Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Алгоритмическое и методическое обеспечение геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходной зоне нефтяных терригенных пластов

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Алгоритмическое и методическое обеспечение геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходной зоне нефтяных терригенных пластов"

На правах рукописи

Архипова Ирина Юрьевна

Алгоритмическое и методическое обеспечение геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходной зоне нефтяных терригенных пластов.

Специальность 25.00.10 -«Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых».

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.

Москва - 2006

Работа выполнена в ООО «Геофизическое партнерство».

Научный руководитель: до1стор технических наук, профессор

Сохранов Нектарий Нектариевич.

Официальные оппоненты' доктор технических наук, профессор

Афанасьев Виталий Сергеевич (ООО «Геоинформационные технологии и системы»),

кандидат технических наук Бондаренко Мария Томасовна (ЗАО «НПЦ «Геонефтегаз»).

Ведущая организация: Всероссийский научно-исследовательский

институт геологических, геофизических и геохимических систем (ГГНЦ РФ ВНИИгеосистем).

Зашита состоится « /а» оипре^я 2006 г в /^__часов на заседании

диссертационного совета Д. 212.121.07 при РГТРУ по адресу: 117873 Москва, ул. Микл\хо-Макчая. д 23. Российский государственный геолого-разведочный университет.

С днссергацнсй можно ознакомиться в библиотеке университета

Автореферат разослан « & » ¿-¿¿^¡^^^_2006 г.

Ученый секретарь диссертационногосб'вета.Тгвдлидат технических наук, профессор Г II Боганик ' /'

Общая характеристика работы.

Актуальность работы.

Крупные месторождения нефти песчано-глинистых разрезов Тюменского, Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов при большой толщине нефтяных пластов и небольшом их наклоне (менее 1 - 1,5°) имеют большие переходные зоны, объем которых достигает 50% и более от всего объема нефтяной чалежи Водонефтяные контакты (ВНК) в этом случае находятся и определяются в интервале переходной зоны. Следовательно, оценка эффективных толщин переходных зон и коэффициентов нефтенасыщенности зависит от надежности и точности определения параметров переходных зон (глубины границ переходной зоны, положения водонефтяных контактов и удельное электрическое сопротивление внутри нее и др.). Указанные задачи можно решить главным образом по данным электрического (ЭК) и индукционного (ИК) каротажа.

В настоящее время известны методики выделения переходной зоны, приближенной оценки удельного электрического сопротивления (УЭС) в ее интервале, а также оценки положений ВНК с использованием графика УЭС и граничных значений параметров нефтенасыщенности Р' и Р", определяемых по результатам петрофизических исследований образцов песчаника из пласта Однако уровень интерпретации при этом не удовлетворяет современным требованиям. Из-за недостаточной интерпретационной теоретической базы определение УЭС в точках переходной зоны производится приближенно без учета типа модели УЭС в конкретном пересечении переходной зоны скважиной. Не установлены наиболее эффективные зонды бокового каротажного зондирования (БКЗ) и индукционного каротажа. Из-за отсутствия математического обеспечения обработка материалов ЭК и ИК в переходной зоне производится вручную, что существенно снижает ее эффективность как на стадии оперативной интерпретации, так и при подсчете запасов.

Таким образом, необходимо существенное развитие методики и технологии обработки и интерпретации (в том числе на ЭВМ) данных зондов БКЗ и ИК в переходной зоне нефтяных скважин.

Цель работы: повышение эффективности геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в интервале пересечения скважиной переходных зон нефтяных пластов.

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА

Основные задачи работы.

1. Обобщение геолого-геофизических параметров переходных зон нефтяных залежей основных нефтегазовых регионов страны и определение их средних характерных значений для расширения теоретической базы, достаточной для решения геолого-геофизических задач по данным зондов ЭК и ИК.

2. Разработка методики поточечного определения УЭС в переходной зоне однородных нефтяных песчано-глинистых коллекторов по данным ЭК и ИК на основе расширенной теоретической базы.

3. Определение наиболее эффективных (основных) зондов ЭК и ИК для определения УЭС в переходной зоне нефтяных песчаных пластов.

4. Составление алгоритмов и разработка программного обеспечения геолого-геофизической интерпретации данных ЭК и ИК в пересечении переходной зоны, куда входит определение УЭС, оценка положений ВНК, разделение переходной зоны на части (подзоны) по степени подвижности нефти и воды.

5. Оценка эффективности разработанной методики и алгоритмов геолого-геофизической интерпретации данных ЭК и ИК на теоретических материалах и фактических скважинньгх данных Тюменского и Волго-Уральского регионов.

Методы исследования.

1. Анализ и систематизация геолого-геофизической информации.

2. Теоретические расчеты кажущихся сопротивлений р,,т в переходной зоне для различных моделей УЭС в пересечениях нефтяных пластов скважиной и анализ их результатов.

3. Разработка алгоритмов обработки и геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа и опробование их на теоретических и фактических скважинных материалах.

Научная новизна.

1. Для однородных нефтяных пластов с большими переходными зонами неокомских отложений Тюменского нефтегазоносного региона и девонских песчаноглинистых отложений Волго-Уральского региона составлен набор моделей УЭС переходной зоны (УЭС.ПЗ) в различных по горизонтам пересечениях нефтяной залежи С их учетом расширена существующая теоретическая база интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходных зонах нефтяных пластов путем расчета на ЭВМ

кажущихся сопротивлений для зондов БКЗ и зондов АИК-5, 6Ф1 ИК. Расчеты проводились Ю. Л. Шейным в НПЦ «Тверьгеофизиха».

2. Проведена разработка методики поточечного определения УЭС рт,, в разных точках переходной зоны, основанная на исправлении значений кажущихся сопротивлений рк>гп.1 в этих точках с помощью уравнения рт,, = Рцщ,, • • Км,., • Кс,, • К Коэффициенты учитывают влияние на результаты измерения ограниченной толщины переходной зоны (Кт,|), зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (К3„,,), УЭС промывочной жидкости (Кс,,) и изменения рп,_, в ее интервале (Кп,.,)- Поправочные коэффициенты рассчитаны по материалам упомянутой выше расширенной теоретической базы.

3. Сделана оценка эффективности зондов БКЗ, ИК и ВИКИЗ для определения УЭС в переходных зонах нефтяных пластов, по результатам которой предложен ряд оптимальных комплексов зондов для решения этой задачи:

• зонд индукционного каротажа (ИК) как основной и градиент-зонд А0,4М0,Ш для

оценки влияния зоны проникновения;

• зонд П ,4И или Г2И ВИКИЗ (основной) и градиент-зонд АО,4МО,Ш;

• градиент-зонд А4М0,5Ы (основной) и градиент-зонд А0,4М0,Ш;

• градиент-зонд А4М0,5М (основной) и потенциал-зонд ^М0,5А.

В качестве основного можно применить потенциал-зонд ЫбМ0,5А или градиент-зонд А2М0,5М при небольшой зоне проникновения.

4. Впервые разработаны алгоритмы и программы для геолого-геофизической интерпретации указанных комплексов зондов в больших переходных зонах, обеспечивающие выделение переходной зоны, вычисление внутри нее УЭС, нахождение положений водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2, разделение переходной зоны на подзоны и определение средневзвешенных значений УЭС раздельно для подзон и для всей зоны, которые необходимы для оценки коэффициентов нефтенасыщенности при подсчете запасов.

Практическая ценность работы.

1 Разработано математическое и программное обеспечение геолого-геофизической интерпретации материалов ЭК и ИК в переходной зоне однородных песчаных нефтяных пластов толщиною более 5 метров, которое может быть применено в условиях ЗападноСибирского и Волго-Уральского нефтегазовых регионов, в том числе для переходной зоны газовых месторождений в окрестности газоводяных контактов (ГВК).

2. Данное обеспечение позволяет установить фактическое положение ВНК в разрезе скважины вместо определения его положения путем интерполяции между пластами, лежащими выше (нефтенасыщенные) и ниже (водоиасыщенные) его фактического положения, как это делается в известных методиках. Есть возможность определять оба положения водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2 согласно регламентирующему документу «Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов», утвержденного ГКЗ СССР, Мингео, Министерством нефтяной и газовой промышленности

3. Разработанное программное обеспечение встроено в комплексную программную систему «Пласт-Скважииа-Месторо'жаение» и было применено при обработке материалов ГИС ряда скважин Волго-Урала и Западной Сибири в ООО «Геофизическое партнерство».

Защищаемые научные положения и результаты.

1. Более точное определение положений ВНК в переходной зоне нефтяных пластов может быть достигнуто при поточечном определении УЭС в ее интервале.

Для реализации этого положения разработаны методика, алгоритмы и программное обеспечение поточечного определения УЭС в переходной зоне по данным зондов БКЗ и индукционного каротажа.

2. При поточечном определении УЭС в интервале переходной зоны необходимо учитывать влияние на КС ограниченной толщины переходной зоны, зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, УЭС промывочной жидкости и градиента сопротивления в интервале переходной зоны. Для решения этой задачи использованы материалы разработанной теоретической базы интерпретации данных кажущегося сопротивления индукционного каротажа и зондов БКЗ в переходных зонах, содержащие таблицы соответствующих поправочных коэффициентов.

3. Для выделения переходной зоны нефтяного пласта в разрезах скважин и определения УЭС в ее интервале наиболее эффективен зонд индукционного каротажа при толщине переходной зоны более 5 м в комплексе с градиент-зондом А0,4М0,Ш или потенциал-зондом Ы6М0,5А БКЗ. Вместо зонда индукционного каротажа можно брать градиент-зонд А4М0,5Ы при толщине переходной зоны более 7 м. В случае неглубокой зоны проникновения целесообразно применять потенциал-зонд №М0,5А.

Апробация работы, публикации.

Основные положения работы и результаты исследований доложены: 1) на НТС ООО «Геофизическое партнерство», г. Москва, 2005 г.;

2) на 1ГГС лаборатории геолого-геофизического прогнозирования нефтегазоносное™

ГФУП ВНИИГеофизика, 2005 г.

3) на НТС ЗАО концерн «Надра» и ЗАО «Укрнефтегеофизика», г. Киев, 2005 г.

Результаты НИР по темам изучения переходных зоп залежей нефти по данным

электрического и индукционного каротажа прошли экспертизы ЕАГО

Основное содержание опубликовано в трех печатных работах.

Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 160 страниц машинописного текста, в том числе 37 рисунков, 31 таблицу, библиографию из 34 наименований.

Диссертация базируется на результатах, выполненных автором лично или при его непосредственном участии под научным руководством д.т.н. Сохранова Н. Н., которому автор выражает свою глубокую благодарность. Исходным материалом послужили фактические данные ЭК и ИК и результаты расчетов на ЭВМ, выполненные сотрудником НПЦ «Тверьгеофизика» Шейным Ю. Л. по нашим заданиям, которому автор признателен, а также опубликованные фондовые материалы.

Автор благодарен за научные консультации, помощь в исследовании и обсуждении результатов к. т. н. Миколаевскому Э. Ю., к. т. н. Котову П. Т., к. г.-м. н. Каменеву С. П., Шестакову В. И., Грачевой Т. Г., Тимашевой Е. К , Мухаремовой Т. А. и др., а также всем разработчикам комплекса программного обеспечения «ПЛАСТ-СКВАЖИНА-МЕСТОРОЖДЕНИЕ», в который встраивались программы автора, в том числе к.ф.-м.н. Ананьеву И. В., к.ф.-м.н. Архиповой Е. Ю., Беляевой А. Б., Борисоник О. В., Боброву А. В , Десятову Р. Е., Рябенко И. В..

Содержание работы.

Во введении показана актуальность проблемы, сформулированы цель, задачи работы, защищаемые положения и научные результаты, а также изложены научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассмотрены состояние проблемы геолого-геофизической интерпретации данных ЭК, ИК и ВИКИЗ в переходной зоне (ПЗ) нефтяных терригенных пластов и задачи ее развития.

Первые исследования, посвященные природе ПЗ нефтяных пластов, сделаны в работах П. Джонса (1947 I.) и М. Маске!а (1953 г.) Последний объяснял возникновение переходной зоны подъемом воды в нефтяную залежь над ее зеркалом за счет капиллярных

сил и попытался оценить характер изменения водо-нефтенасыщенности в ПЗ Позже Н. Н. Сохранов (1960 г.) показал, что УЭС в переходной зоне изменяется практически по линейному закону, и предложил методику определения положений ВНК и ГВК в переходных зонах.

На момент начала исследований автора имелось достаточное число работ по изучению ПЗ нефтяных пластов. Хочется выделить работы Б. Ю. Вендельштейна, Я. Н. Басина, Б. М. Бикбулатова, В. А. Ручкина, В. Г. Фоменко, В. И. Петерсилье, С. Н. Максимова, В. С. Мелик-Пашаева, в которых рекомендовалось определение водонефтяных контактов в точках фазовых проницаемостей нефти и воды, соответствующих критическим (граничным) значениям водонасыщенности Кмр: ВНК1 (или ВНК*) на границе нулевой подвижности воды, где коэффициент водонасыщенности равен К* и ВИК2 (или ВНК") па границе с Квкр = К, , соответствующей нулевой подвижности нефти ниже этой границы Это позволяет разделить переходную зону на части (подзоны): с подвижностью только воды (ОВ) - ниже ВНК2; с подвижностью только нефти (ОН) - выше ВНК1; с подвижностью нефти и воды (НВ) - между ВНК1 и ВНК2. Данное разделение переходной зоны было включено в Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа кернопробований и испытаний продуктивных пластов (1990 г.).

Для отбивки ВНК в ПЗ требуется непрерывная кривая (график) УЭС рш в ее интервале Поэтому для оценка величин УЭС рга в переходной зоне нефтяного пласга необходим поточечный способ, а не попластовый (поинтервальный), как это принято в интерпретации данных БКЗ и ИК в настоящее время. Первая попытка поточечного определения УЭС в ПЗ была осуществлена Н. Н. Сохрановым с помощью предложенных им палеток БКЗ.ПЗ, однако объем построенных палеток недостаточен и не вктючал данные ИК, метод не учитывал особенностей различных моделей ПЗ и не применялся на практике. Позже эту работу продолжили Е. В. Чаадаев и С. Н. Максимов (1992 г.). Разработанные ими методические рекомендации были опробованы на материалах Западной Сибири с потожительными результатами. Однако в их методике не были учтены все модели УЭС ПЗ, встречаемые на практике, не достаточно разработан случай наличия зоны проникновения, метод основывался на определении величины градиента сопротивления переходной зоны, однако последний определялся по двум точкам кривой КС, выбор которых неоднозначен, не было реализации на ЭВМ.

Для успешного решения задачи необходимо было создать достаточную теоретическую базу УЭС, охватывающую весь диапазон электрических и геометрических параметров, характеризующих ПЗ реальных нефтяных пластов разведываемых и

эксплуатируемых месторождений. Такими параметрами является градиент УЭС в ПЗ (С, Ом), толщина (мощность) переходной зоны (Ъш, м) и модели УЭС при пересечении ПЗ в разных частях.

Большинством исследователей (Басин Я. Н., Бикбулатов Б. М., Сохранов Н. Н., Максимов С. Н., Чаадаев Е. В., Ручкин В. А., Фоменко В. Г., Петерсилье В. И.) было подтверждено, что закон изменения УЭС в ПЗ близок к прямолинейному. Такой вывод был сделан по результатам изучения зависимостей капиллярного давления Р„ от водонасьпценности по образцам песчаника и по данным БКЗ. Поэтому для оценки степени изменения УЭС в ПЗ целесообразно использовать величину градиента УЭС С, Ом. Для Волго-Уральского региона по данным ЭК на Туймазинском месторождении (пласты Д) и Дг) диапазон величин градиента С колеблется от 3,5 до 7,5 Ом (среднее значение Сер» 5 Ом для пласта Дг). Для Тюменского региона С = 0,9 - 3 Ом.

Форма кривых УЭС в ПЗ зависит от места пересечения скважиной нефтяной залежи в окрестности, ограниченной контурами ВНК. В работах упомянутых выше' авторов в основном рассматривался случай, когда пересечение охватывает все части нефтяной залежи: ПЗ и окружающие ее сверху предельно нефтенасыщенную часть и снизу водоносную. При разработке теоретической базы КС в ПЗ необходимо в достаточной степени изучить модели УЭС всех встречающихся видов пересечения ПЗ.

Во второй главе рассмотрена методика поточечного определения УЭС в ПЗ нефтяных пластов по данным зондов БКЗ и ИК.

Нефтяные залежи и нефтяные пласты в однородном песчаном коллекторе разделяются на 2 части (зоны): верхняя предельно нефтенасьпценная зона залежи (II) (пласта) и ПЗ. Зона Н в пересечении ее скважиной имеет минимальную, не изменяющуюся по высоте зоны водонасьпценность, характеризуемую коэффициентом остаточной водонасьпценности Ков- В ПЗ водонасьпценность плавно уменьшается кверху. Соответственно этому удельное сопротивление рпз в ПЗ плавно увеличивается до значения рнп в предельно нефтенасыщенной зоне. Нижней границей ПЗ залежи (пласта) является зеркало воды на глубине Ъ,^ Верхней границей - глубина 2вг раздела ПЗ и зоны Н. Переходную зону нефтяного пласта подстилает водонасыщенная зона залежи, находящаяся ниже глубины Хцг, в пределах которой песчаник полностью водонасыщен и имеет УЭС ро.

Переходная зона неоднородна с точки зрения подвижности насыщающих ее флюидов. В нижней ее части подвижна только вода (подзона ОВ), в средней - подвижны и нефть, и вода (подзона НВ) и в ее верхней части подвижна только нефть (подзона ОН). Границами между подзонами являются водонефтяные контакты ВНК1 и ВНК2, которые выделяются после получения поточечного графика УЭСр„ в его точках, соответствующих критическим

значениям УЭС р'т=Р„ для ВНК1 и р~=р0 «Р^ для ВНК2, где Р'н Р"- граничные значения параметров нефтенасьпцекности , определяемые по результатам петрофизических исследований образцов песчаника - коллектора.

В работе рассматриваются 3 типа моделей УЭС, соответствующих разным случаям пересечения скважиной однопластовой залежи нефти с небольшим углом наклона пласта к горизонту (рис.1 и 2).

• Модель УЭС, соответствующая полному пересечению ПЗ (МППЗ) ограниченному снизу на глубине 2нг водонасыщенной частью залежи с УЭС р0 и сверху на глубине щг [^¡з

„ , „ . ггч„ Кч ймюатмаШтпяфшгявасПг

¿вг предельнонефтенасыщеннои с У тС рпн 1 чааптфпашцмхиааьпн*»«*! гв ] игают-ошшош

--- НГнВГ-мвишришримияририИди

(сечение ППЗ).

• Модель УЭС нижней части переходной зоны (МНПЗ), ограниченной снизу водонасыщенной частью залежи с УЭС ро и сверху вмещающей глинистой породой низкого сопротивления рвм г.», (сечение НПЗ) ^

• Модель УЭС верхней части переходной зоны (МВПЗ), ограниченной снизу глинистой породой низкого сопротивления Рвм н и сверху предельно нефтенасыщенным песчаником (сечение ВПЗ).

Рис. 2 Мооели сопрслтения в переходной эоие

Модели характеризуется рядом параметров: градиент сопротивления С. Ом; толщина ЬПз; УЭС подстилающих зону водоносных песчаников р<>; УЭС вмещающих пород рвмн (нижних) и рвм в (верхних); величины отношений рзп/рс и П/с1 зоны проникновения (ЗП). Наблюдается ряд диапазонов значений данных параметров, типичный для реальных условий вскрытия нефтяных пластов в основных нефтегазоносных регионах Западной Сибири и Волго-Урала: С=0,8 - 8 Ом; Ьпз до 20 м; ро = 0,5 - 4 Омм; рвм = 2-8 Омм.

Для перечисленных моделей УЭС и указанных значений параметров была разработана теоретическая (интерпретационная) база значений КС рк из- В нее вошли зонды

БКЗ (градиент-зонды A0.4M0.1N, A1M0.1N, A2M0.5N, A4M0.5N, A8M0.5N и потенциал-зонд N6M0.5A), индукционного каротажа (АИК-5, 6Ф1) и ВИКИЗ. В базе содержатся данные «базовых» кривых КС p"Kja, соответствующие модели МПГО с толщиной Ьпз=15м (максимальная в базе) и не искаженные влиянием ЗП, а также «производные» кривые КС рк пз, соответствующие моделям разных типов с Ьпз Si 5 и (или) осложненные наличием ЗП.

Поточечное определение удельного сопротивления рга в интервале ПЗ требует решения следующих задач в каждой точке ПЗ.

• Исключение влияния на замеры КС толщины ПЗ hn) при модели МППЗ переходной зоны или вскрытой толщины при модели МНПЗ.

• Учет влияния зоны проникновений в интервале ПЗ. Таким образом, кривая КС преобразуется в «базовую» кривую ПЗ р"т, свободную от влияния значений толщины h„ и h*3 и параметров р3„/рси D/d зоны проникновения.

• Преобразование базовой кривой КС в кривую УЭС ПЗ р„ с учетом градиента удельного сопротивления С, Ом в ней и УЭС окружающих ее пород ро снизу зоны (или рм н в случае модели МВПЗ) нрп, сверху.

Описанные преобразования делаются с помощью поправочных коэффициентов К„, Кзш и Кш, путем умножения на них значений кажущегося сопротивления в каждой i-той точке, расположенной на расстоянии (высоте) z,n, от нижней границы переходной зоны. Высота ^пл ZHr " ГДС Zht и z, глубины соответственно нижней границы зоны и i-той точки на каротажной диаграмме. Коэффициенты непостоянны в интервале ПЗ, их величина для одной и той же кривой КС зависит от высоты zn3]. Указанные коэффициенты включены в разработанную теоретическую базу.

Анализ сравнения базовых кривых с кривыми КС в отношении влияния толщины переходной зоны hra на последние показывает, что оно наименьшее для зонда ИК. Более всего заметно влияние на градиент-зонд A4M0,5N, чему способствует также зона экранирования в кровле ПЗ. Толщина вскрытия hm =6 м является предельно малой для изучения интервала ПЗ градиент-зондом A4M0,5N. Для потенциал-зонда N6M0,5N влияние незначительно при небольшой зоне проникновения. При увеличении hro расхождение между значениями в каждой точке кривых КС ркМ и базовыми р'^ уменьшается. На основе значений и р»„,, имеющихся в теоретической базе интерпретации были найдены

поправочные коэффициенты Kn = р?„„ / р4Л„.

Зона проникновения фильтрата промывочной жидкости в интервале ПЗ вызывает изменение кривой КС и при большой ее глубине (Т)М > 4) снижает точность определения границ ПЗ, а также оценку УЭС в ее интервале, в том числе и при поточечном ее определении.

Анализ данных КС теоретической базы для зоны проникновения с параметрами Ри/Рс=10 - 20 Омм и 15/6=2 - 8 показывает, что применимость потенциал-зонда и зонда А2М0,5К в качестве основных ограничена условием Е)/<3 2 2, в то время как зонды АИК-5 индукционного каротажа и А4М0^ БКЗ, а также ВИКИЗ могут применяться при Б/с! < 8, но требуют внесения поправки за ЗП. На основе сравнения значений кривых КС в интервале ПЗ с зоной проникновения с базовыми кривыми УЭС в ПЗ р^, свободными от влияния ЗП, были составлены таблицы поправочных коэффициентов К*,., за влияние зоны проникновения в ПЗ. Коэффициент К^,, находится для каждой точки интервала ПЗ исходя из следующего набора параметров: тип зонда, градиент сопротивления С (Ом), Т>!й, Рм/ре, высота гт, данной точки над нижней границей переходной зоны т^. Поточечное приведение значений кривой КС р^, к базовым делается по формуле р"^ = Км,, •

Р.л,-

Если значение параметров зоны проникновения Т)!А и рзп/рс априори неизвестно, разработанная методика предусматривает возможность их оценки "исходя из вида и взаимного расположения кривых КС основного зонда (ИК или градиент-зонд А4М0,5>Г) и вспомогательного традиент-зонда Л0,4М0,Ш или потенциал-зонд ШМ0,5Ы (при глубокой ЗП) на планшете. Влияние ЗП сказывается на средних значениях кажущегося градиента сопротивления С„ (Ом) кривых КС перечисленных зондов, а также на относительном существенном значении КС вспомогательного зонда С3*= С3/рс в интервале ПЗ. Соответствующие граничные значения для Ск и СЗ* используются для определения параметров зоны проникновения и рзп/рс.

Значение УЭС промывочной жидкости рс в скважине также оказывает влияние на данные КС. Для зондов ИК оно учитывается на этапе преобразования кажущейся проводимости сгш в КС рк,пэ,ик в интервале ПЗ. Для зондов А4М0,5К и А2М0,5К на ЭВМ были рассчитаны КС для модели МТТПЗ при значениях рс=0.5 и 2 Омм, сравнение которых с величинами КС этих же зондов при рс=1 Омм позволило установить поправочные коэффициенты Кс для исправления базовой кривой р6кп за влияние рс.

Определение графика (кривой) УЭС переходной зоны рт производится поточечно путем умножения значений нормализованной базовой кривой р"пя на коэффициенты Кп,.|.

По данным теоретической базы КС переходных зон нефтяных пластов были составлены таблицы коэффициентов Кга1„ определяемые набором параметров: тип зонда, градиент сопротивления С (Ом), УЭС водонасьпценной части залежи ро (Омм), высота гт, данной точки над нижней границей переходной зоны г«г. Установлено, что поправочные коэффициенты К,п изменяются в интервале ПЗ плавно и в небольших пределах, что упрощает их применение без существенных ошибок, связанных с неточностью их привязки по высоте глз, в ПЗ.

Третья глава посвящена рассмотрению основных задач геолого-геофизической интерпретации данных (первичных и обработанных) в ПЗ нефтяных пластов по данным ЭК и ЭМК. Таковыми являются: 1 Определение глубин водо-нефтяных контактов; 2) оценка существенных значений УЭС СЗпз для определения подсчетных значений нефтенасышениости ПЗ нефтяного пласта Кн из с подвижной нефтью ПЗ.Н или ее подзон НВ и ОН раздельно; 3)оценка эффективности разных зондов для определения УЭС ПЗ.

Первые рекомендации по определению глубины водо-нефтяного контакта гвнк в ПЗ нефтяных пластов были сделаны в работе Н. Н. Сохранена (1960). Результаты этих исследований были приняты и включены в учебники по ГИС (Комаров С. Г., 1973), руководящие документы по интерпретации ГИС. В настоящее время отбивают два контакта ВНК1 и ВНК2. Для отбивки определяют глубины гВцк1 и гвноа, используя график зависимости УЭС рт1 от глубины в ПЗ. При этом выделяются 2 нефтеотдающие части (подзоны) ПЗ: 1) с двухфазной подвижностью нефти и воды между ВНК1 и ВНК2 (НВ); 2) с однофазной подвижностью (притоком) нефти (ОН) выше ВНК1.

Однако до сих пор стоит вопрос о целесообразности определения подсчетных параметров нефтенасыщения раздельно по указанным подзонам. Раздельный подсчет запасов нефти может быть целесообразным при больших ПЗ нефтяных залежей, когда объем Унв подзоны НВ приближается к половине общего объема У3 залежи. Это пологие (а<1°) нефтяные пласты большой толщины (Ь„ > 6 м) при небольших градиентах сопротивления С. В связи с тем, что верхняя граница 2ВГ подзоны ОН не выделяется, подзону ОН можно объединить с предельно нефтенасыщенной частью пласта (залежи) Автором разработано программное обеспечение для выделения подзон ОН и НВ и раздельного подсчета средневзвешенного УЭС в этих подзонах рт,т и рт,0н, а также средних параметров насыщенности для этих подзон Р„,,„= рщв^ро и Ри,ои= Рт,<иУро, которые могут использоваться для определения подсчетных коэффициентов нефтенасыщенности К„1ПОД в переходной зоне для подсчета запасов нефти объемным способом.

Оценка эффективности зондов ЭК и ЭМК для определения УЭС ПЗ делалась на разработанной теоретической базе КС для ПЗ в пределах ее применимости- толщина

интервала ПЗ 6 - 15 м; градиент С УЭС от I до 5 Ом; р0 от 1 до 4 Омм; параметры зоны проникновения Ш! = 1, 2, 4 и 8 при Р„/Рс = 10 и 20. Оценка произведена по следующим критериям: надежность выделения ПЗ и точность определения ее границ; минимальная толщина интервала ПЗ, при которой задача решается; степень влияния зоны проникновения на результаты; возможность оперативной оценки ПЗ по данным КС конкретного зонда без глубокой их обработки. Сделаны выводы, что при наличии зоны проникновения наиболее эффективным является комплекс зондов на основе зонда ИК (АИК-5, 6Ф1 и др.), для учета ЗП дополняемый малым градиент-зондом БКЗ. При отсутствии данных ИК можно использовать градиент-зонд А4М0.5Ы При небольшом влиянии ЗП (Т)/<1<2) в качестве основных можно применить зонды стандартного каротажа: потенциал-зонд ТС6М0,5А и градиент-зонд А2М0.5Ы, которые удобны для оперативной оценки ПЗ.

В четвертой главе рассмотрена функционально - технологическая схема определения УЭС в переходной зоне, состоящая из нескольких этапов.

На первом этапе производится выделение песчаных коллекторов в разрезе скважины с помощью программы литологического расчленения разреза (ЛРС). Данный алгоритм, описанный Сохрановым Н. Н. и Аксельродом С. М. (1984), обеспечивает надежное выделение пластов коллекторов и гибкость при настройке в различных геолого-геофизических условиях конкретных нефтяных месторождений. Алгоритм основан на поточечном анализе комплекса измеренных в скважине и преобразованных геофизических параметров (ГФП) с помощью литологической матрицы (МЛ). МЛ содержит набор диапазонов значений ГФП, соответств\ющих заданному перечню определяемых литотипов (пород). Соседние точки, отнесенные с помощью МЛ к одному литотипу, объединяются в пласты. Алгоритм был усовершенствован автором и лег в основу программы ЛРС, которая была широко опробована на тестовых и фактических скважинных данных Западной Сибири (Оленье №340, Лугинецкая №760 и др.) и Волго-Урала (Туймазинская №468 и др.).

Автором был наработан набор «базовых» и «пользовательских» МЛ. Базовые матрицы составляются исходя из геолого-геофизических условий нефтяных регионов. Модифицируя их, получают «пользовательские» матрицы, в которых диапазоны ГФП для литотипов значительно уже и более соответствуют конкретным условиям месторождения или площади. В работе приведен пример базовой МЛ для терригенных разрезов, в которой содержится набор диапазонов 11 ГФП, соответствующий определяемым литотипам: песчаник, глинистый песчаник, глина, аргиллит, известняк и др. В качестве ГФП использованы либо результаты измерений (КС. НГК и др."), либо., в большинстве случаев, их преобразованные значения. Например, вместо ПС и ГК применяется двойные разностные параметры ДПС и ДГК, а данные каверномера и микрокаротажа нормируется

соответственно по величине номинального диаметра скважины с1„ и по УЭС промывочной жидкости рс.

На втором этапе устанавливается наличие переходной зоны в достаточно большом (обычно не менее 6 м) пласте однородного песчаника. Критерием является форма кривой КС. Интервал, в котором градиент КС С, меняется незначительно (не более 15 - 20%) считается частью найденной ПЗ. По значению С» и заданному р0 находится градиент ПЗ С (Ом).

На третьем этапе делается поточечное определение УЭС в ПЗ в точном соответствии с методическими разработками, изложенными во второй главе. Сначала определяется тип модели ПЗ и нижняя граница зоны гиг. Далее к кривой КС последовательно применяются поправки за влияние толщины пласта, зоны проникновения, УЭС промывочной жидкости рс и градиента С.

Четвертый этап - отбивка водонефтяных контактов и разделение ПЗ иа подзоны по степени подвижности флюидов. Возможно сделать это двумя способами: 1) градационным (программа ВОПЗ), с определением глубин гвню и гВню по графику рт, используя граничные значения параметров нефтенасьпцения Р]|и Р"; 2) программой ЛРС с применением специальной матрицы МЛТ.ПЗ.

Применение программы ЛРС основано на том, что задача разделения ПЗ на подзоны ОВ, НВ и ОН аналогична задаче выделения литотипов в разрезе скважины. Выделение подзон в ПЗ с помощью МЛТ.ПЗ делается путем анализа данных КС (ИК или градиент-зонда А4М0.5Ы). Границы между подзонами ОН, НВ и ОВ находятся на глубинах гвнк\ и 2внга- В качестве граничных значений КС в матрице, позволяющих разделить ПЗ на подзоны, приближенно можно взять соответствующие граничные значения с базовой кривой КС имеющейся теоретической базы, которые отвечают заданным значениям параметров нефтенасьпцения Р," и Р". Отметим, что указанные граничные значения существенно зависят от параметров переходной зоны (градиента С и УЭС ро). Методикой предусмотрена возможность «настройки» базовой матрицы МЛТ.ПЗ под конкретный набор значений параметров исследуемой перехоной зоны с целью последующего расчленения разреза и выделения в нем переходной зоны с подзонами ОН, НВ и ОВ.

На пятом этапе определяются средневзвешанные значения УЭС в ПЗ и ее подзонах по полученному графику сопротивления переходной зоны рт. В подзонах НВ (между гвнк! и гвню) и ОН (выше гвнкО существенные значения р" и р™ могут использоваться для определения подсчетных значений коэффициентов нефтенасыщенности К1/" и К"нн при раздельном подсчете запасов нефти по подзонам. Подсчетный коэффициент для всей

переходной зоны К" можно вычислять как средневзвешенное значение по толщинам подзон Ьон и Ьнв по формуле К™ = (К°" • Ьон + К™ • Ьнв) / (Ъон + Ьнв)

Пятая глава посвящена анализу результатов опробования на ЭВМ комплекса алгоритмов и программ геолого-геофизической интерпретации электрического и индукционного каротажа в переходной зоне Использовались тестовые данные и фактические скважинные материалы по переходным зонам

Тестовые данные (28 тестов) составлены на основе кривых КС теоретической базы интерпретации ЭК и ИК и условно разделены на 4 группы группа А - модели типа МППЗ (Ь,в=15 м) без проникновения фильтрата ПЖ, группа А*- модели МППЗ с проникновением фильтрата промывочной жидкости; группа Б - модели МППЗ толщиною меньше базовой (Ьщ <15 м) без зоны проникновения; группа В - модели МППЗ

Результаты обработки на ЭВМ тестовых данных положительные Погрешность определения традиционным способом (программа ВОПЗ) по зондам ИК и А4М0,5К глубин ВНК1 не превышает 0,5 м (в среднем 0,25 м) и глубин ВНК2 - 0,6м (в среднем 0,2 м) Для программы ЛРС с применением матрицы МЛТ ПЗ погрешность определения глубин ВНК1 не превышает 0,8 м при среднем значении 0,25 м и глубин ВНК2 - соответственно 0,8 м и 0,2 м Средняя погрешность определения величин УЭС ПЗ на тестах равна 7% для подзоны ОН (изменяется в пределах от 1 до 19%) и 10% для подзоны НВ (изменяется в пределах от 0 до 23%) соответственно.

Фактические скважинные данные представлены месторождениями Западной Сибири (Лянторское, скв.№1697; Самотлорское, скв.№95; Лугинецкое, скв.№761) и Туймазинским месторождением, скв. №№246, 486, 638 (рис. 3), 738. Результаты работы программ ВОПЗ и ЛРС (МЛТ.ПЗ) оценивались визуально и количественно. Прослеживается соответствие графиков КС и полученных графиков сопротивлений в ПЗ, а также близкая к прямолинейной зависимость в интервале переходной зоны последних. Расхождения между положениями ВНК1 и ВНК2, найденными программами ЛРС и ВОПЗ, не превышают 1 м. Полученные результаты могут рассматриваться как положительные

17

Заключение

В результате выполненных научно-исследовательских работ по разработке методики, алгоритмов и программного обеспечения геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходных зонах нефтяных песчаных пластов, встречаемых в терригенных разрезах Западно-Сибирского (отложения нижнего мела и верхней юры) и Волго-Уральского (отложения нижнего девона) нефтегазовых регионов, решены следующие задачи.

1. Разработан и систематизирован комплекс типовых моделей УЭС переходных зон однородных нефтяных пластов указанных нефтегазовых регионов России.

2. Разработана теоретическая база КС р„ та против переходных зон означенного комплекса. База включает различные модели УЭС переходной зоны, учитывает возможное наличие зоны проникновения в переходную зону (0/(3=2, 4 и 8 при ри/рс=10 и 20) и охватывает реальные диапазоны изменения градиентов сопротивления С (от 1 до 5 Ом), толщин Ьщ = 6, 8, 12 и 15 м, а также величины УЭС водоносной части переходной зоны ро от 1 до 4 Омм.

3. На основе разработанных моделей УЭС перехоных зон нефтяных однородных пластов разработана методика поточечного определения УЭС ПЗ рга1. Получаемый график рга необходим для определения водонефтяных контактов, разделяющих переходные зоны на подзоны НВ (подвижны нефть и вода), ОН (подвижна только нефть) и средних значений УЭС этих подзон (рш,нв, Рга,он) для оценки коэффициентов нефтенасьпценности (Кнв и Кон) при подсчете запасов.

4. Установлены эффективные комплексы зондов для изучения переходных зон нефтяных песчаных пластов: 1) на основе градиент-зонда А4М0,5Ы или зонда ИК (типа АИК-5, 6Ф1 и др.) для разных, в том числе больших (до ОМ=8) зон проникновения; 2) на основе зондов стандартного каротажа (градиент-зонд А2М0,5И или потенциал-зонд В6М0.5А) для переходных зон с неглубокой ЗП (Б/с1<2). Наиболее эффективным признан комплекс на основе ИК (со вспомогательным зондом А0,4М0,Ш или потенциал-зондом В6М0.5А при зоне проникновения с 0/<1>2).

5. Составлено программное обеспечение геолого-геофизической интерпретации данных ЭК и ИК в ПЗ нефтяных пластов, реализующее следующие алгоритмы (задачи).

• Выделение песчаных коллекторов в терригенном разрезе программой ЛРС на основе усовершенствованного автором алгоритма литологического расчленения разреза с помощью литологических матриц.

• Выделение (оценка наличия) перехоной зоны в песчанике и определение ее границ

• Поточечное определение УЭС переходной зоны рт.

• Отбивка водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2, являющихся границами подзон переходной зоны и оценка существенных значений УЭС рнв и ром этих подзон для подсчета запасов. Для этого разработаны два алгоритма: 1) традиционный, с использованием графика УЭС ПЗ; 2) авторский, на базе программы ЛРС со специальными матрицами МЛТ.ПЗ по данным ИК или градиент-зонда Л4М0.5К

6. Проведено опробование означенного программного обеспечения представленными материалами двух видов: 1) тестовые, составленные по кривым КС из теоретической базы КС для переходных зон; 2) фактические данные КС, полученные в скважинах месторождений Западно-Сибирского и Волго-Уральского регаонов (Лянторское месторождение, скв.№1697; Туймазинское, скв.№№246, 486, 638, 738, Самотлорское, скв №95; Лугинецкое, скв№761) Результаты обработки тестовых и фактических данных положительны.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1 Определение УЭС в переходной зоне нефтяных пластов. НТВ «Каротажник». Тверь, изд. АИС, 2004, вып. 120 (совместно с Сохрановым Н Н., Котовым П Т., Миколаевским Э. Ю.).

2. Эффективность зондов электрического и электромагнитного каротажа для определения удельною сопротивления и подсчетных параметров нефтенасыщенности в переходной зоне нефтяных пластов. Геофизический вестник, М, ЕАГО, №8, 2004 (совместно с Миколаевским Э. Ю., Сохрановым Н. Н.).

3 Методика и алгоритмы выделения переходной зоны и определения водонефтяных контактов по данным электрического и электромагнитного каротажа. НТВ «Каротажник». Тверь, изд АИС, 2005, №1(128) (совместно с Миколаевским Э. 10., Сохрановым II. II.).

Подписано в печать 2о о2 2006 г с^ , о и » Тираж 400 >м ик»и К«'

1Ч"1акционно-(н иис и»скии ог к. \ Москна. ч I Мик 1\\o-NUik ия

АоебА \

\

11- 49 55

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Архипова, Ирина Юрьевна

Введение.

Глава I. Состояние проблемы геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходной зоне нефтяных пластов и задачи ее развития.

Глава II. Методика поточечного определения УЭС в переходной зоне нефтяных пластов по данным зондов БКЗ и индукционного каротажа.

1. Термины и определения параметров, связанных с переходной зоной.

2. Модели удельного электрического сопротивления переходной зоны.

3. Теоретическая база интерпретации кажущихся сопротивлений для определения удельного сопротивления переходной зоны.

4. Методика поточечного определения УЭС в переходной зоне по данным зондов БКЗ и индукционного каротажа.

4.1. Обоснование и основные принципы.

4.2. Влияние толщины переходной зоны на кривые каэкущегося сопротивления.

4.3. Влияние зоны проникновения на определение УЭС в переходной зоне. 4.4. Построение кривой удельного сопротивления Рпз переходной ^ зоны.

5. Функционально - технологическая схема определения УЭС в переходной зоне.

5.1. Установление наличия переходной зоны.

5.2. Получение базовой кривой КС переходной зоны.

5.3. Определение УЭС переходной зоны.

6. Определение удельного сопротивления в переходных зонах типа МВПЗ.

6.1. Вариант МВПЗ. 1.

6.2. Вариант МВПЗ. 2.

Глава III. Геолого-геофизическая интерпретация данных в переходной зоне.

1. Определение положений водонефтяных контактов.

2. Определение значений удельного электрического сопротивления и параметров нефтенасыщенности в переходной зоне.

3. Эффективность электрического и индукционного каротажа для определения УЭС переходной зоны и рекомендации комплексов зондов для решения этой задачи.

3.1. Глубокая зона проникновения, D/d >2.

3.2. Неглубокая зона проникновения, D/d <2.

Глава IV. Разработка алгоритмов геолого-геофизической интерпретации переходной зоны нефтяных пластов песчаников.

1. Технологическая схема геолого-геофизической интерпретации 2. Выделение песчаных коллекторов в разрезе скважин.

2.1. Расчленение литологического разреза программой JIPC.

2.2. Опробование программы JIPC.

3. Алгоритмы выделения переходной зоны и определения УЭС в ее интервале.

3.1. Выделение переходной зоны

3.2. Поточечное определение УЭС в переходной зоне.

3.3. Отбивка водонефтяных контактов и разделение переходной зоны на подзоны

3.4. Определение УЭС в ПЗ и ее подзонах.

Глава V. Результаты опробования алгоритмов геологоф геофизической интерпретации переходной зоны.

1. Результаты обработки тестовых материалов.

2. Результаты обработки скважинных материалов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Алгоритмическое и методическое обеспечение геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходной зоне нефтяных терригенных пластов"

Актуальность работы.

Крупные месторождения нефти песчано-глинистых разрезов Тюменского, Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов при большой толщине нефтяных пластов и небольшом их наклоне (менее 1 - 1,5°) имеют большие переходные зоны (ПЗ), объем которых достигает 50% и более от всего объема нефтяной залежи. Водонефтяные контакты (ВНК) в этом случае находятся и определяются в интервале переходной зоны. Следовательно, оценка эффективных толщин переходных зон и коэффициентов нефтенасыщенности зависит от надежности и точности определения параметров ПЗ (глубины границ ПЗ, положения водонефтяных контактов и удельное электрическое сопротивление (УЭС) внутри нее и др.). Указанные задачи можно решить главным образом по данным электрического (ЭК) и индукционного (ИК) каротажа.

В настоящее время известны методики выделения ПЗ, приближенной оценки УЭС в ее интервале, а также оценки положений ВНК с использованием графика УЭС и граничных значений параметров нефтенасыщенности Р* и Р определяемых по результатам петрофизических исследований образцов песчаника из пласта. Однако уровень интерпретации при этом не удовлетворяет современным требованиям. Из-за недостаточной интерпретационной теоретической базы определение УЭС в разных по глубине точках ПЗ производится приближенно без учета типа модели УЭС в конкретном пересечении переходной зоны скважиной. Не установлены наиболее эффективные зонды БКЗ и индукционного каротажа для выполнения этой задачи. Из-за отсутствия математического обеспечения обработка материалов ЭК и ИК в ПЗ производится вручную, что существенно снижает ее эффективность как на стадии оперативной интерпретации, так и при подсчете запасов.

Таким образом, необходимо существенное развитие методики и технологии обработки и интерпретации (в том числе на ЭВМ) данных зондов БКЗ и ИК в переходной зоне нефтяных скважин.

Цель работы: повышение эффективности геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в интервале пересечения скважиной переходных зон нефтяных пластов.

Основные задачи работы:

1. Обобщение геолого-геофизических параметров ПЗ нефтяных залежей основных нефтегазовых регионов страны и определение их средних характерных значений для расширения теоретической базы, достаточной для решения геолого-геофизических задач по данным зондов ЭК и ИК.

2. Разработка методики поточечного определения УЭС в переходной зоне однородных нефтяных песчано-глинистых коллекторов по данным ЭК и ИК на основе расширенной теоретической базы.

3. Определение наиболее эффективных (основных) зондов ЭК и ИК для определения УЭС в переходной зоне нефтяных песчаных пластов.

4. Составление алгоритмов и разработка программного обеспечения геолого-геофизической интерпретации данных ЭК и ИК в пересечении переходной зоны, куда входит определение УЭС, оценка положений ВНК, разделение ПЗ на части (подзоны) по степени подвижности нефти и воды.

5. Оценка эффективности разработанной методики и алгоритмов геолого-геофизической интерпретации данных ЭК и ИК на теоретических материалах и фактических скважинных данных Тюменского и Волго-Уральского регионов.

Методы исследования:

• Анализ и систематизация геолого-геофизической информации.

• Теоретические расчеты кажущихся сопротивлений рК)ПЗ в переходной зоне для различных моделей УЭС в пересечениях нефтяных пластов скважиной и анализ их результатов.

• Разработка алгоритмов обработки и геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа и опробование их на теоретических и фактических скважинных материалах.

Научная новизна.

1. Для однородных нефтяных пластов с большими переходными зонами неокомских отложений Тюменского нефтегазоносного региона и девонских песчаноглинистых отложений Волго-Уральского региона составлен набор моделей УЭС переходной зоны (УЭС.ПЗ) в различных по горизонтам пересечениях нефтяной залежи. С их учетом расширена существующая теоретическая база интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в ПЗ нефтяных пластов путем расчета на ЭВМ кажущихся сопротивлений рК;ПЗ для зондов БКЗ и зондов АИК-5, 6Ф1 РЖ. Расчеты проводились Ю. JI. Шейным в НПЦ «Тверьгеофизика.

2. Проведена разработка методики поточечного определения УЭС pn3,i разных точках переходной зоны, основанная на исправлении значений кажущихся сопротивлений рк,Пз,1 в этих точках с помощью уравнения рп3;, = PK,ri3,i • Кт,1 • K3n,i • KC;j • К п3;;. Коэффициенты учитывают влияние на результаты измерения Рк,ПЗ(1 ограниченной толщины переходной зоны (Кт О, зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (Кзп,0, УЭС промывочной жидкости (Ксд) и изменения pn3;j в ее интервале (Kn3;i). Поправочные коэффициенты рассчитаны по материалам упомянутой выше расширенной теоретической базы.

3. Сделана оценка эффективности зондов БКЗ, ИК и ВИКИЗ для определения УЭС в ПЗ нефтяных пластов, по результатам которой предложен ряд оптимальных комплексов зондов для решения этой задачи:

• зонд индукционного каротажа (ИК) как основной и градиент-зонд

A0,4M0,1N для оценки влияния зоны проникновения;

• зонд Г1,4И или Г2И ВИКИЗ (основной) и градиент-зонд A0,4M0,1N;

• градиент-зонд A4M0,5N (основной) и градиент-зонд A0,4M0,1N;

• градиент-зонд A4M0,5N (основной) и потенциал-зонд N6M0,5 А.

В качестве основного можно применить потенциал-зонд N6M0,5 А или градиент-зонд A2M0,5N при небольшой зоне проникновения.

4. Впервые разработаны алгоритмы и программы для геолого-геофизической интерпретации указанных комплексов зондов в больших переходных зонах, обеспечивающие выделение ПЗ, вычисление внутри нее УЭС, нахождение положений водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2, разделение переходной зоны на подзоны и определение средневзвешенных значений УЭС раздельно для подзон и для всей зоны, которые необходимы для оценки коэффициентов нефтенасыщенности при подсчете запасов.

Практическая ценность работы.

1. Разработано математическое и программное обеспечение геолого-геофизической обработки и интерпретации материалов ЭК и ИК в переходной зоне однородных песчаных нефтяных пластов толщиною более 5 метров, которое может быть применено в условиях Западно-Сибирского и Волго-Уральского нефтегазовых регионов, в том числе для переходной зоны газовых месторождений в окрестности газоводяных контактов (ГВК).

2. Данное обеспечение позволяет установить фактическое положение ВНК в разрезе скважины вместо определения его положения путем интерполяции между пластами, лежащими выше (нефтенасыщенные) и ниже (водонасыщенные) его фактического положения, как это делается в известных методиках. Возможно определять оба положения водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2 согласно регламентирующему документу «Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов», утвержденного ГКЗ СССР, Мингео СССР, Министерством нефтяной и газовой промышленности.

3. Программное обеспечение было встроено в комплексную систему интерпретации «Пласт-Скважина-Месторождение», разрабатываемую и используемую в ООО «Геофизическое партнерство», и было применено при обработке данных ряда скважин Западной Сибири и Волго-Урала.

Защищаемые научные положения и результаты.

1. Более точное определение положений ВНК в переходной зоне нефтяных пластов может быть достигнуто при поточечном определении УЭС в ее интервале.

Для реализации этого положения разработаны методика, алгоритмы и программное обеспечение поточечного определения УЭС в переходной зоне по данным зондов БКЗ и индукционного каротажа.

2. При поточечном определении УЭС в интервале переходной зоны необходимо учитывать влияние на КС ограниченной толщины переходной зоны, зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, УЭС промывочной жидкости и градиента сопротивления в интервале переходной зоны. Для решения этой задачи использованы материалы разработанной теоретической базы интерпретации данных КС индукционного каротажа и зондов БКЗ в переходных зонах, содержащие таблицы соответствующих поправочных коэффициентов.

3. Для выделения переходной зоны нефтяного пласта в разрезах скважин и определения УЭС в ее интервале наиболее эффективен зонд индукционного каротажа при толщине переходной зоны более 5 м в комплексе с градиент-зондом A0,4M0,1N или потенциал-зондом N6M0,5A БКЗ. Вместо зонда индукционного каротажа можно брать градиент-зонд I

A4M0,5N при толщине переходной зоны более 7 м. В случае неглубокой зоны проникновения целесообразно применять потенциал-зонд N6M0,5A.

Апробация работы, публикации.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований доложены:

1) на НТС ООО «Геофизическое партнерство», Москва, 2005 г.;

2) на НТС лаборатории геолого-геофизического прогнозирования нефтегазоносности ГФУП ВНИИГеофизика, 2005 г.

3) на НТС ЗАО концерн «Надра» и ЗАО «Укрнефтегеофизика», Киев, 2005 г.

Результаты НИР по темам изучения переходных зон залежей нефти по данным электрического и индукционного каротажа прошли экспертизы ЕАГО.

Основное содержание опубликовано в трех печатных работах. Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 160 страниц машинописного текста, в том числе 37 рисунков, 31 таблицу, библиографию из 34 наименований.

Диссертация базируется на результатах, выполненных автором лично или при его непосредственном участии под научным руководством д.т.н. Сохранова Н. Н., которому автор выражает свою глубокую благодарность. Исходным материалом послужили фактические данные ЭК и ИК и результаты расчетов на ЭВМ, выполненные сотрудником НПЦ «Тверьгеофизика» Шейным Ю. JL по нашим заданиям, которому автор признателен, а также опубликованные фондовые материалы.

Автор благодарен за научные консультации, помощь в исследовании и обсуждении результатов к. т. н. Миколаевскому Э. Ю., к. т. н. Котову П. Т., к. г.-м. н. Каменеву С. П., Шестакову В. И., Грачевой Т. Г., Тимашевой Е. К., Мухаремовой Т. А. и др., а также всем разработчикам комплекса программного обеспечения, в который встраивались программы автора, в том числе к.ф.-м.н. Ананьеву И. В., к.ф.-м.н. Архиповой Е. Ю., Беляевой А. Б., Борисоник О. В., Боброву А. В., Десятову Р. Е., Рябенко И. В.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Архипова, Ирина Юрьевна

Выводы.

1. Проведено опробование алгоритмов и программ геолого-геофизической интерпретации данных индукционного и электрического каротажей в переходных зонах нефтяных песчаных коллекторов толщиною hm более 6 м. Опробование выполнено на материалах теоретических тестов и каротажа 7 скважин Волго-Уральского и Западно-Сибирского регионов.

2. Результаты опробования положительны.

• Вероятные ошибки обработки тестов переходных зон типа Mill 13 и МНПЗ комплексами зондов, составленных на основе как зонда индукционного каротажа, так и градиент-зонда A4M0,5N, не превышают допустимых значений 10-15%.

• Результаты обработки скважинных материалов укладываются в рамки поставленных перед опробованием условий (38), (39) и (40).

3. Оба варианта отбивки водо-нефтяных контактов в переходной зоне (программы ВОПЗ и JIPC с матрицей МЛТ.ПЗ) одинаково эффективны, если D/d<4).

Заключение

В результате выполненных в диссертации научно-исследовательских работ разработана методика, алгоритмы и программное обеспечение геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходных зонах нефтяных песчаных пластов, встречаемых в терригенных разрезах Западно-Сибирского (отложения нижнего мела и верхней юры) и Волго-Уральского (отложения нижнего девона) нефтегазовых регионов.

При разработке методики геолого-геофизической интерпретации решены следующие задачи.

1. Систематизированы модели УЭС переходных зон однородных нефтяных пластов и разработан комплекс типовых моделей УЭС переходных зон для месторождений указанных нефтегазовых регионов России.

2. Разработана теоретическая база кажущихся сопротивлений рк пз против переходных зон нефтяных песчаных пластов указанных нефтегазовых регионов. Эта работа выполнена с учетом разработанных моделей УЭС переходной зоны, наличия зоны проникновения в них (D/d=2, 4 и 8 при рзп/рс=10 и 20) и охватывает реальные диапазоны изменения их градиентов сопротивления С (от 1 до 5 Ом), толщин hro = 6, 8, 12 и 15 м, а также величины УЭС водоносной части переходной зоны ро от 1 до 4 Омм.

3. На основе разработанных моделей УЭС переходной зоны нефтяных однородных пластов разработана методика поточечного определения удельных электрических сопротивлений pn3j, составляющих график УЭС переходной зоны. Данный график необходим для определения водонефтяных контактов, разделяющих ПЗ на подзоны НВ (подвижны нефть и вода), ОН (подвижна только нефть) и средних значений УЭС этих подзон (рпз,нв> Рпз,он) для оценки значений коэффициентов нефтенасыщенности (Кцв и Кон) при подсчете запасов.

4. Установлены эффективные комплексы зондов для изучения переходных зон нефтяных песчаных пластов:

• на основе градиент-зонда A4M0,5N или зонда индукционного каротажа (типа АИК-5, 6Ф1 и др.) для разных, в том числе больших (до D/d=8) зон проникновения;

• на основе зондов стандартного каротажа (градиент-зонд A2M0,5N или потенциал-зонд N6M0,5A) для переходных зон с неглубокой (D/d<2) зоной проникновения.

Наиболее эффективным является комплекс на основе индукционного каротажа (основной зонд ИК, вспомогательный A0,4M0,1N или потенциал-зонд N 6М0,5А).

5. Составлено программное обеспечение геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходных зонах нефтяных пластов, реализующее следующие алгоритмы (задачи).

• Выделение песчаных коллекторов в терригенном разрезе программой JIPC на основе усовершенствованного автором алгоритма литологического расчленения разреза с помощью литологических матриц.

• Выделение переходной зоны (оценка ее наличия) в песчанике и определение ее границ.

• Поточечное определение УЭС переходной зоны pn3i.

• Отбивка водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2, являющихся границами подзон переходной зоны и оценка существенных значений удельного сопротивления рНв и рон этих подзон для подсчета запасов. Для выделения пластов песчаника в разрезе скважины использован усовершенствованный автором алгоритм литологического расчленения на основе литологических матриц. Для решения других задач использованы алгоритмы и программы автора.

Для отбивки ВНК1 и ВНК2 применены два алгоритма:

• традиционный, с использованием графика УЭС переходной зоны;

• авторский, основанный на базе программы ЛРС с использованием специальных литологических матриц МЛТ.ПЗ. (глава IV, раздел 3.3.2). 6. Проведено опробование программного обеспечения геологогеофизической интерпретации переходных зон нефтяных пластов представленными материалами двух видов:

• тестовые, составленные по кривым КС из теоретической базы КС для переходных зон (глава V, раздел 1);

• фактические данные КС, полученные в скважинах месторождений Западно-Сибирского и Вол го-Уральского регионов (Лянторское месторожд., скв.№1697; Туймазинское, скв.№№246, 486, 638, 738; Самотлорское, скв.№95, Лугинецкое, скв.№761);

Результаты обработки на ЭВМ тестовых данных положительные:

• погрешность определения глубин ВНК1 по зондам ИК и A4M0,5N не превышает 0,5 м при среднем значении 0,25 м и глубин ВНК2 -соответственно 0,6 м и 0,2 м для программы ВОПЗ;

• аналогично погрешность определения глубин ВНК1 не превышает 0,8 м при среднем значении 0,25 м и глубин ВНК2 - соответственно 0,8 м и 0,2 м для программы ЛРС с применением матрицы МЛТ.ПЗ;

• средняя погрешность определения величин УЭС на тестах равна 7% для подзоны ОН (находится в пределах от 1 до 19%) и 10% для подзоны НВ (находится в пределах от 0 до 23%) соответственно.

Результаты обработки фактических данных также можно считать положительными.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Архипова, Ирина Юрьевна, Москва

1. Архипова И. Ю., Миколаевский Э. Ю., Сохранов Н. Н. Методика и алгоритмы выделения переходной зоны и определения водонефтяных контактов по данным электрического и электромагнитного каротажа. НТВ «Каротажник». Тверь, изд. АИС, 2005, №1 (128) .

2. Басин Я. Н., Бикбулатов Б. М., Прохорова JI. Г. О характере изменения нефтегазонасыщенности коллекторов на Усть-Балыкском месторождении. Геология нефти и газа. №2, 1971.

3. Венделыптейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения подсчетных параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

4. Венделыптейн Б. Ю. Геофизические критерии продуктивного нефтеносного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости. Труды МИНХ и ГП, вып. 144, М., 1979.

5. Геофизические исследования и работы в скважинах. Каротаж. Термины, определения, буквенные обозначения. СТ ЕАГО-046-01. Москва, 1998.

6. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под редакцией В. М. Запорожца. М., Недра, 1983.

7. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа. Вендельштейн Б. Ю., Золотова Г. М., Царева Н. Е. и др. М., Недра, 1985, с. 246.

8. Евко Н. Д. Особенности изучения полимиктовых коллекторов геолого-геофизическим методом. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата наук. М., 1973.

9. Комаров С. Г. Геофизические методы исследования скважин (второе издание). М., Недра, 1973.

10. Кухаренко Н. К. Оценка удельного сопротивления пласта в переходной зоне. Разведочная и прикладная геофизика, вып. 15, 1956.

11. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953.

12. Мелик-Пашаев В. С. О так называемой переходной зоне при определении водо-нефтяного контакта. Геология нефти и газа, №2, 1959.

13. Методические рекомендации по определению электрических параметров градиентных пластов по данным БКЗ, БК, ИК. Максимов С. Н., Чаадаев Е. В. Тверь, НПГП «Гере», 1993.

14. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», Москва-Тверь, 2003.

15. Оноприенко В. П., Султанов С. А. Зависимость размера переходной зоны нефть-вода от параметров пласта и характера его разработки. Нефтяное хозяйство, №2, 1957.

16. Парк Джонс. Механика нефтяного пласта. Гостопиздат, 1947.

17. Пасечник Н. П., Рудяк Б. В., Снежко О. М., Шеин Ю. JI. Поточечная экспресс-процедура оценки электрических параметров разреза по данным многозондовых комплексов индукционного каротажа. НТВ «Каротажник», Тверь, НПГП «Гере», 1998, вып. 45.

18. Петерсилье В. И., Белов Ю. Н. и др. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления. ВНИГНИ, вып. 242, 1976.

19. Ручкин В. А., Фоменко В. Г., Петерсилье В. И. и др. Определение параметров пластов с большими переходными зонами по данным ГИС. ОИ Разведочная геофизика, 1986.

20. Сохранов Н. Н., Басин Я. Н., Новиков В. М. Определение положений водонефтяных и газонефтяных контактов по данным ГИС. Разведочная геофизика (обзорная информация). М., ВИЭМС, 1986.

21. Сохранов Н. Н. Изучение переходной зоны нефтяных пластов по данным электрического каротажа (диссертация). ВНИИГеофизика, 1960.

22. Сохранов Н. Н., Аксельрод С. М. Обработка и интерпретация с помощью ЭВМ результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1984.

23. Сохранов Н. Н. Разработка методики и алгоритмов выделения переходной зоны по данным электрического каротажа и определение подсчетных параметров нефтенасыщения в ней. Отчет о НИР. М., ЕАГО, 2001.

24. Сохранов Н. Н., Котов П. Т., Миколаевский Э. Ю. Геолого-геофизические характеристики переходных зон нефтяных пластов по данным электрического и электромагнитного каротажа. НТВ «Каротажник», Тверь, изд. АИС, 2003, №110.

25. Сохранов Н. Н. Количественная интерпретация данных электрического каротажа в переходной зоне. Прикладная геофизика, М., Гостоптехиздат, 1960, вып. 27.

26. Сохранов Н. Н., Архипова И. Ю., Котов П. Т., Миколаевский Э. Ю. Определение УЭС в переходной зоне нефтяных пластов. НТВ «Каротажник». Тверь, изд. АИС, 2004, вып. 120.

27. Фоменко В. Г. Определение по данным ГИС подсчетных параметров и прогнозирование продуктивности коллекторов переходной зоны. Автореферат докторской диссертации, 1993.

28. Хаматдинов Р. Т., Велижанин В. А., Черменский В. Г. С/О-каротаж — перспективная основа современного геофизического мониторинга нефтяных месторождений. НТВ «Каротажник». Тверь, изд. АИС, 2004, вып. 125-126.