На  первом  этапе  обработки  первичных  материалов  вводят  в  них  аппаратурные  поправки,  приводят  диаграммы  к  стандартным  условиям  измерений,  учитывают  влияние  вмещающих  пород.  При  этом  используются  как  непосредственно  палеточные  данные,  полученные  по  результатам  математического  моделирования  прямых  задач  каротажа,  так  и  данные,  обобщенные  на  основе  современных  методов  фильтрации  и  регрессионного  анализа  и  представляющие  собой       нелинейные        операторы  –  фильтры     (для  индукционного  каротажа  и  метода  ПС).  В Gintel  97    увязка  кривых       между  собой по  глубине  проводится  путем  задания  величин  и  направлений  сдвига  по  глубине  для  отдельных  кривых.  При  этом  одна  из  кривых  назначается  интерпретатором  в  качестве  опорной.  На  этом  же  этапе  снимаются  отсчеты  в  опорных  пластах  с  исправленных  кривых.  В  основу  программ  отбивки  пласта  заложены  два  способа:  аналитический (основан  на  определении  границ  по  характерным  точкам  кривых)  и  способ  математического  моделирования (заключается  в  поиске  точек  максимума  функции  R(δ)  для  интерпретируемой  кривой  и  математической  модели  границ  пласта).

2.6. Интерпретация геофизических данных

Интерпретация данных ГИС предусматривает решение основных геологических задач, таких как литологическое расчленение разреза, выделение пластов-коллекторов, определение характера насыщения пластов и решение других задач исследования. При интерпретации делается заключение по скважине с конкретным указанием интервалов перфорации.

Физические основы интерпретации

Интерпретация методов электрического сопротивления. Удельное электрическое сопротивление (УЭС) горных пород зависит от удельного сопротивления, структуры и объемного соотношения отдельных фаз породы, от явлений на границе раздела фаз, от температуры и давления.

УЭС пластовых вод ρв определяется их минерализацией, химическим составом, температурой и другими факторами. Этот параметр можно оценить путем непосредственного измерения в лабораторных условиях с внесением поправки за температуру, и используя метод ПС.

УЭС фильтрата промывочной жидкости ρф оценивается по сопротивлению ПЖ рп с учетом температуры. Для утяжеленных растворов вносят поправки.

УЭС углеводородной фазы значительно превосходит удельное сопротивление поровых растворов, поэтому электропроводность первых можно условно считать практически равной нулю.

УЭС чистых неглинистых пород рвп при 100%-ном заполнении пор УЭС рв определяется соотношением рвп= Рп•ρв, где Рп - параметр пористости, связанный с коэффициентом пористости породы Кп и зависящий от ее литологического состава.

Интерпретация диаграмм БКЗ. БКЗ заключается в исследовании разрезов скважин комплектом однотипных зондов КС разной длины с целью определения УЭС неизмененной части пласта и параметров промежуточной зоны - ее диаметра и УЭС. Принцип интерпретации результатов БКЗ состоит в построении фактической кривой БКЗ и сопоставлении ее с теоретическими кривыми, полученными для определенных параметров среды. В случае совпадения кривых параметры среды теоретической кривой присваивается исследуемому пласту. Для построения фактической кривой БКЗ необходимо выделить наиболее однородные пласты, для которых возможна количественная интерпретация. Толщину пластов определяют обычным способом по кривым КС с использованием малого зонда. Уточнение положения границ пластов можно также проводить по диаграммам микрозондов и других методов каротажа.

Интерпретация диаграмм БК. Процесс обработки диаграмм БК проводится поэтапно:

а) проверка качества диаграмм. Заключается, прежде всего, в проверке записи нулевых и градуировочных сигналов, контрольных повторных замеров и перекрытий.

б) выделение объектов интерпретации. Особенности форм кривых сопротивления описаны в соответствующих руководствах.

в) снятие характерных значений ρк, проводят способами, зависящими от строения пласта. Если пласт однородный по ρ, то против пласта отсчитывают средневзвешенное по толщине кажущееся сопротивление ρк.ср. Если пласт считается неоднородным, то против пласта отсчитывают продольное кажущееся сопротивление ρкt. Принцип определения истинного  удельного  сопротивления  основан  на  изучении  характера распределения электрического поля экранированного зонда БК.

г)       введение поправки за влияние эксцентриситета зонда в скважине. Ее вводят в показания экранированных зондов с малым радиусом исследования. Показания зондов БК со средним и большим радиусом исследования не зависят от положения прибора в скважине.

д) введение поправки за ограниченную толщину пласта.

е) введение поправки за толщину пласта.

ж) введение поправки за влияние скважины.

з) введение поправки за влияние зоны проникновения фильтрата ПЖ.

Интерпретация диаграмм микрозондов. Диаграммы микрозондов используют в основном для целей качественной интерпретации. Однако существует и принципиальная возможность количественного определения УЭС. Плотные непроницаемые породы характеризуются общим высоким уровнем и изрезанностью кривой рк, связанной с шероховатостью стенок скважины и неравномерностью прижатия электродов к породе.

В пластах, образующих каверны, получаемое микрозондами рк близко к сопротивлению ПЖ.

Интерпретация диаграмм индукционных зондов. Метод служит для определения удельной электрической проводимости пород и основан на изучении вторичного электромагнитного поля, возникновение которого обусловлено вихревыми токами, индуцированными в породах с помощью искусственного электромагнитного поля.

Важным свойством индукционных зондов являются радиальные и вертикальные характеристики, показывающие изменение геометрических факторов участков среды по мере удаления их от зонда. Радиальные характеристики определяют радиус исследования зонда и степень влияния на его показания скважины, зоны проникновения и неизменённой части пласта. Вертикальная характеристика зонда даёт представление о степени влияния на его показания вмещающих пород.

Обработка и интерпретация диаграмм включает в себя следующие основные этапы:

а) проверка качества материалов. Качество диаграмм предварительно оценивают в соответствии с требованиями технических инструкций. Расхождения между данными БКЗ и величинами сопротивления, определёнными по ИМ с внесением поправки за скважину и скин-эффект, не должны быть более ±10% для всех опорных пластов;

б) выделение объектов интерпретации и снятие значений кажущейся электрической проводимости. Базируется на анализе кривых кажущейся удельной проводимости σк, полученных для изучаемой среды разного строения.

Для пласта ограниченной толщины, залегающего в породах, имеющих одинаковое сопротивление снизу и сверху пласта, кривые σк имеют симметричную форму относительно середины пласта. При толщине пласта более 2 метров его границы проводят по точкам, соответствующим середине аномалии σк;

в) учет   влияния   скважин.   Проводят   при   помощи   палеточной   зависимости геометрического фактора скважины Gc от её диаметра dc ;

г)       учёт влияния скин-эффекта. Позволяет перейти от снятого с диаграммы значения σк к значению рк для того же пласта. Поправку за скин-эффект вводят после введения поправки за влияние скважин;

д) учёт  влияния  ограниченной   толщины   пласта.   Необходим   для   приведения показаний индукционного метода к условиям пласта неограниченной толщины;

е) учёт влияния зоны проникновения. Осуществляется по специальным палеткам, представляющим собой семейство кривых зависимостей рк от рр или σк от σр

Интерпретация метода ПС

Потенциалы самопроизвольной поляризации, регистрируемые при исследовании газовых скважин, обусловлены естественными электрическими полями, которые возникают в результате электрохимических процессов, протекающих на границе между скважиной и породами, а так же пластами различной литологии в разрезе скважины.

Среди электрохимических процессов, формирующих потенциалы ПС в скважине, основную роль играют диффузия солей и течение жидкости, в результате которых возникают потенциалы (э.д.с.) диффузионного или фильтрационного происхождения.

Диаграмма ПС не имеет нулевой линии. Горизонтальный масштаб зарегистрированной кривой ПС показывают числом милливольт приходящихся на отрезок 2 см. Ввиду отсутствия на диаграмме ПС нулевой линии в качестве условной нулевой линии, от которой отсчитывают отклонение кривой ПС, используют линию глин. Подавляющая часть осадочных пород в терригенном, карбонатном, вулканогенном, гидрохимическом разрезах и различных их сочетаниях отмечается отклонением кривой ПС влево от линии глин. Границы пластов на кривой ПС соответствуют точкам перегиба зарегистрированной кривой ПС.

Для геологической интерпретации диаграмм ПС используют либо график скачка потенциала Еs или значения Еs в отдельных пластах, либо относительные значения αпс = Еs/ Еsmax, — максимальное значение Еs в изучаемом участке разреза.

При интерпретации диаграмм СП решают следующие задачи:

определение рв при температуре пласта и расчет минерализации пластовой воды Св, соответствующей рв для определения рв обычно используют аномалию ПС в пласте чистого песчаника или известняка, залегающего в плотных высокодисперсных глинах.

выделение коллекторов в терригенном разрезе, определение глинистости пород.

Интерпретация радиоактивных методов

Интерпретация ГК. Гамма-метод позволяет судить о радиоактивности горных пород и используется для расчленения геологического разреза, оценки глинистости, выделения и оценки радиоактивности пород. Скважинный прибор ГК содержит детектор и электронную схему для регистрации числа импульсов за единицу времени. Показания прибора зависят от содержания U, Th, К в породе и среде, заполняющей скважину, от толщины и материала корпуса прибора, спектральной чувствительности детектора.

Важнейшие особенности кривой интенсивности гамма-излучения Iγ: аномалия симметрична, при h > 1м Iγ  в середине пласта практически равна показаниям Iγ∞  при h = ∞. Влияние скважины на результаты ГК обусловлено поглощением излучения пласта скважины и вкладом в Iγ квантов, возникающих в скважине. Это влияние определяется коэффициентом линейного поглощения раствора μр, его плотность δр и удельной активности. Кроме поправки за скважину в измеренные значения вводят поправку за глинистую корку и исключают фон прибора. Геологической интерпретацией результатов ГК в данном случае будет являться литологическое расчленение пластов.

Интерпретация данных НКТ. При интерпретации данных НКТ выделение пластов, у-, отсчет показаний и их исправление за влияние интегрирующей ячейки (поправка за υτя) проводят так же, как и при ГК. Затем вычитают естественный фон, определяют кажущеюся пористость пласта по палеткам зависимости I/Iв от kn для чистого водоносного известняка и соответствующего диаметра скважины, учитывают нестандартность скважинных условий (учитывается влияние ПЖ которое складывается из различных параметров: водородного индекса раствора юр, его плотности δр, излучающей способности υp и сечения поглощения тепловых нейтронов Σз.р, зависящего в основном то содержания хлора и железа, влияние промежуточного слоя - глинистая корка или отход прибора от стенки), учитывают особенности пласта (вводится поправка за основной минеральный состав скелета, за глинистость, за примеси элементов с высоким сечением поглощения нейтронов, за влияние остаточного газонасыщения в зоне проникновения, за температуру и давление в пласте и скважине).

Количественное определение коэффициентов газонасыщенности по данным стационарного НМ основано на использовании уравнения

kг = (kп – kп,K + kгл ωгл + Δωпл)/[ kп(1-ωг)].         (2.1)

Поскольку Δωпл зависит от kг и эта зависимость пока не аппроксимирована соответствующими формулами, kг находят методом последовательных приближений. Сначала определяют первое приближение kг полагая Δωпл — 0; далее вычисляют приближенные значения по формуле (2.1.) и находят первое приближение Δωпл и второе приближение kг. Подобный процесс продолжают до получения устойчивых значений kг.

  Погрешность определения kп по стационарным нейтронным методам в разных условиях составляет примерно 1,5 - 3,5 %.

Интерпретация данных ГГП каротажа. ГГП используют для определения плотности горных пород δ, регистрируя относительно жесткое гамма-излучение (более 0,15 МэВ). Основное назначение ГГП в нефтяных и газовых скважинах - определение kп.

Если плотность твердой фазы δтв и заполнителя пор δж не зависит от kп, то

kп=(δск-δ)/( δтв - δж).

Если твердая фаза двухкомпонентная (скелет + примесь), то

kп = ( δск - δ)/( δск- δж)+(δприм-δск)• kприм/(δск-δж),  где kприм - доля примеси

(глинизация, нерастворимый остаток, доломитизация и т.п.) в объеме породы; δск и δприм - плотность скелета и примеси.

В газоносных пластах следует учитывать остаточную газонасыщенность kг.о, зоны проникновения и вместо δж использовать δ ж = δж - kг.о (δж - δг), где δг - плотность газа.

Интерпретация акустических методов

Стандартный акустический метод.

Определение коэффициента пористости. Основа метода определения коэффициента пористости пород - наличие тесной взаимосвязи между величинами Vp (или Δτ) и kп. В однородной и изотропной идеально упругой среде скорость распространения упругих волн определяется значением модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона υ, плотностью δп-Плотность пористой среды зависит от коэффициента пористости :

δп = δтв-(δтв- δ3)*kп,       (2.2)

Где δтв - плотность твердой фазы, т.е. зерен , слагающих скелет породы;

δз - плотность заполнителя порового пространства.

В горных породах связь между фазами, слагающими породу, недостаточно совершенна. По этой причине зависимость Vp от υ и δп , а следовательно, и от kп отклоняется от закона.

На основании экспериментальных и теоретических исследований сред с несовершенными связями предложен ряд выражений, устанавливающих зависимость скорости (интервального времени) распространения продольных волн от пористости.

Наиболее простые из них следующие:

уравнение среднего времени, полученное М. Вилли, А. Грегори  и Л. Гарднером,

Δτп = Δτтв + ( Δτ3 - Δτтв)•kп;    (2.З.)

уравнение степенной связи, предложенное В.Н. Дахновым,

Δτп = Δτтв+kпmп(Δτз- Δτтв)+kглmгл •( Δτз- Δτтв) ,     (2.4.)

где Δτтв - интервальное время в твёрдой фазе породы; mп и mгл - показатели, зависящие соответственно от структуры и степени цементации коллектора, изменяющиеся от 0,7 до 1,5 и возрастающие с увеличением уплотнения.

В основу уравнений (2.З) и (2.4) положена линейная зависимость между скоростью (или интервальным временем) и пористостью. В них не учитывается влияние горного и пластового давлений, хотя их роль возрастает с уменьшением пористости.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21