Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Технология геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин в осложненных геолого-технических условиях

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

Автореферат диссертации по теме "Технология геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин в осложненных геолого-технических условиях"

Научно-производственное государственное предприятие по геофизическим работам в скважинах <ГЕРС» (НПГП «ГЕРС»)

На правах рукописи

Ручкин Алексей Владимирович

ТЕХНОЛОГИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 04.00.12 -геофизические методы поисков и разведка месторождений полезных ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора геолого-мнне'ралогических наук

Тверь - 1992

V /V 0

/ у/-/у

Работа выполнена во Всесоюзном научно-исследовательском и ~лроектно-кшсгрукторском -институте -те офизиче ских - ме тодов-исследо--ваний, испытання-и контроля нефтегазоразведочных скважин (ВНИГИК). НПГП TEPCV

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогкческих наук,

профессор Элланский U.U.; . доктор геолого-мшюралогических . наук Соколов В.Я.

доктор технических наук, профессор Даев Д.С. ,

Ведущая организация. - Государственная академия Н8фти и газа имени И.Ы.Губкина (ГАНГ), кафедра ГИС. .

Защита диссертации состоится, 5 .ноября 1992 года в 12 часов -та •"заседании • специализированного "срвата Д7071.18.01 „в.научно-производственном государственном предприятии по геофизическим работам в скважинах (ШГП "ГЕРС") по адресу: 170034, г.Тверь, пр-т Чайковского, д.28/2, кокференц-зал.

С диссертацией в виде научного доклада коню ознакомиться в библиотеке ВНИГИК.

Доклад разослан 2 октября 1992 г.

Ученый секретарь . специализированного совета,

доктор физико-математических наук . В.В.Глуздовский

■ СБ!Ц1Я ХАРАКГЕРЖЛША РЛБОТО

Актуальность проблемы

Эффективность разведки месторождений нефти и газа в значительной степени определяется состоянием техники и методика- геофизических исследований скваяин (ГКС-), и достоверностью решения- го материалам ГИС задач по выделению коллекторов и опредалвш» та параметров. . ■ ^

Современный этап'геологоразведочных- работ на нефть - и. газ-Характеризуется неуклонным усложнением горно-геологических -условий, изучаемых разрезов и объектов.

В связи с открытием в различных регионах бывшего СССР многих заиеяей нефти и газа, приуроченных к карбонатным разрезам сложного строения, возникла необходимость углубленного изучения параметров и свойств карбонатных коллекторов различного типа и разработки эффективной технологии вх изучения по материалам ГИС. С середины 60-х годов для выделения- коллекторов- начали» применять повторные-измерения удельного•'-электрического-сопротивления- (УЭС) пород, в различных модификациях. Для правильного планирования повторных измерений и обоснования методик интерпретации получаемых результатов необходимо было изучить -закономерности и., особенности формирования и свойства зоны проникновения в коллекторах различного типа 'и насыщенности.

В ходе геологоразведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири в продуктивных разрезах мела и яр! были выявлены специфические горно-геологические условия, вляявдиэ на информативность геолого-геофизических исследований скввжин. Это слабосцементврованные песчано-глинистые газонзсшцешне отложения сеномана, низкая »гше-рализация пластовоЗ вода и ее-изменение, го .высоте и.плотада - залэ-

жейТ^протяжвнша тзодонефтявыв -{1тереходныа)^ош^шмкая_^ст аточ-^ ная водонасыщенность коллекторов в предельно насыщенных частях залежей, резко выраженная литологическая и коллекторская неоднородность продуктивных пластов по пересечению и др.

.'■■ Эффективность ГИС существенно зависит от технологии бурения скважин. На практике при бурении скважин применяют различные типы и рецептуры промывочных жидкостей .(ПЖ), химический состав, физические и реологические свойства которых значительно различаются. Наибольшее распространение получили следующие типы ПЖ: вода различной минерализации, глинистый раствор на водной основе РВО (пресный и минерализованный), гидрогелевый раствор, растворы на углеводородной (нефтяной) основе РНО (инвертнае эмульсии МЭР и извест-ково-битумные ИБР), асбестгоссиноловый раствор АГР. Это потребовало изучения влияния этих типов ПЖ на коллекторские свойства пород в црискважкнной зоне пластов и их геофизическую характеристику.

В практике. бурения нефтегазовых сквакин основным технологическим цриемом ликвидации поглощений Ж является закачка в поглощающий интервал тампонирующих смесей с последующей их задавкой в пласты. • Такие операции в нефтегазоразведочных объектах искажают коллекторские и физические свойства пород, в которые проник цементный раствор, и влияют на показания всех видов ГИС. Это потребовало изучения влияния внедрения цементного раствора в пустоты пород на их петрофизические свойства и геофизическую характеристику. «

Для эффективного решения геологических задач в непрерывно ■ усложняющихся геологических условиях изучаемых разрезов и применения различных технологий бурения скважин постоянно возникала необходимость совершенствования технологии проведения ГИС и использования получаемой геолого-геофизической информации при выделении

коллекторов различного типа и определении их параметров (эффективных толщн, тлогввий мзйфлюядЕЫх разделов,- коэффициентов пористости и нефтегазонаснщенности).

Цель работы заключается в разработке эффективной технологии комплексных геолого-гесфтзических исследований нефтегазоразведоч-ных объектов при осложненных геолого-технических условиях, обеспечивающей достоверное решеше геологических задач по выделению коллекторов и определению их параметров.

Основные задачи работы:

- исследование влияния различных технических факторов на информативность ГНС, разработка комплексов ГИС для различных Ш;

- разработка и усовершенствование технологии проведения измерений методами ГИС в осложненных технических условиях;

- разработка новых методических приемов для выделения коллекторов и определения их параметров в осложненных геолого-технических условиях;

- разработка требований, к оперативной и сводной интерпретации" материалов ГИС;

- опробование и-внедрение новых и усовершенствованных технологий ГИС и комплексного использования получаемой геолого-геофизической информации в осложненных геолого-технических условиях.

•• . Научная новизна

I. Разработана технология изучения слоеных нефтегазоразведок-ных объектов в скважинах* бурящихся на различных типах ПЖ (глинистый раствор, вода различной минерализации, гидрогелевый раствор, инвертине водонефтяныэ эмульсии, безводные извесгково-битумный и асбзстгосснполовый растворы). Раздельно для кавдого типа ПЯ обоснован набор необходимых видов ГИС, методики проведения измерений и методики комплексной интерпретации материалов,. получаемых в

-сдожш£х-геолого-т9хшчвских-условиях,-которие^баспешшаот_реш81гае_

геологических задач, ставящихся перед скважиной, при. любой технологии их бурения-

2. Изучены -петрофизические свойства цементного камня и геофизические характеристики пород, в пустотное пространство которых внедрился цементный раствор. На основе этих результатов предложена методика выделения по материалам ГИС каверново-трещинных коллекторов после цементных заливок участков ствола бурящейся скважины..

3. Петрофизически обоснованы технологии проведения электрического каротажа по методике "двух ПЖ" для выделения трещинных коллекторов и оценки величины их трещинной пористости.

4. Доказано существенное влияние глинистой корки на формирование поля ПС в скважине.

5. Изучено влияние нарушения теплового равновесия в системе "скважина-пласт" на электрическую' характеристику пластов и форму кривой БКЗ в заведомо непроницаемых пластах.

6. Доказано ■ отсутствие в карбонатных и терригенных породах закрытой пористости и показано, что часто наблюдаемая разница между общей и открытой пористостью обусловлена погрешностями определения общей пористости.

7. Изучены петрофизические свойства пород кристаллического фундамента в скважине 2000 (г.Туймазы) и особенности их геофизической характеристики, на основе которых предложен эффективный комплекс ГИС для изучения пород фундамента.

Практическая ценность работы

На основании выполненных исследований разработаны и внедрены методики геофизических исследований разрезов нефтегазоразведочных скважин, бурящихся на технической воде, минерализованной ш, ин-вертной эмульсии, на безводной ГШ, и методические рекомендации по

геологической интерпретации получаемых материалов, что обеспечило повышение эффективности и достоверности выделения нефтегазонасы-щенных пластов сложного строения и определения их подсчетных параметров. Эти разработки отракенн в методически* рекомендациях и указаниях [75-81] и нашли широкое применение в процессе подготовки опорной информации для интерпретации материалов ГИС по массовым скважинам на многих месторождениях нефти и газа.

Результаты изучения влияния технологических ослокнений бурения (изменение свойств ПЖ в процессе бурения за счет химреагентов, ликвидация поглощений тампонирующими смесями, охлаждение пород при бурении, нарушение ствола скважины) повысили эффективность геофизических заключений по скважинам за счет учета влияния перечисленных факторов.

Разработанные типовые и обязательные наборы видов ГИС для скважин различного назначения (поисковые, разведочные, эксплуатационные) с различными Ш (соленая, цресная, непроводящая) позволили оптимизировать объемы ГИС в процессе геологоразведочных работ на нефть и газ. Предложенные автором методические приемы комплексного использования геолого-геофизической информации при выделен:® и оценке параметров коллекторов в осложненных геолого-технических условиях повысили качество и достоверность оперативной и сводной интерпретации материалов ГИС.

Сформулированные задачи оперативной интерпретации материалов ГИС и требования к содержании геофизических заключений по скважинам, бурящимся на нефть и газ, упорядочили процедуру оперативной интерпретации и форму представления геофизических заключений.

Основные защищаемые положения

I. Принципы формирования комплекса ГИС как технологии исследования разрезов скважин, включающей набор необходимых видов ГИС,

--методику-вышлнешя измерений и методику комплексной интерпретации

получаемых материалов, определяемые условиями бурения—скважины-ди составом решаемых геологических задач. При неблагоприятных для ГИС условиях бурения скважин и сложном геологическом строении изучаемых объектов необходимо применять усложненную технологию геофизических исследований, обеспечивающую решение, поставленных задач.

2. Выявленные закономерности изменения физических, свойств коллекторов нефти и газа в процессе фильтрации различных типов ПЖ и .разработанные на их основе новые технологические приемы геолого-геофизических исследований нефтегазоразведочных объектов по методике "двух ПЖ", различающихся по своим физико-химическим свойствам, обеспечивающих решение задач по выделению коллекторов и определению их- параметров.

3. Комплекс методических приемов по определению параметров коллекторов нефти и газа в осложненных геолого-технических условиях (при различных типах Ш, при изменяющейся минерализации пластовой воды, при высокой остаточной водонасыщенности коллекторов, глубокой зоне проникновения фильтрата ПЖ в пласты и др.).

Реализация результатов работа

Основные положения разработанной технологии изложены в методических разработках [75-811. Часть результатов использована в "Методических рекомендациях по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин : привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов"(1990 г.). Научные результаты автора используются на производстве' и реализованы при подготовке запасов ряда крупных месторождений нефти и газа (Оренбургского,Уренгойского.Дубур;1-ского, Кэрачаганакского, Жанажольского, Кумкольского и др.), в привесе разведки которых автор непосредственно участвовал в шганирт-

вании работ в области ПТС, анализе и обобщении полученных геолого-геофизичэских материалов.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты исследования докладывались на Всесоюзных и региональных конференциях, совещаниях, семинарах, школах по коллекторам и методам их изучения (Бугульма - I9S3 г., Грозный - I9G5 г.., Москва - Г975, 1976, 1982, 1988 г., Учкекен - Г984 г., Тюмень - Г975, 1980, 1982, 1985, 198? г., Сургут - 1984 г., Волгоград - 1987 г., йэвов - 1987 г., Актюбинск - 1982 г., Тверь - 1981, 1984, 1989, 1990, 1992 г., Баку -1971г.).

Публикации и использованные материалы

Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы освещены в 2-х монографиях, 72 статьях, 7 методических разработках и более 40 научных отчетах, хранящихся в ВГФ. В основу диссертации положены результаты 35-летних исследований в области технологии ГИС и геологической интерпретации получаемых материалов в различных регионах СНГ. у

Личный вклад автора состоит в научном руководстве и личном участии в работах по разработке и совершенствовании технологии геофизических исследований коллекторов нефти и газа з осложненных геолого-технических условиях при проведении разведочных работ на нефть и газ в основных нефтегазоразведочных регионах СНГ (Западная Сибирь, Европейский Север, Урало-Поволжье, Казахстан), в обеспечении применения разработанной технологии и методических приемов в практику геологоразведочных работ ГРР.

При выполнении работ по теме диссертации были использованы геолого-геофизические материалы по многим месторождениям и регионам и' результаты лабораторных исследований керна по "базовым"

скважинам._______

В процессе работы над диссертацией автор пблБЗовался-еоветами— и консультациями В.А.Ахиярова, Я.Н.Басяна, П.А.Бродского, И.В.Го-ловацкой, Ю.А.Гулина, А.Н.Золотова, В.Ф.Козяра, Л.И.Орлова, Л.Г. Петросяна, В.И.Пегерсилье, А.В.Синькова, Т.Ф.Синьковой, А.И.Фионо-ва, В.Г.Фоменко, Г.Х.Шермана, Г.Г.Яценко и других коллег геологов и геофизиков, которым приносит свою искреннюю благодарность.

I. ВЛИЯНИЕ УСЛОВИИ БУРЕНИЯ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАКМН

В большинстве публикаций разных авторов освещается положительный опыт применения новых видов ТИС при изучении разрезов нефтегазовых сквакин. При этом недостаточное внимание уделяется освещению технологических факторов, связанных с бурением скважин, влияющих на эффективность и качество материалов ГИС и результаты их интерпретации. Так, например, добавки в Ш нефтепродуктов, поверхностно-активных веществ (ПАВ), утяжелителей, загустителей, поглотителей сероводорода снижают или сводят на нет информативность таких высокоэффективных методов, как ОПК, ЯМК, ПК, Щ. в то же время технологические факторы при правильном использовании могут повышать информативность применяемых методов ГИС при решении основных задач оперативной и сводной интерпретации.

Наиболее существенно на информативность ГИС влияют: тип и свойства Щ; эпизодические добавки в 1Ш химреагентов и углеводородов; техническое состояние открытого ствола скважины; время контактирования пластов-коллекторов с ПЖ; глинизация стенки скважины и кольматация пород в прискважянной части пластов; наличие в пластах-коллекторах зоны проникновения фильтрата ПЖ; поглощение ПЖ в

перспективных на нефть и газ интервалах; закачка в открытый ствол тампонирующих смесей; охлаждение пород в прискважинной зоне; перепад давлений в системе "скважина-пласт".

Из всех геологических задач, решаемых с использование!« материалов ГИС, технические факторы в наибольшей степени влияют на результаты выделения коллекторов и оценку характера их насыщенности.

Тип и свойства Ш существенно влияют на фильтрационные свойства и геофизические параметры коллекторов в прискважинной зоне, а также на продуктивность пластов при их испытании- В практике бурения скважин нашли применение следующие типы ПЖ: вода различной минерализации; глинистый раствор различной минерализации; гидрогеле-вые безглинистне растворы; углеводородные (водоэмульсионные и безводные); неуглеводородные безводные.

Другие рецептуры ЕЖ (гумусовые, хлоркальциевые, полимерные, алюмосиликатные) отличаются от обычных ПЖ на еодной основе составом добавок и химреагентов. Они в данной работе не рассматриваются.

Техническая вода используется з качестве Ш при бурении скважин в карбонатных отложениях. Ее удельное электрическое сопротивление ДОС) значительно изменяется (от 8-10 до 1,0-0,05 Ом.м) а процессе проводки скважины. В связи с этим автором рекомендовано [91 периодически измерять УЭС вода в процессе углубления скважины, особенно после добавок различных химреагентов. Техническая вода слабой минерализации имеет низкую плотность 1,0 г/см3), не содержит твердой глинистой фазы, поэтому при ее использовании в качестве ПН не создается больших перепадов давлений в системе "сква-яиЕа-пласт" к не образуется глинистая корка на стенке скважины против коллекторов. Этот тип ПЖ неблагоприятен для выделения кол-' лекторов по материалам ГИС при одноразовых исследованиях.

Соленая вода (рассол, рапа) за счет высокой концентрации солей имеет повшенную ш^ост^ГТГ7^73~т/см^)^то-привадиг__к__ образованию в коллекторах глубоких зон проникновения. Этому ке способствует отсутствие твердой фазы з растворе. Для выделения коллекторов и оцзнки их нефтегазонаснщеяности по материалам ГНС этот тип Щ саыый неблагоприятный.

Пресный глинистый раствор - это самый распространенный тип ПК. Влияние его на информативность ГИС всесторонне изучено. В зависимости от плотности и реологических свойств этот тип ПК благоприятен для выделения коллекторов по наличию глинистой корки и зоны проникновения и не оказывает негативного влияния на информативность методов ГИС.

Соленый глинистый раствор -в целом повышает информативность ГИС, за исключением каротажа ПС. Этот тип ГЕЯ широко применяется для проводки сквакин в солевых и подсолевых отложениях и при морском бурении. Высокая электропроводность ПЖ снижает информативность электрических и электромагнитных видов исследований (ПС, ЕС, БКЗ, БМК, МК, Ж). Вместе с тем существенное содержание солей хлора в растворе обусловливает возможность их использования в качестве меченой жидкости при выделении продуктивных коллекторов по наличии зоны проникновения методами импульсного нейтронного и электрического каротажа.

Гидрогелевые (гель-магниевые) Ш широко применяются цри бурении солевых я подсолевых разрезов в Прикаспийской впадине, Восточной Сибири и Якутии. Гидрогелевые растворы относятся к безглинистому типу ПЖ. Растворы на основе гидрогель-магния готовятся на водной основе с концентрированной твердой фазой, которую получают введением в раствор хлористого магния и щелочей, и загущаются крахмалом. Гидрогелевые ПЖ повышают устойчивость ствола скважины.

Фильтратом этого типа Ш является щелочной раствор с высоким рН (более 7). При вскрытии коллекторов на таких ПК на стенке скважины практически не формируется фильтрационная глинистая корка и не образуется глубоких зон проникновения фильтрата в пластах. Эти факторы усложняют задачу выделения коллекторов по прямым качественным признакам, но повышают эффективность методов ГИС при определении нефтегазонасыщенности коллекторов [64].

Промывочные жидкости на углеводородной основе (РНО) применяются двух типов: безводные (ИБР) и швертные водонефгяныэ эмульсионные (ЮР) [34,37,33,47,651. ИБР имеют два существенных недостатка: они пожароопасны и легко смешиваются с водой. Первый недостаток ограничивает их применение в летнее время, а второй часто приводит к искажению естественной остаточной водонасыщенности образцов керна, отбираемых из продуктивных пластов. ЮР содержат в своем составе углеводородную основу и минерализованную воду. Количество воды может достигать 50 %. Разработаны и опробованы различные рецептуры инвертных эмульсий на базе глинопорошков, крахмала,' битума, полимеров и др. Анализ геолого-геофизической информации [39,40,47] по скважинам с РНО позволил оценить положительные и отрицательные факторы их применения в практике геологоразведочных работ на нефть и газ. Положительные факторы:

- сохраняется ствол скважины в отложениях, в которых при использовании ПЖ на водной основе имеют место интенсивные вывалы и размывы;

- сохраняется близкой к естественной гщюпроводность пород в прискважинной зоне;

- сохраняется близкой к естественной остаточная водонасыщен-нссть пород в прискважинной зоне продуктивных пластов (при качественных РНО).

Отрицательные факторы:

. БЕЗ, БМК, Ш в высокоомном разрезе);

- существенно затруднено выделена коллекторов к определение их эффективных толщин по прямым качественным признакам;

- в водоносных пластах и переходных зонах образуются зоны искусственного нефтенасыщения пород в присквакинной зоне, что снижает эффективность выделения продуктивных пластов.

Асбестгоссшоловый раствор (1ГР) - это безводная ПЖ, основу которой составляет госсиполовая смола (отходы цроизводетва хлопкового масла) с добавками молотого асбеста. На АГР в последние годы пробурено несколько разведочных скважин на ряде месторождений нефти и газа Казахстана (Жанажол, Урихтау, Алибекмола, Карачага-нак, Кумколь, Майбулак). Изучение геолого-геофизических материалов по этим скважинам позволило выявить ряд преимуществ АГР. Он практически не фильтруется в порода-коллекторы с межзерновой пористостью и менее опасен .в пожарном отношении. При отборе керна на АГР повышается его вынос, особенно из слабосцементированных пород. АГР практически не смешивается с водо£, не ухудшает техническое состояние ствола скважины, не искажает результаты ГИС. Как и РНО, АГР является электронепроводящим раствором, поэтому ему присущи все положительные и отрицательные факторы, характерные для РНО.

Добавки в ПЖ различных химреагентов, нефтепродуктов, утяжелителей в целом отрицательно влияют на информативность ГИС и результаты интерпретации получаемых материалов. Добавки нефтепродуктов во всех случаях вносят существенные искажения в данные исследований. Мало того, что искажается характеристика насыщенности керна, шлама и пластовых проб флюидов, отбираемых пробоотборниками на кабеле (ОПК), смазывание и пропитывание нефтепродуктами стенок

скважины изменяет естественную электрическую характеристику пород и влияет на показания всех зондов ЭК (МК, ЕМК, БКЗ, БК). ■ ■

Все вида утяжелителей (барит, гематит, магнетит, известь), проникая в поры коллекторов, изменяют их плотностные, нейтронные и акустические свойства, что вносит существенную дополнительную погрешность в результаты интерпретации материалов ГИС. При утяжеленных баритом Ш становятся неинформатйвннми исследования литоплот-ностным ГГК. Добавки магнетита в Ш практически сводят на нет информативность материалов ПК и ЯМК.

Ввод в ¡га поглотителей сероводорода" (занисного железа,- хлористого цинка и др.) негативно влияет на результаты ГИС и испытания пластов-коллекторов. Присутствие келеза в Ш отражается на показаниях ИК, НК, а его внедрение в поры породы искажает показания ГГКП, НК, Ж, зондов ЭК и результатов ГДК.

Поверхностно-активные вещества и химреагенты (КМЦ, УЩР. соли) изменяют химический состав, электрические и реологические свойства ПЖ и'отрицательно сказываются на состояние фильтрационных свойств1 коллекторов в прискважинной зоне. Гак, в породах, содержащих хлор-кальциевые пластовые вода, при контакте их с КМЦ в порах образуется нерастворимый коллоидный осадок, который закупоривает фильтрационные каналы 121.

Кольматация коллекторов твердой фазой ПН и химреагентами служит причиной неполучения притоков. флюидов при их испытании при явно положительной характеристике коллекторов по материалам ГИС.

Большинство новых типов и рецептур ПЖ обладают низкой фильтрационной способностью и высокими кольматирующими свойствами, снижающими проницаемость пород в прискважинной зоне, что сникает эффективность ГИС при выделении коллекторов.

Техническое состояние открытого ствола скважины оказывает

влияний на результаты ГИС в основном за счет трех факторов:

- испе^ёш^ти^стенки-скважины^лзбразущейся за счет размыва и активного разрушения некоторых литотипов пород. Этот фактор резко снижает' эффективность всех видов исследований, выполняемы:: прижимными приборами (Ж, БМК, ГПШ, ТДК, ОЖ, СКО);

- отличия фактического сечения ствола скважины от кругового. Наличие желобов и других отклонений от круглого сечения ствола скважины приводит к трудно учитываемым искажениям показаний зондов БКЗ, БК, Ш и нейтронных методов (НТК, КНК);

- существенного увеличения фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным диаметром долота. Этот фактор характерен для глубокозалегающих карбонатных разрезов, магматических и мета-морфизованных пород, а также для несцементированных песчаников на малых глубинах. Информативность всех видов ГИС и эффективность интерпретации получаемых материалов в этих условиях наиболее низкая.

Время контактирования ПЖ с пластами оказывает двоякое влияние на информативность ГИС. Повышение скорости бурения ведет к уменьшению времени контактирования и снижает степень кольматации пластов-коллекторов и глубину проникновения фильтрата ПЖ в них. Это повышает эффективность ГИС при определении УЭС неизменной части пород и выделении газонаснщенных пластов по материалам НК в открытом стволе. В зависимости от протяженности перспективного интервала разреза детальные исследования выполняются после вскрытия, бурением всего интервала. В этом случав время контактирования Ш с породами примерно линейно уменьшается от кровли изучаемого разреза' к забою скважины. •

Действующей технической инструкцией по проведению геофизических исследований в скважинах (1985 г.) регламентируется проведение детальных ГИС не позднее 5 суток после вскрытия изучаемого интер-

вала бурением, йто требование не обосновано и на практике не выполняется. Оптимальные сроки проведения ГИС после вскрытия перспективного интервала бурением в каждом районе (разрезе) должны определяться опытным путем с учетом конкретней технологии бурения скважин и геологических особенностей изучаемого разрзза.

Технологические операции по ликвидации поглощений в бурящой-ся скважине, при которых в ствол закачивают тампонирующие смеси, приводят к существенным искажениям геофизической характеристики пород в интервале установки тампона. Наибол^э сильно изменяется первичная характеристика пород в интервалах поглощений и в разрушенных участках ствола (кавернах).

Для получения истинной геофизической характеристики пород в изучаемых интервалах разреза комплекс ГИС необходимо выполнять до закачки тампонирующей смеси.

Зона проникновения фильтрата ПЖ является существенным фактором, влияющим на эффективность ГИС при выделении и оценке коллекторов.

На показания большинства геофизических методов исследования скважин оказывают влияние физические и коллекторские свойства зоны проникновения. Ее наличкэ в пластах является надежным и часто достаточным признаком проницаемости пород. В то же время наличие зоны проникновения в проницаемых пластах изменяет ФЕС пород в присквакинной зоне и снижает эффективность ГИС при сценке насыщенности коллекторов. Характер формирования зоны проникновения и ее петрофизические свойства определяются технологией бурения скважины и структурой пустотного пространства пород [I].

Нарушение теплового равновесия'в системе "скважина-пласт" и неустойчивое состояние теплового поля при ГИС приводят к изменению УЗС Ш и пород в присквакинной зоне в процессе каротажа, что вно-

сит погрешность при определении геофизических (особенно электрических) параметров пород [63П -----

Перепад давления в системе "скважина-пласт" определяет скорость фильтрации и колъматацию 113. Че;,. выше перепад давления, тем вше скорость фильтрации и степень кольматации. Поэтому увеличение перепада давления повышает информативность ГИС при выделении коллекторов по наличию зоны проникновения. В то же время "нулевой" перепад давления (бурение на равновесии) повышает эффективность ГИС при оценке характера насыщенности коллекторов в связи с отсутствием зоны проникновения.

Из вышеизложенного и личного опыта обработки материалов■ ГИС по скважинам с различной технологией бурения молено сформулировать следующие выводы и рекомендации:

- информативность одного и того же комплекса ГИС существенно зависит от технологии бурения скважины и свойств ПК;

- технология бурения скважин на каждой площади или в регионе должна определяться-с учетом состава решаемых геологических задач и возможностей методов ГИС;

- в каждом районе целесообразно выполнять целенаправленные работы на выборочных скважинах по изучению влияния различных технологий бурения на информативность методов ГИС;

- для повышения информативности ГИС предпочтительны заранее заданные типы и рецептуры Ш, которые определяются характером решаемых геологических задач, информационны!.® возможностями методов ГИС и применяемой технологией проведения исследований;

- любые типы и рецептуры Ш повышают эффективность решения одной группы геологических задач и снижают эффективность решения другой группы задач. В связи с этим возникает необходимость бурения скважин на каждом местороздании .с резко различной рецептурой

Ш (Струков A.C., 1987 г.). Это позволяет обосновать как методики интерпретации массовых материалов ГИС, так и подсчетные параметры.

2. ТИПИЗАЦИЯ КОМПЛЕКСОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ! ИССВДОВАШЩ СКВАЖИН ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ш

Возможности отдельно взятых ввдоз ГИС для изучения разрезов нефтегазовых скважин ограничены. Измеряемые физические свойства пород (электрическое сопротивление, водородосодержание, плотность, интервальное время и затухание продольной-волны и т.д.) зависят от уплотнения, сцементированности, пористости, объемов и свойств минеральных компонентов пород и флюидов в паровом пространстве и изменяются в широких пределах. Лить в относительно простых литофизи-ческих разрезах с достаточной достоверностью могут быть расчленены породы по наиболее информативному, отдельно взятому виду ГИС, например, по ПС в песчано-глинистом разрезе при пресной !Ш.

В сложнопостроенных коллекторах информация, представляемая отдельными видами ГИС, неоднозначна. Эффективность решения геологических задач повышается при комплексировании нескольких видов исследований, базирующихся на разной физической основе или использующих зонды с различной глубинностью, в также при выполнении самих исследований в определенном порядке, предусматривающем заданное время и последовательность проведения исследований или специальную подготовку скважин. Поэтому применительно к изучению сложнопостроенных коллекторов и разрезов автором предложено расширить понятие "комплекс ГИС" и рассматривать его как технологию геофизических исследований сявахин, включакщую в себя [52,78,813:

- набор (перечень) видов каротажа, необходимых для решения всех геологических задач в конкретных геолого-техшческих условиях

- собственно комплекс ГИС в прежнем понимании;

- технологию проведения ГИСТэтатасть-исс.-ледовашй,лос2ЩО^_ вательность измерений, условия подготовки сквагин и аппаратуры);

- методики интерпретации данных П'С, включая обоснование достоверности получаемых результатов.

Автор в составе группы специалистов-гесф зиков под руководст вом Н.Н.Сохранова принимал непосредственное участие в разработк< типовых к обязательных наборов видов ГИС для обпщх и детальных исследований разрезов в зависимости от свойств ТЖ и назначения сквг-кины. Признано целесообразным по свойствам Пй разделить все скважины на три группы независимо от их назначешя: с пресными (рэ 5 рБ), солеными (рр < 5 рв) и электронепроводящими (рр = <») ш.

Объемы детальных геофизических исследований поисковых и Iаз--ведочных скважин одинаковы, так как длд количественных определезй! подсчетных параметров необходимы одни а те я-з материалы, независимо от назначения сквакин. Дополнителы-ле вщ'а исследований определяются в каждом конкретном случав, походя г:з состава решаемых пс скважине задач и информационных возможностей видов ГИС, входящие е основной набор исследований.

Характеристики Ш определяют только принципиальные возможнэс-■ги электрических и электромагнитных видов Г-1С. Состав других ви цок ГИС одинаков. Для опорных, параметрически.-', и оценочных сквяташ набор видов ГИС определяют в каждом случае индивидуально и зацепляют в' проектах на бурение.

В типовых комплексах не распдфрованы модификации видов УЖ. размеры измерительных установок, т ты аппературы, скорость и пас-штабы записей и т.д. Их устанавливают в каждом районе с уч< тон конкретных геолого-технических условий, ".иловыми комплексами из предусматриваются исследования технического состояния обсаже: шыл

снвакин, выполняемых но отдельным-программам.

Эффективность тиювых комплексов ГИС - существенно зависит от технологии измерений I этапности исследований, сроков и: последовательности выполнения ГИС после разбурнванзга изучаемых скважин)-.. Еслй общие исследовагия могут быть приурочены к технологическим остановкам в бурении, связанным с приготовлением и заменой -1Ш, - с; подготовкой к спуску технической колонны и т.п.', то детальные ис-,- -следования должны выполняться в оптимальные сроки, определяемые, геологическими особе даостями коллекторов и залеаей и эффективностью отдельных видо! исследований. В разгедочных скважинах сроки проведения ГИС уточняют на основе анализа материалов ГИС в поисковых скважинах и с учетом толщины вскрываемых продуктивных отложе- • низ.

С учетом требований количественной интерпретации автор считает, что вначале должны выполняться исследования, информативность которых снижается с увеличением зош проникновения. В дальнейшем одновременно или непосредственно друг за другом при сохранении скважинных условий проводят исследования, материалы которых штер-. претируются совместно. Целесообразна сведущая очередность .измерений. Первыми решстрируютея кртаые стандартного электрического каротажа (КС, НС) к каверномера или профилемэра догя получения общей характеристигл разреза, его корреляции с разрезами соседних скважин и оценен состояния ствола скважины.. Затем выполняют необходимый набор'электрических исследований (БК, Б!Ж, ИК, БКЗ, МК) в любой последовательности,-но при обязательном-сохранений скважинных условий. Вед. каротажа, отражающие пористость и литологию пород (АК, ГГК11, Я,, ЯМК) и слабс реагирующие на свойства Ш, выполняют в концъ кос.' эдований. Детальные исследования завершают гидро-динамическши ис< ледованиями (СПК, ГДК) и отбором образцов пород

(СКО).

Дополштёлыше~исслэдования -внполняюЕ-С-удедш. их назначения, не приурочивая к концу обязательных исследований, как это часто делается.

Разработанные с участием автора новые комплексы ГКС для нефь тегазоразведочных скважин отражены в "Технической инструкции. [791 и в Методических указаниях 177,78]. По другим нефтегазоразве-

гч

дочным территориям России и стран СНГ комплексы ГИС разрабатывались на местах, а автор участвовал по заданиям Управления геофизических работ бывшего Мингео СССР в их научной экспертизе.

В результате выполненной с участием автора типизации комплексов ГИС для различных районов, разрезов и скважинных условий было достигнуто значительное повышение эффективности ГИС при решении основных задач - выделения в" разрезе скважин коллекторов нефти и • газа и определения их параметров.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ КОМПЛЕКСНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИСОЩОВАНИИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОЛУЧЕННОЙ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ВЫДЕЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ КОЛЛЕКТОРОВ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

При разведке залежей нефти и газа важнейшей задачей является выделение в разрезах скважин пластов-коллекторов и определение их параметров, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки или дальнейшей детальной разведки месторовденнй.

Выделение коллекторов-в разрезе отдельных скважин обычно осуществляется по наличии прямых качественных признаков, связанных с проникновением фильтрата Ш в пласт и устанавливаемых по материалам ГИС (наличие глинистой корки на стенке скважины и зоны проник-

новения в пласте). При определенных технических и геологических условиях (бурение на равновесии или на нефиль трущихся Ш, трещинные я слоистые коллекторы и др.) прямые качественные признаки коллектора не проявляются. В этих случаях выделение. коллекторов . осуществляется по косвенным количественным критериям и соответствующим им геофизическим параметрам.- Кроме известных методик определения ниннего предела межзернового- коллектора по результатам исследования керна, автор совместно с Яценко Г ¿Г. предложил новый способ определения этого предала [27]. К 'коллекторам относятся породы., с наличием эффективной пористости независимо от- ее величины, то есть- Кц.вф = *п (1 " яво> > 0 в пластах и К^ =

(I - Кво - Кно) > 0 - в газовых"пластах- Этот .способ нашел-пшрокоо,. применение на практике.

В условиях, когда прямые качественные признаки коллектора при одноразовых исследованиях не проявляются или их выявление по материалам ГИС затруднено, эффективными являются измерения УЭС пород, выполненные при различном времени контактирования пластов с одной ПК или на различных ПЖ [2,3*6,7,8,9,16,19,22,24].

3.1. Особенности выделения и оценки коллекторов по . наличию проникновения фильтрата Ш в пласты

Прямые качественные признаки коллектора по различному проявляются в коллекторах различного типа и. при бурении скважин на различных типах Ш. Выделение коллекторов по наличию глинистой корки • не эффективно при бурении скважин на неглжистнх Ш (вода, гидро-гелевых растворах) и на РНО. При бурении сквакин на глинистых Ш наружная глинистая корка не формируется против коллекторов сложного строения (трещинных, каверновых). В условиях разрушенпого ствс^

ла скважины наличие глинистой корки методами ГИС установить за-труднителыю. Авто^считаэтт^то^в^ослокненных-геолого-технических-условиях выделение коллекторов может осуществляться только по наличию зоны проникновения [24]. Одноразовые исследования скважин методами ГИС в осложненных условиях не обеспечивают надежное выделение. коллекторов. Эффективность решения этой задачи существенно повышается при двух-трехразовых исследованиях изучаемого разреза при различных условиях подготовки скважины к проведению ГИС..

С этой целью автор совместно с Орловым Л.И. изучил влияние различных типов I® на.фшттращшнне и физические свойства коллекторов с различной структурой порового пространства [I]. Установлено,. что проникновение твердой и жидкой фаз ЕЯ на водной основе приводит к изменению физических -и ко&лекторских свойств пород в прискважинной части пласта. Характер этих изменений определяется особенностями строения порового пространства' и свойствами Ш. Автором изучался характер изменения УЭО пород при фильтрации растворов различной минерализации: раздельно пресных и соленых и последовательно вначале пресных, затем соленых и наоборот. Исследовались водо- и нефтенасыщенные карбонатные и терригенные порода с различной структурой пустотного пространства: мензерновой, кавер-иовой, трещинной» смешанной. Детально результаты этих исследований изложены в работах [1,2,23].-

Исследовано влияние зоны кольматации пород на их физические и коллекторские свойства II]. Установлено, что в зоне Кольматации резко снижается проницаемость пород, возрастает объемная глинистость, УЭС, интервальное время и диффузионно-адсорбционная активность. Несмотря на малые размеры зоны кольматации ■(от нескольких миллиметров до первых сантиметров), ее влияние на результаты ГКО и испытаний может быть существенны!/..

Автором исследовано влияние внедрения глинистых частиц из Ш в поры породы и глинистой корки на величину потенциалов естественного электрического поля в. сквашне [20]. Установлено, что в "коллекторах любого типа внедрение глинистых частиц в поры порода при-' водит к увеличению Кда на 5-20 мВ. Наибольшее изменение Кда характерно для-коллекторов трещинного типа, нашеныпее - для мекзерно--вого типа. Дн®узионно-адсорбционные потенциалы глинистой, корки-уменьшают отрицательную аномалию ПО в неглинкстых коллекторах "на" 5-30 мВ в зависимости от активности глины и состояния зона проникновения, Влияние глинистой корки на величину к уменьшается с

да

возрастанием промытосги зоны проникновения. Фильтрационные потенциалы глинистой корки увеличивают отрицательную аномалию ПС на 20-30 мВ при р > 1,0 Ом.м независимо от ее толщины. На этом основании автором предложено наличие фильтрационных потенциалов глини-' стой корки использовать для выделения коллекторов [203.

На фактических материалах многих месторождений Западной Сибири, Урало-Поволжья, Казахстана, Европейского Севера автор изучил влияние нефтегазонасшценности коллекторов на аномалию ПС [571., Установлено, что нефгегазонасыщение пород не уменьшает • аномалию -ПС. В однородных пластах с одинаковыми коллекторскими свойствами и: четким водонефтяным или газоводяным разделом внутри пласта в большинстве случаев против, явно нефте- (или газо-) насыщенных и водо-насыщенных пород амплитуды ПС практически одинаковы. Отсутствие влияния нефтегазонасыщенности пород на амплитуду ПС автор объясняет компенсирующим влиянием глинистой корки и зоны проникновения. '

В результате анализа фактического материала по скважинам, пробуренным на технической .воде на различных месторождениях Волго-Уральской области, автором установлено [3,91, что глубокая зона проникновения создается только в трещиноватых породах и в разраба-

--тываемых-пласгах -со сниженным текущим пластовым давлением. В коллектора! пбрового и порово-кавернового типов глубокой ~~30НЫ~Пр0НИК-— новекия не образуется. Различие процесса формирования, зоны в трещиноватых и не трещиноватых породах при вскрытии их на технической воде является предпосылкой для их разделения по материалам ГИС. Это позволило автору обосновать методические приемы выделения карбонатных коллекторов различного типа по повторным замерам на Ш различной плотности [91. Для карбонатных-разрезов эффективными являются замеры на технической воде и пресном глинистом растворе. Такая модификация исследований является разновидностью методики "двух ПК",- основанная на .разности плотностей воды и глинистого раствора. Ее применение позволяет выделить породы с трещинной и поровой проницаемостью.

Выявленные автором особенности динамики формирования зоны

о

проникновения в коллекторах различного типа легли в основу новых модификаций методик повторных измерений УЭС для изучения коллекторов в осложненных геолого-техническнх условиях. Автором научно обоснованы следующие модификации методики выделения коллекторов по наличию зоны проникновения:

модификации • назначение

1. Временные аамеры на Выделение продуктивных пластов соленой Ш

2. Временные замеры на ■ Выделение мекзерновых коллекторов пресной'Щ', :

3. Повторные замеры вначале - Выделение коллекторов любого типа на соленой, затем на и оценка трещинной пористости пресной Ш

4. Повторные замеры вначале Выделение коллекторов любого типа на пресной, затем на 1 соленой Щ

5. Повторные замера на ffit Выделение коллекторов и оценка их различной плотности тша

<6Р.1<3Р.2; Pp.1=f,?.2)

Автором на основе экспериментальных исследований и обобщения фактических скважинных материалов ло многим месторождениям сформулированы методические рекомендации по применению повторного электрического каротажа для изучения -коллекторов в разрезе скважины (1980 г.).

Сочетание разновременных замеров УЭС пород на одной ПЯ с повторными замерами на двух ПЖ позволяет разделить проницаемые порода по структуре перового пространства и насыщенности. Для выделения трещинных коллекторов эффективны только повторные измерения по методике "двух ПН" различной'минерализации или плотности.

Для каждой модификации авторш определены предпочтительные сроки проведения измерений после вскрытия пород бурением я после изменения свойств ПЯ в скважине. Так, например, для выделения коллекторов по говторшм измерениям на пресной и соленой ПЖ предпочтительны условия:

- позднее выполнение первого зшерэ после врытая пород бурением и его выполнение непосредственно перед осолонешвм ПЖ;

- выполнение второго замера как ношу позднее после осолоне-ния Ш.

Несоблюдение этого правила молэт привести к разнохарактерному изменению У2С коллекторов в зоне проникновения.

Реализация методик "двух ПЯ" предопределяет щшюнвшэ растворов с максимально возможной водоотдачей, что уменьшает заиливание пор и трещин твердыми частицами. Добавка барита, магнетита, асбеста, слюды н других загустителей способствуют- закупорке пор и трезив, что затрудняет, а иногда делает невозможный лгменевге минерализации жидкости в порах г трещшах при смэнэ ПК в екзаживе.

Автор считает, что для швшгешя эффективности работ по технологии "двух ПЖ" целесообразно применять пранудятояьнуч задавку

какдоИ Ш в «к*, а «ер» ш«".

z. - о»о»сга■

Неоскодиов шея»™ 18 я«"10™0 rMOira

! г «ojona» срок* »о— -

обеспечивается t- „„дакаем ршшшмого

:ГоГ:^г —г.. —.

ГГГ— ~ - »е о„« „ — повторных ПЕИ — —

перепад» да*»-, .ре.=ш —« с Ш *

Гш»Рва»а, о 3«,_ — «-Р«-—

— — - -- * Т,

. Гар-етр» » Ч- ка»о. -Р» <«— « ^^ "

' coció»« —» - S8MFaB' """ Т

рам: ——-—^г;:;

-—в юг vz —

раствора, отдам*»* по УЭС от мае естестееннш:

гг гг.

веяно нюке, чем в экспериментах на образцах по^Д за счет про,

плотность);

сов, приводящих к затуханию фильтрации (образование глинистой корки, зоны кольматация). и знакопеременных перепадов давлений в системе "скважина-пласт" при спуско-лодьемных операциях бурового инструмента. Влияние этих факторов требуется учитывать как при проведении повторных замеров, так и при интерпретации результатов измерений.

Еыделение коллекторов по повторным замерам сопротивления не эффективно:

Г. При низкой плотности или низкой водоотдаче Ш, когда не обеспечивается внедрение фильтрата в проницаемые пласты на достаточную глубину.

2. При зскрытш коллекторов на утяжеленных ГСП, вызывающих закупорку пор и трещин твердыми частицам, затрудняющими проникновение фильтрата в породу после смены ПН в скважине.

Сффэкаивность выделения коллекторов по повторным замерам УЗС пород существенно зависит от качества Ш. Опыт проведения повторного электрического каротажа показывает, что наилучшие результата получаются при бурении скважин на воде или естественных водных суспензиях. Добавки в промывочную жидкость КМЦ я других реагентов, уменьшающих, водоотдачу, снижают эффективность этих исследований.

Выделение пластов с щювишим в них цементным раствором.

Анализ фактических материалов ГИС по интервалам карбонатного разреза, в которые до каротака проводились закачка тампонирупцше смесей с целью ликвидации поглощений Щ, показал, что геофизическая характеристика пород в таких интервалах сильно искажается (21).

На образцах цементного камня различного состава автором изучены их электрические, электрохимические и фильтрационные свойстве. Установлено, что цементный камень характеризуется вязким сопротивлением вскоре после твердения (О 5-2 см.м) и его увеличением

-до ~15-20 -Ом. м аа -2-3-_несяцв^зависимо^ от минерализации опухающей кидкости. Этот эффект может приводить к изменении во времени сопротивления пород, в которые внедрился цемент, .что следует учитывать при выделении коллекторов методами повторных измерений сопротивления.

Электрохимическая активность цементного камня существенно отличается от активности карбонатных пород. Цементный камень характеризуется аномально низкими значениями диффузионно-адсорбционной активности (Кда = -10-40 мВ независимо от содержания в нем глины). Величина Кда цементного камня со временем уменьшается^ и через 2-5 суток после твердения стабилизируется. Экспериментальными исследованиями автором установлено, что внедрение цемента в трещины и каверны породы приводит к уменьшению величины Кда. Изменение диффузионно-адсорбционного потенциала пропорционально количеству трещин и каверн, заполненных цементом, то есть объемному содержанию цемента в породе. Проницаемость цементного камня очень низкая и через 4-6 часов после твердения не превышает 0,01 мД. Внедрение цемента в трещины и каверны пород приводит к существенному снижению ее проницаемости. Такие порода по материалам ГИС имеют характеристику непроницаемых пород. Это следует учитывать при анализе данных ГИС в интервалах, подвергшихся цементным заливкам.

Существенное изменение геофизической характеристики пород с проникшим в них цементом является физической предпосылкой для разработки способов выделения карбонатных коллекторов по данным ГИС. Автором предложено выделение кавернозно-трещинных коллекторов с проникшим в них цементом проводить по данным повторных электрических исследований до и после цементной заливки 1211. Основным геофизическим признаком коллекторов с проникшим в них цементом является резкое смещение ПС в область отрицательных значений относи-

гельно показаний до цементной заливки.-

Электронепровсдящие ГО.

В практике бурения скважин на таких ГПК сложились два подхода к проведению ГИС:

- исследования выполняются только на РНО;

- исследования выполняются дважды - на РНО и после его замены на Ш5 с водной основой.

Работы автора [34,37,40,471 показали, что геологическая интерпретация материалов ГИС, выполненных на РНО, осуществляется на основе тех же методических приемов, которые применяются в скважинах с БВО, но с учетом влияния Ш0 на показания отдельных видов ГИС. Наиболее трудно решаемыми задачм по скважинам с РНО является задача по выделению коллекторов и определению их эффективных толщин. Анализ материалов ГИС а результатов исследования керна из скважин, пробуренных на РНО, показал, что фильтрат всех типов РНО (ИЭР.ИВР.АГР) проникает в поровое пространство пород на различную глубину с образованием зоны проникновения [76]. Фильтратом РНО является электронепроводящая жидкость. Обнаружить наличие зоны проникновения фильтрата РНО в продуктивных породах затруднительно", а в водоносных пластах можно по. результатам измерений разноглубинными зондами ПК и ДК. Отсутствие большинства прямых геофизических признаков, указывающих на проницаемость пород, затрудняет выделение коллекторов и выбор объектов для испытаний. Основным приемом при выделении коллекторов, вскрытых и исследованных на РНО, является использование граничных значений пористости и их геофизических параметров, которые обоснованы по другим скважинам на месторождении, или по результатам исследования керна. Прямые доказательства проницаемости пород в скважинах с РНО получают с помощью ОПК и ГДК. Выделение коллекторов слояных типов (трещинных, кавер-

новых, смешанных) по материалам ГИС в скважинах с РНО затруднено.

Проведение ШГпоелэдовзтельно-на-ПЖ-с-нвФтяноЙ_и водной основой является модификацией методики "двух ПК". Анализ материалов, полученных по такой методике измерений, позволил автору выявить ряд особенностей:

1. Простая замена в скважине РНО на РВО вносит" искажения в показания всех электрических видов ГИС за счет пропитки присква-жинного слоя пород углеводородной жидкостью и битумом. Влияние этого фактора устраняется проработкой скважины на РВО с расширкой ствола на 5-10 мм с целью удаления загрязненного УВ слоя пород;

2. Повторные замеры НК и ГГКП на РНО и РВО могут быть использованы для выделения газонасыщенных пород и определения газожидкостного раздела. После перехода на РВО газосодержание пород в зоне исследования снижается и это служит предпосылкой выделения газосо-держащих пластов [451. Однако в глубокозалегающих газовых залежах, например, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, газоносные пласты по такой методике проведения ГИС не выделяются, что обусловлено высокой плотностью фиоида в пластовых условиях, которая близка к плотности нефти.

3. Для выделения нефте- и водонасыщенных коллекторов по замерам на РНО и РВО требуется проведение ДК или малоглубинных■замеров ИК.

Автор считает, что в целом повторные измерения на РНО и РВО не эффективны для выделения коллекторов любого типа.

В [34,37,47,65,74,761 сформулированы основные правила комп-." лексной интерпретации гволого-геофизической информации по скважинам, пробуренным на ПИ с электронепроводящей.основой.

3.2. Определение пористости пластов при осложненных условиях

Как известно, коэффициенты пористости (К^ пластов определяются по материалам ГИС и на образцах керна.

Разработкой методик определения пористости пластов' но материалам ГИС занимались Ю.А.Гулин, Р.А.Резванов,. Б.Ю.Вендельштейн,-С.М.Аксельрод, С.Г.Комаров, З.Х.Еникеева, И.В.Головацкая, Я.Н. ■ Басин, А.М.Нечай и другие известные ученые и специалисты. В ре-' зультате были разработаны многие методики определения пористости, пластов разного строения как по данным одиночных видов (НК, ГГКП, АК, ЯМК), так и яо комплексу 2-3 видов ГИС. Но в ряде случаев разработанные ранее методики определения пористости не давали требуемых результатов. Так, исследования автора по оценке достоверности определений пористости трещиноватых и кавернозных карбонатных пород по данным только каротажа сопротивлений показали, что такая методика не эффективна [43. Автором также исследована эффективность определения пористости проницаемых пластов по УЭС промытой зоны и показано, что эта задача надежно решается по данным БМК только для водоносных пластов [13]. В нефтегазоносных пластах необходимо дополнительно знать остаточную нефтегазонасыщенность промытой зоны.

Автор совместно с Орловым Л.1Т. исследовал обоснованность оценки трещшщой пористости по данным повторных измерений УЭС трещиноватых пород на "двух ПЗГ и определил оптимальную, технологию проведения измерений по этой методике [16,22]. Она предусматривает вскрытие разреза на соленой Щ, выполнение первого замера зондом БК непосредственно перед опреснением Ш в скважине, а второго замера как можно быстрее после опреснения ГШ. Несоблюдение этого правила приводит к существенным погрешностям при оценке трещинной

■пористости------------------

Совместно с Б.Г.Фоменко, Э.В.Диевой, О.Н.Кропотовым было исследовано влияние газонаснщенности карбонатных пород на результаты определения их пористости го комплексу НК-АК [35,443. Установлено, что газонасыщенность карбонатных пород влияет на результаты НК и АК (Аг) даже при пористости пород менее 15 %.

При изучении сеноманских газовых залежей Западной Сибири особые трудности возникали при определении коэффициента пористости слабосцемантчрованных (до рыхлых) газонасыщенных полевошпатовых песчаников. Совместно с И.В.Толовацой и Ю.А.Гулиным на основе анализа геолого-геофизических материалов по скважинам, в которых выполнен расширенный комплекс ГИС, была разработана методике определения пористости газонасыщенных песчаников по комплексу ГГКП-КК-ПС [451. Опробование это! методики на материалах Ямбургского и Уренгойского месторождений (сеноман) показало ее высокую эффективность.

Совместно с М.В.Головацкой и В.Ф.Козяром изучено влияние гли-ниьтости на показания акустического каротажа в сцементированных песч^но-глинистых породах С471. Впервые установлено, что рассеянная глинистость не влияет на интервальное время, если ее доля б породе не прввыиаэг 13-15 %. При больших значениях (15-40 %) влияние глинистости на Аг пропорционально ее величине. В сильноглинистых породах (при Сгл > 40 %) связь между интервальным временем и глинистостью нарушается.

Наиболее'хюлно методические разработки по определению пористости и .литологии пород по данным радиоактивного и акустического каротаха изложены в наставлении по интерпретации (с комплектом палеток), подготовленного с участием автора [771. Разработанная методика предусматривает учет влияния технических условий проведения измерений (тш е свойства Ш, диаметр скважгаы и свойства глинис-

той корки), а также осложняющих интерпретации4геологических факторов (минеральный состав пород, их глинистость, углистость, карбо-натность терригенных пород, сульфатизацию карбонатных пород, примеси элементов с аномально высотам сечением поглощения тепловых нейтронов, газонасыщенность пород). Необходимо отметить, что отсутствие толстых (более I см) глинистчх и глинисто-баритовых корок на стенке скважин, пробуренных на всех типах РНО, гидрогелевых П2 и воде, повышает надежность определения пористости коллекторов по материалам ГИС. Применительно к полимиктовнм разрезам Западной Сибири эти вопросы изложены в [601. Показано, что пористость поли-миктовнх пород может определяться по данным отдельных видов ГИС (НЕ, ГГКП, АК и др.) лишь в простых ситуациях, а по комплексу нескольких видов ГИС (НЕС-ПС, ГГКП-ПС, НК-АК, НК-ГТКП, ГГКП-НК-АН, ГГОП-НК-ПС) задача надежно решается в сложных ситуациях. Использование комплекса 2-3 видов ГИС обеспечивает определение пористости пластов сложного состава и различной насыщенности с погрешностью не более ±2 % пористости.

Совместно с Орловым Л.И. проанализированы общепринятые лабораторные методики определения открытой и общей пористости пород на образцах керна и предложена усовершенствованная методика определения общей пористости (1975 г.), которая лишена недостатков, присущих методу парафинирования образца и методу Уелмгара. Результаты внедрения этой методики показали, что разница в определениях общей пористости и пористости насыщения на пр вышает погреаностей измерений, и этим был снят вопрос о существовании в образцах пород закрытой пористости (23.

В целом можно утверждать, что методические вопросы определения общей пористости осэдочннх пород по данным ГИС при различных скважинных условиях решены полностью, за исключением интервалов

-разреза_с_разрушенннм стволом скважины.

3.3. Оценка характера насыщенности коллекторов, прогнозирование состава притока й обоснование контакта "продукт-вода"

Характер насыщенности и продуктивность коллекторов межзернового (гранулярного) типа обычно определяются по критическим величинам УЭС пласта, Рн, Кв (или Кц), численные значения которых устанавливаются по сопоставлению этих параметров с данными опробования пластов различного насыщения. В пластах неоднородных, с высокой остаточной водонаскщенностью и большими водонефтяными (переходными) зонамиобъем опробований обычно недостаточен для надежной оценки этих критериев.

Б.Ю.Веццельштейном (19*79 г.) предложена методика определения критических значений р , Рн, Кв по кривым относительной фазовой проницаемости нефти (газа) и вода, получаемым при лабораторных исследованиях керна. Таким путем устанавливается диапазон значений Кв, при которых возможны притоки безводной нефти (или газа), смеси двух флюидов и воды. Применение методики требует проведения прямых определений Кв или калилляриметрических исследований на образцах керна для каждого изучаемого объекта, что затрудняет ее применение в оперативной работе. В связи с этим, автором совместно с Кропото-вым О.Н., Козяром В.Ф. и Яценко Г .Г.' [43] показано, что для терри-генных коллекторов различных месторождений критические значения относительной водонаснщенности эффективного объема пор кв примерно одинаковы независимо от района, литотипа коллектора и диапазона изменения коллекторских свойств. Примерное равенство однотипных величин характеризующих безводный, смешанный и водный притоки из пласта для коллекторов с р_зко различными ФЕС, обусловлены тем,

что закон изменения относительной фазовой проницаемости для нефти (или газа) и воды одинаков независимо, от объема эффективных пор в породе. Рекомендовано использовать усредненные значения параметров ^в' кр и ^в* для сценки характера насыщенности коллекторов и прогноза ожидаемого притока из них при отсутствии фактических кривых относительной проницаемости.

Последующие исследования, выполненные совместно с Абдухалико-вым Я.Н. и Фоменко В.Г. 156), показали, что относительная водона-сыщенность Кд в коллекторах Западной Сибири синхронно возрастает с увеличением величин ^ и К^ пород. При одинаковых значениях ¡^ и К^ для различных месторождений ЗСП величины кв изменяются в узком пределе. Так, для границы "чистый продукт-продукт с водой" средние значения к* = 0,28-0,34, а ^ = 0,49-0,57. Учет выявленных закономерностей при оперативной интерпретации материалов ГИС повысил эффективность выделения продуктивных пластов, переходных зон и водоносных пластов с остаточной нефтенасыщенностью в скважинах с любыми типами Ш. Этот же методический подход позволяет обосновывать в залеках нефти и газа положения межфлшдных разделов "продукт-переходная зона" и "переходная зона-вода".

Установленные критерии насыщенности нашли применение на практике.

3.4. Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности в осложненных условиях

Как известно, коэффициенты нефте- (К^ и газонасыщенности (К^) коллекторов определяются по материалам ГИС и на образцах керна. Надежность определения этих параметров по материала« ГИС определяется в основном тремя факторами: правильностью определения УЭС пласта и пластовой вода в залехи и обоснованностью используе-

мой петрофизической связи ?н - К^.

При оценке насщенностаП^оллекторов—важнейшим—гаофизинеским__ параметром является иг удельное электрическое-сопротивление. На практике часты ситуации, когда по материалам ГШ этот параметр надежно не определяется. Для таких условий совместно с Г.Г.Яценко предложен новый методический прием оценки коэффициента нефтэгазо-каевденносги меазерновых коллекторов по величине их пористости '.20], который навел широкое применение в практике работ. Суть это-приема заключается в использовании корреляционной связи мевду Кйюктивной Kj. Эф и общей К^ пористостью. По значению Кд продуктивных пластов, найденного по ГИС, и корреляционной связи определяется эффективная пористость, а ее отношение к общей пористости иззно величине К^,.

С целью повышения достоверности определения УЭС пластов по данным электрических видов ГИС совместно с Чаадаевым Е.В., Санто К.Л. и Румянцевым В.Н. исследовано влияние анизотропии пласта и зоны проникновения на форму кривых БКЗ 1313- Установлено, что электрическая анизотропия пластов усиливает эффект повышающего и ослабляет эффект пониканцего проникновения фильтрата ПЖ в пласты.

Совместно с Бриченко И.П., Паникиным В,А., Сохрановкм H.H. к Чаадаевым Е.В. исследовано влияние кольцевой (окаймляицей) зоны низкого сопротивления на показания зондов БКЗ и ИК [71]. Установлено, что на показаниях зондов БКЗ наличие такой зоны практически не сказывается, а показания зонда ИК могут существенно изменяться. Выявленные особенности влияния этих факторов учтены в двух методических разработках по вопросам определения УЭС пластов, научное редактирование которых выполнено автором:

- Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК (с комплектом палеток) (ВНШЖ, 1990 г.):

Методические рекомендации' по определении электрических параметров в сквакинах с высокоминерализованной промывочной жидкостью (с комплектом палеток) (ВНИГИК, 1991 г.).

По инициативе автора впервые совместно с Фоменко В.Г., Пелеп-ченко О.М. и Сидорчук Е.А. проведены исследования по оценке влияния нарушения теплового равновесия в система "сквакина-пласт" на результаты определения электрических параметров пластов 163,693. Установлено, что степень охлаждения пород вблизи сквашт за счет циркуляции Ш возрастает в осенне-зимний период и с увеличением глубины сквахины. Охлаадение пород приводит к изменению их физических свойств и прежде всего электрических, а именно: УЭС пород вблизи скважины возрастает на 2,в % при снижении их температуры на каждый градус. Это приводит к изменению УЭС пород во. времени, что создает ложную характеристику их проницаемости по временным замерам зондами электрического каротажа. Наличие температурной воронки в радиальном направлении приводит к появлению трехслойной формы кривой бокового зондирования даже в заведомо непроницаемых пластах -аргиллитах и в водоносных пластах при их вскрытии бурением на ПЖ с минерализацией большей, чем гластовая вода. Поэтому выявленные эффекты от охлаадения пород необходимо учитывать при интерпретации материалов ГИС путем приведения к единым температурным условиям.

Используемые при определении К^, летрофизические связи Р-Кд и Рн-Кв, как правило, устанавливались по результатам исследования экстрагированных образцов керна, насыщенных моделью законтурной -пластовой вода. Ужа пс первым скважинам, пробуренным на ИБР в СССР (Туймазинское месторождение), было установлено, что связи Рн-Кв для нефтеносных песчаников девона, полученных на образцах с естественной остаточной водонасвденностыо и на экстрагированных образцах, существенно различаются (Орлов Л.И.„ 1965 г.). Впоследствии

этот-йакт-лгодгвердился и на других месторождениях, где бурились скважины на- РНО. Использование связей Р'-К требует знания УЭСГ

Я о

остаточной, (внутриконтурной) пластовой вода. В случае непостоянства УЭС пластовой вода по высоте и площади залежи надежность определения- Кд по связям Рд-Кв снижается. При изменяющейся минерализации пластовой вода для определения коэффициента нефгегазонасыщен-ности пластов автором совместно с Ахияровым В.Х. и Таужнянским Г.В. рекомендовано использовать геолого-геофизичзские материалы по скваишам с безводными ПН. По результатам анализов керна и данным ГИС устанавливается корреляционная связь типа-"ТИС-керн" между УЗС продуктивных пластов по ГИС и объемной водонасыщенностью пластов по керну [37,39,75].

Такие связи пригодны только в пределах той залежи, на материалах которой они получены. В условиях изменяющейся по высоте и площади залежи минерализации пластовой воды автором совместно с Ахияровым В.Х. и Щименко В.И. предложена методика определения этого параметра по обобщенным зависимостям между 2ЯЗС пластов и их объемной влажностью, полученным по данным скважин, пробуренных на МБР в Западной Сибири, раздельно для отложений сеномана, тикнего мела и юры 1523. Эти же зависимости по отдельным скважинам автором предложено использовать дня оценки надежности стандартных петрофи-зических связей тала Р-Кц и РН~КВ.

Совместно с Фоменко В.Г. исследована надежность определения коэффициента гафтегазонасыщвввости пород в скважинах с непроводящими ПЖ по даннда Ж и ДК раздельно и в комплексе [47] и разработана методика определения значений К^ по комплексу ДК-ИК в скважинах с РНО. В основу этой методики заложены корреляционные связи между показаниями ДК и ИК и объемной водонасыщеиность» пластов по кэрну. Использование комплекса ДК-ИК повышвет надежность оцределе-

шя Кд0 в условиях вменяющейся, минерализации пластовых вод.

Определение коэффициентов остаточной нефте- и газонасвдешю-сти обычно осуществляется по результатам исследования образцов керна и редко - по материалам ГИС. По материалам ГИС определяется К^ в нефтеносных пластах и Кнго = Кко + Кго - в газоносных. Автор считает, что остаточная (несникаемая) нефте- и газонасыщенность наиболее правильно мохет быть определена по электрическим параметрам промытой зоны продуктивного пласта [18]. Для этого должна выполняться определенная технология измерений:- г

1. Для измерения УЭС промытой зоны применим только зонд БМК. Стандартные микрозонды для этой цели не эффективны.

2. Следует использовать лишь скважины, пробуренные на ЕЖ' с УЭС, близким УЭС пластовой вода.

3. Вскрытие и исследование разреза должно осуществляться без изменения свойств Ш.

4. Временные' замеры зондом БМК (не менее 3-4 замеров в течение 2-3 суток) следует проводить одним и' тем же комплектом аппаратуры.

Стабилизация УЭС промытой зоны фиксируется на временных кривых БМК постоянством регистрируемых показаний, которые и используются при определении Кяо или Каго по известным методикам.

По мнению автора, определять величину К^ в газовых залежах по материалам ГИС в открытом стволе скважины невозможно. В таких пластах по значениям р^ оценивается величина Кнго- В скважинах с пресными ПЖ использовать параметры промытой зоны коллекторов для определения величин К^ и Кг& затруднительно из-за трудностей учета влияния электропроводности смеси фильтрата с остаточной пластовой водой. В этих условиях достоверность определений этих параметров низкая.

Совместно с В. Х.Ахл яровым, В.И.Петерсилье и В.Г.Фоменко на ппттпнятти янялипя >ео-гого=гаоаизических-материалов по сквакинам, пробуренным на РНО в различных регионах СНГ, сформулированы методические требования по определению остаточной водонасыщенности (Кво) нефтегазокасыщенных коллекторов на образцах керна и по данным ГИС [65,74]. Были выявлены определенные закономерности изменения этого параметра по высоте залежи нефти п газа, по различным литотипам коллекторов (терригенные, карбонатные), а также оценена сходимость прямых определений Кво с данными моделирования величин .К^ на образцах керна косвенными методами. Установлено следующее:

1. Прямое определение остаточной водонасыщенности Кво продуктивных пластов возможно только на керне, отобранном на безводных ПЖ (ИБР, АГР). Значения Кво, определенные на керне прямым методом, наиболее правильно отражают величину этого параметра, чем найденные любым косвенным методом. При отборе керна из скважин, пробуренных на ИБР, естественное содержание К^ может сохраняться, но может быть и завышено вследствие внедрения в породу водосодер-жащей эмульсии. Аналогичные явления происходят при использовании ИБР с повышенным содержанием воды (более 3-5. %). Поэтому в каждом случав величины Кво, определенные на образцах керна прямым методом, должны контролироваться данными ГИС по этой же скважине.

2. При отборе керна на безводной 1Ш определенная прямым методом величина Кво правильно отражает естественную водонасвден-ность пород-коллекторов только в предельно насыщенной части залежи, в которой отсутств!эт свободная (подвижная) пластовая вода. В образцах из переходной зоны залежи и водоносных пород определенная прямым методом величина К^ в различной степени занижена за счет вытеснения из пор части подьшюй вода фильтратом РНО. Вода из таких образцов вытесняется в различных количествах в зависимости от

их проницаемости и технологии бурения, но не снижается до остаточной; в них всегда К„ больше К .

о Ви

3. В образцах керна из водонасыщенных пластов и переходной зоны, отобранных на РНО, за счет внедрения его фильтрата искажается естественное соотношение подвижных флюидов. Определение Кво и К^ на таких образцах не имеет смысла.

4. Остаточная нефгенасыщенность Кдо не может определяться ня образцах керна, отобранного на РНО, так как внедрение углеводородного фильтрата в поры образцов приводит к искусственному их нефте-насыщению.

5. Керк, отобранный на РНО, является единственным источником достоверной информации о минерализации и составе солей остаточной воды в продуктивных пластах. Этот фактор позволяет изучать характер изменения минерализации пластовой воды по высоте я площади за-лбжей нефти и газа. Таким путем были изучены закономерности изменения С0О в зависимости от Кво, глинистости пород и высоты залежей в отложениях неокома и сеномаяа Западной Сибири Г51].

6. На образцах керна, отобранного на РНО, могут быть изучены истинные связи между рп, К^, Кп, К^ для нефтегазонасыщенннх пластов. Изучение этих связей на экстрагированных образцах с искусственной водонасыщенностью часто на отвечает реальным условиям пласта. По этой причине указанные связи существенно отличаются от связей, полученных на образцах с естественной водонасыщенностью. Выявлены существенные различия в характере связей и Кво-К1Г для карбонатных и терригенннх коллекторов, для газоносных и нефтеносных пластов.

Совместно с И.Г.Дядькиным и Э.В.Диевой впервые обосновано, что при использовании двумерных пе-трофизических связей необходимо

-пользаваться__единой_ средней (а не двумя роковыми) линией регрессии, так как в любой корреляционной связи аргумент и функция определяются с погрешностями СЗЗЗ. -

Учет выявленных особенностей повышает надежность решения геологических задач.

3.5. Оперативные Геофизические заключения по нефтегазоразведочным скважинам

При оперативной интерпретации материалов ГИС главной целью является выделение коллекторов и оценка их продуктивности (нефте-газоносноста) в процессе бурения отдельных скважин. На основе выполненного анализа состояния оперативной интерпретации материалов ГИС в нефтегазоразведочных сквэжинах [46,723 автором совместно с Г.Г.Яценко разработаны требования к оперативной интерпретации данных ГИС, которые включены в Техническую- инструкцию по проведению геофизических исследований в скважинах" (глава XV) [793.

Для газовых и нефтяных скважин сформулированы: задачи оперативной интерпретации; перечень-решаемых задач при расчленении разреза скважин, оценке емкостных характеристик и типа коллекторов, оценке нефтегазоносности пластов-коллекторов; требования к заключению по оперативной интерпретации данных ГИС.

В отличие от ранее действующих характеристик коллекторов по составу и содержанию подвижных углеводородов по инициативе автора и Г.Г.Яценко в требования к заключению по оперативной интерпретации материалов ГИС включена новая характеристика - переходная зона; нефтеносного (или газоносного) пласта, из которой при испытании получат двухфазный приток пластовых флюидов. Дня определения границ переходной зоны были использованы критические значения коэффициентов водонасыщенности, определяемые по кривым относительных фа-

зовых проницаемостей го методике, предложенной В.Ю.Вендельштейном.

Внедрение в практику требований-к оперативной интерпретации данных ГИС повысило эффективность оперативных геофизических заключений.

3.6. Сводная (площадная) интерпретация геолосо-геофизической информации

Совместно с В.Ф.Козяром, Т.Ф.Синьковой, Г.Г.Яценко, Г.Л.Тро-фименко, В.Г.Фоменко, Э.В.Диевойдл В.Ю.Вендельштейном автором проанализированы и обобщены определения подсчетных параметров, используемых в отчетах с подсчетом запасов нефти и газа в организациях бывшего Мингео СССР [32,48,50,52,58,60,61,64,68,70,73]. Было выявлено, что во многих геологоразведочных'организациях используются устаревшие и физически необоснованные методики определения параметров коллекторов по материалам ГИС, в результате чего при рассмотрении и утверждении запасов по многим месторождениям существенно корректировались и снижались все параметры, определяемые по материалам ГИС, и балансовые запасы нефти и газа.

Так, в 1976-1980 г. в представленных в ГКЗ СССР отчетах с подсчетом запасов нефти и газа от организаций Мингео СССР объемные параметры залежей определены по материалам ГИС соответств'енно - для 100 %, Кд. - для 61 %, К^ - для 63 % месторождений. При этом без изменения авторских значений параметров приняты соответственно ' Н0ф - для 74 %, Кд - для 44 %, Кщ, - для 39 % месторождений.

Были выявлены типичные причины неудовлетворительного использования геолого-геофизической информации при определении и обосновании подсчетных параметров, предложены пути их устранения и пути дальнейшего совершенствования технологии применения ГИС для определения и обоснования подсчетных параметров применительно к коллек-

-торам-сложного_сгрQeJшя_Jтeppш^emш ж карбонатных). Изучение та-юя коллекторов, по тетт автора, связано не столько с количеств венным увеличением видов ГИС, сколько с качественной перестройкой всего процесса исследований, обеспечивающего получение всей необходимой информации до обсадки скважины, а результаты опробования и испытаний объектов должны лишь подтверждать (заверять) результаты ГИС.

Технология проведения ГИС должна определяться сложностью строения коллекторов и техническими условиями бурения скважины. Б общем случае технология проведения ГИС должна "вписываться" в любую реально примэняемую технологию бурения скважин без предъявления каких-либо особенных требований, но с учетом следущих моментов:

- любые виды ГИС должны проводиться при заполнении скважины той 1Ш, на которой бурился исследуемый разрез;

- очередность проведения необходимых видов ГИС должна обеспечивать решение основной задачи - оценку характера и величины нефтегазонасыщенности коллекторов;

- при изменении свойств ПК по технологическим причинам, отдельные вида ГИС должны выполняться до и после изменения свойств ПЖ в скважине;

- методика интерпретации.ГИС должна базироваться на строгой петрофизической основе, полученной для конкретных условий залегания изучаемых пород, и учитывать конкретные геалого-тешпесще условия в скважине; д

- для обоснования достоверности определения тодсчетных параметров по материалам ГИС на месторовдении должно предусматриваться бурение отдельных (базовых) скважин с полным выносом керна из продуктивных интервалов, их исследования расширенным комплексом ГИС,

гидродинамические исследования и поинтервальные испытания с контролем геофизическими методами за процессами испытания.

Регулярное'освещение этих вопросов в печати и опыт работы автора экспертом ГКЗ и Мингеоссср оказали положительное влияние на качество определения и обоснования основных подсчетных параметров, определяемых по материалам ГИС. Так, в отчетах, представленных з ГКЗ СССР в 1985-1990 г., параметры К^ я К^ определялись по материалам ГИС для 92 % месторождений, а величины Н^ - в 100 % случаев. Из общего снижения извлекаемых запасов на долю параметров, определяемых по ГИС (H^.í^.K^), приходится всего около 3 %. Однако это определяет необходимость дальнейших исследований по повышению эффективности использования данных ГИС при подготовке запасов углеводородного сырья.

3.7. Геолого-геофизические исследования пород кристаллического фундамента

В последние годы обнаружены нефгегазопроявления в породах кристаллического фундамента. В 1966 г. на Туймазинском месторождении была пробурена опорная скважина # 2000, которая впервые в стране вскрыла 1981 м пород фундамента. В скважине проведен широкий комплекс ГИС, а на образцах керна изучены физические свойства горных пород. Автор совместно с Л.И.Орловым, А.П.Анпилоговым, В.Ф. Козяром выполнил анализ геолого-геофнзического материала по этой скважине и выявил ряд особенностей в геофизической характеристике пород фундамента, сложенного гнейсами, гранитогнейсами, гранитами, диоритами, диабазами. Сопоставление данных ГИС с результатами исследования керна позволили оценить эффективность каздого вида ГИС и обосновать оптимальный комплекс геолого-геофизических исследований [11,14,17].

ПерЕь^-^шт-Л2й.олого-ге(^зических исследований перед кристаллического фундамента представил интерес при выборе эф!ечтивной~ме— тодики изучения подобных разрезов.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗРАБОТАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИ ИССЛЕДОВАНИЙ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОП ИНФОРМАЦИИ

Основные научно-методические разработки автора, в том числе выполненные с указанными выше соавторами, нашли отражение в инструктивных и методических документах по исследованию скважин, бурящихся на нефть и газ, и интерпретации получаемых материалов [75-81], которыми пользуются не практике. Часть результатов исследований автора использована в "Методических рекомендациях по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов" (1990 г.). Применение на производстве получили такке научно-методические разработки автора по использованию динамики формирования и параметров зоны проникновения при выделении коллекторов и оценке их типа, по использованию геодого-геофизической информации, получаемой в сквакинах с электронепроводящей ПЖ,и отдельные методические разработки по интерпретации геолого-геофизической информации, изложенные в научных статьях (обоснование нижнего предела коллектора [27], статистическая обработка геолого-геофизических зависимостей. [333, определение пористости газоносных пород [35,45], учет влияния теплового неравновесия в системе "скважина-пласт" [69] и др.).

Внедрение научно-ме-годических разработок автор осуществлял в процессе подготовки запасов нефти и газа по ряду крупных ме сторож-

дений, экякртизы геолого-геофизической информации по разведуемым местораждзнгям в различных геологоразведочных организациях бывшего СССР и когс.'льтаций специалистов.

Изучзнш геолого-геофизических материалов по отложениям сено-мана УрекгоЮкого, Ямбургского и других газовых месторождения Тюменского севера позволило (совместно с Яценко Г.Г. и Ахияровым В.2.) par,работать методику выделения коллекторов и оценку их параметров [41 . Особое место в этой методике уделено вопросам учета при интерщётации материалов электрического каротажа переменной по высоте зилечси минерализации остаточной (внутриконтурной) пластовой воды, устанавливаемой по результатам отжима воды из образцов керна, отобранного на безводной ПЖ. В случае изменения Св по высоте залежи рекомендовано при подсчете запасов определять критерии и параметры коллекторов раздельно для различных частей залежи с учетом величиьн Св.

Другим особо сложным объектом в Западной Сибири является тюменская свита, к которой приурочены большие запасы нефти. В результате изучения геолого-геофизических материалов по отложениям тюменской сшты (совместно с Головацкой И.В. и Фоменко В.Г.) выявлен ряд особенностей в геолого-геофизической характеристике пород-коллекторов и с учетом их разработаны методические приемы комплексной интерпретации данных ГИС [59,66,67].

Разраготанные методические подхода комплексного использогания геолого-геофизической информации при осложненных геолого-технических условиях в полной мере реализованы при разведке и подготовка отчетов с подсчетом запасов нефти и газа ряда крупных месторождений (Ямбургского - 1983 г.. Оренбургского - 1984 г., Карачаганак-ского - 1965 г., Приобского - 1987 г.), в которых автор принимал личное учасие.

-Кэ-0ренбургском-^еы:оро_ждеш1и автор в составе научной группы

под руководством д.т.н. Л.Г.Петросяна непосредственно участвовал в разработке проекта доразведки, анализе, и обработке всего геолого-гвофизического материала, в том числе по скважинам-дублерам, и в написании геофизического раздела отчета с подсчетом запасов газа. Использование геолого-геофизических материалов по скважинам, пробуренным на ЦБР, и результатов исследований по методике "двух ПЖ" повысило обоснованность- выде-леняя трех типов коллекторов и запасов газа и нефти этого месторождения.

На Карачаганакском месторождении автор в составе научной группы под руководством д.г.-м.н. А.Н.Золотова выполнял научно-методическое руководство по проектированию геолого-геофизических исследований, непосредственно,участвовал в анализе и обобщении получаемых материалов и подготовке отчета с подсчетом запасов. По инициативе автора на месторождении выполнен целый ряд нестандартных исследований в скважинах, которые существенно повысили эффективность ГИС при выделении и оценке коллекторов.

Аналогичные работы с участием автора выполнены на ряде других месторождений - Жанажольском, Кумкольском, Майбулакском, Кожасай-ском, Василковском, Северо-Хоседаюсском, Восточно-Сургутском и др.

Автор принимал непосредственное участие в обработке, анализе к обобщении геолого-геофизических материалов по опорной скважине 2000 (район г.Туймазы). Впервые были изучены петрофизические свойства пород фундамента по керну и их геофизическая характеристика по материалам расширенного набора вров ГИС. Сопоставление данных

О

П!С с результатами исследования керна позволили оценить эффективность каждого вида ГИС и обосновать оптимальный комплекс геолого-геофизических исследований. Результаты исследований по этой скважине в дальнейшем были использованы при бурении и исследовании

Кольской сверхглубокой скважины СГ-3.

Выполненные разработки существенно повысили эффективность геолого-геофизических исследований скважин в осложненных геолого-технических условиях.

В результате- внедрения предложенных автором разработок при разведке многих месторождений нефти и газа получена новая геологическая информация о свойствах и параметрах коллекторов и залежей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основным научно-практическим результатом диссертационной рэ-тн является разработка эффективной технологии геофизических исследований разрезов скважин в осложненных геолого-технических условиях, включающих набор видов ГИС, методику проведения измерений в скважине и методику комплексной интерпретации получаемых материалов.

В итоге выполненных работ получены следующие основные результаты:

1. Исследовано влияние физико-химических свойств различных типов Ш на состояние исследуемой зоны пластов, проведение и. информативность ГИС. При этом для каждого типа Ш обоснована эффективная технология геолого-геофизических исследований изучаемых разрезов, обеспечивающая решение задач по выделению коллекторов л оценке их параметров.

2. Экспериментально изучен процесс формирования зоны проникновения б коллекторах с различным типом пористости и характером насыщенности при фильтрации в породу растворов различной минерализации. Установлены различия в процессах формирования зоны проникновения в водоносных и нефтегазоносных породах с различной струк-

-дуройлюрового пространства: трещиноватых, кавернозных, гранулярных. ;-

Изучены свойства кольыатационкого слоя в породах с различным типом пористости. Использование этих результатов на практике повысило геологическую эффективность разновременных и повторных измерений сопротивления пород по различным технологиям.

Доказано, что динамика формирования зоны ' проникновения в проницаемых пластах является важным информационным фактором, отра-зкаидим фильтрационно-емкостные свойства пород, и что управление процессом формирования зоны обеспечивает решение задач по выделению коллекторов различного типа и оценке их параметров.

3. Изучены особенности геолого-геофизических исследований скважин, пробуренных на различных типах ПЖ (с водной, нефтяной и госсиполовой основой). Установлены их преимущества и недостатки.

4. Разработано и доведено до внедрения ряд модификаций изучения сложных разрезов для методики "двух ГШ", которые основаны на максимальном использовании условий бурения (на технической воде, на глинистом растворе, на непроводящем.растворе) и динамики формирования зоны проникновения в коллекторах различного типа.

5. Обоснованы две оптимальные модификации методики "двух ПК" для проведения повторных замеров сопротивления пород с целью изучения трещинных коллекторов. Эти модификации существенно различны для решения задач выделения коллекторов и для оценки трещинной пористости. Их реализация повышает надежность решения поставленных задач.

6. Изучены характер и степень иеменения геофизической характеристики пород, в пустогнсэ пространство которых внедрился цементный раствор, закачиваемый в скважину с технологическими целями. Предложена методика выделения кавернозно-трещинных коллекторов по

материалам ГИС, выполненных после закачки цементного раствора в необсаженную скважину и разбуривания цементного моста.

7. Разработана методика определения пористости газонасыщешшх полимиктовых песчано-глинистых коллекторов по данным ГГК-КК-ПС.

8. Доказано отсутствие закрытой пористости в образцах пород-коллекторов - различной литологии и структуры перового пространства. Получаемые в практике лабораторных работ завышения общей пористости над открытой обусловлены погрешностями определения общей пористости.

9. Разработан новый методический ■ прием определения нижнего предела межзернового коллектора на образцах керна, базирующийся на использовании значений эффективной пористости.

10. Установлено влияние теплового неравновесия в системе "скважина-пласт" на геофизические характеристики пород. Показано, что охлаждение пород в процессе бурения скважины может приводить к существенным искажениям геофизической информации, меняющимся во времени.

11. Обоснована технология ГИС для определения остаточной неф-тенасыщенности продуктивных пластов по параметрам промытой зоны.

12. Изучены петрофизические свойства и геофизическая характеристика пород кристаллического фундамента, впервые вскрытого скважиной 2000 (г.Туймазы). Оценена геологическая эффективность каждого вида ГИС при изучении пород кристаллического фундамента.

13. Сформулированы задачи, решаемые при оперативной интерпретации материалов ГИС в поисковых и разведочных объектах, требования к геофизическим заключениям по скважинам и пути повышения эффективности применения данных ГИС при определении подсчетных параметров залежей нефти и газа.

14. Предложен принцип выбора и обоснования технологии геофи-

зшесшх исследований нефтегазоразведочных скважин в осложненных

геолого-технических условиях на основе применяёмой~технологни—бу--

рения скважин, решаемых геологических задач по скважине и информационных возможностей имешцихся видов ГИС.

Все основные научные результаты и методические разработки, выполненные автором, широко используются в практике проведения геологоразведочных работ на нефть и газ.

Основное содержание диссертации изложено в следующих опубликованных работах:

Монографии

1. Влияние промывочной зоркости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976. 89 с. (соавторы Орлов Л.И., Свихнушн Н.М.).

2. Геофизические исследования подсолевых отложений, при аномальных пластовых давлениях. М.: Недра, 1983. 209 с. (соавторы Козяр В.Ф., Яценко Г.Г.).

Научные статьи

3. Усовершенствование методики и комплекса геофизических исследований карбонатных отложений в Волго-Уральской области // Геология нефти и газа. 1963. X II, с.47-53 (соавторы Дворецкий В.Г., Кестеренко Н.Г.).

' 4. Об определении пористости карбонатных пород методом электрометрии // Тр. Межобластного координационного Совета по проблеме нефтеносности карбонатных коллекторов Урало-Волжской нефтеносной провинции. Бугульма; ТатНШ, ¿¿63. Вып.2, с.157-164 (соавтор Орлов

Л.И.).

5. Использование бокового и микробокового каротажа для изучения рифов Предуральской депрессии // Геология нефти и газа. 1965. S 3, с.54-57 (соавтор Дворецкий В.Г.).

6. О выделении трещиноватых коллекторов по данным электрического каротажа // Разведочная геофизике. 1965. И 4, с.94-104 (соавтор Орлов Л.И.).

7.. Некоторые вопросы изучения трещинных коллекторов методами промысловой геофизики // Тр. П Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. М.: Недра. 1965 (соавторы Щербакова Т.В., Орлов Л.И.).

8. Методика выделения трещинных коллекторов по данным промысловой геофизики // Тр. ¡И Всесоюзного совещания по коллекторам нефти и газа. М.1ВНЮИГ 1965, с.98-111 (соавтор Щербакова Т.В.).

9.' Особенности промыслово-геофязических исследований карбонатных отложений, вскрытых на воде // Геология нефти и газа. IS67. J4 8, с.57-62.

10. Использование коркомера для выделения проницаемых пород в карбонатных отложениях // Нефтегазовая геология и геофизика. 1967. № 3, с.41-46.

11. Геофизическая характеристика кристаллического фундамента юго-восточной части Татарского свода (по данным геофизических исследований опорной скважины Я 2000). Обзор. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ. 1967 (соавторы Шлычкин П.Д., Айзенберг М.А., Анпилогов А.П., Орлов Л.И., Козяр В.Ф.).

12.' Использование данных гамма-каротажа для литологического расчленения отложений девона в восточной части Припятской впадины // Методика и геологические результаты геофзических исследований Припятской впадины. Минск: Наука и техника. 1967, с.84-90 (соавтор

Малинин'В.Ф.).

13. Определение пористости прашцаёмшг~пластов-по-удельному__ сопротивлению промытой зоны // Нефтегазовая геология и геофизика.

1968. & 18.

14. Результаты изучения разреза и керна по опорной скважине 2000 (район г.Туймазы) // Глубинное строение Урала. Тр. I Уральской сессии Научного совета по комплексным исследованиям земной коры и верхней мантии. М.: Наука. 1968 (соавторы Орлов Л.И., Гар-рис М.С., Постников Д.В., Попов К.Д., Шлычкин П.Д., Козяр В.Ф.).

15. Выделение зон поглощающих пластов после их цементирования // Геология нефти и газа. I9S9. № 5, с.57-62.

16. Некоторые приемы выделения трещинных коллекторов методами промысловой геофизики // Разведочная геофизика. 1969. J5 34, С.III—117.

17. Геофизические и геологические исследования сверхглубоких екважип (некоторые результаты и задачи) // Ядерная геофизика.

1969. Вып.7, с.226-255 (соавторы Алексеев Ф.А., Кухаренко Н.К., Галкин Ю.Д., Войтов Г.И., Анпилогов А.П., Орлов Л.И.).

18. Определение остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов по данным каротажа // Нефтегазовая геология и геофизика.

1970. Jii I, с.45-48.

19. К методике выделения коллекторов в карбонатных отложениях // Нефтегазовая геология и геофизика. 1970. JS 13, с.9-17.

20. Влияние глинистой корки на величину потенциалов естественного электрического поля в скважине // Геология нефти и газа. IS7I. » II, с.43-49.

21. Методика выделения кавернозно-трещинных коллекторов после цементных заливок участков ствола бурящейся скважины // Состояние и перспективы изучения коллекторов нефти и газа (Тезисы доклада).

М.-.-ВНЖШ, 1971, с.183-186.

22. Oö эффективности метода "двух растворов" при изучении трещинных коллекторов // Нефтегазовая геология и геофизика. 1973. » 4, с.49-52.

23. Особенности формирования зоны проникновения в карбонатных породах различного типа // Разведочная геофизика. И.: Недра, 1973. Вып.57, с.139-150.

24. Определение параметров коллекторов по характеристикам зоны проникновения // Обзор. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. Актуальные проблемы промыслово-геофизических исследований скважин. М.: ВНИМОЭНГ. 1974 (соавторы Орлов Л.И., Свихнушин Н.М.).

25. Роль вспомогательных петрофизических зависимостей при выделении и оценке коллекторов в карбонатных отложениях // Петрофи-зика коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1975, с.219-227.

26. Использование результатов исследований скважин при обосновании коэффициента пористости // Тезисы докладов Всесоюзного семинара "Использование геофизических методов при подсчете запасов нефти и газа". М.: ВИЭМС. 1975, с.23-25 (соавтор Козяр В.Ф.).

27. Обоснование никних пределов проницаемости и пористости коллекторов по данным исследований образцов керна // Геология нефти и газа. 1975. Jä 12, с.42-48 (соавтор Яценко Г.Г.).

28. Обоснование эффективных мощностей по комплексу геологс-геофизических данных // Тезисы докладов Всесоюзного семинара "Современное состояние методики применения каротажа при подсчете запасов газовых месторождений". М.: ВНИИЯГГ. 1976 (соавтор Трофимен-ко Г.Л.).

29. Отдельные положения методики определения коллекторских свойств карбонатных пород по параметрам зоны проникновения (информационный листок). М.: ВИЭМС. 1976 (соавторы Диева Э.В., Яценко

__

30. Оценка коэффициента нефтегазонасщенноститсоллекторов-по-

величине их пористости // Геология нефти и газа. 1977. И> 5,

с.70-72 (соавтор Яценко Г.Г.).

31. О влиянии анизотропии пласта и зоны проникновения на форму кривых БКЗ // Нефтегазовая геология и геофизика. 1977. Л 9, с.37-42 (соавторы Чаадаев Е.В., Румянцев В.Н., Санто К.Л.).

3?.. Состояние и пути повышения эффективности использования материале в геофизических исследований в скважинах при подсчете запасов нефти к газа. Обзор. Сер. Рег.разв. и пром.геофизика. М.: ВИЭМС. 1977 (соавторы Трофименко Г.Л., Яцонко Г.Г., Козяр В.Ф., Синькова Т.Ф.).

33. О статистической обработка геолого-геофизических зависимостей // Нефтегазовая геология и геофизика. 1978. JS 7, с.38-41 (соавторы Диева Р.В., Дядькин И.Г.).

34. Особенности геофизических исследований скважин,вбурящихся на электронепроводящих растворах // Геология нефти и газа. 1978. К 2, с.65-72 (соавтор Фоменко В.Г.).

35. К методике определения пористости газоносных карбонатных порол // Геология нефти и газа. 1978. В 10, с.24-28 (соавторы Фоменко В.Г., Диева Э.В., Кропотов О.Н.).

36. Комплекс и методика геофизических исследований скважин, бурящихся на безводных и эмульсионных растворах, и особенности интерпретации получаемых материалов // Геология нефти и газа. 1979. & Л, с.49-56 (соавтор Фоменко В.Г.).

37. Геолого-геофизические исследования нефтегазоносных разрезов, вскрытых на растворе с углеводородной основой // Обзор. Сер. Per., разв. и пром. геофизика. М.: ВИЭМС. 1979 (соавторы Фоменко В.Г., Данилова H.H.).

тов остаточной водонасыщенности по материалам скважин, пробуренных на безводных промывочных жидкостях // Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов и флшдоупоров // Мате -риалы VI Всесоюзного совещания. Львов: УкрНИГРИ. 1588, с.51-53 (соавторы Фоменко В.Г., Петерсилье В.П.).

63. Особенности изучения песчано-алевритовых коллекторов юрских отложений Западной Сибири по материалам ГИС // Разведочная геофизика. Обзор. М.: ВИЭМС. 1939 (соавторы ГолоЕацкая И.Б., Фоменко В.Г., Ахияров В.Х.).

67. Основные критерии литологического расчленения разрезов Западной Сибири по данным геофизических исследований скважин // Литология разрезов Западной Сибири по геофизическим исследованиям. Тюмень: ЗапСибНИГНИ. 1989, с.3-13 (соавтор Фоменко В.Г.)..

68. Пути повышения эффективности применения данных ГИС при определении подсчетных параметров // Геология нефти и газа. 1Э8Э. № 9, с.46-50 (соавторы Диева Э.В., Синькова Г.Ф., Фоменко В.Г.).

69. Влияние нарушения теплового равновесия на определение электрических параметров пластов // Геология нефти и газа. 1589. й I, с.5-10 (соавторы Фоменко В.Г., Свдорчук Е.А., Нелепченко О.М.).

70. Комплексная интерпретация данных каротака при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа // Методика и техника геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М.: ВНШГеофизика. 1990, с.100-106 (соавторы Венделыитейн В.Ю., Яц~нко Г.Г., Шнурман Г.А.).

71; Влияние кольцевой зоны низкого сопротивления на показания зондов БКЗ и ИК // Прикладная геофизика. М.: Недра. 1990. Выл.12. с.78-33 (соавторы Бриченко И.П., Пантахан В.А., Сохранен Н.Н., Чаадаэв Е.В.).

-72^-Сосгояни9_Ё(ИБакшвности оперативной интерпретации материалов ГИС в организациях Мингео СССР в ХП пятилетке // Оперативная, интерпретация материалов ГИС: состояние, проблемы, пути повышения эффективности. Тверь: ВНИГИК. 1991, с.4-9 (соавторы Синькоса Т.В., Михайлов В.М.).

73. Методики определения подсчеткых параметров коллекторов нефти и газа по материалам ГИС (состояние и пути повышения эффективности // Определение параметров коллекторов и залежей нефти и газа по материалам ГИС. Тверь: Ш1ГП "ГЕРС". 1992, с.5-9 (соавторы Козяр В.Ф., Синькова Т.Ф.).

74. Роль "базисных" скважин при определении нефтегазонасыщен-ности коллекторов // Новые разработки и технологии геофизических исследований нефтегазоразведочных скважин. Тверь: НПГП "ГЕРС". 1992, с.106-112 (соавторы Фоменко В.Г., Петерсилье В.И.).

Методические разработки

75. Методические рекомендации по боковому микрокаротажу (с комплектом палеток). М.: ВНШГеофизика. 1975 (соавторы Зефиров H.H., Чукин В.Т., Яценко Г.Г.).

76. Методические рекомендации по проведению геолого-геофизических исследований скважин, буряздхся на растворах с нефтяной основой. Ы.: ВНШЯГГ. 1982 (соавторы Фоменко В.Г., Петерсилье В.И., Таужнянский Г.В., Новгородов В.1., Басин Я.Н., Чередниченко A.A., Поляков Е.Е., Данилова H.H.).

77. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток). Калинин: ВНИГИН, 1984. 112 и. (соавторы Головацкая И.В., Гулин

Ю.А., Еникеева Ф.Х., Велижанин В.А., Журавлев Б.К., Козяр В.Ф., Резванов P.A.).

78. Временные методические указания по проектированию и проведению геофизических исследований скважин поискового и разведочного бурения в Главтюменьгеологш. Тюмень: Главтнменьгеолотая. 1984 (соавторы Ахияров В.Х., Нелепченко О.Ы., Такканд В.И.).

79. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М.: Недра. 1985, с.171-189 (под ред. Сохра-нова H.H.).

80. Методические указания по проведении гесфзических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов. Калинин: ВНИГИК. 1986 (соавторы Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Фоменко В.Г., Ахияров В.Х., Нелепченко О.М.).

81. Методические указания по проектированию и проведению геофизических исследований в Прикаспийской впадине. Тверь: ВНИГШ. 1992 (соавторы Фридман М.Я., Шерман Г.Х., Финкельштейн С.Н.).