Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Дипломная работа - Интерпретация волнового акустического каротажа в комплексе с новыми методами радиометрии - файл n1.doc


Дипломная работа - Интерпретация волнового акустического каротажа в комплексе с новыми методами радиометрии
скачать (6447.2 kb.)

Доступные файлы (3):

n1.doc9795kb.20.04.2011 17:14скачать
n2.cdr
n3.cdr

Загрузка...

n1.doc

1   2   3   4   5
Реклама MarketGid:
Загрузка...

Перерыв


Каменноугольная система – С

Нижний отдел – С1

Включает в себя образования тушамской свиты (С1ts), залегающей с угловым и стратиграфическим несогласием на породах верхоленской и илгинской свит. Сохранились отложения спородически на водораздельных участках преимущественно в западной части площади. Представлены они алевролитами, песчаниками и аргиллитами с прослоями известняков. Цвет пород голубовато- и темно-серый. По ГИС характеризуются пониженными значениями ГК, средними и высокими НГК. В западной части площади в подошве свиты прослеживается пластовая интрузия траппов толщиной 37…180 м. Толщина отложений тушамской свиты без траппов изменяется от 0 до 64 м.

Перерыв


Мезозой – Mz

Юрская система – J

Нижний отдел – J1

Чайкинская свита (J1cj) залегает на размытой поверхности верхоленской, тушамской свит или долеритах пермо-триаса. Представлена песчаниками серыми, светло-серыми, желтыми и алевролитами желтовато-серыми. Сохранились отложения на водораздельных участках. По ГИС характеризуется низкими значениями параметров. Толщина отложений изменяется от 0 до 83 м.

Пластовые интрузии долеритов (Р-Т1) приурочены преимущественно к ангарской, в западной части площади к верхоленской, тушамской и литвинцевской свитам. В юго-восточной части месторождения, долериты отмечаются среди пород верхоленской свиты. В прикорневых участках интрузии долериты фиксируются на разных уровнях. В ангарской свите и на контакте усольской и мотской свит ими частично ассимилированы породы осинского и устькутского горизонтов. Контуры траппового силла извилистые. Помимо ангарского силла по данным геологической съемки наблюдаются более молодые трапповые тела (дайки) ограниченной протяженности, перекрывающие отложения тушамской свиты, имеющие северо-западное простирание. Некоторые из них приурочены к разломам, прерывисто трассируясь вдоль них. По ГИС отложения характеризуются однозначно – высокими значениями сопротивлений по КС, низкими и средними значениями ГК, НГК. Толщины траппов в зоне развития силла 37…181 м, в скважинах, где траппы прослеживаются на разных уровнях, суммарные толщины их достигают 249…310 м.

Перерыв


Кайнозой – Kz

Четвертичная система – Q

Представлены отложения глинами, суглинками, супесями с галечниками, валунами и обломками нижележащих пород. Толщина отложений 5…10 м.
3.2. Тектоника.

Верхнечонское месторождение приурочено к большой флексуре, входящей в состав Непско-Ботуобинской антеклизы и осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия.

Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса сведений, полученных по материалам геолого-съемочных, структурно-картировочных, геофизических (сейсморазведка: МОВ – метод общей волны, ОГТ – общей глубинной точки; электроразведка: ТТ – теллурических точек, ЗСБ – зондирование становлением ближнего поля; гравиразведка и аэромагнитная съемка) исследований и глубокого бурения.

Складка представляет собой изометричную вытянутую структуру юго-восточного простирания (Рис.3.1), отчетливо выраженную по структурным подсолевым и, особенно, базальным поверхностям осадочного чехла.



Рис. 3.1 Положение Верхнечонского месторождения среди структур гравитационного тектогенеза. 1 - линейные складки; 2 – скважины

В строении флексуры выделяются два структурных яруса: фундамент, представленный кристаллическими породами протерозой-архейского возраста, и осадочная толща, представленная отложениями нижнего, среднего и верхнего кембрия, нижнего отдела карбона и нижнего отдела юры, общей толщиной от 1176 м до 1729 м (без траппов).

В верхней части фундамента сформировалась кора выветривания, возникшая в результате преобразования магматических пород под влиянием факторов выветривания.

В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: подсолевой, солевой и надсолевой.

Обобщая материалы по тектоническому строению месторождения, следует сделать ряд выводов.

 В разрезе Верхнечонской площади четко обособляются четыре стратиграфических интервала, отличающихся степенью дислоцированности – кристаллический фундамент, включая его кору выветривания; отложения терригенного, подсолевого карбонатного и нижней части галогенно-карбонатного (до кровли бельской свиты включительно) комплексов; отложения ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и, наконец, отложения карбона и юры.

 По поверхности кристаллического фундамента фиксируется отчетливо выраженный выступ, осложненный малоамплитудными смещениями различных знаков, а в северо-восточной части площади – грабеном.

 По базисному горизонту Вч1 выраженность складки несколько снижается с соответствующим уменьшением ее высоты.

 По горизонтам подсолевого карбонатного и галогенно-карбонатного комплексов, вплоть до кровли бельской свиты включительно, проявляется удовлетворительная унаследованность структурного плана от целевых горизонтов.

 По маркирующим поверхностям булайской, ангарской, литвинцевской и верхоленской свит фиксируется резкое усложнение структурного плана вплоть до обособления ряда локальных куполов и мульд.

 Влияние интрузии долеритов на перекрывающие и вмещающие ее отложения (ангарская, литвинцевская, верхоленская свиты и карбон) более значительно, чем на подстилающие.

 Интенсивность проявления разрывных нарушений (кроме грабена) может быть оценена как средняя и слабая, однако лишь заведомо подчиненную их часть можно отнести к категории нефтегазоконтролирующих.
3.3. Гидрогеология.

Водоносность Верхнечонского месторождения изучена по материалам глубокого и колонкового бурения, а также по данным изучения родников и рек.

В пределах месторождения водоносные горизонты проявляли себя как водопроявлениями, так и поглощениями промывочной жидкости. Были зафиксированы и самоизливы в верхоленской, литвинцевской, булайской свитах (в основном с глубин до 500 м). Поглощающие зоны отмечались в различных интервалах разреза. Интенсивность поглощений различная – от 0.1 м3/час до полной потери циркуляции.

Характеристика водоносных горизонтов


В разрезе месторождения водоносные горизонты и комплексы объединяются в три гидрогеологические формации: надсолевую, соленосную и подсолевую.

Надсолевая гидрогеологическая формация составляет верхнюю часть разреза до глубин 200…300 м – от четвертичных отложений до верхоленской свиты включительно. Эти отложения в значительной степени дренируются речной сетью и являются зоной активного водообмена.

Водопроявления в средне-верхнемотско-усольском водоносном комплексе связаны с надосинским пластом, осинским, устькутским и преображенским горизонтами.

Осинский горизонт представлен доломитами с прослоями известняков. Водовмещающими породами служат трещиноватые и кавернозные карбонатные породы.

Устькутский горизонт состоит из двух доломитовых пластов-коллекторов, разделенных глинистой сульфатно-карбонатной перемычкой.

Преображенский горизонт приурочен к основанию среднемотской подсвиты. Горизонт представлен доломитами.

Верхнечонский горизонт нижнемотского комплекса представлен песчаниковыми пластами Вч1 и Вч2, которые разделены между собой алевролито-аргиллитовой перемычкой. Тип коллектора поровый.

В коре выветривания фундамента водовмещающими являются выветрелые трещиновато-поровые породы.

В гидродинамической плане район месторождения расположен в зоне регионального пьезоминимума, ограниченного изопьезой приведенных напоров терригенного комплекса +200 м. Краевые области питания терригенного комплекса на район месторождения существенного гидродинамического влияния не оказывают. Усиление водообмена в этом комплексе происходит, в основном, за счет вертикальных (нисходящих и восходящих) внутрипластовых перетоков рассолов по дизъюнктивным нарушениям и «гидравлическим окнам» в водоупорных горизонтах.

Физические свойства и химический состав подземных вод

Химический состав вод осинского горизонта определялся по 8 анализам. Минерализация изменяется в пределах 237…399 г/л. Плотность рассолов 1.15…1.29 г/см3. В воде присутствуют: бром (до 6 г/л), бор – 41 мг/л, йод – 6.8 мг/л, нафтеновые кислоты до 4.38 мг/л и другие микрокомпоненты. Водородный показатель – 6. Тип воды хлоридный натриевый и кальциевый.

Геокриологические условия месторождения

Согласно региональной схеме развития многолетнемерзлых пород (ММП) в восточной части Иркутского амфитеатра Верхнечонское месторождение относится к зоне прерывистого распространения мерзлых пород. Мерзлые породы, преимущественно позднеолигоценового возраста, занимают большую часть площади и характеризуются достаточно большой толщиной (до 300 м), особенно в днищах долин.

Геотермические исследования на Верхнечонском месторождении проводились в период с 1988 по 1991 гг. Замеры температур выполнены в 29 глубоких скважинах. В целях получения дополнительной информации была использована корреляционная зависимость между положением первого от поверхности водоносного горизонта и подошвой зоны ММП. Эта зависимость выражается в том, что подошва ММП располагается несколько выше кровли водоносного горизонта. Аналогичная ситуация отмечена при оценке Средне-Ботуобинского и Тас-Юрахского месторождений.

В целом на месторождении по характеру распространения ММП, их толщинам и температурному режиму можно выделить две зоны.

Первая приурочена к пониженным участкам рельефа. Она представляет собой поверхность, расчлененную широкими, плоскими долинами мелких ручьев с многочисленными марями и болотами. Зона характеризуется сплошным распространением ММП и их повышенными толщинами (от 60 до 200 м).

Среднегодовые температуры горных пород в зоне достигают минус 2.5 °С, и обнаруживают четкую взаимосвязь с поверхностными условиями.

Более высокие температуры (до минус 1 °С) развиты на хорошо дренированных участках, сложенных коренными породами с маломощным (до 0.5 м) слоем четвертичных отложений и покрытых лиственнично-сосново-осиновым лесом.

Более низкие среднегодовые температуры (от минус 1°С до минус 2.5 °С) формируются на аллювиальных отложениях реки Чоны и на склонах северной экспозиции. Глубина сезонного протаивания изменяется от 0.5…0.8 м в долине до 3…5 м на дренированных участках, сложенных доломитами нижнего кембрия.

Вторая зона объединяет водоразделы реки Чона и ее притоков и характеризуется преобладанием достаточно дренируемых участков, сложенных с поверхности юрскими отложениями, покрытых лиственнично-сосновым лесом. Зона характеризуется прерывистым распространением ММП, толщина которых колеблется от 0 до 60 м.

Нулевые и минимальные толщины приурочены к склонам южной и юго-западной экспозиции.

Среднегодовая температура пород для зоны изменяется от 0.3 до 0.9 °С на водоразделах до минус 0.8 °С в придолинных частях склонов.

Толщина слоя сезонного протаивания на заболоченных участках не превышает 0.5…1.0 м. В придолинной части склона сезонно-талый слой составляет 2…3 м. Сезонно-мерзлые породы развиты на водораздельных склонах южной и юго-западной экспозиции. Толщина сезонно-мерзлого слоя составляет 3…5 м. Глубина залегания ММП на Верхнечонской площади, в зависимости от мощности сезонно-талого слоя, колеблется от 0.5 до 3 м.

Минимальные температуры ММП в пределах площади варьируют от -0.1 до -2 °С. В целом преобладают температуры выше -1°С. Минимум температур по скважинам, как правило, приурочен к средней части разреза. Погребные пластовые льды на Верхнечонском месторождении не зафиксированы. В глинистых породах ледяные шлифы образуют, в основном, микролинзовидные и микросетчатые криогенные текстуры. Мерзлые пески, супеси и суглинки характеризуются слоистой криотекстурой. Льдистость пород, как правило, невысокая – 10…15 %. Включения льда наблюдаются в виде отдельных мелких зерен, прожилок, реже линз.
3.4. Нефтеносность.

Краткие сведения о нефтегазоносности района

Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Промышленная продуктивность всех этих месторождений приурочена к горизонтам подсолевого комплекса нижнего кембрия.

В южной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области запасы нефти и газа приурочены как к карбонатным (осинский, устькутский, преображенский), так и к терригенным (верхнетирский, парфеновский, ярактинский, верхнечонский) горизонтам.

Осинский горизонт залегает в нижней части усольской свиты, сложен известняками и доломитами. Промышленно продуктивен на Верхнечонском месторождении. К осинскому горизонту приурочена одна нефтяная залежь и три газоконденсатных.

Промышленная продуктивность осинского горизонта доказана также на Марковском месторождении, где к этому горизонту приурочена нефтяная залежь и Вакунайском, где горизонт газонасыщен. На Ярактинском месторождении отмечались нефтепроявления и разгазирование бурового раствора при вскрытии горизонта.

Тип коллектора – каверно-поровый. Значения открытой пористости достигают 12.6 %, при величине проницаемости до 130 мД.

Для осинского горизонта характерны пластовые давления, как правило, превышающие нормальное гидростатическое. На ряде площадей фиксируется АВПД (аномально высокое пластовое давление) с коэффициентом аномальности до 1.3 и более.

Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.

Характеристика залежей Верхнечонского месторождения

Верхнечонское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в песчаниках нижнемотской подсвиты (верхнечонский горизонт – пласты Вч2, Вч1, Вч1+Вч2), в карбонатах среднемотской подсвиты (преображенский горизонт) и усольской свиты (осинский горизонт). По залежам этих горизонтов в отчете сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов верхнемотской подсвиты (устькутский горизонт).

Разведанные залежи пластовые неантиклинального типа, приурочены к флексуре северо-западного погружения пород подсолевого структурного этажа осадочного чехла. Характеризуются сложным строением резервуаров в связи с невыдержанностью коллекторов как за счет изменения литологического состава пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства. Выделенные малоамплитудные (с высотой 5…7 м) разрывные нарушения контролируют залежи с разным по фазовому состоянию углеводородным насыщением пластов-коллекторов, имеющих разновысотные положения газожидкостных контактов. Литологическое ограничение и элементы тектонического экранирования залежей фиксируются во всех продуктивных горизонтах. Кроме перечисленных факторов, влияющих на размещение залежей в продуктивном верхнечонском горизонте, залегающем в основании осадочного чехла на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом являются также стратиграфический фактор, выраженный в выклинивании базального нижнего продуктивного пласта Вч2 и выклинивании глинистой перемычки, отделяющей этот пласт от вышезалегающего пласта Вч1.

Всего на Верхнечонском месторождении выявлено 18 залежей скопления углеводородов, из них десять залежей (залежи 1…10) связаны с песчаниками (Вч2, Вч1, Вч1+Вч2) верхнечонского горизонта, четыре залежи (залежи 11…14) с доломитами преображенского горизонта и четыре залежи (залежи 15…18) с карбонатами осинского горизонта. Ниже дается краткое описание залежей преображенского и осинского горизонтов.

Для залежей, выявленных в карбонатных отложениях, сохраняются основные закономерности, присущие залежам терригенного комплекса (верхнечонских пластов). Это те же литологически и тектонически экранированные залежи, расположенные на склоне флексуры, осложняющей Пеледуйское поднятие Непско-Ботуобинской антеклизы.

Залежи осинского горизонта

Осинский горизонт – карбонатный пласт толщиной 39.5…60.0 м, залегающий в приподошвенной части усольской свиты. Сложен известняками и доломитами.

На большей части территории Верхнечонского месторождения пласт является коллектором. Тип коллектора поровый. Суммарная эффективная толщина горизонта по данным ГИС меняется от 2.6 до 20.8 м.

Насыщение осинского горизонта в большинстве случаев определяется лишь при испытании в колонне с применением методов интенсификации: ПГД-БК, кислотных ванн, кислотных обработок, и лишь в отдельных скважинах с улучшенной фильтрационной характеристикой горизонта насыщение было определено на стадии опробования в процессе бурения.

Получение промышленных притоков в ряде скважин явилось надежным основанием для выделения одной нефтяной (15) и трех газоконденсатных залежей (16, 17, 18), по которым проведен подсчет запасов категории С1 и С2. Залежи литологически и тектонически экранированные. Ниже дается их краткая характеристика.

Залежь 15 – нефтяная, литологическая, выделяется в блоке I+II. С северо-запада залежь примыкает к экранирующему разлому, пересекающему Лено-Могдинский в центральной части месторождения. Такая ограниченная площадь залежи при практически повсеместном в пределах блока развитии коллектора обусловлена тем, что насыщение осинского горизонта на остальной территории блока фактически не изучено. Эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделяется в верхней части горизонта, представлена тремя пластами толщиной 2.0, 6.6 и 1.4 м, разделенными непроницаемыми интервалами толщиной 1.4 и 1.8 м. Суммарная эффективная толщина 10 м. В пределах выделенного контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне 7.6…10.0 м, уменьшаясь с севера на юг.

Залежь 16 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку III+IV+V+VI. Залежь имеет треугольную форму, с запада ограничена линией отсутствия коллектора и технической границей разведанности залежи; с севера-северо-востока и юга-юго-запада – пересекающимися тектоническими нарушениями, экранирующими залежь. Максимальная протяженность залежи с запада на восток 21.5 км, с севера на юг – 13 км. Эффективная газонасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от нулевых значений на западе до 17.8 м.

Притоков воды или нефти в пределах залежи не зафиксировано. Высота газоносности составляет 58.9 м, в контуре С1 – 42.4 м.

Залежь 17 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку VII+VIII. С севера и северо-запада оконтурена техническими границами, с юго-запада – Лено-Могдинским разломом, с юго-востока – оперяющим разломом, с северо-востока – грабеном. Максимальная протяженность залежи в субширотном направлении – 31 км, в субмеридиональном – 12.5 км. Эффективная газонасыщенная толщина меняется в широких пределах: от 5.2 до 20.8 м. Распределение эффективных толщин по площади неравномерное.

Залежь 18 – газоконденсатная, литологическая, соответствует блоку IX. Имеет треугольную форму. С юга-юго-запада ограничена Лено-Могдинским разломом, с северо-запада – разломом, пересекающим площадь в направлении с юго-запада на северо-восток, а с востока-северо-востока линией отсутствия коллектора и частично грабеном, выделяемым на северо-востоке месторождения. Максимальная протяженность ее в направлении с северо-запада на юго-восток (20.5 км), а в перпендикулярном направлении – 11.5 км.

Притоков не получено. Газоводяных или газонефтяных контактов в залежи не вскрыто. Высота газоносности достигает 49.2 м, в поле запасов категории С1 – 17.2 м.

Осинский горизонт представлен известняками и доломитами массивной, неотчетливой волнисто-слоистой текстуры. В кровле и подошве горизонта встречаются прослои доломитов глинистых и ангидритов. Среди пород осинского горизонта выделяются пласты-коллекторы и практически непроницаемые породы. Среднеарифметические значения пористости низкие: 0.7…3.3 %, газопроницаемость изменяется от 0.01 до 34.1 мД.
3.5. Полезные ископаемые.

Нефть сосредоточена в Непско-Батуобинской нефтегазоносной области, в восьми месторождениях: Марковском, Ярактинском, Дулuсьминсеком, Bepxнечонском, Даниловском, Вакунайском,, Пилюдuнском и Аянском.

Калийная соль находится в Непском калиеносной бассейне, обнаружена геологами во время поиска нефти. Калиеносный бассейн занимает площадь в 20 тыс. км2, в нем сосредоточено свыше 70 млрд.т. высококачественной калийной соли. Эта самый крупный калиеносный бассейн не только в России, но и в мире. Балансовые запасы калиеносной руды на 1 января 1998 г. составляют 212,533 млн. т.

Слюда сосредоточена в трех районах. Основным является Мамско - Чуйский мусковитный район, расположенный по берегам рек Витима, Мамы и Чуи. Слюда мусковит здесь залегает пластинчатыми кристаллами в пегматитовых жилах мощностью в несколько десятков метров. По качеству, жил и по общим запасам этот район занимает первое место среди крупнейших месторождений мира. Месторождение известно с 1689 г.

Бирюсинское месторождение мусковита находится в среднем течении реки Бирюсы. Слюда залегает в пегматитовых жилах среди гнейсов и сланцев. Месторождение известно с 1777 г. 3апасы ограниченны. Условия эксплуатации малоблагоприятны.

Слюдянское флогопитовое месторождение находится на юго-западном берегу Байкала, в бассейне реки Слюдянки. Открыто в 1762 г. Слюдяные жилы залегают среди доломитизированных мраморов архейского возраста, Слюдянское месторождение флогопита до 1942 г. было единственным в Советском Союзе, где производилось 100% добычи слюды флогопита.
Глава 4. АППАРАТУРА И МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
4.1 Геолого-технические условия проведения геофизических исследований

На результаты измерений геофизическими методами в необсаженной скважине влияют породы, вскрытые скважиной, ее диаметр и буровой раствор, заполняющий ствол скважины.

В качестве бурового раствора используют воду, глинистые и глинисто-известковые растворы, растворы на нефтяной основе, безводные и эмульсионные жидкости и др. В благоприятных гидрогеологических условиях циркулирующим агентом может служить воздух или газ.

Буровые растворы на нефтяной основе предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропла-стками калийно-магниевых солей, глин. Они обладают гидрофобностью, характеризуются высокими смазочными свойствами, разрушают резиновые элементы скважинных приборов и оборудования, практически не проводят электрический ток. Большинство буровых растворов, приготовленных на нефтяной основе, способно также проникать в пласт-коллектор на большую глубину.

Заполнение ствола скважины буровым раствором, не проводящей электрический ток, ограничивает набор комплекса ГИС. В таких скважинах не могут выполняться каротаж сопротивления и каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации. Для электромагнитного каротажа (индукционного и диэлектрического) ограничений при применении бурового раствора на нефтяной основе нет. Однако величина погрешности измерений будет достаточно большой (порядка 50%) на 100м. записи.

Осинский горизонт отделен от усть-кутского соленосными породами. Породы осинского горизонта представлены, в основном, доломитовыми известняками различного генезиса (водорослевыми, органогенно-обломочными и хемогенными). Выявленные залежи и притоки УВ (углеводорода) приурочены к зонам развития органогенных и органогенно-обломочных разностей карбонатных пород.

Пластовые воды продуктивных горизонтов представлены рассолами натриево-кальциевого и магниево-кальциевого типа. Общая минерализация их достигает 450 г/дм3, плотность – 1300 кг/м3.

Оценка Кп(ак) - акустическая пористость, Кп(ГГК-ЛП) – пористость по плотностному каротажу, проводится по принятым для данного региона зависимостям:

Kп(ак) = 0.297*DT-42.4, Кп(ГГК-ЛП)= (2.86-Об.плотность)/1.66, Рп=1.07/Kп^2 - параметр пористости, Рн = 1.81/Кв^2.12 – параметр насыщения, Rw= 0.035 оммудельное электрическое сопротивление воды, Кп_гр. = 6 % - граничная пористость.

Геофизические исследования скважин Верхнечонской площади (скв.6, 7, 9, 12) проведены в интервалах открытого ствола 1420.0 – 1510 м.

Целью проведения ГИС явилось детальное изучение литологического состава разреза, уточнение значений пористости и проницаемости, оценка нефтегазонасыщенности и механических свойств пород, проверка достоверности интерпретации результатов ГИС стандартного комплекса.

Во всех скважинах был проведен стандартный комплекс ГИС (РК – радиоактивный каротаж, ДС - кавернометрия, БК, БМК – микробоковой каротаж, АК, инклинометрия, ГГК-ЛП), включая дополнительные методы (СГК, ВАК, ЯМК – ядерно-магнитный каротаж, ИНГК – импульсный нейтронный каротаж), метрологически поверенной аппаратурой.
4.2. Многозондовая цифровая аппаратура волнового акустического каротажа ВАК-8

Аппаратура волнового - акустического каротажа ВАК-8 предназначена для проведения акустических исследований в нефтяных и газовых скважинах, имеющих в интервале исследований диаметры от 120 до 300 мм для открытого ствола и от 100 до 300 мм для обсаженного ствола при верхних значениях температуры окружающей среды 80С и гидростатического давления 40 МПа, в водной промывочной жидкости, при скорости каротажа до 800 м/ч.

Отличительной особенностью аппаратуры ВАК-8 является реализация в ней возможности регистрации различных типов упругих волн (продольных, поперечных и Стоунли).

Аппаратура ВАК-8 применяется при решении следующих задач:

  • выделение проницаемых интервалов пластов, определение их относительной проницаемости,

  • определение структуры порового пространства, преимущественного направления трещин,

  • выделение интервалов с упорядоченным направлением вертикальных трещин,

  • литологическое расчленение пород;

  • определение коэффициента пористости, модулей упругости.

В состав скважинного прибора входит (рис.4.1):

  1. модуль излучателей, включающий в себя:

- один монопольный пьезокерамический излучатель;

- две пары перпендикулярно расположенных дипольных пьезокерамических излучателей.

2) модуль приемников, включающий в себя:

- 8 монопольных приемников (расстояние между которыми 0,1 м);

- 8 пар дипольных приемников, 4 из которых в плоскости 1 излучателя, другие 4 в плоскости 2 излучателя.

3) гибкая вставка, играющая роль звукоизолятора.

Таким образом, мы видим три измерительных зонда: монопольный и два дипольных, расположенных ортогонально. База зондов составляет 2 м.


Рис.4.1 Конструкция многозондовой цифровой аппаратуры волнового акустического каротажа ВАК-8
Основные преимущества аппаратуры ВАК-8:

-зондовое расстояние измерительных зондов может меняться в зависимости от круга решаемых задач изменением длины гибкого звукоизолятора;

-аппаратура позволяет возбуждать импульсы упругих колебаний произвольной формы, частоты, длительности, определяемых установленным программным обеспечением и задаваемых бортовым компьютером;

-регистрация акустического сигнала происходит одновременно по всем каналам измерительного зонда;

-аппаратура позволяет проводить регистрацию акустического поля в исследуемой точке как раздельного выбранными зондами за несколько спусков - подъемов, так и всеми зондами одновременно в зависимости от установленного программного обеспечения;

-при одновременной регистрации акустического поля монопольным и дипольными зондами скорость каротажа снижается до 260 м/ч при шаге квантования 0,1 м;

-автоматическая регулировка усиления измерительных каналов, исключающая настройку прибора в процессе исследований;

-цифровой канал связи позволяет исключить частотные искажения, вносимые каротажным кабелем.

Работа прибора основана на возбуждении упругих акустических колебаний и приёме их после прохождения исследуемой среды. Излучатели с приходом сигнала о прохождении прибором кванта глубины возбуждают импульсы упругих колебаний, которые распространяются в исследуемой среде, принимаются приемниками и преобразуются в электрический сигнал. Электрический сигнал в скважинном приборе преобразуется в цифровой код и передается по каналу связи в наземный модуль, устанавливаемый в регистратор «Гектор» и далее в бортовой компьютер. Также наземный модуль осуществляет управление скважинным прибором, принимает такты глубины, магнитные метки и передает их в бортовой компьютер. Электрическое питание скважинного прибора осуществляется постоянным током от блока питания каротажной станции. Назначение отдельных узлов схемы в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Наименование

Составных частей

К-во

Назначение

Блок питания (БП)

2

Предназначен для электрического питания блоков скважинного прибора различными

по величине напряжениями.

Блок цифрового форми-рования сигнала (БЦФС)

1

Предназначен для формирования формы и

длительности излучаемого сигнала.

Блок усилителей мощности (БУМ)

1

Предназначен для усиления мощности излучаемого сигнала.

Излучатели (И1….И3)

3

Предназначены для преобразования электрического сигнала в акустический.

Блок передачи сигнала

(БПС)

1

Предназначен для передачи на поверхность информационного сигнала.

Блок цифрового преобразования сигнала (БЦПС)

1

Предназначен для преобразования

акустического сигнала в цифровой код.

Приёмники (П1….П16)

16

Предназначены для преобразования акустического сигнала в электрический.

Наземный модуль

1

Предназначен для приёма и передачи в компьютер сигнала скважинного прибора, тактов глубины, магнитной метки и передачи в скважинный прибор команды управления.

Модуль излучателей

1

Предназначен для возбуждения акустических волн.

Модуль приёмников

1

Предназначен для преобразования акустических волн в электрический сигнал.


4.3. Методика геофизических исследований скважин

Технология проведения исследований аппаратурой ВАК-8

Не предусматривает настройки измерительных каналов аппаратуры при проведении исследований. До проведения исследований проверяется работоспособность цифрового канала связи и при необходимости производится его настройка. В диалоге задаются необходимые параметры (шаг квантования по глубине, времени, частотах возбуждения, тип зонда, начальную глубину), прибор опускается на заданную глубину и производится регистрация акустических волновых полей. Работоспособность аппаратуры контролируется по волновым картинам, отображаемым на экране монитора. В зависимости от решаемых геологических задач задаётся соответствующий режим работы аппаратуры, который определяет скорость каротажа:

  • первый режим работы аппаратуры допускает максимальную скорость каротажа равную 800 м/час и позволяет регистрировать волну Стоунли, возбуждаемую на частоте 5 кГц по кинематическим и динамическим параметрам которой осуществляется выделение проницаемых зон; возбуждать продольную и поперечную волны, по параметрам которых определяется коэффициент пористости. Регистрация волны Стоунли, продольной и поперечной волн осуществляется за отдельные спускоподъёмные операции.

  • второй режим допускает скорость каротажа равную 400 м/час, и позволяет возбуждать акустические поля на двух частотах для решения задачи выделения трещиноватых проницаемых зон или возбуждать акустические поля ортогонально расположенными дипольными зондами для определения акустической анизотропии по периметру скважины.

  • третий режим обеспечивает возбуждение акустических полей на пяти разных частотах, в различных комбинациях измерительных зондов для решения различных геологических задач, но скорость каротажа снижается до 160 м/час.

Предложенные режимы работы аппаратуры ВАК-8 для решения поставленных геологических задачи не исключают эксплуатацию аппаратуры, по усмотрению пользователя, в других вариантах согласно инструкции по эксплуатации прибора.

Порядок включения

Включение аппаратуры ВАК-8 осуществляется при неподвижном скважинном приборе:

- Запустить в программе регистрации модуль загрузки начальных данных, ввести запрашиваемые в диалоговых окнах данные;

- Включить регистратор «Гектор»;

- Нажатием соответствующей клавиши включить режим «Контроль»;

- Включить блок питания скважинного прибора;

- Подать в плату управления сигнал движения прибора от имитатора тактов глубины или приведя в движение скважинный прибор.

Порядок работы

- Оценить работоспособность прибора, наблюдая волновые картины на экране монитора, при наличии искажений подстроить цифровой канал связи

подстроечным резистором платы управления;

- Опустить прибор в интервал исследования, перейти в режим ввода начальных данных, ввести название регистрируемого файла, выбрать режим работы аппаратуры, ввести начальную глубину;

- Перейти в режим каротаж и с максимально допустимой скоростью подъёма прибора провести исследование заданного интервала.

Порядок выключения

- Выключить питание скважинного прибора;

- Выключить питание «Гектора»;

- Выйти из программы каротажа, выключить компьютер.

Метод бокового каротажа

Каротаж сопротивления обычными зондами неэффективен в случае тонкослоистого разреза со значительной дифференциа­цией пластов с низким и высоким сопротивлениями и скважины, заполненной высокоминерализованным глинистым раствором. Из-за утечки тока в пласты с низким сопротивлением в пер­вом случае и из-за утечки тока по скважине во втором случае регистрируют кажущиеся сопротивления пород, намного отли­чающиеся от истинных. Основное отличие бокового каротажа (метода экранированных зондов) от каротажа сопротивления с обычными зондами состоит в том, что в рассматриваемом ме­тоде осуществляется фокусировка тока, выходящего из цен­трального электрода, вследствие чего влияние скважины и вме­щающих пород сказывается на результатах измерений значи­тельно меньше.

Боковой каротаж проводят трех-, семи- и девятиэлектродными зондами с автоматической фокусировкой тока.

Метод СГК

Спектрометрический гамма-каротаж основан на регистрации естественного излучения радиоактивных элементов, анализе его энергетического спектра и определении массового содержания радиоактивных элементов в пересеченных скважиной горных породах.

Обработка спектра состоит в получении относительных или абсолютных концентраций элементов путем разложения измеренных спектров на составляющие робастной модификацией метода стандартных спектров.

Основными радиоактивными элементами, участвующими в формировании полей гамма-излучения в условиях измерения в скважинах, являются изотопы уранового (238U-214 bi(RaC) и ториевого {232Th-228Ac и 208Tl(ThC)} рядов, а также изотоп калия (40К). Гамма-излучение других природных изотопов (87Rb, 138Ln и 176Lu) незначительно и им можно пренебречь.

В качестве аппаратуры используется МАРКА-ГС-НГС, предназначенная для геофизических исследований глубоких скважин методами ГК, НГК и многоканального спектрометрического каротажа при поисках, разведке и контроле за разработкой месторождений нефти, газа и других полезных ископаемых.

Аппаратура МАРКА-ГС-НГС обеспечивает возможность исследований непрерывно по стволу обсаженных и необсаженных скважин с проходным отверстием от 110мм и более глубиной до 5000 метров при максимальном значении температуры окружающей среды 120оС и гидростатического давления 60 МПа.

Метод ГГК-ЛП

Метод ГГК-ЛП основан на облучении породы ?-источником и измерении рассеянного излучения. Рассеянное излучение несет информацию о макросечениях взаимодействия ?-квантов с веществом. Макросечения зависят от объемной плотности вещества, энергии связи электронов в атоме и заряда ядра. Благодаря Комптон - эффекту ?-квант теряет энергию и исчезает. Причем макросечение комптон-эффекта зависит от объемной плотности вещества, а сечение фотоэффекта обратно пропорционально кубу энергии и прямо пропорционально четвертой степени относительного содержания и заряду ядер атомов. Мягкая часть регистрируемого спектра определяет химический состав горных пород (Zэф), а жесткая часть - объемную плотность пород  в г/см3.

Ре= (Zэф/10)3,6 ,

где Zэф - эффективный атомный номер,

Ре - эффективное сечение фотоэлектрического поглощения.

Метод литоплотностного каротажа необходим для построения литологической модели и определения пористости.

Поскольку Ре ? ?п показания ГГК-ЛП будут зависеть лишь от плотности среды: чем больше плотность окружающей среды, тем меньше показания ГГК-ЛП, и наоборот.

Плотностной вариант ГГК - один из основных методов, применяемых для оценки пористости горных пород.
Гамма-каротаж

Гамма – каротаж (ГК) основан на измерении естественной гамма – активности горных пород. Гамма – излучение представляет собой высокочастотное коротковолновое электромагнитное излучение, граничащее с жестким рентгеновским излучением. Интенсивность гамма – излучения приблизительно пропорциональна гамма – активности пород. Средняя глубина проникновения -лучей в осадочных породах около 30 см, что соответствует радиусу сферы исследования, из которой поступает 90% регистрируемого излучения (-лучи полностью поглощаются лишь слоем толщиной около 1 м).

Интенсивность поглощения оценивается толщиной слоя вещества, в котором поток -квантов уменьшается в 2 раза.

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют с помощью индикатора гамма – излучения. В качестве индикатора используют сцинтилляционные счетчики.

Погрешность измерений тем больше, чем меньше импульсов, испускаемых в единицу времени (скорость счета). Уменьшить погрешность можно путем усреднения наблюдений за некоторый интервал времени я.

Гамма – излучение, измеряемое при гамма – каротаже, включает в себя так называемое фоновое излучение (фон). Фоновое излучение вызвано загрязнением радиоактивными веществами материалов и космическим излучением. Влияние космического излучения резко снижается с глубиной и на глубине несколько десятков метров на результатах измерений уже не сказывается.

Ядерно – магнитный каротаж

Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) в искусственном магнитном поле основан на измерении параметров свободной ядерной прецессии протонов, возникающей после выключения поляризующего поля. Предназначен для определения структуры порового пространства, фильтрационно-емкостных свойств флюидов на основе измерения и обработки кривой релаксации флюидов, заполняющих поровое пространство. Применяется в не обсаженных скважинах.

ГЛАВА 5.МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
5.1. Работа с программным обеспечением по обработке данных ВАК-8

5.1.1. Обработка волновых полей

При исследовании скважин монопольными и дипольными зондами аппаратуры ВАК-8 формируются пять файлов:

  • 10 – Р - (продольная),S-(поперечная) волны, возбуждаемые на частоте 16Кгц;

  • 20 – Р,S- волны, возбуждаемые на частоте 8Кгц;

  • 30 – St (Стоунли)- волны, возбуждаемые на частоте 5Кгц;

  • 40 и 50 – S-волны, возбуждаемые на частоте 5 Кгц ортогональными дипольными зондами.

Регистрация волновых полей осуществляется за одну спускоподъемную операцию. Предельная погрешность привязки исходных данных между крайними файлами не превышает 0,02м (20%). Возможна реализация всех режимов регистрации за несколько спускоподъемных операций в различных комбинациях. Данные файлы являются исходными для программы обработки данных ВАК-8.

Обработка данных ВАК-8 начинается с объединения отдельных файлов, в случае представления скважинного материала несколькими файлами (если записывались на разных глубинах) и редактирования глубин по магнитным меткам. Для этого запускается программа ВАК-8 , выбирается режим «Файл» - «Восстановить». В открывшемся диалоговом окне выбирается необходимый режим работы: «Объединение» файлов или «Выравнивание» глубин по магнитным меткам и вводятся запрашиваемые данные (Рис.5.1). В случае объединения отдельных файлов редактирование глубин осуществляется в результирующем файле. В результате обработки формируется папка с добавленной буквой R.

Далее снова заходим в программу ВАК-8, открываем все восстановленные пакеты и сохраняем их.

Р
ис.5.1. Выравнивание глубин по магнитным меткам в программе Vak8

Ниже представлены виды волновых полей в ВАК-8.


Р

S


Рис.5.2 Продольная (Р) и поперечная (S) волны


Stl


Рис.5.3 Волна Стоунли


Рис.5.4 Вид S волны, возбуждаемой на частоте 5 Кгц. дипольным зондом



Рис.5.5 S волна, возбуждаемая на частоте 5Кгц. ортогонально расположенным дипольным зондом

Из папки с добавленной буквой «R» открываются запрашиваемые программой файлы, задаются параметры обработки нажатием кнопки «параметры» и заполнением меню исходных данных. После включения кнопки параметры в диалоговом окне задается количество точек осреднения определяемых параметров по глубине, тип зондов (реальные зонды, псевдозонды). В меню выбирается тип выделяемых волн, и вводятся запрашиваемые данные: параметры фильтрации волновых картин, интервал поиска информативных фаз, шумовой порог, диапазон изменения интервальных времен, способ определения времени прихода информативных фаз, временное окно для определения динамических параметров, количество точек осреднения результатов обработки по глубине.

В диалоговом окне «параметры фильтрации» (Рис.5.6) запрашиваются данные с целью:

  • удаления одиночных выбросов,

  • высокочастотной фильтрации,

  • низкочастотной фильтрации.



Рис.5.6 Открытие диалогового окна «параметры фильтрации»

Для «удаления одиночных выбросов» вводится предельное значение изменения амплитуд волн в течение одного кванта времени, равного 2 или 4 мкс. Процедура удаления одиночных выбросов задаётся при наличии видимых искажений волновых картин, проявляемых в виде одиночных выбросов положительной или отрицательной полярности, которые свидетельствуют о нестабильной работе аппаратуры и носят случайный характер.

В окнах «ВЧ, НЧ фильтрации» задается количество точек осреднения волновых картин (ВК) (3-5 - ВЧ фильтрация, 20-50 – НЧ фильтрация). Алгоритм ВЧ-фильтрации сводится к вычислению скользящего среднего по времени для каждого канала (1-8). При задании длительности (количества точек N) временного интервала ∆Tск (скользящий) исходят из длительности периода регистрируемых волн, а именно N?T/4. Так при частоте f=16 кгц Т=64 мкс или 16 точек квантования и тогда интервал скользящего сглаживания не должен превышать 4 точек. Очевидно, что такой способ ВЧ-фильтрации снизит уровень случайных высокочастотных шумов, но и существенно уменьшит амплитуду полезного сигнала. Более того известно, что такой вид фильтрации вносит фазовые искажения (в данном случаи при шаге квантования не менее ±4 мкс), а это в свою очередь может привести к погрешности определения интервального времени до ∆t~±40 мкс/м, так как измерительная база зонда 0,1 м.

Идея НЧ-фильтрации состоит в том, что если применить скользящее среднее длительностью в один период регистрируемого сигнала (в нашем случаи для f=16 кгц это 64мкс/(шаг квантования=4мкс)=16 точек), полезный сигнал в идеале будет равен 0 и останется только низкочастотная помеха с f<16 кгц. Далее в результате вычитания из исходного сигнала этой вычисленной таким образом помехи мы должны получить ВК свободное от низкочастотных помех (Рис.5.7, 5.8). Однако такой подход правомерен если полезный сигнал представлен чистой синусоидой с постоянным значением амплитуды, а в ВАК волновые сигналы соответствующие P-, S-, Stl-волнам имеют колокольную огибающую с синусоидальным заполнением. Поэтому такой способ НЧ-фильтрации вносит значительные от 8% до 30% искажения в измеряемые амплитуды.



Рис. 5.7 Фрагмент НЧ-фильтрации



Рис.5.8 ВК после ВЧ-, НЧ-фильтрации

Поэтому, при визуальном улучшении ВК, погрешности динамических параметров могут в значительной степени повлиять на достоверность принятия решения о типе и характере насыщения коллекторов.

При необходимости переворота информативных фаз задаётся процедура инвертирования волновых картин.

Интервал поиска информативных фаз продольной волны, волны Стоунли, поперечной волны, возбуждаемой дипольными зондами, определяется диапазоном изменения скоростей распространения этих волн в исследуемых породах и длиной измерительного зонда (2м). Интервал поиска информативных фаз поперечной волны, возбуждаемой монопольными зондами, задаётся отношением скоростей поперечной и продольной волн, которое изменяется в пределах 1,4 – 2,4.

Шумовым порогом задаётся минимальный уровень сигнала в волновой картине, ниже которого поиск информативных фаз не осуществляется.

Диапазон изменения интервальных времён определён скоростями распространения информативных волн в исследуемых породах (125 – 330 мкс/м для продольных волн, 175 –550 мкс/м для поперечных волн и 600 –1100 мкс/м для волны Стоунли).

Способ определения времени прихода информативных фаз, по переходу амплитуды информативной фазы через уровень шумов или по максимальной амплитуде, задаётся исходя из периода возбуждаемых волн. Для продольной и поперечной волн, возбуждаемых монопольными зондами, определение времени прихода информативных фаз более надёжно осуществляется по максимальным амплитудам, для низкочастотных волн, волна Стоунли и поперечная волна, возбуждаемая дипольными зондами по переходу через уровень шумов.

Окно для определения динамических параметров определяется периодом информативных волн и задаётся в пределах одного трёх периодов, количественной мерой которых служит энергия:

Е=, (5.1)

где Tn-T1= длительность окна, A(t) - текущие значения амплитуд, t – время.

Для сглаживания аналоговых кривых отражаемых информативные параметры применяется процедура осреднения по заданному количеству квантов глубины (3 –6 квантов).

Программа автоматически заполняет диалоговые окна усреднёнными параметрами и требуется лишь подтвердить ввод, при необходимости данные могут бить изменены.

В интервалах глинистых, слоистых пород, где происходит неуверенное выделение информативных фаз, возможно изменение параметров обработки, введением интервала переобработки. Для этого необходимо в диалоговом окне « интервал обработки» задать кровлю и подошву интервала и ввести уточнённые исходные данные.

Достоверность выделения информативных фаз в исследуемом интервале проверяется по годографу времён прихода информативных волн и при необходимости данные, задаваемые в диалоге, корректируются.

Для сохранения результатов обработки заполнить диалоговое окно определяемых параметров, нажать соответствующую клавишу панели инструментов и набрать имя сохраняемого файла.

Следующим этапом обработки является оценка достоверности результатов обработки. Для этих целей программой «Фильтрация» формируется файл ФКД (фазакорреляционная диаграмма). Запускаем программу фильтрация ВК (FiltrVk.exe).

В диалоговом окне выбирается режим «перевод 8К-2К» (Рис.5.9). Выбирается файл № 10 [16 кГц]. В таблице каналов задаются номера каналов (К1 – 1, К2 – 6) , параметры фильтрации задаются аналогично программе ВАК-8 (выключаем «удаление выбросов», «свип фильтрацию», включаем «высокую частоту» и заменяем осреднение 50 на 16) и запускается программа обработки.



Рис.5.9 Диалоговое окно режим «перевод 8К-2К»

Оценка достоверности полученных аналоговых кривых по известным опорным пластам, по ФКД осуществляется загрузкой аналоговых кривых и файла ФКД в обрабатывающую систему («Прайм») и сопоставлением интервальных времен и фазовых линий информативных волн, кривых Кгл., Кп(рк). Конфигурация кривых интервальных времен должна согласовываться с конфигурацией фазовых линий, кривых Кгл., Кп(рк).

В случаях несогласованности конфигураций проверить по годографу времен прихода информативных фаз правильность автоматического выбора одноименных фаз и при необходимости уточнить параметры обработки в этих интервалах. Для этого в диалоговом окне «интервал обработки» ввести кровлю и подошву интервала переобработки и ввести уточненные входные параметры, (интервал поиска, диапазон изменения интервальных времен, шумовой порог).
5.1.2. Порядок обработки данных волнового акустического каротажа в системе «ПРАЙМ»

После получения исходных данных акустического каротажа переходим ко второму этапу обработки:

  1. Загрузить систему ПРАЙМ.

  2. В пункте меню «Файлы» выбрать «Создать». Появляется диалоговое окно выбора существующего шаблона из списка. Выбрать VAK_8.ST.

  3. Появляется диалоговое окно выбора рабочей области (WS файла). Выбрать VAK_8.WS. На экране появляется пустой планшет

  4. В поле ФКД загрузить двухмерную кривую, полученную после перевода восьми канального файла в двух канальный:

  • при нажатии правой кнопкой мыши на название, появится панель двухмерная кривая;

  • задаем путь к 2-ух канальному файлу, ставим галочку обновить;

  • -на этой же панели выбираем «Формат данных», в окне «Известные форматы» выбираем VAK NTU, затем «Дальше». Шаг квантования 4 мкс.

  1. На готовый шаблон выводим все необходимые геофизические кривые – это акустические данные, полученные после первоначальной обработки, а также кривые глинистости, пористости, диаметр скважины и плотности породы (заодно проверяем достоверность полученных кривых на фоне ФКД и кривых ГИС).

  2. Если полученные акустические данные устраивают, увязываем кривые по данным ГИС. Делаем новый Las- файл со всеми кривыми одинаковой глубины и с шагом квантования 0.1 м.

  3. Загружаем новый Las- файл. На планшете отобразятся кривые DTp (интервальное время пробега продольной волны), DTs (интервальное время пробега поперечной волны), KGL (коэффициент глинистости), KP RK. Остальные кривые будут закрыты, но в обработке будут участвовать.

  4. В меню панели имеется кнопка VAK8.

  5. Для удаления системной погрешности нажимаем первую строку «Кор.сист. погрешности».

  6. Затем «Обработка ВАК8».

  7. Если в планшете отсутствует какая-либо кривая или у нее другое название, то в командной строке будет это указано, необходимо отказаться или указать на необходимую кривую.

  8. Если запись дипольных зондов не проводилась, то расчета коэффициента анизотропии и вертикальной трещиноватости не будет. 8 колонка пустая. В 9 колонке одна кривая, названия кривой не будет. Необходимо из объектов планшета открыть кривую Кгориз.

  9. В результате обработки формируется планшет из 9 колонок (Рис. 5.10).



Рис.5.10 Планшет в системе ПРАЙМ

Все обозначения кривых указаны в шапке (Рис.5.11).



Рис.5.11 Шапка системы ПРАЙМ

.

Рис.5.12 Результат обработки волнового акустического каротажа в программе ПРАЙМ по скв.6 Верхнечонского месторождения

  1. Результат обработки можно подкорректировать инструментом, входящим в состав системы ПРАЙМ.

Программное обеспечение по интерпретации информативных параметров акустических волн позволяет определять параметры горных пород:

- коэффициент пористости Кп(ак),

- коэффициент относительной проницаемости Кпр(St),

- коэффициент радиальной акустической неоднородности,

- коэффициент субосевой акустической неоднородности,

- коэффициент акустической анизотропии по периметру скважины

Коэффициент пористости

Для количественной интерпретации используют интервальное время ?Т (в мкс/м). Для качественной интерпретации при литологическом расчленении разреза используют также параметр ? – коэффициент ослабления (затухания) амплитуды.

Величина ?Т связана со скоростью распространения упругой волны ? (в м/с):

?Т=106/ ?. (5.2)

Скорость распространения упругих волн ? и акустическая константа ?Т связаны с коэффициентом пористости горных пород, поскольку акустические свойства скелета пород и заполнителей порового пространства различны.

Связь между коэффициентом пористости породы и ?Т описывается уравнением среднего времени:

(5.3)

где ?Тск и ?Тфл – интервальные времена пробега волны соответственно в минеральном скелете породы и жидкости (в более общем случае – смеси флюидов), заполняющей поры. Уравнение (1) справедливо для упрощенной модели породы, представленной чередованием участков, занимаемых мономинеральном скелетом и однофазной поровой жидкостью, в направлении пробега волны. При наличии в скелете породы m минеральных компонент и в объеме пор n различных фаз уравнения среднего времени имеет вид

(5.4)

где - соответственно относительно объемное содержание j-й минеральной компоненты в скелете и i–й фазы в объеме пор.

Если ?Тск и ?Тж известны, (в долях единицы) может быть получен из уравнения (1)

(5.5)

Коэффициент относительной проницаемости Кпр(St.)

Проницаемость является одним из ключевых параметров, определяющих наличие коллектора. Проницаемость – свойство пород пропускать жидкость, газы и их смеси. Информативной волной, энергия которой, согласно многочисленным отечественным и зарубежным публикациям, в коллекторах с жидкостным наполнением изменяются в зависимости от проницаемости пород, является волна Лэмба-Стоунли.

При количественных определениях величин проницаемости необходим учет глинистости, диаметра скважины и особенности изучаемых отложений.

Значительные затухания энергии волны Лэмба-Стоунли, как правило, наблюдаются против проницаемых пластов и глинистых интервалов.

Для решения задачи выделения проницаемых интервалов пластов предложено статистическое выражение для определения относительного коэффициента проницаемости по затуханию энергии волны Стоунли:

Кпр.=А*((Еmax – Еi)/ Еi )*(1- 3Кгл) , (5.6)

где Еmax – величина энергии волны Стоунли в плотных непроницаемых породах;

А – масштабный коэффициент. В терригенных породах он равен 6, в карбонатных породах 0,6.

Следует иметь ввиду, что приводимое авторами статистическое уравнение во-первых, не оценивается ими коэффициентом корреляции и величиной среднеквадратической погрешности статистической связи; во-вторых, масштабный коэффициент А может применяться в очень узком литолого-структурном (с точки зрения структуры порового пространства) классе гранулярных коллекторов; в третьих, само уравнение противоречиво так, как в глинах где Кгл>0,33 Кпр<0 независимо от значений Emax, Ei. В тоже время карбонатные коллектора с развитой системой трещин будут характеризоваться на порядок меньшимы значениями Кпр чем терригенные коллектора с тем же Кп, а это противоречит опубликованным практическим и теоритическим данным.

Коэффициент радиальной акустической неоднородности и коэффициент субосевой акустической неоднородности

Алгоритм выделения трещиноватых зон, определения преимущественного направления трещин:

-определяем коэффициент акустической неоднородности по интервальным временам распространения поперечной волны и волны Стоунли - К(?T):

K(?T)= ?T2 st / ?T 2s, (5.7)

  • вычисляем среднее значение коэффициента К(?T)ср в акустически однородных пластах, которые выделяются по стабильности параметров информативных волн.

  • Определяем коэффициент акустической неоднородности K1:

К1 =(К(?T) – К(?T)ср ) / К(?T)ср (5.8)

  • для интервалов с преимущественной осевой акустической неоднородностью выполняется условие К1>0,27, где величина 0,27 это суммарная погрешность определения К1,

  • для интервалов с преимущественной радиальной акустической неоднородностью выполняется условие K1<-0,27.

  • Считаем коэффициент акустической неоднородности по затуханиям поперечной волны и волны Стоунли:

K() = (st) /(s) . (5.9)

  • Вычисляем среднее значение коэффициента K()ср в акустически однородных пластах. Акустически однородные пласты выделяются по стабильности параметров информативных волн.

  • Определяем коэффициент акустической неоднородности К2:

К2 = ( (K() - K() ср )/ K() ср (5.10)

  • для интервалов с осевой акустической неоднородностью выполняется условие К2 >0, 25, где величина 0,25 это суммарная погрешность определения К2,

  • для интервалов с радиальной акустической неоднородностью выполняется условие К2 < -0,25.

Исследуемые интервалы, которые выделяются по параметрам волны Стоунли как проницаемые и которые по коэффициентам К1 и К2 относятся к одному типу акустической неоднородности, представлены проницаемыми трещиноватыми породами с преимущественным осевым или радиальным направлением трещин.

Коэффициент акустической анизотропии по периметру скважины.

Методика оценки анизотропии горных пород, которая обусловлена их трещи­новатостью или напряжённым состоянием, первоначально была разра­ботана для интерпретации материалов детальной трёхмерной сейсмики и ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование) с многокомпонентными приёмниками. Основным критерием анизотропии служит «расщепление» поперечной волны на высоко и низкоскоростную компоненты, разность скоростей которых достигает 7% и более. Компонента с более высокой скоростью несёт основную часть энергии волны и поляризована параллельно направлению преобладающей трещиноватости. Медленная и менее интенсивная компонента поляризована перпендикулярно направлению трещиноватости. При использовании материалов АК направление распространения волн задано наперёд направлением скважины. Следовательно, для определения анизотропии невозможно применить данные продольной волны, при распространении которой колебания частиц совпадают с направлением распространения. Регистрация поперечных волн, возбуждаемых двумя ортогонально расположенными излучателями, существенно изменила возможности АК. Появилась возможность изучения вокруг вертикальной скважины азимутальной анизотропии, вызванной присутствием трещин либо напряженным состоянием пород. Наоборот, в горизонтальных скважинах с равным успехом могут быть изучены анизотропия, обусловленная тонкой горизонтальной слоистостью, и собственная анизотропия глинистых пород. Выделение интервалов с акустической анизотропией по данным аппаратуры ВАК-8 осуществляется по коэффициентам анизотропии К(1А) и К(2А), определяемым по параметрам поперечной волны возбуждаемой дипольными зондами:

К(1А) = ^Ts(дип.1) / ^Ts(дип.2) (5.11)

К(2А) = s(дип.1.) / s(дип.2.) (5.12)

При выполнении условий:

К1(А)> 1,06 и К(2А)> 1,22 (5.13)

К1(А)< 0,94 и К(2А)< 0,78 (5.14)

интервалы выделяются как анизотропные, предельные значения коэффициентов, превышение которых интерпретируется акустической анизотропией, заданы погрешностью определения К(1А) и К(2А).

Последующая комплексная интерпретация с данными РК- методов позволяет выделить интервалы проницаемых пород, интервалы проницаемых трещиноватых коллекторов, с определением преимущественного направления трещин, интервалы проницаемых пород с акустической анизотропией по периметру скважины.

Решение этих задач, возможно при условии надежного определения параметров информативных волн.

Проницаемый гранулярный коллектор выделяется по повышенным значениям коэффициента относительной проницаемости, равенстве Кп(ак) и Кп(рк) и минимальным значениям коэффициентов акустической неоднородности.

Для трещиноватого, проницаемого коллектора, с преимущественным радиальным направлением трещин, характерными признаками являются повышенные значения коэффициентов относительной проницаемости и радиальной акустической неоднородности.

Вместе с тем данную методику, по мнению автора, надо рассматривать, как весьма позитивные, но экспериментальные попытки расширить возможности ВАК-8 путем поиска возможных статистических связей вычисляемых параметров (без обоснованной оценки их достоверности и погрешности) с неподтвержденными структурно-литологическими свойствами исследуемой среды. К сожалению, авторы этой методики не приводят физического обоснования выбора предлагаемых ими математических зависимостей. Вместе с тем это направление методических исследований следует продолжить как в теоретическом, так и экспериментальном плане.
5.2. Интерпретация данных ГИС

Пористые проницаемые породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Ими в основном являются пески и песчаники, алевролиты, известняки и доломиты. К непроницаемым относятся глины, аргиллиты, соли и гипсы.

Качество коллектора определяется его фильтрациооно-емкостными свойствами, называемые также коллекторскими: пористость, проницаемость, нефтегазонасыщеность, глинистость и др.

Отличительная особенность карбонатных коллекторов по сравнению с терригенными – широкий диапазон изменения их емкостных и фильтрационных свойств, а также минерального состава скелета породы. Влияние трещиноватости и кавернозности нарушает корреляционные связи между емкостными и фильтрационными свойствами, а многокомпонентность твердой фазы породы усложняет ее петрофизическую модель. Резкая неоднородность разреза по вертикали и латерали в сочетании с глубокими зонами проникновения водного фильтрата раствора препятствуют изучению неизменной части пласта. Все это в значительной степени затрудняет определение характера насыщения и подсчетных параметров по данным геофизических исследований скважин.

К сложным коллекторам относят породы-коллекторы со сложной морфологией порового пространства, высоким содержанием глинистого материала и сложным минеральным составом скелета. Наибольшие трудности возникают при выделении в разрезе по данным ГИС трещинных и трещинно-каверновых коллекторов, наиболее типичных для карбонатных и карбонатно-гидрохимических отложений. В таких коллекторах не отмечается сужения диаметра скважины, в большинстве случаев не отмечается наличие радиального градиента сопротивления, нет характерных показаний микрозондов, результаты повторных исследований позволяют выделять коллектор по изменению показаний во времени лишь в отдельных случаях.

Осинскому горизонту Верхнечонского месторождения, залегающему в подошвенной части усольской свиты, присуще в основном карбонатные породы - известняки и доломиты в различных соотношениях. Толщина горизонта на площади изменяется от 41 до 54 м, уменьшаясь с юго-востока к северо-западу.

Тип коллектора каверново-трещинный. Фильтрационно-емкостные свойства горизонта очень изменчивы.

Основной особенностью осинского горизонта является высокая минерализация пластовой воды, достигающая 300 г/л. В солевом составе растворов преобладают хлориды кальция и натрия.

Основными факторами, определяющими выбор комплекса стандартных методов ГИС, являются степень сложности изучаемого разреза, особенности технологии бурения, включая горно-технические условия в скважине.

По комплексу ГИС осинский горизонт в разрезе скважин выделяется высокими значениями кажущихся сопротивлений, пониженными показаниями вторичной гамма-активности и интервального времени, повышенными – естественной гамма-активности относительно вмещающих пластов солей.

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин в связи с отсутствием качественных признаков проводилось по количественным критериям. За граничное значение пористости было принято Кп гр = 6 %. Методика нормализации диаграмм АК, БК, НГК также широко применялась при выделении коллекторов. При этом за опорные пласты были приняты опорный доломит, залегающий в подошвенной части среднемотской подсвиты и пласт глинистых доломитов, разделяющий устькутский горизонт на два пласта: верхний и нижний (репер М4).

Опробование пластов на кабеле не проводилось из-за очень низкой эффективности этих работ в карбонатной части разреза.

Интерпретация методов ГИС проводилась в два этапа:

- на первом этапе проводилась интерпретация стандартного комплекса ГИС (ГК, НГК, 2ННК, ДС, инклинометрия, АК, ГГК-П, БК-БМК), применяемого в разведочном бурении;

- углубленная, с использованием расширенного комплекса ГИС в системе «Прайм».

Применение расширенного комплекса ГИС позволило оценить изменение компонентного состава разреза и построить уточненную объемную модель, получить комплексную пористость с учетом компонентного состава (Кп мод).

Интерпретация ГК. Интерпретация диаграмм гамма-метода начинается с расчленения разреза и выделения пород различной радиоактивности. Поскольку величина радиоактивности пород осадочного комплекса хорошо коррелируется с их глинистостью, то в песчано-глинистом разрезе по диаграммам метода естественного гамма-излучения можно выделять пласты с различным содержанием глинистого материала.

Метод ГК, как правило, используют для ка­чественного выделения и карбонатной толще глин или глинистых известняков, а также калийных солей. Количественную интерпретацию данных метода в карбонатных разрезах проводят весьма редко и поэтому можно считать, что метод ГК, так же как и ПС (самопроизвольной поляризации), является необходимым, но вспомогательным при изучении карбонатных коллекторов.

Интерпретация ГГК.

Метод ГГК-ЛП основан на облучении ствола скважины и породы гамма-квантами и измерении рассеянного излучения. Рассеянное излучение несет информацию о макросечениях взаимодействия гамма-квантов с веществом. Макросечения, в свою очередь, зависят от объемной плотности вещества энергии связи электронов в атоме и заряда ядра. Жизнь гамма-кванта связана с потерей энергии от комптон-эффекта и исчезновением гамма-кванта, благодаря фотоэффекту. Причем макросечение комптон-эффекта зависит от объемной плотности вещества, а сечение фотоэффекта обратно пропорционально кубу энергии и прямо пропорционально четвертой степени относительного содержания и заряду ядер атомов. Мягкий участок регистрируемого спектра чувствителен не только к объемной плотности, но и к химическому составу горных пород.

Исходной информацией для интерпретации являются значения объемной плотности (п) и Zэф – эффективный атомный номер, который далее преобразуется в Pe – эффективное сечение фотоэлектрического поглощения. Так, для основных породообразующих минералов карбонатных отложений значение Pe и п составляют (Табл.5.1):

Таблица 5.1

Минерал

Pe, барн/эл

п, г/см3

кварц

1,69

2,65

кальцит

4,45

2,71

доломит

2,66

2,87

гипс

3,86

2,32

ангидрит

4,96

2,96

каолинит

1,38

2,62

гидрослюда

2,12

2,81

хлорит

4,35

2,71
1   2   3   4   5



Скачать файл (6447.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru