Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Состояние проблемы геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходной зоне нефтяных пластов и задачи ее развития 10
Глава II. Методика поточечного определения УЭС в переходной зоне нефтяных пластов по данным зондов БКЗ и индукционного каротажа 19
1. Термины и определения параметров, связанных с переходной зоной 19
2. Модели удельного электрического сопротивления переходной зоны 20
3. Теоретическая база интерпретации кажущихся сопротивлений для определения удельного сопротивления переходной зоны 25
4. Методика поточечного определения УЭС в переходной зоне по данным зондов БКЗ и индукционного каротажа 31
4.1. Обоснование и основные принципы 31
4.2. Влияние толщины переходной зоны на кривые каоїсугцегося сопротивления 35
4.3. Влияние зоны проникновения на определение УЭС в переходной зоне 44
4.4. Построение кривой удельного сопротивления Рт переходной зоны 61
5. Функционально - технологическая схема определения УЭС в переходной зоне 66
J. 1. Установление наличия переходной зоны 66
J. 2. Получение базовой кривой КС переходной зоны 67
5.3. Определение УЭС переходной зоны 69
6. Определение удельного сопротивления в переходных зонах типа МВПЗ 69
6.1 Вариант МВП3.1 70
6.2. Вариант МВП3.2 72
Глава III. Геолого-геофизическая интерпретация данных в переходной зоне 74
1. Определение положений водонефтяных контактов 74
2. Определение значений удельного электрического сопротивления и параметров нефтенасыщенности в переходной зоне 77
3. Эффективность электрического и индукционного каротажа для определения УЭС переходной зоны и рекомендации комплексов зондов для решения этой задачи 79
3.1. Глубокая зона проникновения, D/d> 2 81
3.2. Неглубокая зона проникновения, D/d < 2 84
Глава IV. Разработка алгоритмов геолого-геофизической интерпретации переходной зоны нефтяных пластов песчаников .. 88
1. Технологическая схема геолого-геофизической интерпретации . 88
2. Выделение песчаных коллекторов в разрезе скважин 88
2.1. Расчленение литологического разреза программой ЛРС 88
2.2. Опробование программы ЛРС 94
3. Алгоритмы выделения переходной зоны и определения УЭС в ее интервале 99
3.1. Выделение переходной зоны 101
3.2. Поточечное определение УЭС в переходной зоне 104
3.3. Отбивка водонефтяпых контактов и разделение переходной зоны на подзоны 120
3.4. Определение УЭС в 173 и ее подзонах 124
Глава V. Результаты опробования алгоритмов геолого- геофизической интерпретации переходной зоны 128
1. Результаты обработки тестовых материалов 128
2. Результаты обработки скважинных материалов 143
Заключение 154
Список литературы
- Модели удельного электрического сопротивления переходной зоны
- Влияние зоны проникновения на определение УЭС в переходной зоне
- Эффективность электрического и индукционного каротажа для определения УЭС переходной зоны и рекомендации комплексов зондов для решения этой задачи
- Расчленение литологического разреза программой ЛРС
Введение к работе
Крупные месторождения нефти песчано-глинистых разрезов Тюменского, Вол го-Уральского и Тимано-Печорского регионов при большой толщине нефтяных пластов и небольшом их наклоне (менее 1 - 1,5) имеют большие переходные зоны (ПЗ), объем которых достигает 50% и более от всего объема нефтяной залежи. Водонефтяные контакты (ВНК) в этом случае находятся и определяются в интервале переходной зоны. Следовательно, оценка эффективных толщин переходных зон и коэффициентов нефтенасыщенности зависит от надежности и точности определения параметров ПЗ (глубины границ ПЗ, положения водонефтяных контактов и удельное электрическое сопротивление (УЭС) внутри нее и др.). Указанные задачи можно решить главным образом по данным электрического (ЭК) и индукционного (ИК) каротажа.
В настоящее время известны методики выделения ПЗ, приближенной оценки УЭС в ее интервале, а также оценки положений ВНК с использованием графика УЭС и граничных значений параметров нефтенасыщенности Р* и Р", определяемых по результатам
петрофизических исследований образцов песчаника из пласта. Однако уровень интерпретации при этом не удовлетворяет современным требованиям. Из-за недостаточной интерпретационной теоретической базы определение УЭС в разных по глубине точках ПЗ производится приближенно без учета типа модели УЭС в конкретном пересечении переходной зоны скважиной. Не установлены наиболее эффективные зонды БКЗ и индукционного каротажа для выполнения этой задачи. Из-за отсутствия математического обеспечения обработка материалов ЭК и ИК в ПЗ производится вручную, что существенно снижает ее эффективность как на стадии оперативной интерпретации, так и при подсчете запасов.
5 Таким образом, необходимо существенное развитие методики и технологии обработки и интерпретации (в том числе на ЭВМ) данных зондов БКЗ и ИК в переходной зоне нефтяных скважин.
Цель работы: повышение эффективности геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в интервале пересечения скважиной переходных зон нефтяных пластов.
Основные задачи работы:
Обобщение геолого-геофизических параметров ПЗ нефтяных залежей основных нефтегазовых регионов страны и определение их средних характерных значений для расширения теоретической базы, достаточной для решения геолого-геофизических задач по данным зондов ЭК и ИК.
Разработка методики поточечного определения УЭС в переходной зоне однородных нефтяных песчано-глинистых коллекторов по данным ЭК и ИК на основе расширенной теоретической базы.
Определение наиболее эффективных (основных) зондов ЭК и ИК для определения УЭС в переходной зоне нефтяных песчаных пластов.
Составление алгоритмов и разработка программного обеспечения геолого-геофизической интерпретации данных ЭК и ИК в пересечении переходной зоны, куда входит определение УЭС, оценка положений ВНК, разделение ПЗ на части (подзоны) по степени подвижности нефти и воды.
Оценка эффективности разработанной методики и алгоритмов геолого-геофизической интерпретации данных ЭК и ИК на теоретических материалах и фактических скважинных данных Тюменского и Волго-Уральского регионов.
Методы исследования:
Анализ и систематизация геолого-геофизической информации.
Теоретические расчеты кажущихся сопротивлений ркпз в переходной зоне для различных моделей УЭС в пересечениях нефтяных пластов скважиной и анализ их результатов.
Разработка алгоритмов обработки и геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа и опробование их на теоретических и фактических скважинных материалах.
Научная новизна.
Для однородных нефтяных пластов с большими переходными зонами неокомских отложений Тюменского нефтегазоносного региона и девонских песчаноглинистьтх отложений Вол го-Уральского региона составлен набор моделей УЭС переходной зоны (УЭС.ПЗ) в различных по горизонтам пересечениях нефтяной залежи. С их учетом расширена существующая теоретическая база интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в ПЗ нефтяных пластов путем расчета на ЭВМ кажущихся сопротивлений рк>т для зондов БКЗ и зондов АИК-5, 6Ф1 ИК. Расчеты проводились Ю. Л. Шейным в НПЦ «Тверьгеофизика.
Проведена разработка методики поточечного определения УЭС рпз,і разных точках переходной зоны, основанная на исправлении значений кажущихся сопротивлений рк,пзд в этих точках с помощью уравнения pn3,i = Рк,пз,і Кт,і Кзп,і Кс>і Kroj. Коэффициенты учитывают влияние на результаты измерения ркпзі ограниченной толщины переходной зоны (КТД зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (Кзгд), УЭС промывочной жидкости (Kg>i) и изменения рпз>і в ее интервале (Кпзі). Поправочные коэффициенты рассчитаны по материалам упомянутой выше расширенной теоретической базы.
Сделана оценка эффективности зондов БКЗ, ИК и ВИКИЗ для определения УЭС в ПЗ нефтяных пластов, по результатам которой предложен ряд оптимальных комплексов зондов для решения этой задачи:
зонд индукционного каротажа (ИК) как основной и градиент-зонд AO,4MO,1N для оценки влияния зоны проникновения;
зонд Г1,4И или Г2И ВИКИЗ (основной) и градиент-зонд А0,4М0,Ш;
градиент-зонд A4M0,5N (основной) и градиент-зонд А0,4М0,Ш;
градиент-зонд A4M0,5N (основной) и потенциал-зонд N6M0,5A.
В качестве основного можно применить потенциал-зонд N6M0,5A или градиент-зонд A2M0,5N при небольшой зоне проникновения.
4. Впервые разработаны алгоритмы и программы для геолого-геофизической интерпретации указанных комплексов зондов в больших переходных зонах, обеспечивающие выделение ПЗ, вычисление внутри нее УЭС, нахождение положений водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2, разделение переходной зоны на подзоны и определение средневзвешенных значений УЭС раздельно для подзон и для всей зоны, которые необходимы для оценки коэффициентов нефтенасыщенности при подсчете запасов.
Практическая ценность работы.
Разработано математическое и программное обеспечение геолого-геофизической обработки и интерпретации материалов ЭК и ИК в переходной зоне однородных песчаных нефтяных пластов толщиною более 5 метров, которое может быть применено в условиях Западно-Сибирского и Вол го-Уральского нефтегазовых регионов, в том числе для переходной зоны газовых месторождений в окрестности газоводяных контактов (ГВК).
Данное обеспечение позволяет установить фактическое положение ВНК в разрезе скважины вместо определения его положения путем интерполяции между пластами, лежащими выше (нефтенасыщенные) и ниже (водонасыщенные) его фактического положения, как это делается в известных методиках. Возможно определять оба положения водонефтяных контактов ВНК1 и ВНК2 согласно регламентирующему документу «Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с
8 привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов», утвержденного ГКЗ СССР, Мингео СССР, Министерством нефтяной и газовой промышленности.
3. Программное обеспечение было встроено в комплексную систему интерпретации «Пласт-Скважина-Месторождение», разрабатываемую и используемую в ООО «Геофизическое партнерство», и было применено при обработке данных ряда скважин Западной Сибири и Волго-Урала.
Защищаемые научные положения и результаты.
1. Более точное определение положений ВНК в переходной зоне
нефтяных пластов может быть достигнуто при поточечном определении УЭС
в ее интервале.
Для реализации этого положения разработаны методика, алгоритмы и программное обеспечение поточечного определения УЭС в переходной зоне по данным зондов БКЗ и индукционного каротажа.
2. При поточечном определении УЭС в интервале переходной зоны
необходимо учитывать влияние на КС ограниченной толщины переходной
зоны, зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости, УЭС
промывочной жидкости и градиента сопротивления в интервале переходной
зоны. Для решения этой задачи использованы материалы разработанной
теоретической базы интерпретации данных КС индукционного каротажа и
зондов БКЗ в переходных зонах, содержащие таблицы соответствующих
поправочных коэффициентов.
3. Для выделения переходной зоны нефтяного пласта в разрезах скважин и определения УЭС в ее интервале наиболее эффективен зонд индукционного каротажа при толщине переходной зоны более 5 м в комплексе с градиент-зондом А0,4М0,Ш или потенциал-зондом N6M0,5A БКЗ. Вместо зонда индукционного каротажа можно брать градиент-зонд A4M0,5N при толщине переходной зоны более 7 м. В случае неглубокой зоны проникновения целесообразно применять потенциал-зонд N6M0,5A.
Апробация работы, публикации.
Основные положения диссертационной работы и результаты исследований доложены:
на НТС ООО «Геофизическое партнерство», Москва, 2005 г.;
на НТС лаборатории геолого-геофизического прогнозирования нефтегазоносности ГФУП ВНИИГеофизика, 2005 г.
на НТС ЗАО концерн «Надра» и ЗАО «Укрнефтегеофизика», Киев, 2005 г.
Результаты НИР по темам изучения переходных зон залежей нефти по данным электрического и индукционного каротажа прошли экспертизы ЕАГО.
Основное содержание опубликовано в трех печатных работах.
Структура и объем диссертации.
Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 160 страниц машинописного текста, в том числе 37 рисунков, 31 таблицу, библиографию из 34 наименований.
Диссертация базируется на результатах, выполненных автором лично или при его непосредственном участии под научным руководством д.т.н. Сохранова Н. Н., которому автор выражает свою глубокую благодарность. Исходным материалом послужили фактические данные ЭК и ИК и результаты расчетов на ЭВМ, выполненные сотрудником НПЦ «Тверьгеофизика» Шейным Ю. Л. по нашим заданиям, которому автор признателен, а также опубликованные фондовые материалы.
Автор благодарен за научные консультации, помощь в исследовании и обсуждении результатов к. т. н. Миколаевскому Э. Ю., к. т. н. Котову П. Т., к. г.-м. н. Каменеву С. П., Шестакову В. И., Грачевой Т. Г., Тимашевой Е. К., Мухаремовой Т. А. и др., а также всем разработчикам комплекса профаммного обеспечения, в который встраивались программы автора, в том числе к.ф.-м.н. Ананьеву И. В., к.ф.-м.н. Архиповой Е. Ю., Беляевой А. Б., Борисоник О. В., Боброву А. В., Десятову Р. Е., Рябенко И. В..
Модели удельного электрического сопротивления переходной зоны
«Переходная зона нефтенасыщенности пласта (залежи) ПЗ». Согласно руководящих документов [7, 18, 20] и другой литературы [2, 4, 5, 11, 16, 24, 25,27, 33] нефтяные залежи и нефтяные пласты в однородном песчаном коллекторе разделяются на 2 части (зоны): верхняя предельно нефтенасыщенная зона залежи (Н) (пласта) и переходная зона, (ПЗ). Зона Н в пересечении ее скважиной имеет минимальную, не изменяющуюся по высоте зоны водонасыщенность. В переходной зоне водонасыщенность плавно изменяется (уменьшается) кверху до значения в предельно нефтенасыщенной зоне Кв=Ков гДе Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности. Соответственно этому удельное сопротивление рпз в переходной зоне плавно увеличивается до значения рНп в предельно нефтенасыщенной зоне. Нижней границей переходной зоны залежи (пласта) является зеркало воды на глубине Ziir. Верхней границей - глубина ZBr раздела переходной зоны ПЗ и предельно нефтенасыщенной зоны Н.
Переходную зону нефтяного пласта подстилает водонасыщенная зона залежи, находящаяся ниже глубины ZHr в пределах которой песчаник полностью водонасыщен и имеет удельное сопротивление ро Для однородной переходной зоны, отличающейся практически прямолинейным законом изменения УЭС на всем ее протяжении, величина градиента удельного сопротивления постоянна (C=const) и является главным параметром, определяющим эффективность ее изучения зондами электрического и индукционного каротажа.
«Переходная зона нефтяного пласта с подвижной нефтью, ПЗН». В соответствии с последними работами по переходной зоне нефтяных пластов, указанных в начале раздела, «переходная зона нефтенасыщенности» залежи с точки зрения подвижности насыщающих ее флюидов (нефть, вода) неоднородна. В нижней ее части подвижна только вода (подзона ОВ), в средней - подвижны и нефть, и вода (подзона НВ) и в ее верхней части подвижна только нефть (подзона ОН) - см. рис.1. Границами между подзонами являются водонефтяные контакты ВНК1 и ВНК2, которые выделяются после получения поточечного графика удельного сопротивления рт в его точках і, соответствующих критическим значениям удельного сопротивления pl3=p0 P „ дляВНКІ и р"3=р0»Р" дляВНК2, гдеР иР" критические значения параметров нефтенасыщенности , определяемые по результатам петрофизических исследований образцов песчаника -коллектора. «Переходная зона подвижной нефти ГТЗН» включает только подзоны ОН и НВ и границами ГОН являются ВНК2 и верхняя граница «переходной зоны нефтенасыщенности ГО», На рис I показано, что внутри подзоны НВ можно отбить водонефтяной контакт ВНК, чтобы обеспечить прогнозы тех интерпретаторов, которые допускают возможность разделения по ГИС на приток «нефть-вода» и приток «вода-нефть».
Выделение переходной зоны и разделение ее на подзоны целесообразно при решении геологических задач, связанных с подсчетом запасов и разработкой залежи, и при наличии большой переходной зоны.
Модель удельного электрического сопротивления переходной зоны (модель УЭС.ПЗ) представляет собой график удельного сопротивления «переходной зоны нефтенасыщения ПЗ» и вмещающих ее пород в пересечении залежи скважиной. На рис.2 приведена схема вертикально-плоской модели однопластовой залежи нефти с небольшим углом наклона пласта а к горизонту. Пересечения ее скважинами показаны вертикальными линиями ППЗ, НПЗ и ВПЗ. Вмещающими породами ниже переходной зоны ПЗ являются чисто водонасыщенные песчаники (УЭС равно ро) в пересечениях ППЗ и НПЗ, или глины в пересечении ВПЗ. Вмещающие породы выше переходной зоны - предельнонефтенасыщенный песчаник (УЭС равно рпн) в пересечениях ППЗ и ВПЗ, или глины в пересечении НПЗ.
Основываясь на схемах вертикально-линейной (рис. 1) и вертикально-плоской (рис. 2) моделей переходной зоны нефтенасыщения нефтяной залежи (пласта) установлен следующий набор моделей УЭС однородной переходной зоны ПЗ, градиент сопротивления С которой практически постоянен. Модели показаны на рис. 3.
Модель УЭС переходной зоны (шифр МППЗ), соответствующая полному пересечению переходной зоны 11113 ограниченной снизу водонасыщеннои частью залежи с удельным сопротивлением р0 и сверху предельнонефтенасыщенной с удельным сопротивлением рПц. (соответствует линии ГШЗ на рис. 2)
Модель УЭС нижней части переходной зоны НПЗ (шифр МНПЗ), ограниченной снизу водонасыщеннои частью залежи с удельным сопротивлением ро и сверху вмещающей глинистой породой низкого сопротивления рвм.о (см. пересечение НПЗ, рис.2)
Модель УЭС верхней части переходной зоны ВПЗ (шифр МВПЗ), ограниченной снизу глинистой породой низкого сопротивления Рвм.Н и сверху предельно нефтенасыщенным песчаником, как в модели МППЗ (см. пересечение ВПЗ, рис.2).
Основными для изучения переходной зоны и определения положений водонефтяных контактов в ее интервале являются модели МППЗ и МНПЗ.
Нижней границей переходной зоны в моделях МППЗ и МНПЗ является ее раздел с водонасыщеннои частью пласта на глубине Z\u; и верхней границей модели МППЗ - ее раздел с предельнонефтенасыщенной частью пласта на глубине ZBr- Величины других параметров моделей (С и ро для ПЗ и рцм для глин) изменяются в соответствии с результатами анализа переходных зон, типичных для месторождений Тюменского и Волго-Уральского нефтегазовых регионов.
Влияние зоны проникновения на определение УЭС в переходной зоне
В результате было установлено, что для этих моделей расхождения фактических кривых КС и соответствующих им «базовых» кривых столь велики, что учесть их поточечным способом, разработанным для моделей типа МППЗ и МНПЗ, невозможно. Подробнее работа с моделью МВПЗ рассмотрена в конце этой главы.
Из рассмотрения данных табл. 15, 16, 17и 18, а также данных рис.9 и 10 видно, что на результаты электрического (ЭК) и индукционного (ИК) каротажей в переходной зоне нефтяных пластов типа МНПЗ существенно влияет ее толщина hn3jB, особенно при малой ее величине (меньше 8 м). Степень влияния (величина поправочных коэффициентов Кт) различна для разных зондов каротажа. Величина поправочных коэффициентов зависит от градиента удельного сопротивления С, Ом в переходной зоне и в меньшей степени от удельного сопротивления песчаника ро ниже ее нижней границы на глубине zHr.
В результате влияния значений толщин пш переходной зоны на кривые КС в интервале переходной зонШаблюдаются следующие тенденции (рис. Я и 10).
Поправочные коэффициенты Ктзначительно больше в переходной зоне типа МНПЗ по сравнению с зоной типа МППЗ.
С увеличением градиента сопротивления С и уменьшением величины удельного сопротивления ро подстилающей переходную зону водоносной части залежи значения поправочных коэффициентов Кт существенно увеличиваются.
Влияние экранирования в верхней части переходной зоны (см. рис. 7 и 8) существенно уменьшает возможный интервал ее обработки. Зона экранирования особенно велика для градиент-зонда A4M0,5N (6 - 7 м) и незначительна на кривой КС индукционного каротажа (1 — 1,5 м).
Необходимо отметить также, что при небольшой толщине переходной зоны кривые КС отличаются значительно меньшей крутизной наклона по сравнению с базовыми кривыми КС с толщиною ппз= 15 м. Поэтому средний градиент кажущегося сопротивления Ск (по кривой .КС), определяемый по формуле (4) і — пм I с = W zM\ 1 из из значительно меньше кажущегося градиента Ск «базовой» кривой КС. В формуле (3) znJ и г } - расстояния zn3 в точках і и і+l переходной зоны, а РІпз и Р КІЗ - кажущиеся сопротивления в этих точках. Это обстоятельство необходимо учитывать при определении поправочных коэффициентов Кзп иКпз.
Зона проникновения (ЗП) фильтрата промывочной жидкости в интервале переходной зоны вызывает изменение кривой КС против переходной зоны и при большой ее глубине (D/d4) может затруднить ее выделение, определение ее границ и оценку УЭС в ее интервале, в том числе и при поточечном ее определении, когда идет подсчет рш,.
Степень влияния ЗП на замеры КС зондами, входящими в комплексы зондов, рекомендованные нами для переходной зоны, неодинакова (рис. 11). Как и в каротаже однородных пластов,эти зонды разделены нами на следующие категории: малые градиент-зонды БКЗ А0,4М0,Ш и A1M0,1N с неглубоким радиусом исследования; средние (градиент-зонд A2M0,5N и боковой БК-3), имеющие средний радиус исследования; зонды с глубоким радиусом исследования - градиент-зонд БКЗ A4M0,5N, ВИКИЗ и зонды индукционного каротажа АИК-5, 6ФІ и др.
Последние зонды приняты нами в качестве основных (см. раздел выше). На показания малых зондов основное влияние оказывает зона проникновения, поэтому при изучении переходной зоны они являются вспомогательными, и используются для оценки степени влияния зоны проникновения на определение УЭС основными зондами. Разделение других зондов на категории и характер глубинности исследования ими приведены в табл. 2. Данные, приведенные в этой таблице, приняты нами на основании расчетов на ЭВМ, составляющих теоретическую базу КС для переходных зон (см. раздел 2.2)
При использовании табл. 2 необходимо учитывать, что граничные значения D/d в ней являются средними, и в конкретных условиях может потребоваться уточнение.
Значительное влияние зоны проникновения на замеры КС основными зондами (АИК-5 индукционного каротажа и A4M0,5N БКЗ) наблюдаются на участках переходной зоны с большой разницей УЭС переходной зоны и рю и зоны проникновения рзп (рис. 12).
Эффективность электрического и индукционного каротажа для определения УЭС переходной зоны и рекомендации комплексов зондов для решения этой задачи
Как отмечено в предыдущем разделе, переходная зона разделяется на части по степени подвижности в ней нефти и воды, то есть по способности этих частей в реальных гидродинамических условиях опробования пласта в скважине давать чистую нефть, или нефть с водой, или чистую воду [24, 25]. В связи с этим возник вопрос определения ВНК1 и ВНК2, выделяющих 2 нефтеотдающие части (подзоны) переходной зоны: подзону с двухфазной подвижностью нефти и воды между ВНК1 и ВНК2 (НВ); подзону с однофазной подвижностью (притоком) нефти (ОН) выше ВНК1.
Необходимость разделения переходной зоны на части подтверждается большинством специалистов-геофизиков в этой области и зафиксирована в управляющих документах [18, 20]. Но, несмотря на это, до сих пор не даны рекомендации, определяющие правила и способ определения подсчетных параметров нефтенасыщения в переходной зоне по данным ГИС. Раздельный подсчет запасов нефти может быть целесообразным при больших переходных зонах нефтяных залежей, когда объем VBH подзоны ВН составляет большую часть от общего объема Уз залежи. В связи с тем, что верхняя граница zBr подзоны ОН выделяется не всегда, подзону ОН можно объединить с предельно нефтенасыщенной частью пласта (залежи).
Большие переходные зоны встречаются в пологих {а 1) нефтяных пластах большой толщины (h„ 6 м) при небольших градиентах сопротивления. Зависимость относительного объема подзоны Увн/Уз от градиента сопротивления С приведена в табл. 9.
Данные табл. 9 получены для толщины переходной зоны hn3 = 15 м с углом наклона апл = 0,7. Табл. 9 или аналогичные ей, построенные для других значений ппз, Ьщ,, апл, могут использоваться для принятия варианта подсчета запасов нефти, следовательно, и варианта вычисления значений удельного сопротивления (раздельный или совместный) для подзон ВН и ОН переходной зоны с подвижной нефтью.
В ООО «Геофизическое партнерство» разработано программное обеспечение для выделения и определения УЭС переходной зоны в песчаниках толщиною hn 6 м и определения в ней положений ВНК1 и ВНК2 (рис. 19). В подзоне ВН между ВНК2 и ВНК1 и в подзоне ОН выше ВНК1 вычисляются средние значения рпз,ВцИ рпз,ш1, а также средние параметры насыщенности для этих подзон Рн,вн= рщ н/рои Рн,он= pnWpo, которые могут использоваться для определения подсчетных коэффициентов нефтенасыщенности К1І;П0Д в переходной зоне для подсчета запасов нефти объемным способом.
Для подзоны ОН, подсчетный коэффициент ее нефтенасыщенности Кн он рассчитывается по формуле (13): кн,он=1- ш , О3) где п=1,7-2.
При включении в запасы обеих подзон переходной зоны их общий подсчетный коэффициент нефтенасыщенности КНіПЗ определяется по формуле (14): где hBH и h0T[ - толщины соответственно подзон ВН и ОН, KHiBtl — коэффициент нефтенасыщенности подзоны НВ, определяемый по формуле (15)
Ранее (см. главу II) рекомендованный комплекс зондов для определения УЭС переходной зоны поточечным методом был разделен на основные и вспомогательные зонды.
Вспомогательные зонды служат для выяснения степени влияния зоны проникновения на показания основных зондов и определения параметров этой зоны (рзг/рси D/d). В качестве вспомогательных зондов рекомендованы малый градиент-зонд A0,4M0,1N или потенциал-зонд N6M0,5A если диаметр зоны большой (D/d 2) и измерения зондом A0,4M0,1N отсутствуют.
Основными для определения удельного сопротивления рга в переходной зоне являются зонды, на показания которых основное влияние оказывают параметры переходной зоны (величины рш и С), а влияние зоны проникновения незначительно. В роли основных зондов в работе исследовались градиент-зонд A4M0.5N и зонды индукционного каротажа АИК-5 и в небольшом объеме 6Ф1. Было показано, что при неглубокой зоне проникновения (D/d 2) в качестве основных можно применять градиент-зонд A2M0.5N и потенциал-зонд N6M0,5A.
Отсюда вытекает, что оценка эффективности имеет смысл только для основных зондов и проводить ее целесообразно раздельно для условий глубокого и неглубокого проникновения раствора в переходную зону.
Расчленение литологического разреза программой ЛРС
Для литологического расчленения разреза и выделения песчаных коллекторов в продуктивном интервале разреза нефтяных скважин разработана программа, в основу которой положен принцип и алгоритм, описанный в работе [28]. Этот алгоритм выбран в связи с тем, что обеспечивает:Технологическая схема выделения песчаников и геолого-геофизической интерпретации данных электрического и индукционного каротажа в переходной зоне нефтяных пластов. надежное выделение коллекторов; пластовое представление результатов (глубины границ пластов и их толщины hv); простота в реализации на ЭВМ; гибкость при настройке в различных геолого-геофизических условиях конкретных нефтяных месторождений.
Алгоритм основан на сопоставлении комплекса измеряемых в скважине геофизических величин. Комплекс этих величин, эффективный для литологического расчленения, назван комплексом ГИСЛ.
Литологическая матрица МЛ (для терригенного разреза — МЛТ и для карбонатного — МЛК) представляет собой набор диапазонов изменения параметров ГИС для выделяемых пород (литотипов) в литологическом разрезе скважины. Если замеренная геофизическая величина находится внутри диапазона j-того ГФП ГИСЛ, определяющего соответствующий і-тьш литотип (индекс ІЛІ), то параметру РГу, характеризующему это событие, присваивается значение Piy =1, иначе Pnj =0.
Комплексная оценка (определение индекса 1л по всему ГИСЛ) производится по среднему значению всех величин Рц, равному (16) т Рп=Е Vm (16) )=\ где m - количество параметров в ГИСЛ, j - шифр параметра, і - номер литотипа.
Величина Pi; в (15) является параметром (условной вероятностью), характеризующим достоверность определения і-того индекса Ілі программой ЛРС. Если Рц Ргр, то решение найдено, иначе переход к определению индекса следующего литотипа. Р , - граничное значение Рг, включаемое в «задание на литологическое расчленение».
Когда значение Р не задано, оно определяется уравнением: Prp = (m-l)/m, при m=2 принимается Р,р = 1.
Описанный в работе [28] алгоритм в диссертации усовершенствован, и по нему разработана программа ЛРС для литологического расчленения разреза скважины и выделения в нем пластов - коллекторов гранулярного типа. Основные изменения алгоритма связаны с литологической матрицей. Усовершенствованная матрица МЛ приведена в табл. 12. Из табл. 12 видно, что столбцы матрицы определяют диапазоны изменения геофизических параметров ГФП для конкретного литотипа (породы) с индексом Іл. В качестве ГФП в большинстве случаев использ тся не исходные измеряемые в скважине геофизические параметры, а производные от них величины: ДПС, ДПС, ДМК и нормированные УДС по номинальному диаметру скважины Д„ и УМК по УЭС промывочной жидкости рс. Расчет этих величин производится перед выполнением алгоритма программы ЛРС (см. рис. 21) по формулам (16), (17), (18) и (19). ДПС = (ПС - ПСпесч)/(ПСгл - ПСпесч); (17) ДГК = (ГК - ГКпесч)/(ГКгл - ГКпесч); (18) УДС = ДС/Д,; (19) УМК = МГЗ/ рс или МПЗ/ рс; (20) ДМК = 2(МПЗ - МГЗ)/(МПЗ + МГЗ); (21) где ПСГЛ и ГКГЛ - значения ПС и показания гамма-каротажа против глин, ПСПССЧ и ГКпес11 — то же против пласта песчаника (или минимальные показания этих методов против песчаников), ДС - диаметр скважины в точках измерения, Д„ — номинальный диаметр скважины, МГЗ и МПЗ - показания градиент-микрозонда и потенциал-микрозонда.
