 |
Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | |
Газобиохимическая съемка. 4 страница
|
|
6.2. Методы изучения залежей нефти
и газа по данным бурения и эксплуатации
6.2.1. Корреляция разрезов скважин
Корреляцией (увязкой) разрезов скважин называется сопоставление одновозрастных пород, вскрытых этими скважинами.
Наилучшие результаты при корреляции разрезов скважин достигаются благодаря комплексной увязке геофизических материалов с данными изучения образцов керна и шлама.
Различают следующие виды корреляции: общую локальную, общую региональную и детальную.
- 265 -
Общая локальная корреляция представляет собой сопоставление всего разреза скважин в пределах одной разведочной площади или месторождения. Цель ее — выделить и проследить по площади опорные реперы, одновозрастные стратиграфические комплексы пород, продуктивные толщи и внутри последних — продуктивные горизонты и пласты.
Общая региональная или межплощадная корреляция выполняется по всему разрезу скважин для прослеживания указанных выше подразделений разреза в пределах зон нефтегазонакопления, нефтегазоносных областей и т.п.
Эти виды корреляции выполняются в основном с помощью диаграмм скважин в масштабе 1:500. Им должны предшествовать тщательная привязка керна, литолого-петрографических, биостра- тиграфических данных и результатов опробования к диаграммам промыслово-геофизических исследований скважин.
Перед детальной корреляцией стоит задача выделения и прослеживания в разрезе продуктивной толщи или продуктивного горизонта одновозрастных реперов, проницаемых пластов и проницаемых слоев, непроницаемых прослоев, установления их изменения вследствие выклинивания, литолого-фациального замещения по площади и разрезу с целью детального изучения геологического строения залежей нефти и газа.
На первом этапе детальной корреляции изучение продуктивной толщи осуществляется на диаграммах стандартного зонда (КС, СП) в масштабе 1:500 с целью детально установить взаимоотношение продуктивной толщи, горизонта, пласта с вмещающими их породами и наметить их границы.
Корреляцию разрезов близлежащих скважин начинают с предварительной увязки опорных реперов, отчетливо прослеживаемых по данным керна и каротажа. Сопоставление слоев в толще пород между опорными реперами следует производить от нижележащего репера к вышележащему, выделяя на диаграммах скважин те же слои, пачки и горизонты, которые предварительно были установлены в первой скважине. Критерием сравнения служат приблизительное сходство конфигурации диаграмм скважин, соответствующих одноименным пластам, а также палеонтологические данные.
Если в каком-либо месте диаграмм корреляция нарушается, диаграммы совмещают по кровле или подошве вышележащего репера и от него прослеживают пласты сверху вниз до того места, где нарушилась корреляция при сопоставлении снизу вверх. Одновременно устанавливается и причина нарушения корреляции.
После выделения однофазных реперов, продуктивных горизонтов и пластов, а также выяснения причин выявленных несогласий в разрезе отложений приступают ко второму этапу детальной корреляции, в процессе которого сопоставление ведется внутри продуктивного горизонта, пласта, записанных в масштабе 1:200.
- 266 -
Основными промыслово-геофизическими методами на втором этапе детальной корреляции являются: стандартное электрозондирование (КС, ПС), радиокаротаж (ГМ, НГМ), индукционный каротаж, казсрнометрия и микрозондирование. При этом диаграммы.микрозондов и кавернометрия позволяют уточнить границы проницаемых прослоев.
На диаграммы масштаба 1:200 переносят с диаграмм 1:500 намеченные границы продуктивных горизонтов и пластов и выделяют внутри них новые реперы как местного, так и общего значения. Прослеживание одноименных интервалов внутри продуктивных пластов ведут с учетом ритмичности осадкообразования, обусловливающей преимущественную параллельность напластования и наличие реперов в определенных частях ритмов. Особенно тщательно изучаются те интервалы разрезов, где наблюдаются выклинивание, внутрифор- мационные перерывы, литолого-фациальные замещения. На каждой диаграмме необходимо выделить внутри пласта проницаемые и непроницаемые прослои.
После перечисленных работ по каждой скважине приступают к составлению корреляционных схем.
6.2.2. Составление корреляционных схем
Корреляционная схема является итоговым чертежом, обобщающим результаты корреляции разрезов скважин. Вертикальный масштаб схемы детальной корреляции отложений продуктивной толщи (горизонта) принимается равным 1:200, общей корреляции — 1:500 и мельче. Горизонтальный масштаб при построении этих схем не учитывается.
Составлению схемы предшествует выбор границы на диаграммах скважин, которая будет принята в качестве линии сопоставления. Обычно в качестве такой границы принимается подошва наиболее надежного репера на диаграммах одного или нескольких методов. Положение этого репера на корреляционной схеме должно отражать характер напластования внутри всей продуктивной толщи (горизонта), а также верхней части подстилающих и нижней части перекрывающих ее отложений. Не рекомендуется в качестве линии сопоставления принимать поверхность стратиграфического несогласия.
На линию сопоставления как бы нанизываются все диаграммы исследуемых скважин на уровне подошвы выбранного репера. На диаграммах должны быть указаны масштабы измерений, глубины через 4 м (для общей корреляции — через 10 м), границы опорных реперов, стратиграфических подразделений разреза, продуктивных горизонтов, пластов и прослоев, а также разделяющих их непроницаемых слоев (рис. 86). Около каждой скважины вычерчивают литологическую колонку. После этого соединяют линиями все выделенные границы и приступают к выявлению литолого-фациальных
- 267 -
Рис. 86. Схема детальной корреляции продуктивной толщи: Песчанник:
1 - нефтенасыщенный; 2 - водонасыщенный;
3 — газонасыщенный; 4 — аргиллит; 5 — реперы; 6— известняк; 7 — алевролит; прослои: 8— проницаемые; 9 — непроницаемые
- 268 -
- 269 -
переходов внутри одновозрастных пластов и прослоев. Выявленную ранее поверхность несогласия показывают волнистой линией. Произвольной штриховкой выделяют наиболее характерные для изучаемого разреза опорные реперы или пласты, например, имеющие во всех скважинах одинаковую конфигурацию диаграмм или характеризующиеся одинаковым микропетрографическим составом и т.п. Слева около колонок условным знаком показывают интервалы отбора керна. В правой или левой части чертежа вычерчивают стратиграфическую колонку с указанием всех выделенных комплексов, пластов и т.п.
Корреляционные схемы являются очень важным базисным геологическим документом. С их помощью:
• выясняется последовательность осадконакопления;
• определяются изменения мощности одноименных пластов, их литология и характер литолого-фациальной изменчивости;
• выявляются поверхности несогласия и т.п.
На основе корреляционных схем составляются геологические профили, структурные карты и карты мощностей, литолого- фациальные карты и другие, графические документы, с помощью которых создается четкое представление о детальном геологическом строении изучаемой залежи.
6.2.3. Учет искривления скважин
Причины искривления скважин могут быть технологическими, техническими и геологическими.
Технологические причины связаны с применением направленного бурения, к техническим относят — сильное давление на забой, приводящее к продольному изгибу бурильных труб, а также резкое несоответствие между диаметрами бурильных труб и долот. Геологическими причинами искривления скважин могут быть чередование пластов различной крепости и их наклон. Долото при переходе из твердых полого падающих пород в мягкие отклоняется в направлении, перпендикулярном к напластованию.
При крутом падении пластов долото скользит по более твердым породам в сторону падения пласта.
Для учета влияния искривления скважины в последней необходимо определить угол отклонения от вертикальной оси (рис. 87 о) и азимут искривления. Под азимутом искривления понимается угол (Ч>0) в горизонтальной плоскости между азимутом магнитного меридиана ОС и направлением 00; от проекции оси устья скважины до точки, лежащей на искривленной оси скважины (рис. 87 б). В замеры азимутов искривления вносятся поправки на магнитное склонение.
Угол отклонения и азимут искривления замеряются в скважине специальным прибором, называемым инклинометром, который спускается в скважину до забоя на трехжильном каротажном кабеле.
- 270 -
При подъеме инклинометра на глубинах, кратных 25 м (станциях), делаются остановки для замеров.
Для вычисления абсолютной отметки, например, кровли пласта (Набс), вскрытого искривленной скважиной, необходимо из глубины залегания кровли этого пласта (Нпл) вычесть альтитуду устья (определяемую геодезической привязкой) со своим знаком (±А) и суммарную поправку на искривление скважины до этой глубины (Σ⌂Н):
Для учета искривления скважины в плане строится специальный чертеж, называемый инклинограммой (рис. 87 б). За начало координат принимается проекция устья скважины — точка О. Из нее проводят прямую в направлении азимута искривления первого интервала, на которой в масштабе чертежа откладывают отрезок 00г равный горизонтальной проекции первого искривленного интервала. Затем начало координат переносят в точку 01 и далее в такой же последовательности находят горизонтальные проекции следующих искривленных элементарных интервалов. Общее отклонение (L) забоя скважины фиксируется отрезком, соединяющим начало координат с последней станцией у забоя (00п). Отклонение забоя скважины до какого-либо пласта определяется интерполяцией расстояния между кровлей или подошвой пласта и соседней станцией и переносится на структурные и другие виды карт.
6.2.4. Построение геологических профилей
Геологический профиль представляет собой графическое изображение в вертикальной плоскости строения недр и содержащихся
- 271 -
в них залежей. Выбор направления и числа геологических профилей зависит от формы, размеров и сложности строения залежи или месторождения.
Если месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке, то профили располагают вдоль и вкрест простирания. При наличии дизъюнктивного нарушения линию профиля выбирают перпендикулярно к нему. В случае литологически экранированной залежи на профиле должна быть изображена картина литолого-фациального перехода. Профиль строят с юга на север или с запада на восток по линии, соединяющей скважины через кудолструктуры.
Профиль составляется на основе схемы детальной корреляции. Слева на чертеже проводится абсолютная шкала глубин (рис. 88). Вертикальный и горизонтальный масштабы построения для складчатых областей обычно выбираются одинаковыми. В платформенных областях с небольшими углами падения пластов вертикальный масштаб принимается равным 1:200 или 1:500. Рядом со шкалой глубин через произвольную точку проводят линию, соответствующую на профиле положению оси крайней левой скважины. От этой линии в выбранном масштабе откладываются горизонтальные проекции расстояний между всеми скважинами на профиле и через полученные точки проводятся линии, соответствующие осям стволов остальных скважин. Если какие-либо скважины не вертикальны, то показывается искривленное положение ствола скважины. По абсолютным отметкам около скважин наносятся границы каждого пласта или прослоя в пределах исследуемого интервала продуктивной толщи.
В пределах продуктивного пласта должны быть прослежены проницаемые и непроницаемые прослои и указана их литологическая характеристика. Желательно, чтобы на профиле были выделены и породы, подстилающие и перекрывающие исследуемый продуктивный пласт. Литологическая характеристика пластов и прослоев наносится условными знаками. После этого проводятся водонефтяные, газонефтяные и газоводяные контакты, указываются интервалы опробования и их результаты и выделяются залежи нефти и газа.
С помощью геологических профилей можно получить более наглядное представление о геологическом строении залежи и месторождения. При изучении литолого-фациальной изменчивости геологический профиль является почти единственным документом, характеризующим различные литологические переходы в продуктивных пластах, взаимное положение проницаемых и непроницаемых пород в разрезе.
6.2.5. Составление типового и сводного разрезов
Предварительно введем понятия истинной (нормальной), вертикальной и видимой мощностей пластов.
Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется истинной (нормальной) мощностью пласта hir Вертикальная
- 272 -
мощность h равна расстоянию между кровлей и подошвой пласта по вертикали. Вертикальная мощность пластов вскрывается вертикальной скважиной. При угле падения пласта δ
Скважина, пройденная с отклонением от вертикали, вскрывает так называемую видимую мощность пласта hвид. Если скважина перпендикулярна к плоскости напластования, видимая мощность равна истинной. Во всех остальных случаях она больше истинной. Видимая мощность равна вертикальной, если скважина прошла пласт вертикально. Если пласт залегает наклонно, то при отклонении скважины от вертикальной оси в сторону падения пласта видимая мощность будет больше вертикальной (рис. 89 а). При отклонении в сторону восстания видимая мощность может быть меньше, равна и больше вертикальной (рис. 89 б). При горизонтальном залегании пласта и отклонении скважины на угол i от вертикальной оси видимая мощность будет больше вертикальной (рис. 89 в).
Изучение комплекса осадочных и продуктивных пород, вскрытых скважинами на месторождении или разведочной площади, заканчивается составлением типового и сводного разрезов. Типовой разрез обобщает данные о строении продуктивной толщи в пределах одной или нескольких залежей с учетом особенностей нефтегазоносное™, условий залегания пластов, их литологии и изменения мощности. Он графически характеризует тип разреза. В типовом разрезе учитываются видимые мощности, поэтому на нем можно показывать диаграммы стандартного метода и кавернограмму. Для этой цели используется диаграмма с наиболее характерным для залежи продуктивным разрезом в масштабе 1:200. На нем показываются литологическая колонка с возможными литолого-фациальными изменениями внутри пластов, минимальные и максимальные мощности стратиграфических комплексов, глубины, нефтегазопроявления и стратиграфическая колонка.
Типовой разрез служит основой для составления проектных разрезов новых скважин, что облегчает контроль за их бурением.
- 274 -
На месторождение или группу месторождений, где перечисленные выше параметры не претерпевают существенных изменений, обычно составляют один, характерный для площади, типовой разрез. Если в какой-либо части исследуемого месторождения происходят существенные изменения в условиях осадконакопления, характере нефтегазоносности и т.п., то для этого участка составляют свой типовой разрез.
В сводных геолого-геофизических разрезах учитываются максимальные видимые мощности стратиграфических комплексов, пройденных различными скважинами на месторождении или разведочной площади (рис. 90). Для составления сводной каротажной диаграммы весь разрез делят на ряд интервалов, каждый из которых соответствует какому-либо крупному стратиграфическому комплексу. Для выделенных интервалов подбирают каротажные диаграммы скважин, вскрывших в этом интервале максимальную мощность. Подобранный таким образом отрезок диаграммы переносят на сводный разрез вместе с литологической колонкой этого же интервала. Около каждого пласта фиксируются максимальная и минимальная мощности. На чертеже обязательно должны быть указаны места га- зонефтепроявлений. Слева от литологической колонки вычерчивают стратиграфическую колонку, в которой указывают возрастную принадлежность всех выделенных подразделений разреза.
6.2.6. Выделение коллекторов в однородных и неоднородных продуктивных пластах
Практика показывает, что однородные продуктивные пласты, содержащие залежи нефти и газа, представляют собой редкое явление. Большинству пластов присуща геологическая неоднородность.
Геологическая неоднородность продуктивных пластов
Неоднородность продуктивных пластов обусловлена различиями гранулометрического состава пород, формы частиц и их упаковки, степени отсортированное™ коллекторов, состава цементирующего материала, а также уплотнения осадков. Она проявляется в изменчивости пород по площади и разрезу, а также в различного рода литолого-фациальных замещениях — песчаников алевролитами и глинами, алевролитов глинами, известняков мергелями и т.п., т.е. литолого-фациальная изменчивость сводится к замещению хорошо проницаемых пород малопроницаемыми и непроницаемыми. Неоднородность, связанная с изменением коллекторских свойств продуктивных пластов и их литолого-фациальной изменчивостью, называется микронеоднородностью. Наряду с этим в продуктивных пластах различают макронеоднородность, которая выражается в расчлененности пластов на ряд проницаемых прослоев по площади и разрезу, в изменении мощности отдельных прослоев. Микро- и макронеоднородность изучаются геологическими и вероятностно-
- 276 -
статистическими методами. Однако, прежде чем оценить неоднородность, необходимо выделить коллекторы в пределах продуктивного пласта.
Выделение эффективной мощности wiacma по прямым качественным признакам
Вследствие ограниченности отбора керна выделение коллекторов в продуктивном разрезе основывается на геофизических методах исследования скважин и осуществляется по прямым качественным признакам.
В терригенных породах при вскрытии продуктивных пластов на глинистом растворе, менее минерализованном, чем пластовая вода, и при создании противодавления на пласт к основным прямым качественным признакам относят следующие (по Б.Ю. Вендельштей- ну, Р.А. Резванову):
1) сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным, фиксируемое на кавернограмме; присутствие глинистой корки, фиксируемое на коркограмме;
2) положительное приращение на диаграмме микрозондов; при этом на общем фоне невысоких значений показания микропотенциал зонда выше показаний микроградиента зонда;
3) изменение показаний различных геофизических методов во времени, отражающее формирование зоны проникновения в коллектор фильтрата глинистого раствора.
Для выделения коллекторов межзернового типа в карбонатном разрезе применимы те же прямые качественные признаки. Так как на величину межзерновой пористости в карбонатных породах существенное влияние оказывает содержание нерастворимого остатка, выделение коллекторов осуществляют путем сравнения кривой БК (экранированного зонда) с кривой НГМ, имеющих одинаковый масштаб пористости.
Вследствие ряда факторов, связанных с качеством раствора, и по другим причинам геофизические методы не всегда надежны. Пласты, выделенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков. В связи с этим возникла необходимость определения кондиционных пределов параметров продуктивных пластов (количественных критериев).
Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов
Кондиционными называют такие минимальные значения параметров пластов, при которых флюид может поступать в скважину.
При выделении коллекторов по количественным критериям определяющими должны служить параметры, характеризующие их фильтрационные свойства: проницаемость по керну и другие параметры по геофизическим данным. Особо должно учитываться кондиционное значение глинистости. Такой подход обусловлен тем, что
- 277 -
именно фильтрационные свойства пород определяют возможность получения притока в скважине. Основными признаками, характеризующими породу как коллектор, следует считать получение из нее при опробовании скважины нефти, газа или воды, а также определенную величину притока. Параметром, отражающим эти признаки, является удельная продуктивность скважин q, рассчитываемая по формуле
Для определения кондиционного предела коллектор — неколлек- тор (К—НК) исследуется статистическая связь между одним из геофизических параметров (αСП Jny, пористостью по геофизическим данным и т.п.), характеризующими продуктивные интервалы пласта, и удельной продуктивностью скважин в этих интервалах.
За кондиционные берутся такие значения, например асп, определенные по геофизическим данным, которым на указанной зависимости соответствует значение удельной продуктивности, равное нулю (рис. 91).
Чтобы на диаграммах скважин выделить эффективную мощность проницаемого пласта (прослоя), сначала используют прямые качественные признаки. Затем около интервалов каждого прослоя подписываются значения αСП и отмечается мощность, которой это значение соответствует.
Если αсп какого-либо интервала внутри прослоя или всего прослоя в целом окажется меньше кондиционного значения, то такие непроницаемые интервалы отбраковываются. Таким образом, учитываются кондиционные пределы по мощности пласта (прослоя). Необходимо также установить границы распространения проницаемого пласта (прослоя) по площади.
6.2.7. Построение карты поверхности топографического порядка
Любая закономерность графически может быть выражена с помощью карты поверхности топографического порядка.
Картами поверхности топографического порядка являются карты изменения по площади любого параметра (мощности, высоты, αСП, Jny, пористости и т.п.), выраженного в изолиниях.
Прямые способы построения карт основаны на принципах интерполяции и экстраполяции.
Интерполяция — это определение положения на карте равных значений исследуемого параметра, кратных принятому сечению, между двумя скважинами, величина параметра в которых известна.
- 278 -
Экстраполяция заключается в определении положения таких же значений в неизученной области за пределами одной из скважин с учетом размеров заложений между скважинами в изученной области.
Заложением называется горизонтальная проекция кратчайшего расстояния между двумя изолиниями.
Основным прямым способом построения различного рода карт является способ треугольников. Суть его заключается в следующем.
Все ближайшие скважины соединяются непересекающимися линиями, которые образуют сеть треугольников.
С помощью интерполяции на сторонах треугольника находят положения отметок, кратных принятому сечению (рис. 92), через которые будут проводиться изолинии. Эту операцию можно упростить, если пользоваться палеткой (высотной арфой), которая представляет собой ряд параллельных прямых линий, проведенных на одинаковом расстоянии (1...2 мм) друг от друга. После того, как установлено положение отметок, все точки, имеющие одинаковые отметки, соединяют сплошными плавными изолиниями.
Рис. 92. Принцип построения карты поверхности топографического порядка с помощью высотной арфы:
а — высотная арфа; б — карта; цифры в кружках — отметка скважин
|
Если нужно проэкстраполировать изолинии за пределы скважин, то от крайней изолинии откладывают величину последнего заложения на один или два шага и соединяют полученные точки прерывистыми плавными изолиниями.
- 280 -
6.2.8. Определение границ распространения коллекторов и построение карты эффективной мощности продуктивного пласта
Задача установления границ распространения коллекторов по площади возникает в тех случаях, когда продуктивный пласт (прослой) выклинивается или замещается на всю мощность непроницаемыми разностями.
Выклинивание связано с линзовидным строением продуктивного пласта и с различного рода стратиграфическими несогласиями (размыв, притыкание к более древней поверхности и т.п.).
Граница выклинивания определяется однозначно по градиенту изменения эффективной мощности продуктивного пласта (прослоя) в профиле не менее чем из трех скважин в сторону выклинивания (рис. 93). Если градиент изменения эффективной мощности
- 281 -
установить не удается, то граница коллекторов (линия нулевой мощности) проводится на середине расстояния между двумя скважинами, в одной из которых вскрыт пласт-коллектор.
Литолого-фациальное замещение коллекторов продуктивного пласта непроницаемыми разностями представляет собой постепенное ухудшение коллекторских свойств пласта, уменьшение мощности коллекторов к границе коллектор — неколлектор до нуля.
Следовательно, при определении границы распространения коллекторов учитываются кондиционные пределы параметров продуктивных пластов по площади. Для установления этой границы способом треугольников составляется карта изменения значений, например (Хсп или другого геофизического параметра (рис. 94). На карте путем интерполяции проводится изолиния OLcm соответствующая кондиционному значению этого параметра. Зона с более высокими значениями (Хсп будет являться областью распространения коллекторов, а зона по другую сторону изолинии с кондиционным значением 0.сп— областью распространения неколлекторов.
Подобным же образом можно выделить и зоны распространения коллекторов разной продуктивности, например песчаников и алевролитов. В последнем случае такая карта носит название литолого- фациальной.
Рис. 94. Определение границы распространения коллекторов по карте изменения значения относительной аномалии СП:
|
1 — коллектор, 2 — неколлектор, 3 — скважины (в числителе — номер сквижины, в знаменателе — значение αСП)
- 282 -
При построении карты эффективной мощности продуктивного пласта около каждой скважины подписывается мощность пройденных ею коллекторов, а также проводится граница коллектор — не- коллектор. При литолого-фациальной изменчивости она снимается с карты αСП или другого геофизического параметра, а при выклинивании проводится описанными выше способами.
При проведении других изопахит (линий равных мощностей) интерполяция от нулевой изопахиты к ближайшим к ней скважинам, вскрывшим эффективную мощность, ведется линейно с учетом выбранного сечения. Между остальными скважинами изопахиты эффективной мощности проводятся способом треугольников (рис. 95).
Рис. 95. Построение карты эффективной мощности продуктивного пласта, подверженного замещению коллекторов не коллекторам и на всю мощность.
Условные обозначения см. на рис. 94
|
6.2.9. Особенности построения структурных карт продуктивного пласта
С помощью структурных карт выявляют изменение рельефа поверхности слоев и пластов. При общих геологических построениях структурная карта составляется по кровле стратиграфического комплекса или опорного репера. Детальное изучение строения продуктивных пластов требует построения структурных карт одновременно по нескольким поверхностям, уточняющим характеристику самой продуктивности. Если пласт монолитный, то карты составляются по кровле и подошве его коллекторов.
Если пласт представлен несколькими проницаемыми прослоями, то структурные карты такого пласта составляются по кровле самого верхнего и подошве самого нижнего из проницаемых просло-
- 283 -
ев. В обоих случаях составляемые карты будут картами поверхностей кровли и подошвы коллекторов продуктивного пласта.
Основой для построения структурных карт и карт поверхностей продуктивного пласта служат сведения об абсолютных отметках его кровли и подошвы. Если они выше уровня моря, то имеют знак «плюс», если ниже — «минус». Карты представляют собой систему горизонталей, называемых изогипсами.
Дата публикования: 2014-11-19; Прочитано: 1453 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!
