ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 551.31 © Е.А. Ракитин, 2015
Выделение газонасыщенных интервалов и определение газонефтяного контакта по результатам геофизических исследований скважин в сложнопостроенных коллекторах месторождений Республики Саха (Якутия)
Е.А. Ракитин
(ТО «СургутНИПИнефть»)
Адрес для связи: RakitinEA@surgutneftegas.ru
Selection of gas-saturated intervals and determining gas-oil contact on the base of a standard logging in complex terrigenous reservoir of oil and gas fields of the Republic of Sakha (Yakutia)
E.A. Rakitin (Tyumen Branch of SurgutNIPIneft, RF, Tyumen)
Ключевые слова: газонефтяной контакт (ГНК), сложнопостроенные терригенные коллекторы, стандартный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), нормировка показаний, алгоритмы интерпретации.
E-mail: Rakitin_EA@surgutneftegas.ru
Key words: gas-oil contact, complex terrigenous reservoir, standard logging, normalization logging, interpretation's algorithm.
The author examines the possibility of gas-saturated intervals selection on the base of a standard logging in complex terrigenous reservoir. The express-method was developed to improve the reliability of determining gasoil contact.
Определение газонефтяного контакта (ГНК) по данным геофизических исследований скважин (ГИС) затрудняется малым радиальным ра-дицсом исследования относительно глубины проникновения фильтрата бурового раствора. Достоверно положение ГНК можно оценить только на этапе эксплуатации месторождения, когда происходит расформирование зон проникновения за счет гравитационных и диффузионных процессов.
В условиях сложнопостроенных коллекторов определение ГНК осложняется литологическими, структурными и текстурными факторами. Так, на нефтегазовых месторождениях Восточной Сибири продуктивные пласты содержат карбонатные и терригенные коллекторы, обладающие низкими емкостными свойствами, переменным минеральным составом, разной текстурой, обусловленной вкраплениями и переслаиванием различных пород. Вследствие этого формируются зоны проникновения разной глубины, расформирование которых происходит в различное время, изменяющееся от нескольких месяцев до года и более.
Проблема разделения газо- и нефтенасыщенных интервалов и определения ГНК рассматривается в ряде работ отечественных и зарубежных ученых [1-5]. В настоящее время известны следующие методики определения ГНК по данным методов ГИС: проведение повторных замеров нейтронного каротажа (НГК, 2ННКт, 2ННКнт, ИННК);использование соотношения скоростей продольных и поперечных волн (ир/ю) [6];ком-плексирование петрофизических методов определения пористости [7]; использование данных геолого-технических исследований и результатов испытаний.
Эффективность признанной методики разделения газо- и нефтенасыщенных интервалов по изменению показаний повторных замеров нейтронного каротажа непосредственно зависит от практически полного расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Как показывает практика, на информативность методики влияют:
- индивидуальные особенности аппаратуры нейтронного каротажа;
- учет изменений литологического состава пород;
- время, прошедшее с момента вскрытия бурением газоносного пласта до проведения измерений, достаточное для расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора.
Для неоднородного по литологическому составу и текстурным особенностям разреза месторождений Республики Саха (Якутия) в открытом стволе скважин определение ГНК наиболее эффективно при комплекси-ровании петрофизических методов определения пори-
Оценка возможности выделения газонасыщенных пород по материалам ГИС
При современной технологии строительства скважин с использованием специальных буровых растворов размер зоны проникновения в гранулярных коллекторах, как правило, незначительно превышает радиус исследования большинства геофизических методов, что создает предпосылку для выделения газонасыщенных пластов по комплексу методов в процессе бурения скважин. В применяемом комплексе ГИС показания методов определения пористости зависят от присутствия газа в
03'2015
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
68
поровом пространстве породы. Низкое водородосодер-жание и объемная плотность газа по сравнению с этими показателями для нефти и воды обусловливают различие регистрируемых параметров.
Для выделения признака газонасыщенных коллекторов на фоне нефте- и водонасыщенных проведена интерпретация результатов геофизических исследований по скважинам с полным комплексом методов, включающим акустический (АК), гамма-гамма плот-ностной (ГГК-П) и нейтронный (2ННКт) каротаж. В выборке рассматривался фонд как поисково-разведочных, так и добывающих скважин, пробуренных на хамакинский горизонт. Пористость Кп рассчитывалась по указанным выше методам. Полученные значения пористости сравнивались между собой. Из физических предпосылок при учете влияния минерального состава твердой фазы следует, что, если Кп (по данным 2ННКт) меньше, чем Кп (по данным ГГК-П) и/или Кп (по данным АК), то интерпретируемый интервал газонасыщен. При равенстве пористости по указанным методам интервал нефте- или водонасыщен. Достоверность оценок определялась сопоставлением сделанных заключений с результатами испытаний и промыслово-геофизических исследований (ПГИ).
Из совокупности минеральных компонентов, слагающих твердую фазу пород, на показания нейтронного и акустического каротажа существенно влияет глинистость. Показания гамма-гамма каротажа наряду с пористостью зависят от минеральной плотности твердой фазы, которая изменяется от 2,46 до 3,12 г/см3. Диапазон ее изменения меньше (2,54-2,75 г/см3) для коллекторов пористостью более 12 %. При расчете пористости по данным нейтронного и акустического каротажа вводилась поправка на глинистость пород, при расчете пористости по результатам ГГК-П плотность твердой фазы принималась равной 2,67 г/см3. Предполагалось, что флюид в поровом пространстве в области радиуса исследования не содержит газа. По результатам сравнения пористости, рассчитанной по разным методам, принималось решение о характере насыщенности породы.
Влияние глинистости в методах 2ННКт и АК учитывалось по двойному разностному параметру гамма-каротажа (ГК). Пористость по методу 2ННКт рассчитывалась по формуле
Кп = 0,48- 15,21-Д/ГК + 5,65, (1)
по методу АК
Кп = [(ДГ - 165)/4,15) - (15,5-Д/гК - 1,3)], (2)
где W - водородосодержание пластопересечения с поправкой на влияние скважины (диаметра скважины и свойств бурового раствора); Д/ГК - двойной разностный параметр ГК; ДГ - интервальное время АК.
Двойной разностный параметр ГК рассчитывался по формуле
4/п
/гк /п
т тах_ т
^ ГК ^ Г]
(3)
Рис. 1. Кросс-плот для определения пористости пород по данным методов 2ННКт и ГК (а), АК и ГК (б)
где JГК - интенсивность гамма-изучения против интерпретируемого пласта; JГКmln, JГкmax интенсивность гамма-изучения против опорных пластов соответственно с минимальной и максимальной радиактивностью.
За пласт с минимальными значениями Д/ГК принимались уплотненные разности в разрезе конкретной скважины. В качестве второго опорного пласта взят интервал глин нежнепаршинской свиты. На рис. 1 приведен кросс-плот для определения пористости горных пород по данным методов 2ННКт, ГК и АК.
Всего обработана 41 скважина. По полученным результатам проведено сравнение пористости, при расчетах которой влияние газонасыщенности разнонаправ-лено, т.е. сравнивалась пористость по данным нейтронного каротажа с пористостью по данным акустического или гамма-гамма плотностного каротажа. Сравнения по результатам АК и ГГК-П не проводилось вследствие одинаково направленного влияния остаточной газонасыщенности в околоскважинном пространстве.
Результаты сопоставления пористости по разным методам с учетом характера насыщенности по ПГИ приведены на рис. 2. Из рис. 2, а видно, что по кросс-плоту Кп (по данным 2ННКт) - Кп (по данным АК) газонасыщенные интервалы выделяются на фоне нефте- и водонасы-щенных. Если принять, что погрешность расчета пористости по каждому методу (2ННКт или АК) составляет ±2 %, то газонасыщенные интервалы по данному кросс-плоту могут быть выделены с вероятностью 85 %, которая определена делением числа газонасыщенных пла-стопересечений, не отличающихся по пористости не более чем на 2 %, на общее число газонасыщенных пла-стопересечений. При этой вероятности газонасыщенные интервалы уверенно отделяются от нефте- и водонасы-щенных.
Рис. 2. Разделение газо- и нефтенасыщенных терригенных коллекторов по соотношению пористости, вычисленной по методам 2ННКт и АК (а), 2ННКт и ГГК-П (б)
Кросс-плот Кп (по 2ННКт) - Кп (по ГГК-П) (см. рис. 2, б) показывает, что вероятность разделения газо- и нефтенасыщенных коллекторов составляет лишь 50 %. По-видимому, это связано, с одной стороны, с различием глубинности исследования методов 2ННКт и ГГК-П (глуби-ность нейтронного каротажа примерно в 2-3 раза выше, чем гамма-гамма плотностного), с другой - с переменным минеральным составом пород (пористость либо повышается, либо снижается).
Выделение газонасыщенных интервалов возможно путем функционального преобразования каротажных кривых геофизических методов, на показания которых газонасыщение влияет разнонаправленно [8]. Если привести к единому масштабу кривые водородосодержания, полученные по диаграммам нейтронного каротажа, и интервального времени, то газонасыщенные коллекторы будут выделяться превышением показаний нормированного значения АК над показаниями нормированного водородосодержания так же, как по соотношению пористости. При нормировке показаний методов использовали двойной разностный параметр, представляющий собой отношение разности показаний против интерпретируемого пластопересечения и плотного пластопересечения к разности показаний против глин и плотного пластопересечения. Обозначим двойной разностный параметр по водородосодержанию АИ^., двойной разностный параметр по акустическому каротажу ААК. Тогда нормированные значения водородосодержания и интервального времени запишутся в следующем в виде:
ДЖ
Д АК =
АК-АКт
(4)
(5)
АКтах - АКт'"
где И и АК соответствую
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.