущений в теории СП, которые не обязательно могут быть правдивы, и которые могут не быть полностью исправлены: Допускается, что фильтрат ПЖ соленый. Наибольшие ошибки для пресных

ПЖ. Пластовая вода считается соленой, если его соленость превышает 10,000-

20,000 ppm. Пресные воды обладают широким диапазоном растворенных в них веществ метеорного происхождения, не имеющих ничего общего с NaCl. Очень соленая вода имеет значительную концентрацию двухвалентных ионов, в частности кальция и магния.

Допускается, что активность ионов и сопротивление флюида линейно связаны между собой. Это ошибочное допущение для очень соленых вод, в частности соленостью больше 100,000 ppm.

Фильтрационный потенциал может составлять большую часть СП, если ПЖ имеет сопротивление больше 1 Омм, и/или гидростатическое давление столба ПЖ выше пластового давления.

Общий статический потенциал (ССП) может быть выше наблюдаемого СП, который используется при подсчетах. Учитывать подобную ошибку важно в средах высокого сопротивления и/или тонких пластах.

При очень глубоком проникновении фильтрата ПЖ, показания СП могут быть занижены по причине того, что поверхность электрохимической активности ПЖ с пластовой водой сместится вглубь пласта, и токи СП будут широко распределены в пласте. Небольшое проникновение ПЖ во время каротажа может создать адсорбционный потенциал в глинистой корке, который может внести сильную помеху в нормальное показание СП.

Электрически заряженные глинистые минералы (практически все минералы за исключением каолинита) резко занижают показания СП.

Теория СП допускает, что вмещающие глинистые пласты являются прекрасными мембранами, непроницаемыми для анионов. Если бы это было бы не так, то показания СП были бы занижены.

При таком большом количестве потенциальных источников и учитывая частую невнимательность при записи СП на скважине, удивляет тот факт, что кривая все же остается полезной. Во многих разведочных и разрабатываемых нефтегазоносных областях можно получить достаточно хорошие значения Rw, используя простейшую теорию, изложенную выше. Простые эмпирические поправки могут быть получены из персонального опыта на данной территории, что даже позволяет получить более надежные результаты.

99

ВодонасыщенностьВодонасыщенность Sw – это доля (процентное содержание) объема пор в коллекторе, заполненного водой. При отсутствии дополнительной информации, считается, что поры не заполненные водой, заполнены углеводородом. Определение Sw - одно из главных задач в петрофизике.

Несмотря на то, что Sw может быть определена любым количеством методов, особенности окружающей среды ограничивают точность каждого из методов, что является критическим фактором в их применении.

Sw является функцией:1. Типа порового пространства:

соединенные или изолированные поры

2. Объема порового пространства3. Размера зерен4. Однородности или

неоднородности скелета породы и каналов пор

5. Зависимости между вертикальной и горизонтальной проницаемостью

6. Давления и температуры в пласте

7. Капиллярных функций8. Смачиваемости скелета9. Типа внутренней энергии

резервуара10. Формы и размера залежи,

высоты столба жидкости

11. Механизма структурной/стратиграфической ловушки

Некоторые измерения и петрофизические параметры являются основными для точного подсчета водонасыщенности с помощью каротажных данных: Достоверные и точные значения сопротивления и температуры для ПЖ и

пластовой воды Значения сопротивления, записанные соответствующими приборами:

Точное определение Rt, Rxo, Ri; Достоверная и точная информация о пористости Соответствующий параметр пористости Соответствующая экспонента для определения Sw Знания и/или поправки для электропроводимых минералов пласта

Существует большое количество методов для расчета Sw:1. Методы оперативной обработки

Rwa Отношение параметров пористости

100

Метод Хингла Метод Пиккет

2. Подсчет параметров пород; Нахождение эмпирических зависимостей; Интеграция данных катионного обмена (СЕС) Метод Арчи Модель Двойной воды Индонезийская модель Модель Симанду Модель Юхаз

101

this template contains macros for multilex …€¦ · web viewТенгиз, 2002. Оценка...

Documents