К оглавлению

УДК 550.832

Комплексная интерпретация плотностного гамма-гамма, ядерно-магнитного и

электрического каротажа в газонасыщенных отложениях

С.В. АНПЕНОВ, В.С. МОДИН, В.А. СТАРИКОВ, Г.В. ТАККАНД (ЗапСибВНИИгеофизика)

Внедрение в практику геологоразведочных работ на нефть и газ ядерно-физических методов позволяет значительно расширить возможности комплекса ГИС в решении оперативных задач и более достоверно обосновать подсчетные параметры [1].

На месторождениях Западной Сибири нейтронный каротаж (НК) используется для оценки пористости коллекторов, выделения газонасыщенных интервалов и отбивки газожидкостных контактов, плотностной, гамма-гамма-каротаж (ГГКП) - для нахождения объемной плотности пород и по ней пористости, в том числе битуминозных глин, ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) - для выделения эффективных мощностей и определения индекса свободного флюида (ИСФ) [3]. Наилучшего эффекта и максимальной достоверности результатов достигают при комплексном применении упомянутых геофизических методов,

ВНИГИКом разработана и внедряется методика комплексной интерпретации методов ГГКП, НК и ПС для установления коэффициентов пористости Кп и газонасыщенности Кг терригенных пород. Расчет этих коэффициентов [2], а также опробование данной методики на газовых месторождениях Тюменской области показали, что в пластах с неглубоким проникновением фильтрата промывочной жидкости могут быть получены заниженные (на 2-3 %) значения пористости. Основная причина этого - различная информационная глубинность исследования применяемых измерительных установок НК и ГГКП. Нормирование показаний НК в значениях пористости очень сложно. Ниже предлагается методика комплексной интерпретации ГГКП, ЯМК и электрического каротажа (ЭК), которая свободна от указанных ограничений.

Физические предпосылки комплексирования этих методов следующие:

1. зависимость показаний ГГКП и ЯМК от Кп (общей и эффективной) горных пород;

2. близость информационной радиальной глубинности исследования применяемой аппаратуры ГГКП и ЯМК;

3. противоположное влияние свободного газа в породе на определяемые значения пористости по показаниям ГГКП и ЯМК.

Модель пород газонасыщенного пласта, описывающую связь емкостных и геофизических параметров, можно представить системой уравнений:

где Кп, Кво- соответственно коэффициенты общей пористости и остаточной водонасыщенности; Кго- коэффициент остаточной газонасыщенности пород в информационном радиусе исследования методами ГГКП и ЯМК; Кп(ГГКП) - коэффициент пористости, определяемый по данным ГГКП, без учета газонасыщенности пласта; А - коэффициент, учитывающий влияние плотности газа в пластовых условиях на показания ГГКП; В - коэффициент, учитывающий влияние газа в пластовых условиях на ИСФ;

где- плотность соответственно объемная по ГГКП, минеральная, поровая жидкости и газа в пластовых условиях;

где Wг - водородный индекс, равный отношению объемной концентрации протонов водорода в газе в пластовых условиях и в воде.

Решая систему с учетом выражений (3), (4), (5), получим:

где Wв.о- объемное содержание остаточной воды:

Уравнение (6) используется для расчета Кп газонасыщенных пород, значение которого будет соответствовать термобарическим условиям залегания пласта.

В зоне предельного газонасыщения Wв.о, определяется по результатам ЭК с использованием одной из петрофизических зависимостей для конкретного объекта, и т. п, где- удельное электрическое сопротивление неизмененной части пласта; р_о- относительное сопротивление (параметр влажности. В переходной зоне Wв.о необходимо определять через глинистость по геофизическому параметру, мало зависящему от характера насыщения (и т. п.), используя статистические связи керн (Wв.о) - геофизика () и т. п.

При известном Кп с использованием (1) и (4) можно определить Кг.о пород в радиусе исследования ЯМК и ГГКП:

Коэффициент пластовой газонасыщенности в зоне предельного газонасыщения коллектора

В коллекторе близ газоводяного контакта (ГВК), например в переходной зоне, присутствуют связанная и свободная вода. Величина Wв.о является в уравнении (9) суммой этих объемов и определяется по р_о.

Коэффициент эффективной пористости определяется из выражения (2):

Графическое решение уравнений в виде палетки (рис. 1) упрощает расчеты и позволяет одновременно находить Кп, Кп.эф и Кг. Определение емкостных параметров коллектора сводится к нанесению точки в системе координат (Кп.эф-Кп), при этом точка с координатами Кп(ГГКП) (а) и ИСФ (б) ложится на сетку палетки (точка в) с последующим смещением параллельно линиям учета влияния остаточной газонасыщенности на линии равных значений остаточной объемной во донасыщенности, установленной по ЭК (точка г). По расположению точки г на палетке одновременно на оси ординат определяется Кп (точка д), на оси абсцисс – Кп.эф(точка е), а по шкале пластовой газонасыщенности - Кг (точка ж).

Методика комплексной интерпретации ГГКП, ЯМК и ЭК была опробована в газоносных отложениях сеномана Ямбургской и Русской площадей Западной Сибири, где, как правило, зона проникновения фильтрата промывочной жидкости незначительна и редко превышает два диаметра скважины. Эта газоносная толща представлена чередованием полимиктовых песчаноалевритовых и глинистых пород различной мощности и глинистости. В скв. 41 Ямбургской площади в интервале 1098-1226 м выделяются залежь с предельным газонасыщением до ГВК₁, переходная зона между ГBK₁ и ГВК₂ и водоносная часть ниже отметки ГВК2 (рис. 2). По рассмотренной выше методике в данной скважине были определены Кп, Кп.эф, Кг неизмененной проникновением части пласта.

Дополнительно к эффективной мощности, установленной по основному комплексу ГИС, ЯМК и ГГКП на уровне количественной оценки параметров, можно доказать наличие эффективных мощностей в пластах с ухудшенными коллекторскими свойствами. В скв. 41 Ямбургской приращение мощности за счет таких коллекторов составило 15,8м.

На примере рассмотренной, а также по интерпретации материалов ГИС из других скважин установлено, что значения пористости по предложенному комплексу методов и керну совпадают между собой с абсолютной среднеквадратичной погрешностью±1,5 %, что относительно средней пористости коллекторов сеномана составляет около 5 %. Абсолютное систематическое отклонение при этом не превышает 0,5 %.

Анализ показал, что Кг.ов зоне глубинности исследования ГГКП и ЯМК изменяется в широком диапазоне, от нуля и единиц в глинистых до 40-50 % в чистых высокопористых коллекторах. Рассчитанные значения Кг.о достаточно уверенно коррелируются с показаниями малоглубинных зондов ЭК. На этой основе можно изучать условия формирования и свойства зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в газонасыщенные песчано-алевритовые пласты, разработать классификацию этих пород.

Таким образом, комплекс ГИС и методика его интерпретации с достаточной точностью позволяют получить все необходимые данные для расчета линейных запасов газа (Кп, Кп.эф, Кг, эффективная мощность), которые будут соответствовать термобарическим условиям залегания пород.

Методика эффективна в пластах с различной глубиной проникновения фильтрата промывочной жидкости.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Анпенов С. В., Ахияров В.X. Исследование разрезов нефтегазовых месторождений Западной Сибири комплексом импульсных методов широкополосного акустического и нейтронного каротажа. - Геология нефти и газа, 1983, № 4, с. 6-9.
2. Головацкая И.В., Гулин Ю.А., Ручкин А.В. Методика определения пористости газоносных пород по комплексу ГГК, НК, ПС. - Геология нефти и газа, 1983, № 12, с. 6-9.
3. Методическое руководство по проведению ядерного магнитного каротажа и интерпретации его данных / С.М. Аксельрод, В.И. Даневич, Ф.Ц. Денисик и др. М., ОНТИ ВНИИЯГГ, 1973.

Рис. 1. Палетка для определения общей и эффективной пористости, пластовой газонасыщенности по комплексу методов ГГКП, ЯМК, ЭК.

= 2,68 г/см³,=0,07 г/см³,=1,00 г/см³, Т=300К, р=11МПа Шифр кривых^- жирные- Wв.о, %; тонкие – Кг, %

Рис. 2. Пример интерпретации комплекса методов ГГКП, ЯМК, ЭК в отложениях сеномана, скв. 41 Ямбургского месторождения