Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Определение коэффициента вытеснения нефти по данным электрического каротажа при вскрытии нефтегазосодержащих коллекторов на высокоминерализованных промывочных жидкостях

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Определение коэффициента вытеснения нефти по данным электрического каротажа при вскрытии нефтегазосодержащих коллекторов на высокоминерализованных промывочных жидкостях"

Г I «*-

• " МИНИСТЕРСТВО ГЕОЛОШИ СССР

Научно-производственное объединение по геофизическим работам на нефть и газ "Нефтегоофизика"

Всесоюзный научно-исследовательский институт геЬфизических методов разведки (ЕНИИГеофизика)

На правах рукописи

СНЕНКО ОЛЕГ МАЙШЧ УДК 550.832.7.05:622.244.5.082:622.276.2.004.13

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ Н1ШТИ ПО ДАННЫМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА ПШ ВСКШТИИ Щ&ТЕГАЭОСОДЕРЖАЩХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ВЫСОКОШНЕРАЛИЭОВАННЫХ ПРОГ.ШОЧНЫХ ЭДДКОСТЯХ

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и

разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

/'

/\ Москк - 1991

\ А 4

Г ' '

Работа выполнена во Всесоюзном научно-исследовательоком и проектно-конструкторском институте геофизических методов исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин (ВНИППС НПО "Союзпромгеофизика" Министерства геологии СССР

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор Сохранов H.H.

доктор'технических наук, профессор Аксельрод С.М;' кандидат технических наук Кнеллер Л.Е.

производственное геологическое объединение "Гурьевнефтегазгеология"

Защита диооертации ооотоится "29 " UOäS'pJt 1991 г. в /2. часов на заседании Специализированного оовета

Д.071.06.01 во'Всесоюзном научно-исследовательоком институте

/

геофизических методов разведки по адресу: 101000, г.Москва, ул. Чернышевского, 22 ВНИИГеофизика, конференц-зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НПО "Неф-тегеофизика".

Автореферат разослан Р1П¡Я&^Я | 1991 г.

Ученый секретарь Специализированного Совета, кандидат технических наук

Н.П.Чижов

Квыт, используемого для определения коэффициента извлечения, тлеет большое значение при подсчете запасов нефти. Существует целый ряд методик определения Квыт с использованием результатов интерпретации данных электрического каротажа (ЭК), однако ни одна из них не обеспечивает достаточно надежного определения Кщд,. Основной причиной такого положения является недостаточно выоокая точность оценки удельных электрических сопротивлений (УЭС) промытой зоны >РПЗ и незатронутой проникновением чаоти пласта /% .

Наиболее достоверные результаты при определении Квыт могут быть достигнуты при использовании данных ЭК, получаемых в скважинах, заполненных высокоминерализованными промывочными жидкостями (ВПК). Это объясняется малым вкладом глинистого материала в общую проводимость породы и_ несущественны?.? его увеличением при замене пластовой воды в промытой зоне глинистого коллектора на фильтрат ВПЖ в условиях, когда УЗС промывочной жидкости <0,2 См м и А /¿в < 5, где - УЭС пластовой воды. Поэтому Квыт может быть рассчитан уже на этапе оперативной интерпретации. Однако погрешности, определения параметров и ^ нефтэнасыщенных пластов о зоной понижавшего проникновения, образующейся в скважинах с ВПЖ, не . всегда позволяют определять Кшт по данным электрического каротажа.

Поэтому, в настоящее время, основным способом определения коэффициента вытеснения является моделирование процесса вытеснения нефти водой на образцах пород, отобранных из изучаемой залежи. Лабораторные методы определения Кщ^, сложны и трудоемки, по-' этому их массовое применение затруднено. Кроме того, существующая методика работ по отбору керна не всегда позволяет правильно привязывать отобранные образцы к исследуемым пластам. Вое это

цредопределяет необходимость и актуальность широкого использования данных БГО для определения коэффициента вытеснения.

Целью работы является повышение эффективности электрического каротажа для определения коэффициента вытеснения при подсчете запасов нефти.

Основные задачи /исследований:

- выявление параметров, привносящих ооновные погрешности в значение величины Квыт, определяемой по данным ЭК;

- анализ причин, 'онияающах точность определения , >РПЗ ,

и совершенствование методики интерпретации данных БКЗ, БК, Ж, БЛК;

- исследование влияния радиальной неоднородности зоны понижающего проникновения на показания зондов БКЗ, ИК, БК и результаты их интерпретации и 'разработка комплекта палеток, позволяющих учитывать радиальную неоднородность зоны понинающэго проникновения;

- опробование разработанной методики на материалах ШС и внедрение в цроизводотвенных организациях Мингео СССР.

Методы исследования. Работа выполнялась на оонове математического моделирования показаний зондов БКЗ, ИК, БК для различных моделей радиально-неоднородной зоны проникновения, анализа известного палаточного материала и результатов физического моделирования, анализа существующих методик определения Кшт и электрических параметров плаота с последующим опробованием полученных выводов и рекомендаций на материалах ШС.

Научная новизна проведенных исследований оостоит в следуть

цем:

- обоснована радиально-неоднородная модель зоны поникающего проникновения с тремя оптимизированными значениями параметра радиальной неоднородности для определения УЭС пласта;

- разработана методика построения комплексной кривой зондирования методом интерполяции, основанная на использовании явлений Л-эквивалектности и крестов фиктивных скваншн;

- расширены пределы применимости процедуры последовательного введения поправок для зондов ЕК за влияние вмзщавдих пород о учетом вида и глубины зоны проникновения;

- разработаны методики оценки погрешностей определения коэффициента вытеснения, электрических параметров пласта и его радиаль-но-неоднородной зоны понижающего проникновения.

Практическая ценность работы заключается в разработке методики интерпретации данных ЕКЗ, ИК, ЕК, Ж, полученных в скважинах, заполненных ВПЕ, которая обеопечивает повышение точности определения электрических параметров нефтенасыщенннх пластов ( J°n3 , J°n ) и, как следствие, достоверности определения Кшт по .данным ЭК и других методов ГИС.

Внедрение результатов ряботы. Результаты исследований использованы при разработке "Методических рекомендаций по определению электрических параметров пластов в сквакинах с высок<-шнерализован-ной про.'-ивочной етдкостьп" (с комплектом палеток), утвержденных в НПО "СоЕЗпромгеофззика" в 1990 г. и изданных в 1991 г., а также принятых к внедрению в ПГО "Гурьевнефтегазгеология" (получен экономический эффект в 1987-88 гг. 81 тыс. руб.).

Основное загущаемое положение:

методика определения коэффициента вытеснения нефти на основе усовершенствованного способа оценки УЭС промытой зоны и неизмененной части нефтенасыценного пласта позволяет повысить достоверность определения Квыт в сквагинах с BIE.

Апробация и публикация работы. Разработанные методики и палетки опробованы на материалах ГИС Западного Казахстана и Якутии. ■ Основные поло&ення диссертационной работы докладывались на научно-практических конференциях в Г.Калинине (1987 г.), г.Киеве(1990 г.), совещании главных геологов Ассоциации исследователей скваткин в г.Калинине (1990 г.).

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ.

Объем работы и личный вклад автора в разработку защищаемых научных положений.

Диссертация состоит из введения,'4 глав и заключения, собери 101 страницу текста, 18 таблиц, 25 рисунков. Библиография включает 72 наименования. Соискателем лично разработаны методики учета разной степени радиальной электрической неоднородности зоны понижающего проникновения при интерпретации данных ЕКЗ, БК, ИК; постр ения комплексной кривой зондирования (ККЗ) методом интерполяции; введения поправок в показания зондов БК за влияние вмещающих поро, с учетом' вида и глубины зоны проникновения; оценки максимальных погрешностей результатов интерпретации данных ЭК и ИК; оценки сре, неквадратичной погрешности определения Квыт по данным ЭК.

В диссертации изложены результаты исследований,выполненные а: тором в отделе электрического и электромагнитного каротажа ВШГИХ за период 1984-1991 гг. В ходе исследований автор использовал результаты расчетов по программам, разработанным к.ф.-м.н. В.Л.Пап-тюхиным, к.т.н. Ю.Л.Шейным, Л.И.Павловой, которым автор благодаре: за оказанную помощь.

Автор выражает глубокую признательность научному руководитол доктору технических наук, профессору Н.Н.Сохранову за постановку темы диссертации и помощь в процессе работы над диссертацией.

Автор считает своим долгом выразить благодарность заведующем отделом ЭК и ЭМК ВНИГИК, кандидату технических наук Е.В.Чаадаеву за плодотворное сотрудничество при проведении большинства изложен ных в диссертации исследований, сотрудникам ВНИГИК к.г.-м.н. И.П.Бриченко, к.ф.-м.н. Б.В.Рудяку, к.т.н. А.Ь.Малинину, к.г.-м.н А.В.Ручкину, к.г.-м.н. А.В.Синькову, Н.А.Белоусовой за помощь и конструктивное обсуждение. Автор выражает благодарность всему кол леятиву отдела ЭК и ЭМК ВНИГИК за помощь в оформлении диссертации и дружескую поддержку.

СОДЕРШНИЕ РАБОТН

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель исследований и защищаемые положения.

В первой главе рассматривается современное состояние методик определения коэффициента вытеснения нефти и электрических 'параметров пластов (У^у , ) в скважинах, заполненных ВПК, решается задача выявления параметров, привносящих основные погрешности в значение величины Квыт, обосновываются методика Еыбора интерпретационной модели неф'тенасыщенного пласта для определения Кшт, направление работ и формулируются задачи исследований.

Вопросами определения Квыт по данным ГИС и керна занимались С.Дж.Пирс он, Ы.П.Тиксье, В.Н.Дахнов, Б.Ю.Венделылтейн, Р.А.Резва-нов, Н.М.Свихнушин, Л.И.Орлов, А.В.Ручкин, В.А.Кошляк, М.Л.Сургу-чов, Т.А.Султанов, М.М.Злланский и другие исследователи. Установлено, что коэффициент вытеснения нефти водой зависит от проницасмос-ти породы, структуры порового пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющей воды, скорости вытеснения нефти водой. На величину Квыт оказывают влияние также мплекулярно-ппверхностныо и капиллярные силы, действующие в пластах, содержание в порах породы остаточной воды. По данным Ю.В.Коноплева, Г.С.Кузнецова, Е.И.Леонтьева и др. величины КццТ, найденные различными методами для высокопродуктивных пород, составляют в среднем 0,68-0,71. Низкопродуктивные породы характеризуются широким диапазоном изменения Кщ^, (от 0,2 до 0,8) и меньшими средними значениями коэффициента по сравнению с высокопродуктивными.

М.М.Элланским, Ы.Л.Сургучевым предложены связи коэффициента остаточной нефтенасыщенности с коэффициентами пористости, глинистости, проницаемости и т.д. За рубежом для оценки коэффициента остаточной нефтенасыщенности используются зависимости Тиксьэ,

~в-

Пупона, Лоу и др., описывающие его связь с коэффициентом начальной нефтенасыщенности I, либо связанной водонасшценности коллектора. Для использования этих зависимостей необходим значительный объем исследований керна, поэтому на практике чаще всего используется значение Кшт, определенное по корну для осредненной величины проницаемости.

Вышеизложенное предопределяет необходимость широкого использования для этих целей данных ШС, когда предполагается, что процесс вытеснения нефти в зоне проникновения в уоловиях ее формирования аналогичен цроцессу вытеснения нефти водой на нефтяном контакте при активном водонапорном режиме разработки залежи. Наибольшее распространение при определении Квцт по данным обязательного комплекса ГИС получила оледугощая петрофизическая основа, предложенная В.Н.Дахновым: „ „ ±

/сслР^в&.Лл пз \п

Хвыг-/---^-—^аЕ-^Г! , (I)

где ап и п - константы, устанавливаемые с помощью петрофизических

исследований для данного типа коллектора; /7/7 Пп пз ~ паРаМ9ТРы поверхностной проводимости пласта и промытой зоны.

С целью выявления параметров, привносящих основныо погрешности в значение были оценены среднеквадратичные ошибки определения последнего с использованием известной формулы

12>

где Г - функция независимых случайных величин Х^ .

Для Квд.у чистого нефтенасыщенного пласта 'выражение (2) пре-образуэтся к .виду:

г /-Л",

сС 7 ^

С учетом возможных погрешностей определения входящих в выражение параметров и диапазонов их изменения получаем, что оСг , оС^I. Это позволяет существенно упростить данное выранение:

Анализ погрешности определения УЭС смеси фильтрата ВПЕ и пластовой воды в промытой зоне«/^«д, проведенный по вышеописанной схеме, показал, что она относительно невелика. Оценка погрешности определения К ыт глинистых коллекторов для модели о рассеянной глинистостью В.Н.Дахнова показала, что для большинства типичных ситуаций ошибки в определении К^^ за счет этого фактора существенно нэ увеличиваются.

Таким образом, в скважинах, заполненных ВПЖ, основной вклад в величину погрешности определения Квыт по данным ЭК вносят погрешности в определении УЭС промытой зоны, неизмененной части пласта и относительного сопротивления Р. В частности, уменьшение погрешности в определении в два раза сникает погрешность определения Квыт в 1,5 раза.

Для выбора модели электропроводности коллектора автором в работе использован подход, предложенный В.Г.Фоменко, Э.В.Диевой и др., основанный на анализе выборок для конкретного месторождения из пластов с известными характером насыщения и значениями , Кп, У°г3 , А^ ду,, где Квжл - коэффициент критической водонаеы-щенности. При определении КЕЫТ сильно глинистых коллекторов автором рекомендуется использовать и вторую выборку для промытой з-'ш пласта - для значений^, , По результатам

-ю-

анализа пбеих выборок делается вывод о модели коллектора.

Вопросами интерпретации данных электрического каротажа занимались Л.М.Лдытин, В.Н.Дахнов, С.Г.Комаров, А.Е.Кулинкпвич, С.М.Аксельрод, М.Т.Бондаренко, И.П.Бриченко, Н.Н.Зефиров, К.Л.Сан-то, Н.Н.Сохранов, Е.В.Бадаев, В.Т.Чукин и другие исследователи. В настоящее время самыми эффективными палеточными методиками интерпретации данных ЭК язляются изорезистивная и универсальный способ. Однако и они, как указывалось выше, не всегда позволяют определять электрические параметры пластов ограниченной мощности с зоной понижающего проникновения с необходимоГг'для достоверного определения К„„_ точностью. Основными причинами этого являются: не-

х/Ы 1

достаточно полный учет радиальной неоднородности зоны понижающего проникновения посредством одного оптимизированного параметра радиальной неоднородности; трудности при определении по данным БКЗ, ИК,-БК с точностью, превышающей шаг палеток по параметру

>' сложность методик ввода поправок в значения КС зондов НС за ограниченную мощность пласта о учетом влияния зоны проникновения; необходимость учета параметров зоны проникновения при определении ,РП по данным разноглубинных зондов БК; недостаточная эффективность методик оценки качества данных ШК и определения по ним параметра У0^ и т.д.

В связи с этим ниже рассматривается задача повышения точности определения и путем усовершенствования методики комплексной интерпретации данных БКЗ, ИК, ЕК в скважинах о ВПЖ.

Во второй главе разрабатываются методические приемы, позволяющие повысить точность определения УЭС промытой зоны пласта: использование данных ЕЖ и величины коэффициента пористости при определении шифра комплексных палеток БКЗ-ИК-БК по параметру

; выбора шифра палеток БКЗ-ИК-БК и использования явления Л-эквивалентности для построения комплексной кривой зондирования методом интерполяции при поникающем проникновении.

Разработанная методика оценки качества и выявление систематических погрешностей измерений зондами ВЛК основывается на сопоставлении значений КС зонда ВЖ, зарегистрированных против мощных непроницаемых пластов, с их УХ, определенными в результате комплексной интерпретации данных ЕКЗ, ИК, БК, о учетом возможной анизотропии пластов. Способ оценки шифра комплексных палеток ЕКЗ-ИК-БК по параметру /¿°с по данным ЕМК и величине коэффициента пориотости основан на применении радиально-неоднородной модели зоны проникновения (в шифр палеток входит имзнно параметр ^пз /) и использовании значения УЭС смеои флшдов в промытой зоне, полученного для мощных пластов, при оценке /плао-тов малой мощности через относительное сопротивление Р. Для пластов малой мощности вероятные значения , которые предполагается использовать для выбора шифра трехолойных палеток ЕКЗ-ИК-БК,

рассчитываются по формуле: ** >

где Р1 и Р°°- относительные сопротивления /-го пласта малой мощности и мощного нефтенасыщенного плаота.

Разработана методика определения шифра палеток ЕКЗ-ИК-БК по параметрам и при понижающем проникновении, основанная на использовании зависимости данных ЕК-3 и градиент-зонда АО,ЧМО,1А/ от параметров зоны проникновения, представленных в виде номограммы, где - равнпинтегрзльшй по сопротивлении диаметр зоны проникновения, с1 - диаметр оквакины.

Разработана методика построения кривой зондирования методом интерполяции с использованием явлений А-эквивалентности, основанная на том, что форма кривой зондирования для пласта неограниченной мощности с понижающим проникновением может быть описана уравнением для избыточной проводимости Г окважины и зоны проникновения в продольном (вдоль оси скважины) направлении:

Г= (Гс - СГпз - (6)

где ^ , , ^ - соответственно уделыше проводимости промывочной жидкости, промытой зоны и неизмененной части пласта. Для эквивалентных по параметру Г ситуаций, когда параметры Г, ^^фиксированы, геометрически уравнение представляет собой прямую, проходящую через крест.палетки ЕКЗ и описывающую связь между параметрами скважины и с/ . Поэтому условие эквивалентности кривых зондирования можно записать следующим образом:

г= (Гс - (г„з - ГпУ*>% -

= (Гс* - - - «Л,

а кривая зондирования, построенная на палетке о наиболее близкими к фактическим значениям параметрами у^//^, и посред-

ством перемещения креста бланка в поле палетки по линии Г = согг до наилучшего совпадения фактических значений КС с одной из пале-точных кривых, позволяет определить значите /о с погрешностью

V /ТЗ

меньше шага палеток по параметру //эс , где и с/^ - удельная прпводимооть ПЕ и диаметр фиктивной скважины. Показано, что при практической работе кривая зондирования строится методом интерполяции только в ситуациях, когда можно уверенно найти палетку, шифр которой наиболее близок к фактическому, что осуществимо при

8, кроме того это возможно при мощности пласта IIз= 4-6 м.

В третьей главе исследуется влияние радиальной неоднородности зоны поникающего проникновения на показания зондов БКЗ, БК, Ж и результаты их интерпретации, описывается предложенная автором методика определения электрических параметров пластов при понижающем проникновении по данным двух разноглубинных зондов ЕК без учета параметров зоны проникновения и значениях Ю^о/с/ 8, <Рл КЮСЮ; методика, позволившая расширить область примене-

ния процедуры последовательного введения поправок за влияние вмещающих пород для зондов БК; оценены погрешности определения электрических параметров пласта и его радиально-неоднородной зоны поникающего проникновения с использованием разработанных приемов интерпретации.

Для расширения области корректного определения УЭС пласта (когда фактические и палеточные значения КС отличаются не более чем на 10 %) было исследовано влияние радиальной неоднородности зоны проникновения на показания зондов ЭК и ИК. Исследования показали, что использование параметра радиальной неоднородности ^ = 0,25, предложенного И.П.Бриченко, Е.В.Чаадаевым и др., не обеспечивает достаточного уровня учета влияния радиальной неоднородности зоны в случае среднего и глубокого контрастного (/пз /.^<0,25-0,125) понижающего проникновения. Наибольшее влияние радиальной неоднородности зоны проникновения на измеряемые значения КС (до 30-170 %) отмечается для коротких зондов ЕКЗ ( при /./2 « 32), зонда ЕК-Э (аппаратура ЕКС-2) и зондов индукционного каротажа. Анализ расчетных данных показал, что максимальные погрешности в значениях КС зондов ЗК и Ж, обусловленные отличием интерпретируемой ситуации (с Ç - 0 или I) от модельной (с £ = 0,25), уменьшаются вдвое и становятся сравнимыми с ошибкам измерений при значениях параметра tg - 0,1 и 0,6. Поэтогту предложено в ситуациях среднего и глубокого понижающего проникновения (при 'Юр /d s= 6) для интерпретации данных БКЗ, ИК, БК использовать палетки, построенные для параметра = 0,I;0,25 и 0,6.

Анализ зависимости У% '/'¿l^ffâ Що/d, У^з/У-е)

(где /°/Л 7, J0**9 - значения КС зондов БК-7 и БК-9 an. ЕКС-2, исправление за влияние скважины) показал; что при ¿Ûjo/d ^ 8 и = 0,25 как при понижающем, так и при повышающем проникновениях точки с координатами (У% /Ус » У% ' У°с )• соответствующие разным значениям /Jû3/У°с и /с/ и одному

-Ми тому же фиксированному значению / , находятся на одной линии, проходящей через точку, соответствующую двухслойной среде

7 -Р^"9. Это позволило построить палетку для определения пластов с зоной понижающего проникновения в виде зави- . скмости ^ = / (9 1<РС , ), обеспечивающую

относительную ошибку определения «/^ , не превышающую 7 %.

Предложена палетка и методические приемы для оценки качеотва данных зондов БК-7 и ЕК-9 с учетом электрической анизотропии опорных непроницаемых пластов.

Установлены пределы применимости методики последовательного введения поправок за ограниченную мощность пласта в показания зондов ЕК по палеткам, построенным без учета зоны проникновения (например, для зонда БК-7 погрешности, обусловленные недоучетом этого фактора, могут достигать 75 %). Посредством аппроксимации зависимости показаний зондов ЕК в пласте ограниченной мощности от параметров исследуемого плаота и вмещающих пород

при фиксированных значениях Н и были разработаны палет-

ки и методические приемы, позволяющие значительно расширить область корректного введения поправок за влияние вмещающих пород на показания зондов БК в пласте ограниченной мощности с учетом вида и глубины проникновения. . .

Задача оценки погрешностей определения ^и -Р^ решалась методом математического моделирования с использованием комплексных палеток ЬКЗ-ИК-ЕК и палетки для зондов ЕК-7 и ЕК-9. В качестве модельных ситуаций использовались пласты неограниченной мощности, параметры которых («/^ ; Ю/з /с1 ; /) задавались по величине как промежуточные между значениями шифра комплексных палеток со значениями параметра ^ = 0,25 при всех значениях <8р/с1 и = 0,1; 0,6 при ^о/с/^ 5. Для

указанных ситуаций были рассчитаны показания зондов БКЗ, БК-3,. ЕК-7, ЕК-9, Ш1,4 при а1 = 0,2 м и Рс = 0,1 Омм. Затем в полученные результаты были введены 10 %-в погрешности отсчетов. Кроме того, полагалось, что значение ^3 известно с погрешностью + 50 %. Полученные таким образом значения КС были приняты за фактические и проинтерпретированы по вышеуказанным палеткам. Оценка погрего-Н)Отей интерпретации данных БКЗ, ИК, БК при понижающем проникновении с использованием разработанных палеток и приемов Интерпретации показала, что применение палеток с % - 0,1; 0,25 и 0,6 позволяет расширить область корректной интерпретации и при использовании информативного комплекса ЭК уменьшить погрешности определения -Р^ пластов ограниченной мощности до 15-30 %. Применение методики построения кривой зондирования методом интерполяции позволяет снизить погрешность определения в пластах мощностью Н » 4-6 м и Юр/Л >> 6-8 по данным ЕКЗ, ИК, ЕК с 50 % до 15-35 %.

Сопоставление полученных вышеописанным способом результатов с погрешностями, оцененными для тех же ситуаций по методике Б.В.Рудяка и Ю.Л.Шеина, подтвердило их достоверность.

В четвертой главе изложена методика определения коэффициента вытеснения нефти по результатам интерпретации данных ЭК, полученных с использованием вышеизложенных методических приемов интерпретации материалов БКЗ, ИК, ЕК, ЕМК; описаны результаты опробования и внедрения разработанных методик на материалах Западного Казахстана и Якутии.

пт/»

Результаты определения с использованием значений и

хРр , получаемых по усовершенствованной методике интерпретации данных ЭК и ИК, в принципе могут не совпадать с истинными значениями коэффициента вытеснения. Это обусловлено тем, что в процессе эксплуатации нефть будет вытесняться пластовой водой, имеющей несколько иные физические и химические свойства, чем у фильтрата В1Ш

при термобаричеоких условиях, отличающихся от пластовых. Поэтому на всегда еоть уверенность в том, что параметр определяемый по данным ЭК, полноотью соответствует значению УЭС промытой зоны, образующейся в процессе выработки месторождения нефти. Для повышения достоверности получаемых результатов и устранения воз-ножных систематических погрешностей определения К^ необходимо сопоставление его значений с результатами, полученными в стекло-пластиковой колонне, либо с результатами исследований керна, привязанного по глубине. Определенные таким образом поправочные коэффициенты мокно использовать при подсчете запасов нефти. Поэтому предложенная автором методика определения КзЫТ по данным ЗК включает в себя два этапа: сначала по«^,и ■Ргг определяется Кв^, соответствующий условиям зоны проникновения, а затем производится "'привязка" полученных результатов к условиям разработки изучаемого пласта.

Разработанная методика определения коэффициента вытеснения предполагает решение следующих задач:

- определение эффективной мощности, геофизических, фильтрационных и емкостных свойств (ФЕС) пластов, УЭС проводящей смеси флшдов в промытой зоне по данным ШС и относительных погрешностей этих результатов; определение ФЕС пластов по данным анализов керна и УХ пластовой воды по результатам испытаний; построение пеарофизических зависимостей;

- выбор модели электропроводности коллектора;

пт/*

- определение К^^ по данным ЗК и других методов ШС, расчет его средневзвешенного значения К^^ и относительных погрешностей определения ¿К^ и ¿К^;

- выявление возможных системэтичес:гих погрешностей в результатах определения К^ путем сравнения их с результатами нерповых определений и их учета (при необходимости) при расчете истинного

значения Квыг;

- устранение случайных погрешностей значений КБЫТ пооредотвом расчета средневзвешенного значения Kj^.

Опробование разработанных методик проводилось на материалах ШС Западного Казахстана и Якутии в условиях, когда

0,2-0,03 Cte, а г 02-0,07 Ом. Как следствие, проникновение фильтрата ВПК в продуктивные коллекторы, представленные полшгактовыми или кварцевыми песчаникаш, часто носит поникающий характер. Относительная глубина зоны проникновения %)jo/c/ монет достигать 8-16.

Анализ результатов, полученньгх на месторождении Комсомольское Западного Казахстана, показг.п, что применение разработанных автором методик позволило в два раза уменьшить погрешность определения средневзвешенного значения Квыт, причем значение Кщ, трех пластов (А,В,Г) основного юрского горизонта было увеличено, по оравнению с результатам? полученными в ИГО "Цурьевнефтегазгаология", в среднем на 3 %. Полученные расхождения средневзвешенных значений Квыт' определенных по данным ЗК, с керновыми определениями К^ достигают 8 % и, на взгляд автора, объясняются отсутствием привязки результатов определений по корну к конкретным продуктивным пластам, а также невысокой начальной перенасыщенностью пластов (среднее значение К^, = 04 %).

На Среднеботуобннском месторождении Якутии средневзвешенное значение коэффициента вытеснения, определенное с использованием результатов комплексной интерпретации данных БКЗ, ИК, Е<, оказалось равным 6С что ниже значения Кшт, полученного по керну, на Z %. При оценке погрешностей определения KBj^ были использованы погрешности определения уэ , рассчитанные по методике и программе Г.В.Рудяка и Ю. Л. Шеи на. В результате значения S" для изучаемых пластов оказались равнымп35-45 %. После этого для полученного

-/в'

~ эк

средневзвешенного значения была рассчитана случайная состав-

ляющая относительной погрешности которая оказалась равной

20 %.

В целом опробование разработанной автором методики показало, что ее применение на практике позволяет повысить достоверность определения Кшт по данным электрического каротажа в сквакинах с выоокоминерализованными ГСК при условии использования для этой цели параметров ^и , определенных с применением усовершенствованной методики комплексной интерцретации данных ЕКЗ, ИК, БК, ЕЖ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В итоге выполнения настоящей работы на основе математического моделирования показаний зондов БКЗ, ИК, ЕК для различных моделей радиально-неоднородной зоны поникающего проникновения, анализа известного палеточного материала и результатов физического моделирования, анализа существующих методик определения 1^вцт и электрических параметров пласта получены следующие результаты:

1. Показано, что основные погрешности при определении Квыт по данным ЭК в скважинах с ВПЖ привносятся параметрами , и Р.

2. Разработана методика интерпретации данных ЕКЗ, ИК, БК, ЕЖ, полученных в сквакинах с В ГШ, включающая следующие усовершенствованные методические приемы и палетки:

- комплект палеток ЕКЗ-Ж-ЕК построенный для трех значений параметра у = 0,1; 0,25 и 0,6, позволяющий повысить достоверность определения УЭС пласта и промытой зоны за счет'учета разной степени радиальной неоднородности зоны понижающего проникновения;

- приемы выявления и учета систематических погрешностей измерений зондом ЕМК и использования величины пористости пласта при интерпретации данных ЭК, позволяющие повысить достоверность оценки

шифра палеток ЕКЗ-11К-БК по параметру /\РС ;

- номограмма для определения шифра палеток ЕКЗ-ИК-БК при поникающем виде проникновения;

- методика построения комплексной кривой зондирования методом интерполяции, основагшая на использовании явления Л-эквивалентнос-ти, позволяющая повысить достоверность определения за счет использования параметров фиктивной скважины;

- палетка для определения пластов с понижающим проникновением по данным двух разног дубинных зондов ЕК, использоватю которой позволяот повысить достоверность определения при /Ы ^ 8 и /У^. $ 10000;

- палетки для учета влтшшя вмещающих пород на показания зондов БК, построенные с учетом вида и глубины зоны проникновения, использование которых позволяет расширить область применения процедуры последовательного введения поправок и повысить достоверность определетш ;

- методика оценки погрешностей определения электрических параметров пласта и его радиально-неоднородной зоны поникающего про-ннкповенкя.

3. Разработана методика определения Кшт нефти по данным электрического каротажа и других методов ГИСл скважинах с В1Ш, включающая два этапа интерпретации:

- определение КВцТ1, соответствующего промытой зоне пласта;

- определение Квыт, соответствующего условия.'.! разработки нефтяного месторождения.

4. Опробование разработанных методик на материалах П1С Запад' ного Казахстана и Якутии показало, что повышетше точности определешш электрических параметров пластов ( , ) по усовершенствованной методике интерпретации данных БКЗ, ИК, БК, ЕЖ позволяет повысить достоверность определения К^ в скважинах с ВП2.

В ряде случаев достигнуто уменьшение погрешности определения коэффициента вытеонения в 1,5-2 раза.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. К воцросу использования данных ШК при интерпретации материалов ЕКЗ, ЕК, ИК по комплексной изорезистивной методике. Тезисы научно-практической конференции молодых ученых и специалистов НПО "Союзпромгеофизика", Г.Калинин, 1987 г., о. 105-108 (совместно с • И.П.Бриченко, Е.В.Чаадаевым).'

2. Опыт применения комплексной изорезистивной методики интерпретации данных БКЗ, БК, ИК в условиях Западного Казахстана. ЭИ ВИЭМС, Разведочная геофизика. Отеч.произв. опыт., 1987 г., Вып. 6, с. 8-14 (оовмеотно о Н.А.Белоусовой, И.П.Бриченко, В.П.Ветровой, П.З.Кабышевым).

о. Опыт интерпретации данных разноглубинных зондов БК в условиях высокоминерализованных промывочных жидкоотой. ЭИ ВИЭМС, Разведочная геофизика. Отеч.произв.опыт, 1987 г., Вып. 7, с. 1-7 (совмэотно о В.А.Пантютным, И.П.Бриченко, Л.И.Павловой, Е.В.Чаадаевым).

4. Выбор шифра комплексных палеток БКЗ-ИК-БК при поникавдом проникновении фильтрата промывочной кидкооти в плаот. ЭИ ВИЭМС, Разведочная геофизика. Отеч.произв.опыт., 1988 г., Вып. 9,

с. 18-23 'оовмеотно о Е.В,Чаадаевым, И.П.Бриченко).

5. Опыт определения коэффициента вытеонония по данным ГИС, Научно-технические доотикения и передовой опыт в области геологии и разведки недр: Научно-технический информационный оборник/ВИЗЖ, -М., 1990 г., Вып. 2, о. 44-48 (оовмоотно с Е.В.Чаадаевым, А.С.Ивановым) .

6. Опыт применения двухзоидового бокового каротакв в Западном Казахстане. Научно-технические доотиаония и передовой ошт

-Zf-

в области геологии и разведки недр: Научно-технический информационный сборник /ВИЭМС, - М., 1990 г., Вып. 6, о. 42-47 (совместно с И.П.Бричонко, Н.А.Белоуоовой, Е.В.Чаадаевым, Ю.К.Ярутиным).

7. Соотояние и развитие методики определения электрических параметров пластов в оложных геолого-технических условиях. Тезисы докладов на семинарах по геофизическим исследованиям и работам

в скважинах. НПО "Союзпромгеофззика", Тверь, 1991 г., с.93-98 (совместно с Е.В.Чаадаевым, В.А.Пантюхиным, А.А.Левченко, А.В.Ма-ллниным).

8. К вопросу использования величины коэффициента пористости пластов при уточнении шифра трехслойных палеток ЕКЗ-ИК-ЕК. Научно-технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр: Научно-технический информационный сборник /БИЭШ,-М., 1991 г., Вып. 6, с. 44-49 (совместно с Н.Н.Сохрановым, И.П.Бриченко, Е.В.Чаадаевым).

9. Перспективы развития бокового каротажа. Геология нефти и газа, f.!., 1991 г., Вып. 7, с. 15-19 (совместно с М.Т.Бондаренко, В.Т.Чукиным, H.H.Зефировым, Е.В.Чаадаевым, Я.Н.Васиным).■

10. Учет влияния радиальной неоднородности зоны поникающего проникновения при интерпретации данных ЕКЗ, ИК, БК. Совершенствование технологии, интерпретации п петрофизического обеспечения геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин, ВШГПЖ, Тверь, 1991 г., с. 75-81 (совместно с Е.В.Чаадаевым, И.П.Бриченко).

11. О расширении пределов применимости процедуры последовательного введения поправок для зондов БК. Совершенствование технологии, интерпретации и петрофизического обеспечения геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин, ВНИШК, Тверь; IS9I г., с. 81-06 (совместно с Е.В.Чаадаевы:,i, А.В.Калининым, З.А.Пантюхинш, А.С.Ивановым).

12. Определение электрических параметров зоны понижающего проникновения по комплексным палеткам ЕКЗ-ИК-БК с использованием яв лош!:1 А-экг,пвалеитности. Прикладная геофизика, М., 1991 г., Вин. 126, с. 145—151 (совместно с Е.В.Чаадаевым, И.П.Бриченко).

13. Методические рекомендации по определению электрических параметров пластов в скважинах с высокоминерализованной промы-вочно:'г жидкостью (с комплектом палеток), Тверь, НПО "Союзпром-гоофнзика", 1991, 77 с. (совместно с И.П. Бриченко, О.Н.Кропо-товым, Л.И.Павловой, В.А.Пантюхиным, Е.В.Чаадаевым).

О.с^