Комплексна інтерпретація даних ГДС
Рисунок 15.3 – Визначення початкового і поточного положення ВНК і ГНК за даними радіометрії
Рисунок 15.1 – Визначення початкового і поточного положення ВНК і ГНК за даними радіометрії
3. Імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж.
У водоносній частині пласта середній час життя теплових нейтронів менший, ніж у нафтоносній. Контакт вода-нафта відмічається за початком збільшення IІnТ (Рис. 15.1, в).
4. Імпульсний нейтронний гамма-каротаж.
Даний метод дозволяє визначити положення поточного ВНК за величиною tп аналогічно ІННК (Рис. 15.1, г).
5. Каротаж наведеної радіоактивності.
Водоносна частина пласта фіксується підвищеними показами наведеної гамма-активності у порівнянні з нафтоносною внаслідок більшого вмісту ядер натрію та хлору нижче ВНК. Метод ефективний при визначенні положення ВНК у випадку мінералізації пластових вод за NaCl вище 40 г/л. Границю ВНК визначають у точці, яка знаходиться на середині аномалії між нафтоносною та водоносною частинами пласта (Рис. 15.1, д).
6. Каротаж радіохімічного ефекту.
При визначенні поточного положення ВНК зіставляють заміри природної радіоактивності до і в процесі переміщення ВНК. Природна радіоактивність напроти обводненої частини пласта інколи аномально зростає, а гамма-активність нафтоносної його частини залишається незміненою.
7. Каротаж радіоактивних ізотопів.
Положення ВНК відмічається підвищенням інтенсивності гамма-випромінювання напроти водоносної частини пласта у випадку закачування активованої води, а при закачуванні радіоактивної нафти інтенсивність гамма-випромінювання зростає напроти нафтоносної частини пласта. Границя ВНК відмічається аналогічно відбиванні ВНК за даними НГК у випадку закачування активованої води та аналогічно ННК-Т при використанні активованої нафти (Рис. 15.2).
Рисунок 15.2 – Приклад відбивки ВНК за результатами вимірювань Igа після закачування в пласт активованої рідини (а) і активованої рідини із додаванням милонафту (б)
8 Каротаж індикації елементами з аномальними нейтронними властивостями.
У випадку закачування в пласт водних розчинів хлористого кадмію контакт нафта-вода відмічається за НГК у точці спаду Ing, за ННК-Т – у точці підйому InТ, при використанні в якості активатора борної кислоти ВНК фіксується за НГК і ННК-Т у точці початку спаду Ing і InТ (Рис. 15.3).
Положення ВНК за даними НГК, ННК-Т, ІННК, ІНГК, КНА впевнено визначають у випадку заміщення нафти мінералізованою водою (Св³120-150 г/л при kп³25 %). При низькій мінералізації пластових вод і водах, що закачуються, (Св>15 г/л при kп³20 %) переміщення ВНК встановлюють тільки за результатами високоточних визначень декремента затухання теплових нейтронів за даними ІННК (lп=1/tп). Відмінність lп для нафтоносної та водоносної частин пласта у випадку ідентичності колекторських властивостей складає 8-10 %.
Коефіцієнт поточної нафтонасиченості визначають у необсаджених оціночних контрольних і додаткових свердловинах методами електрометрії та в обсаджених свердловинах, в основному за даними ІННК.
Необсаджені свердловини. У випадку витіснення нафти пластовою водою та водою, що закачуться, з мінералізацією, яка близька до пластової, коефіцієнт поточної нафтонасиченості пласта kн.т визначають за методиками, які аналогічні оцінці коефіцієнта початкової нафтонасиченості пласта kн. Однак при цьому використовують залежність Pн=f(kв), яка отримана при поточному значенні коефіцієнта водонасиченості. Використовуючи залежність Pн=f(kв.з), яка отримана за величиною коефіцієнтів залишкової водонасиченості, приводить до заниження kн.т.
При витісненні нафти із пласта прісними водами, що закачуються, найбільшу важкість складає оцінка мінералізації суміші пластової та нагнітаючої вод. Визначенні kн.т проводять за величиною параметра насичення:
Рн=rн.п.об/rв.п.об, (15.1)
де rн.п.об – питомий електричний опір обводненого продуктивного пласта; rв.п.об – питомий електричний опір обводненого продуктивного пласта при 100 %-ному насичені порового простору сумішшю пластової води з нагнітаючою, яке розраховане за співвідношенням:
, (15.2)
де Рп* – параметр пористості, який встановлений при мінералізації Ссм, що відповідає даній стадії обводнення пласта, та враховує вплив поверхневої провідності.
Параметр Рп* знаходиться за залежністю Рп*=f(kп), яка побудована для конкретних продуктивних пластів при відомих пористості, глинистості та rсм.
Питомий електричний опір суміші пластової води з нагнітальною визначають за даними метода ПС двома способами.
1. Спосіб М.Х.Хуснулліна полягає у встановлені rсм за результатами замірів потенціалів ПС у свердловинах, які заповнені двома розчинами різної мінералізації з наступним розв’язуванням системи двох рівнянь відносно rсм:
і 
, (15.3)
де DUПС1, DUПС2 – зареєстровані різниці потенціалів ПС напроти обводненого пласта відповідно при відомому електричному опорі фільтрату ПР rф1 і rф2; kПС – коефіцієнт аномалії СП.
2. Спосіб Г.С.Кузнєцова і Є.І.Леонтєва полягає в оцінці rсм за кривою потенціалів ПС, які зареєстровані в обводненій свердловині.
Питомий електричний опір суміші пластової води з нагнітальною визначають для однорідного обводненого пласта за формулою:
(15.3)
у випадку неоднорідного пласта для кожного обводненого прошарку:
, (15.4)
де DUПСоб, DUПС(I-1)-1об – відповідно приріст потенціалів ПС напроти обводненого однорідного пласта відносно умовної нульової лінії глин і напроти i-го прошарку відносно (i-1)-го прошарку за кривою ПС обводненого пласта; Ада.гл, Ада.п, Ада.п i-1, Ада.п i – дифузійно-адсорбційна активність глини, однорідного пласта, (i-1)-го і i-го прошарків відповідно; rсм, rсм i-1, rсм i – опір суміші пластової води з нагнітальною в однорідному обводненому пласті, в (i-1)-м і i-м прошарках відповідно.
Величину Ада.гл знаходять за результатами лабораторних досліджень кернового матеріалу з введенням поправки за температуру пласта. Дифузійно-адсорбційну активність обводнених пластів і прошарків розраховують за формулою:
, (15.5)
де DUПС в – встановлена амплітуда потенціалів ПС напроти досліджуваного пласта для випадку відсутності його обводнення.
Даний спосіб оцінки rсм не враховує можливої наявності потенціалів фільтрації, а також впливу зміни температури пласта у результаті його обводнення на дифузійно-адсорбційну активність пласта.
Оцінку kн.т продуктивного пласта, обводненого прісними нагнітальними водами, проводять за емпіричними або теоретичними залежностями Рн=f(kн.т), які побудовані для конкретних продуктивних пластів із врахуванням мінералізації суміші пластової води з нагнітальною та коефіцієнтів пористості.
Похибка визначення kн.т зменшується зі зниженням степені обводненості пласта і його глинистості.
Крім методики визначення kн.т за даними методу опору, розроблені два способи оцінки коефіцієнтів нафтонасиченості за даними діелектричного каротажу.
1. Спосіб Ю. Л. Брилкіна базується на розв’язку емпіричного рівняння:
, (15.6)
де eп.н – відносна діелектрична проникність нафтоносного пласта, яка визначена за даними ДК; kв, kп – коефіцієнти водонасиченості та пористості; A, m, n, p, q – емпіричні коефіцієнти, які встановлені для конкретних продуктивних відкладів у залежності від мінералізації нисичюючого флюїду; B, C – коефіцієнти, які залежать від діелектричної проникності твердої фази породи та нафти.
Графічний розв’язок рівняння подано у виді номограми, за якою при оцінці kн.т необхідно знати коефіцієнт kп і мінералізацію суміші пластової води з нагнітальною (Рис.15.4).
2. Спосіб В. Н. Романова базується на розрахунку петрофізичної моделі, яка побудована для теригенних і карбонатних колекторів з міжзерновою пористістю при зміні температури від 30°С до 120°С і пластового тиску до 150 МПа при частоті електромагнітного поля від одиниць до сотень мегагерц.
Обсаджені свердловини.Методика визначення коефіцієнтів поточного і залишкового нафтонасичення за даними ІННК розроблена Ф. А. Алексєєвим, Я. Н. Басіним і Д. М. Сребродольським. В її основі лежить величина декремента затухання теплових нейтронів для порід у цілому lп, яка зв’язана з колекторськими властивостями та нафтонасиченістю порід і описується рівнянням:
, (15.7)
де lск, lв, lн, lгл – відповідно, декременти затухання для скелета породи з нульовою глинистістю, води, нафти в пластових умовах і глинистого матеріалу.
Результати ІННК дозволяють оцінити коефіцієнти поточної та залишкової нафтонасиченості при наступних умовах: нафту із пласта витісняють водою з мінералізацією 200-250 г/л при kп=10-15% або Св³100-150 г/л при kп>15-20 %. У неглинистих високопористих колекторах можливо оцінювати величину kн і при мінералізації 30-100 г/л.
Коефіцієнт поточної та залишкової нафтонасиченості розраховують за формулою:
, (15.8)
де lп/=lп-kгл(lгл-lск) – виправлена за глинистість величина декремента затухання.
Значення lск і lгл знаходять розрахунковим шляхом за результатами хімічного аналізу керну, lв і lн оцінюють за вимірюваннями ІННК у неглинистих опорних пластах з відомими kп, kн і lск з використанням вищенаведеної формули, а також розрахунковим шляхом за даними хімічного аналізу води і нафти.
Коефіцієнти пористості та глинистості визначають за даними ГДС або за даними керну.
При достатньо великому часі затримки (більше 0,7-1,2 мс) виміряні уявні значення декремента затухання lк=1/tк відрізняються від дійсної його величини lп не більше ніж на 10-15 %, тому коефіцієнти kн.т і kн.з можна визначати за вище наведеною формулою, замінюючи в ній дійсні значення декрементів затухання твердих компонентів і флюїдів породи їх уявними величинами.
При графічному способі визначення kн.т і kв.з використовують опорні водоносні та нафтоносні пласти з відомими kн і kп.
Найбільш достовірні відомості про kн.з отримують за результатами електрометричних досліджень свердловин, які пробурені у вироблених ділянках покладу, де витіснення нафти відбувається пластовою або нагнітальною водою. При визначенні kн.з користаються залежністю Рн=rн.п.об/rвп=f(kв), яка побудована для конкретних продуктивних відкладів за величиною поточної водонасиченості.
При використанні результатів екранованих мікрозондів визначення kн.з проводять за величиною параметра насичення:
, (15.9)
де rпп.н – покази екранованого мікрозонда в нафтоносній частині пласта; rвф – питомий опір суміші фільтрату ПР і не витісненої пластової води; Пп – параметр поверхневої провідності; Рп – параметр пористості.
При наявності в розрізі свердловини сусіднього водоносного пласта з близькими колекторськими властивостями до пласта, що вивчається, параметр Рн.з розраховують за формулою:
, (15.10)
де rпп.в – покази екранованого мікрозонда у водоносній частині пласта.
Другий спосіб оцінки kн.з базується на дослідженні присвердловинної зони продуктивного пласта методами електрометрії у випадку наявності в ній залишкової нафти і при повній її промивці хімреагентами.
Дослідження здійснюються в наступній послідовності:
- перший замір питомого опору rн.оп при залишковій нафті в зоні проникнення;
- закачування водних розчинів із поверхнево-активними речовинами (ПАР) і з мінералізацією близькою до пластової води; у результаті цього хімічного заводнення відбувається повне витіснення нафти із присвердловинної зони пласта;
- подальше закачування пластової води, у результаті чого відбувається повна водонасиченість даної зони (знищуються ПАР, kв»100 %);
- другий замір питомого опору rвп.
Коефіцієнт kн.з оцінюється за формулою:
, (15.11)
де n – показник степені в емпіричному зв’язку виду Рн=kв-n.
Існує також спосіб оцінки kн.з за даними комплексної інтерпретації результатів ГДС, наприклад комплексування методів індукційного, екранованого мікрозонда і акустичного каротажу.
Визначення kн.з проводять і в лабораторних умовах (центрифугування зразків кернового матеріалу).
Можливе визначення коефіцієнтів витіснення за величинами об’ємної вологості промитої частини пласта wпп=kпkвпп і об’ємної вологості незатронутої обводненої частини пласта:
. (15.12)
Ф. І. Котяхов пропонує оцінювати за керном, який відібраний із продуктивних пластів при бурінні на звичайній ПР, за формулою:
, (15.13)
де kв –коефіцієнт початкової водонасиченості; kн.з – величина залишкової нафтонасиченості, яка знайдена за керном; b – об’ємний коефіцієнт пластової нафти; kвит.г – коефіцієнт додаткового витіснення нафти за рахунок її розгазовування при падінні пластового тиску до атмосферного, що визначається за номограмою.
Контроль пересування газорідинного контактів і визначення поточного коефіцієнта газонасиченості
Визначення переміщення ГРК, коефіцієнтів поточної та залишкової газонасиченості, а також газовіддачі проводять на основі промислово-геофізичних досліджень експлуатаційних, контрольних і оціночних свердловин.
Поточне положення ГВК встановлюють за результатами геофізичних досліджень необсаджених або обсаджених неметалічною колоною оціночних і контрольних свердловин аналогічно визначенню границь першопочаткового ВНК.
В обсаджених неперфорованих свердловинах поточне положення ГВК встановлюють за кривими методів НГК, ННК-Т, ННК-НТ, ІННК і ІНГК, за підвищеними значеннями реєструючої інтенсивності напроти газоносної частини пласта в порівнянні з водоносною незалежно від мінералізації підстиляючих вод.
За даними термометрії в перфорованих свердловинах контакт газ-вода фіксується посередині нижньої ділянки температурної аномалії, яка виникає за рахунок дросельного ефекту.
За даними АК газоносна частина пласта фіксується високими значеннями інтервального часу проходження пружних коливань і великими значеннями коефіцієнта затухання.
Поточне положення ГНК встановлюють за кривими НГК, ННК-Т, ННК-НТ, ІННК, ІНГК аналогічно як і ГВК.
У випадку визначення коефіцієнта поточної kг.т або залишкової kг.з газонасиченості за даними ІННК основу складає величина декремента затухання теплових нейтронів газоносного пласта lп.г, яка пов’язана з колекторськими властивостями та газонасиченістю. Коефіцієнти kг.т і kг.з розраховують за формулою, яка наведена вище для нафтоносної частини пласта, замінюючи lн на lг.т.
Результати комплексної інтерпретації ГДС є основним джерелом інформації про розрізи нафтових і газових свердловин. Комплексна інтерпретація ГДС виконується для рішення наступних задач: розчленовування розрізу кожної свердловини, складання літологічної колонки з виділенням різних літотипів, у тому числі колекторів; виділення в розрізі свердловини колекторів нафти і газу, визначення положення початкових контактів (ВНК, ГВК, ГНК) в колекторах з неоднорідним насиченням, визначення ефективної товщини, коефіцієнтів пористості та нафтогазонасичення для виділених продуктивних колекторів з метою використання значень цих параметрів при підрахунку запасів нафти і газу; для міжзернових теригенних колекторів – визначення коефіцієнтів проникності; кореляція розрізів свердловин і складання на її основі найважливіших побудов, що характеризують геологічну будову родовища.
При проведенні комплексної інтерпретації ГДС у кожній свердловині також враховується інформація, яка отримується: службою геолого-технологічних досліджень (ГТД) у процесі буріння свердловини; службою випробування пластів у відкритому стовбурі та в колоні; лабораторіями вивчення зразків керну і складу пластових флюїдів. При кореляції розрізів свердловин, які складені за матеріалами ГДС та інша.
Літологічне розчленування розрізу свердловин за даними комплексу методів ГДС
Літологічна різновидність гірських порід (глини, глинисті сланці, алевроліти, аргіліти, пісковики, вапняки, гіпси, ангідрити, конгломерати, солі і т.д.) визначається наявністю в них хімічних елементів, текстури, структури, цементуючого матеріалу і т.д., що в свою чергу відображається на результатах вимірювання геофізичних параметрів. Таким чином, кожна літологічна різновидність гірських порід має свою геофізичну характеристику.
Чим більше використовується даних від різних геофізичних методів при розв’язку поставленої задачі, тим точніше вона вирішується.
Враховуючи те, що в розрізі свердловин не завжди проводиться повний комплекс методів ГДС, тому нами розглядається характеристика тільки тих методів, які виконуються майже по всіх розрізах свердловин. До таких методів відносяться:
– метод уявного електричного опору (УО);
– метод самочинної поляризації (ПС);
– кавернометрія;
– гамма-каротаж (ГК);
– нейтронний-гамма каротаж (НГК).
Нижче наводиться коротка характеристика геофізичних параметрів для різних літологічних різновидностей.
Глини
– УО – характер кривої монотонний, значення уявного опору змінюється від 1 до 10 Омм, крива зондування – двошарова;
– ПС – крива монотонна без аномалій (максимальні значення додатних потенціалів);
– ДС – як правило збільшений діаметр свердловини, у порівнянні з номінальним діаметром;
– ГК – збільшені або навіть максимальні значення інтенсивності гамма-випромінювання, якщо в розрізі свердловин немає явних радіоактивних елементів, значення природної радіоактивності змінюється в межах від 20 до 40 мкР/год.;
– НГК – найменші значення і змінюються в межах від 1,0 до 1,2 ум.од.
Пісковики
– УО – крива не монотонна, значення уявного опору може змінюватись в широких діапазонах, у залежності від зміни коефіцієнта пористості та характеру флюїду, від 1 до 1000 Омм, крива зондування – тришарова;
– ПС – наявність аномалії, величина якої залежить від пористості та глинистості. При збільшенні пористості аномалія кривої ПС збільшується, а при збільшенні глинистості – зменшується;
– ДС – як правило, діаметр свердловини рівний номінальному, але може бути і випадок, коли діаметр свердловини менший за номінальний, що спричиняється утворенням глинистої кірки на стінках свердловини проти пісковиків;
– ГК – як правило, невеликі значення природної радіоактивності і змінюються в межах від 2 до 4 мкР/год, із збільшення глинистості пісковиків природна радіоактивність збільшується;
– НГК – середні значення, в основному, визначаються характером флюїду, яким заповнені пори (вода, нафта, газ). При насиченні прісною водою чи нафтою будемо мати середні значення – (1,2-1,4) ум.од., а у випадку насичення мінералізованою водою з наявністю NaCl, KCl значення вторинної гамма-активності будуть великі, як і для щільних гірських порід.
Вапняки
– УО – крива УО слабодиференційована, УО змінюється в широких діапазонах у залежності від тих же факторів, що і для пісковиків. Фактична крива БКЗ – тришарова, якщо є проникнення бурового розчину в пласт;
– ПС – наявність аномалії ПС, величина якої залежить від тих же факторів, що і для пісковиків. Необхідно мати на увазі, що форма кривої ПС має різне зображення, в залежності від характеру пористості вапняків;
– ДС – як правило, діаметр свердловини рівний номінальному діаметру, але можуть бути і інші характеристики, якщо вапняк кавернозний, тріщинуватий, тоді діаметр свердловини більший за номінальний;
– ГК – як правило, невеликі значення – від 2 до 4 мкР/год;
– НГК – великі значення і змінюються в межах від 3,0 до 5,0 ум.од.
Гідрохімічні осади (солі NaCl, KCl)
– УО – великі значення для зондів, розмір яких набагато більший діаметра свердловини; двошарова крива БКЗ;
– ПС – аномалії, як правило, невеликі, але вони можуть мати різний характер у залежності від часу заміру після проходження їх долотом;
– ДС – як правило, збільшений діаметр свердловини за рахунок розчинення солей;
– ГК – дуже малі значення для NaCl – 2-3 мкР/год і великі проти KCl;
– НГК – великі значення як для солей NaCl, так і для KCl, але для останніх значно більші значення за рахунок наявності як Cl, так і K40.
Складання нормальних та зведених геолого-геофізичних розрізів
Для повноцінного використання даних геофізичних досліджень свердловин при вивченні родовищ корисних копалин необхідно погоджувати ці дані з геологією розрізу, що досліджується. Вихідним документом такого ув’язування є зведений геолого-геофізичний розріз – комплекс найбільш характерних діаграм геофізичних параметрів, який зіставлений зі стратиграфією та літологією відкладів, що досліджуються, у їх послідовному заляганні. Відсутність геолого-геофізичного розрізу утрудняє, а іноді й зовсім виключає вивчення будови родовищ корисних копалин за даними геофізичних досліджень свердловин.
Зведений геолого-геофізичний розріз, який складений за середніми дійсними потужностями пластів, горизонтів і свит у їх нормальному заляганні, називається нормальним геолого-геофізичним розрізом.
Розріз окремих ділянок родовищ може в значній мірі змінюватися у зв’язку з особливостями будови, які є типовими для даних ділянок: трансгресивним незгодженням; наявністю диз’юнктивних порушень; різкою зміною степені цементації порід; нафтонасиченням і газонасиченням колекторів і т.п. Зазначені причини можуть настільки перетворити геофізичні параметри, що їх зіставлення з нормальним геофізичним розрізом стає вкрай важким, а іноді неможливим незважаючи на те, що отримані криві будуть типовими для даної ділянки. Для таких площ складаються свої зведені розрізи, які включають тільки ті відклади, які розкриваються свердловинами, що розташовані на даній ділянці площі, у послідовності їх залягання.
Нормальні геолого-геофізичні розрізи по родовищу будують за дійсними потужностями в «нормальній» за віком послідовності.
Для побудови нормального розрізу з наявного графічного матеріалу по окремих свердловинах вибирають діаграми стандартних методів, що найбільше повно характеризують геологічний розріз родовища. На відібраних діаграмах виділяють окремі стратиграфічні комплекси. При цьому виходять із найбільш дрібних елементів розрізу, які сумуючи, приходять до більших геологічних підрозділів.
Якщо свердловина, діаграмний матеріал якої використовують для складання нормального розрізу, скривлена під кутом δ до вертикалі в азимуті φ і проходить відклади, що падають під кутом a в азимуті θ, дійсні потужності порід підраховують за значеннями видимих потужностей.
При складанні зведеного розрізу для ділянки родовища, у межах якого кут падіння порід досить постійний, середні потужності не приводять до нормального і вносять тільки виправлення за викривлення свердловини. Зведені розрізи, які складені за видимими потужностями при сталому куті падіння пластів, більше зручні для зіставлення з ними діаграм по свердловинах даної ділянки, чим нормальні геофізичні розрізи.
Результати підрахунку середніх потужностей вносять у таблицю, що містить наступні дані: вік і найменування геологічних підрозділів, найменування окремих горизонтів, їх видиму потужність за геофізичним даними й розраховані значення дійсних потужностей (або видимих при постійному куті падіння порід). За даними найбільш імовірних значень середніх потужностей виділених геологічних підрозділів складають літологічну колонку, поруч із якою викреслюють характерні діаграми різних геофізичних параметрів, які найбільш чітко і точно фіксують всі особливості розрізу. У зв’язку з відмінністю підрахованих дійсних і видимих потужностей пластів при складанні діаграм для нормального розрізу доводиться скорочувати окремі відрізки кривих, в основному, що відносяться до найбільш однорідних ділянок розрізу.
При складанні нормальних діаграм різних геофізичних параметрів дотримуються наступних правил.
1. Для нормальних діаграм уявного опору і потенціалів самочинної поляризації використовують криві, які зареєстровані в свердловинах, що заповнені глинистими розчинами такого питомого опору, які найбільш часто зустрічаються. Для нафтоносних колекторів на діаграмі rу наносять дві граничні криві, що відповідають продуктивному й непродуктивному стану колектора. Площу, яка обмежена цими кривими, заштриховують. У заголовку нормальної діаграми вказують тип і розмір зонда, діаметр свердловини dс і питомий опір rв, а в нормальній діаграмі самочинної поляризації – UПС, полярність діаграми та значення rр.
2. Нормальні діаграми гамма-каротажу та нейтронних методів приймають за кривими, які зареєстровані у необсаджених свердловинах однотипними апаратурами. У заголовку діаграми Ig, яка записана у гаммах, указують діаметр свердловини dс, тип приладу, тип і номер індикатора, сталу часу tя, швидкість реєстрації, радіоактивність kg,Р (qg,Р) глинистого розчину, рівень фону. В заголовку діаграм In, Ing, які накреслені в умовних одиницях, подвійного різницевого параметра або в нормалізованих, записують тип приладу (тип і кількість індикаторів), інтенсивність джерела, значення dс, tя, V і рівень фону. На діаграмі відзначають інтенсивності випромінювань, що відповідають опорним пластам розрізу.
3. Нормальні діаграми інтервального часу DTп і коефіцієнта затухання пружних хвиль складають за кривими, які зареєстровані однотипними апаратурами. У заголовку вказують тип апаратури, розмір зонда, потужність випромінювача, частоту випромінювання й подачі імпульсів, значення dс.
4. У заголовку нормальної термограми t (або Dt) відзначають діаметр свердловини dс, в’язкість і термічні властивості глинистого розчину, швидкість реєстрації та температурну інерцію термометра tt. На термограму наносять точку А рівності температур tр і tп.
5. Для нормальної діаграми tпр використають криві, які зареєстровані при типах і розмірах доліт, постійних навантаженнях на долото й частотах обертання, що найбільше часто застосовуються. У заголовку діаграми записують тип і діаметр долота, нормальні навантаження Р і частоту обертання долота, для яких складена діаграма tпр.
На всіх кривих повинні бути масштаби їх реєстрації.
Крім перерахованих діаграм, на нормальному розрізі приводяться наступні геологічні дані: система, відділ, ярус, короткий опис порід із вказаною фауною, що переважає, літологічна колонка із наведеними в ній даними про наявність корисних копалин, горизонти, пласти (вказуються їх номерні та літерні позначення), потужності об’єктів, опір і радіоактивність пластових вод.
На нормальних розрізах по родовищах з моноклінальним заляганням порід, крім вищесказаного, вказують кути падіння, для яких складений розріз.
Вибір геофізичних реперів
Кореляція розрізів свердловин за геофізичним даними вимагає попереднього виділення реперів. Так називаються ділянки на діаграмах геофізичних параметрів – витриманої конфігурації, які характерні для певних геологічних підрозділів. Репери дозволяють прив’язувати геофізичні дані до стратиграфічного розрізу свердловини.
У районах, які складені теригенними відкладами, найкращими реперами є:
1) регіонально витримані пласти щільних пісковиків, вапняків і мергелів, які відмічаються максимумами на діаграмах rу, rеф, Ing та tпр і мінімумами на діаграмах DT;
2) потужні пласти однорідних глин, які відмічаються низькими та досить сталими опорами, стабільною тривалістю проходки, підвищеними значеннями dс та Ig, мінімумами UПС та Ing і (при заляганні їх у товщі піщаних відкладів) позитивними аномаліями UПС (rф>rв);
3) потужні піщані пласти, які переважно добре простежуються на діаграмах UПС, Ig та Dt.
У розрізах свердловин, які складені карбонатними та гідрохімічними породами, до найкращих реперів відносяться:
1) щільні вапняки, ангідрити та гіпси, що різко відрізняються за фізичними властивостями від порід, що їх вміщують;
2) пласти та пачки піщано-глинистих порід і мергелів низького опору і підвищеної гамма-активності, що залягають серед щільних карбонатних порід.
У деяких випадках геофізичними реперами служать границі переходу від одних відкладів до інших, які відмічаються характерними геофізичними аномаліями. Виділені репери паспортизуються: кожному з них привласнюється літерне позначення, що відповідає символічним найменуванням стратиграфічних підрозділів розрізу, до яких відноситься репер, або буквений чи цифровий символ, що прийнятий у районі, для якого складається розріз.
Кореляційні схеми та геофізичні профілі
Кореляційні схеми будують із метою з’ясування характеру зміни потужностей і літології відкладів, що складають розріз площі, яка досліджується.
При складанні кореляційної схеми діаграми геофізичних параметрів прив’язують по глибинах до одного з найбільш витриманих реперів (до його покрівлі або підошви). Щодо цієї границі надалі вивчають характер зміни літології та потужностей порід, які складають розріз у наступному порядку: спочатку виділяють на діаграмах основні репери та з’єднують їх підошву і покрівлю кореляційними лініями; потім проводять ту ж операцію із другорядними, часто локально виділеними реперами.
Залежно від геологічного завдання, яке стоїть перед дослідником, діаграми свердловин, які наносяться на кореляційну схему, варто розташовувати вздовж заданих напрямків (профілів), найчастіше орієнтованих уздовж найбільших змін літології та потужностей розрізу, що досліджується, (або за гіпсометрією).
На відміну від кореляційних схем геофізичні профілі (розрізи) будують уздовж напрямків, які переважно орієнтовані в хрест і рідше вздовж головних елементів (осей, крил) структур, що досліджуються. Якщо деякі свердловини не попадають точно на лінію продовження профілю, їх зміщують на цю лінію по простяганню порід. Обов’язкова умова такого зсуву – відсутність диз’юнктивних порушень між свердловиною, що переноситься, та розрізом.
При використанні діаграмного матеріалу викривлених свердловин розріз будують за проекціями стовбурів свердловин на його напрямок. Така проекція може бути отримана за допомогою спеціальної програми електронно-обчислювальної машини або побудована графічно.
У тих випадках, коли по свердловинах, які використовуються для складання кореляційних схем і особливо для побудови геофізичних профілів (розрізів), є дані пластової нахилометрії, врахування цих даних є обов’язковим.
Зміна потужностей окремих свит, зникнення деяких реперів, їх повторення або заміщення іншими, звичайно, вказує на наявність диз’юнктивних порушень, поверхонь ерозії та трансгресивних неузгоджень, існування яких коректується даними пластової нахилометрії.
Поверхня ерозії відзначається різкими змінами потужностей еродованої свити із заміщенням розмитих відкладів іншими, які часто добре корелюються та не зустрічаються в розрізах свердловин, що розташовані поза полем ерозії.
На трансгресивне залягання вказує поступове випадання реперів і перекриття поверхні розмиву іншими відкладами з іншою фізичною характеристикою, що нерідко залягають під іншим кутом падіння та переглядають чітко на нахилограмах.
Диз’юнктивні порушення встановлюють за місцевими змінами потужностей окремих свит і повторенню або випаданню реперів. Місце розташування скиду визначають за характером зміни нормальної послідовності реперів. Безпосередньо визначити площину скиду за геофізичним даними можна в тих випадках, коли скид супроводжує зруйнована зона, що різко змінює фізичні властивості порід, зокрема, що сприяє їх обваленню в процесі буріння (фіксується на кавернограмах), або коли біля скиду спостерігається зміна напрямку та кута падіння пластів. У цих умовах перетинання свердловиною площини скиду встановлюють за нахилограмою.
Кут a падіння порід, кут φ падіння площини скиду та його амплітуда а визначаються за формулами:
, (16.1)
, (16.2)
, (16.3
де DН – різниця у висотних оцінках реперів; L — відстань між свердловинами, за якими ця різниця визначалася; ε – кут між лінією, яка з’єднує свердловини, і напрямком падіння порід; φ/ – видимий кут падіння площини скиду; ξ – кут між лінією, яка з’єднує свердловини, за якими визначався кут φ, і напрямком простягання скиду; hс – потужність порід, на яку скорочений або збільшений розріз вертикальної свердловини.
При кореляції свердловин, які розташовані на продуктивних ділянках нафтових родовищ, за діаграмами rу іноді зіставляють свердловини в їх нафтонасиченій та водонасиченій частинах (кореляція за максимумом і мінімумом rу). Це допускається в тих випадках, коли продуктивний пласт, що корелюється,: а) перебуває між двома іншими, які чітко простежуються реперами; б) залягає в однорідній товщі порід при відомій відсутності диз’юнктивних порушень, і подібна кореляція є найбільш імовірною із всіх можливих; в) зіставляється за діаграмами інших геофізичних методів дослідження свердловин.
Кореляція за максимумом і мінімумом уявного опору rу дозволяє виявити пропущені нафтоносні або газоносні пласти. Закономірне збільшення питомих опорів колекторів за зростанням нерідко є надійною ознакою, яка встановлює ймовірну нафтоносність колектора в свердловинах, де він відзначається більш високим опором.
Для підвищення точності кореляції та виключення суб’єктивних помилок у даний час слід застосовувати апарат обчислювальної техніки, використання якої, особливо, є доцільним при утрудненому візуальному виділенні надійних реперів для кореляції.
Вимоги до оформлення каротажних діаграм та результатів геологічної інтерпретації даних ГДС
Якість результатів геофізичних досліджень свердловин залежить від технічного стану апаратури, обладнання, кабелю, з’єднувальних ланок, швидкості реєстрації, точності визначення глибин, відповідність масштабів реєстрації, а також наявність на діаграмах записів градуювання, міток глибин.
Перевірку якості діаграмного матеріалу проводиться шляхом порівняння вимірів, які проводяться при наступних дослідженнях, з попередніми замірами в інтервалах перекривань; визначення збіжності повторних контрольних перекривань та основних замірів, які виконані в найбільш диференційованій частині розрізу; встановлення наявності відповідних записів градуювання на діаграмі; зіставлення діаграм з діаграмами інших методів по пластах або ділянках розрізу із відомою геофізичною характеристикою.
Для кривих, які реєструються безперервно по всьому стовбурі свердловини, при контрольних замірах і при наступних дослідженнях необхідне перекриття не менше 50 м попереднього інтервалу для глибоких нафтоносних свердловин і не менше 20 м для рудних і вугільних свердловин. В інтервалі перекриття обов’язкова наявність хоча б одної мітки на кожній із кривих.
Оригінали діаграм повинні містити наступні відомості, які необхідні для інтерпретації даних геофізичних досліджень свердловин.
Загальні відомості для всіх видів досліджень включають: найменування геофізичної організації, геологорозвідувального підприємства, площі буріння та номер свердловини; дані про конструкцію свердловини, глибину вибою, діаметр долота і колони; дані про технічний стан свердловини; дати початку і закінчення буріння; відомості про промивну рідину (тип і питомий опір); типи глибинних приладів; відомості про еталонування апаратури; швидкості та масштаби реєстрації; дату вимірювань.
Для кожного виду каротажу вказуються додаткові відомості.
Електричні методи: розмір і коефіцієнт зонда; межі вимірювань; величина зміщення або відхилення від стандарт-сигналу.
Радіометрія: тип індикаторів, їх кількість, розміри кристалів, екранування; розміри та типи зондів; відповідність 1 фА/кг і 1 ум.од. імпульсам на хвилину; дата еталонування; коефіцієнт, який враховує різницю чутливості в каналах ГК і НГК; відхилення на метрологічних взірцях пористості або густини; контрольні точки.
Термометрія: величина контрольного шунта R0 або стандарт-сигналу, стала приладу C і температура t0, при якій сигнал, що вимірюється, рівний нулю; стала часу t (в с); час спокійного стану свердловини при замірах геотермічного градієнта і вимірах температури по стовбурі свердловини у процесі буріння.
Акустичні методи за швидкістю та затуханням: тип і розмір зонда; початок відліку кривої часу (в мкс); стала часу (в с); тривалість імпульсів (в мкс) при градуюванні кривих T1, T2, і DT, величина сигналів градуювання для A1, A2 (в мВ) і для кривої a (в дБ/м); тип, розмір та кількість центраторів; підсилення, при якому проведений запис.
Перераховані відомості містяться на оригіналах діаграм. Вони оформляються при проведенні оцінки якості у відповідності з вимогами технічних інструкцій.