В песчано-глинистых разрезах встречаются малопористые непроницаемые пласты сцементированных песчаников и плотных карбонатных пород, которые часто не отличаются от проницаемых песчаных пластов по диаграммам естественных потенциалов и гамма-метода.
Для выделения карбонатных коллекторов высокой пористости используют диаграммы гамма-метода, с помощью которых выявляют интервалы неглинистых пород, и диаграммы микрозондов, нейтронного либо акустического методов, по которым среди неглинистых карбонатных пород находят пористые и проницаемые породы.
Значительно более сложным является выделение глинистых и особенно трещиноватых коллекторов. Наличие таких коллекторов в разрезе скважины устанавливают путем сопоставления и количественного анализа данных различных геофизических методов. В гамма-методе изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважин [27]. Радиоактивность осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов – урана, тория, актиния, продуктов их распада, а также изотопа калия К40. Определение литологического состава пород по диаграммам гамма-метода основано на различии в естественной радиоактивности пород. Среди осадочных пород наиболее радиоактивными являются глины и калийные соли. Поэтому на диаграммах максимальные показания (отклонения кривой вправо) соответствует глинам и калийным слоям, минимальные (отклонения кривой влево) – пескам, песчаникам, карбонатным породам и гидрогеохимическим осадкам, не содержащим калийных солей. Глинистые пески, песчаники, известняки характеризуются промежуточными показаниями, величины которых тем больше, чем выше содержание глин в породе [27]. Результаты измерений нейтронными методами в основном определяются водородосодержанием пород. Чем больше последнее, тем меньшими показаниями отмечаются породы на диаграммах нейтронных методов.
Среди горных пород в наибольшем количестве водород находится в глинистых породах (глинах, аргиллитах, мергелях), содержащих значительное количество как поровой, так и химически связанной воды. Поэтому глинистые осадки отмечаются минимальными показаниями на диаграммах нейтронных методов [28].
Плотные породы (малопористые известняки и доломиты, ангидриты, плотные сцементированные песчаники), содержащие мало воды вследствие низкой пористости этих пород, отмечаются максимальными показаниями на диаграммах нейтронных методов.
Промежуточные показания наблюдаются против песков, песчаников, алевролитов, пористых разностей карбонатных пород [30].
Содержание водорода в нефти и воде примерно одинаково. Поэтому нефтеносные и водоносные пласты с одинаковым литологическим составом и пористостью не различаются по данным нейтронных методов.
Боковой метод является разновидностью метода сопротивлений. Он применяется при изучении карбонатных разрезов в скважинах с минерализованными буровыми растворами, т.к. в этих условиях на величину кажущегося сопротивления, измеренного обычным зондом, большое влияние оказывает скважина [35].
В данной дипломной работе интерпретация кривых ГИС и расчет подсчетных параметров пласта производится самостоятельно, на примере Дубровского месторождения елецкого горизонта скважины 7s2.
Основная методика обработки ГИС основана на применении петрофизических зависимостей – известных комплексных палеток для определения суммарного водородосодержания и глинистости, построенных в свое время тематическими партиями треста "Западнефтегеофизика" и ПО "Белоруснефть" по результатам 2144 определений полной пористости, выполненных на образцах керна для месторождений Припятского прогиба. Однако, учитывая такую разнородность информации, возникла необходимость в применении различных методик интерпретации ГИС для определения различных подсчётных параметров [37].
Глинистость не используется непосредственно для подсчета запасов нефти. Но без знания глинистости невозможно правильно рассчитать пористость и нефтенасыщенность коллекторов. Основным методом определения глинистости в продуктивных карбонатных породах Припятского прогиба является ГК. Многочисленными исследованиями показано существование достаточно тесной линейной зависимости показаний ГК от глинистости для пород Припятского прогиба[38].
Глинистость определялась по данным радиометрии (ГН, НГК) и акустического каротажа. В основу метода положено наличие корреляционных связей между суммарным водородосодержанием (W) карбонатных пород-коллекторов и показаниями геофизических методов.
Глинистость пород продуктивных отложений Дубровского месторождения определена по данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического каротажа (Т). Снимаем значения Ij на диаграмме ГК. Затем, по палетке для определения объемной глинистости определяем Сгл. [40].
Коэффициент глинистости (Кгл) определяется по формуле:
Кгл.=Сгл.*0,42 (1),
где 0,42 – поправка за глинистость, вводимая с учетом принятого значения водородосодержания в глинистой фракции.
Сгл. - содержание глинистости.
Пористость пород продуктивных межсолевых отложений Дубровского месторождения определена по данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического каротажа (Т).
На диаграмме НГК снимаем значения I(nj), затем, по палетке для определения коэффициента полной пористости для диаметра скважины Dc=0,14см, находим этот коэффициент[42].
Открытая пористость продуктивных пластов (Ко.п) по данным ГИС рассчитывается по формуле:
Ко.п=Кп.п-Кгл. (2)
Коэффициент нефтенасыщенности пород-коллекторов продуктивных отложений елецкого горизонта Дубровского месторождения определяется по коэффициентам увеличения сопротивления и балансу пористости. Рассчитывается относительное сопротивление (Р). С диаграммы БК снимаем показания сопротивления Sп (Ом*м). После этого высчитываются две поправки: поправка за диаметр скважины (для Dc=0,14, поправка=1,15) и поправка за пластовую воду Sв=0,03, где 0,03 – удельный вес пластовой воды по Припятской впадине.
Р=Sп*поправка за Dс/Sв (3)
Зная значения относительного сопротивления Р и коэффициента открытой пористости Ко.п., по графику оценки нефтенасыщенности, определяем коэффициент водонасыщенности пород (Кв).
Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) определяется по формуле:
Кн = 1-Кв (4),
где 1- 100% - постоянная.
Кн измеряется в %. По организации УПГР считается, что ниже 50 % - вода; выше 50 % - нефть [10].
7. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
Исходя из вышеизложенного материала, по данным ГИС на примере скважины 7s2 Дубровского месторождения рассмотрим методику определения коэффициентов пористости, глинистости, водо- и нефтенасыщенности.
Для этого берем пласт мощностью 1,20 м., кровля 2963,8 м , подошва 2965,0 м. Сначала, напротив рассматриваемого пласта с диаграммы НГК I(nj) и акустического каротажа (T) снимаем показания. На диаграмме НГК среднее значение I(nj)=2,58 ст. ед., а на диаграмме АК ∆T=190 мксек/м [43].
Затем, по палетке для определения коэффициента полной пористости Кп.п для диаметра скважины Dc=0,14 м, находим этот коэффициент: Кп.п=14,2.
Теперь, снимаем значения Ij на диаграмме ГК. Ij=1,6 ст.ед. Затем, по палетке для определения объемной глинистости определяем содержание глинистости Сгл. и рассчитываем коэффициент глинистости (Кгл.) по формуле (1):
Кгл.=33,6*0,42=14,14
Далее по формуле (2) находим коэффициент открытой пористости пласта:
Ко.п=14,2-14,14=0,06
Теперь, с диаграммы БК снимаем показания Sп=70 Ом*м. После этого высчитываем 2 поправки: поправка за диаметр скважины (для Dc=0,14, поправка=1,15 ) и поправка за пластовую воду Sв=0,03.
Зная Sп можно высчитать относительное сопротивление Р, по формуле (3):
Р=70*1,15/0,03=2700.
Затем, зная значения относительного сопротивления Р и коэффициента открытой пористости Ко.п по графику оценки нефтенасыщенности определяем коэффициент водонасыщенности Кв. пород:
Кв.=43%.
После этого, подставляя коэффициент водонасыщенности в выражение (4) находим коэффициент нефтенасыщенности:
Кн.=100-43=57%.
Таким образом, из приведенных выше расчетов коэффициентов пористости, глинистости, водо- и нефтенасыщенности по данным ГИС, можно с уверенностью сказать, что исследуемый интервал относится к нефтенасыщенному пласту-коллектору, литологически сложенному из известняка [43].
По этой же методике рассчитаны остальные пласты-коллекторы Дубровского месторождения скважины 7s2 в интервале от 2928,2 м до 2973 м. В результате проведенной обработки данных выделено 8 пластов-коллекторов. Породы-коллекторы представлены известняками пористо-кавернозными до ситчатых, в разной степени трещиноватыми. Тип коллектора порово-каверново-трещинный [45].
Первые три пласта литологически сложены из известняка и являются нефтенасыщенными. Четвертый пласт также представлен известняком, но является слабонефтяным. Пятый и шестой пласт относятся к нефтенасыщенному коллектору, литологически сложенному из известняка. Седьмой пласт представлен известняком, но является слабонефтяным. Восьмой пласт сложен из известняка и является водонасыщенным.
Таким образом, по результатам проведенной работы, можно сделать вывод о том, что рассматриваемая скважина 7s2 Дубровского месторождения может являться эксплуатационной, а полученные подсчетные параметры могут использоваться для оценки запасов нефти [48].
8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ