"Экологический вестник", 2004
Шнурман Г.А., Кулигин Е.А., Науменко-Брайловская А.А.

Эффективность сканирующей аппаратуры бокового каротажа для выделения и оценки нефтегазонасыщенных терригенных коллекторов

 


  

рис.1 схема зонда сканирующей аппаратуры
бокового каротажа


В настоящее время одним из основных объектов углеводородного сырья на территории Западного Предкавказья являются чокракские отложения.

В разрезе чокракского яруса преобладают глинистые породы, в которых прослеживаются пачки песчаных, алевритовых, глинистых и уплотненных прослоев, при этом песчаные прослои являются основными коллекторами нефти и газа.

Основными особенностями чокракских отложений, определяющими их геофизическую характеристику являются:

- малые толщины коллекторов и их переслаивание с глинистыми и уплотненными породами;

- относительно низкая минерализация пластовых вод, близкая к минерализации промывочной жидкости, и составляющая 13-14 г/л (удельное сопротивление в в зависимости от температуры пород изменяется в пределах 0,13-0,18 Омм);

- приуроченность залежей углеводородов к зонам с аномально высоким пластовым давлением и, как следствие, разуплотненность пород, высокая пористость коллекторов (20-30 %) и глин (20-25 %);

- понижающее проникновение промывочной жидкости в нефтегазонасыщенных коллекторах и, преимущественно нейтральное, реже повышающее, проникновение в водонасыщенных коллекторах. По данным комплексных геолого-геофизических исследований в чокракских отложениях установлены коллекторы трех типов:

" песчаники с дисперсной глинистостью (при глинистости Кгл<20% и карбонатности Ккар<5%);

" песчаники с дисперсной глинистостью и повышенным содержанием карбонатного материала (при Кгл<20% и Ккар= 5-17%);

" тонкослоистые песчано-алеврито-глинистые коллекторы (при Кгл>20%).

Все три типа коллекторов характеризуются достаточно надежными качественными и количественными критериями, обеспечивающими их выделение и оценку по данным геофизических исследований скважин. Главными качественными признаками коллекторов являются наличие глинистой корки и пониженные показания гамма-каротажа, а для продуктивных коллекторов - понижающее проникновение промывочной жидкости.

Разделение коллекторов на нефтегазо- и водонасыщенные проводится по значению их удельных сопротивлений. Так, установлено, что для водонасыщенных коллекторов удельные сопротивления в зависимости от их пористости изменяются от 0,8-0,9 до 1,3 Омм и составляют в среднем 1,1 Омм. При удельном сопротивлении пластов выше 3,5 Омм они могут быть отнесены к нефтегазонасыщенным. Зона неоднозначности характеризуется удельными сопротивлениями от 1,3 до 3,5 Омм, в нее попадают, имеющие подчиненное распространение нефтегазонасыщенные слоистые песчано-алеврито-глинистые коллекторы и коллекторы 1 и 2 типа с непредельным нефтегазонасыщением 1 .

Несмотря на установленные критерии коллекторов их малые толщины (преимущественно 1 м и менее) существенно снижают эффективность стандартного комплекса геофизических исследований. Дополнительные трудности возникают при разделении коллекторов и уплотненных прослоев высокого сопротивления. В таких условиях повышение эффективности выделения и оценки коллекторов может быть достигнуто по данным сканирующей аппаратуры бокового каротажа.

В последние годы при исследовании чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба в ряде скважин используется сканирующая аппаратура бокового каротажа Э49 (разработчик - фирма "Фирма"СЭЛКА" г. Краснодар) 2 . Прибор Э49 предназначен для проведения геофизических исследований зондами двойного бокового каротажа с большой БКБ и средней БКС глубиной исследования и представляет собой усовершенствованный многоэлектродный зонд БК с обычными электродами. Основной отличительной особенностью зонда является то, что поверхность центрального электрода А0 разделена вертикальными изоляторами на 8 равных частей-сегментов (рис.1), что обеспечивает регистрацию восьми азимутально-направленных кривых бокового каротажа 3 .


  

рис.2 Фрагмент диафрагмы по скв.№ 11 Восточно-Прибрежная, прибор Э49

Кроме двух основных зондов прибор содержит третий вспомогательный зонд малой глубинности БКМ, который позиционирует положение сегментарных электродов относительно стенки скважины и обеспечивает определение сопротивления промывочной жидкости.

Зарегистрированные токи восьми электродов и их потенциал в результате редактирования и предварительной обработки программным обеспечением, разработанным В.Н.Москаленко (фирма "Геософт", г. Краснодар), преобразуются в физические величины - кажущиеся удельные сопротивления, измеренные каждым сегментарным электродом.

Таким образом, прибором Э49 регистрируются 24 значения кажущихся сопротивлений (по 8 для малого, среднего и большого зонда). Полученные значения кажущихся сопротивлений являются исходными для дальнейшей программной обработки и позволяют определить следующие параметры:

" удельные сопротивление пород, измеренное средним бкс и большим бкб зондами БК;

" зазоры между ближайшим к скважине электродом и ее стенкой для среднего hкор_с и большого hкор_б зондов;

" развертку изображения скважины по удельному сопротивлению, для среднего и большого зондов;

" удельное сопротивление промывочной жидкости с (рис. 2).

При определении удельных сопротивлений по результатам измерений прибором Э49 используется два алгоритмических подхода.

В первом из них рассчитывается удельное сопротивление по среднему току, которое представляет собой среднегармоническое удельное сопротивление, измеренное на всех сегментарных электродах, и является аналогом удельного сопротивления обычного трехэлектродного зонда бокового каротажа с объемными электродами.

Во втором подходе удельное сопротивление определяется по палеткам, полученным в результате теоретических расчетов.

На основе решения прямой задачи электрометрии для зондов бокового каротажа, выполненного Р.А. Кучеровым, рассчитаны значения к/ с, измеряемые сегментарными электродами в зависимости от п/ с, диаметра скважины dс и зазора hкор_б (hкор_с) между стенкой скважины и ближайшим к ней электродом.

По данным теоретических расчетов построены палетки Bmax/ Mmin = f( Mmax/ Bmin) и Smax/ Mmin = f( Mmax/ Smin), где

Bmax, Smax, Mmax - максимальные значения измеренных удельных сопротивлений большим средним и малым зондом;

Bmin, Smin, Mmin - минимальные значения измеренных удельных сопротивлений большим, средним и малым зондом.

На палетках нанесены кривые с п/ с = const и hкор_б (hкор_с) = const, что обеспечивает определение удельного сопротивления и зазора между стенкой скважины и ближайшим к ней электродом (рис. 3).


  

рис.3 Теоретическая палетка pB(max)/pB(min)=f(pB(max)/pB(min))
(Dскв = 160мм. Электрод на стенке скважины №11 Восточно-Прибрежная)


Удельное сопротивление промывочной жидкости c определяется по минимальным значениям удельных сопротивлений, зарегистрированных сегментарными электродами малого зонда pc приблизительно равно pМmin.

Как видно, по сравнению со стандартной сканирующая аппаратура бокового каротажа позволяет получить существенно больше информации об изучаемых породах. Основными преимуществами этой аппаратуры являются:

" высокая вертикальная разрешающая способность, обеспечивающая выделение пластов толщиной более 0,1 м;

" сканирование по окружности скважины удельных сопротивлений пород, что обеспечивает изучение их азимутальной неоднородности, определение зазоров между ближайшим к скважине электродом и ее стенкой и контроль движения (вращения, прихватов) приборов в скважине.

Возможность определения по данным сканирующей аппаратуры БК удельных сопротивлений и зазоров в пластах малой толщины создает физические предпосылки для выделения и оценки характера насыщения чокракских терригенных коллекторов.

Как показал анализ диаграмм удельных сопротивлений и зазоров, зарегистрированных сканирующей аппаратурой, чокракские отложения четко дифференцируются на три группы пород:

" коллекторы с увеличенными, за счет образования глинистой корки, зазорами и удельными сопротивлениями от 0,9-1 Омм для водонасыщенных и более 3,5 Омм для нефтенасыщенных пластов;

" уплотненные прослои с незначительными зазорами (до 3 мм) и повышенными удельными сопротивлениями (более 2-3 Омм);

" глины, для которых в следствие неравномерного каверноообразования, характерен большой диапазон зазоров (от 0 до 28 мм) и низкие сопротивления (менее 1,3 Омм).

Это подтверждается рис. 3, на котором представлена теоретическая палетка с результатами поточечной обработки данных большого зонда Э49 в интервале чокракских отложений в скв.№11 Восточно-Прибрежная.

Для точек на палетке вычислены значения Бmax/ Mmin Mmax/ Бmin на каждом шаге дискретизации по глубине соответствующих цифровых значений. Полученное поле точек в соответствии с установленными закономерностями, четко дифференцируется на три области.

Область повышенных сопротивлений ( п>1.3 Омм, п/ с>3.7) и зазоров (hкор = 13 - 28 мм) представляет наибольший интерес, в ней располагаются перспективные коллекторы.

Область повышенных сопротивлений ( п>2 Омм, п/ с>5.7) и незначительных зазоров (hкор = 1 - 3 мм) характерна для уплотненных пород неколлекторов.

Наконец, в третьей области при низких удельных сопротивлениях ( п<1.3 Омм, п/ с<3.7) и большом диапазоне зазоров располагаются водонасыщенные коллекторы и глинистые породы.

Более точное разделение коллекторов по характеру насыщенности может быть проведено по их удельному сопротивлению и характеру проникновения.


  

рис.4 Зависимость pбкс = f(pбкб) по скв.№11 Восточно-Прибрежная


Так, минимальное сопротивление предельно нефтегазонасыщенных коллекторов 1 типа составляет 3,5 Омм и линия с п/ с=3.5/0.35=10 ограничивает их снизу. В зону неоднозначности, ограниченную линиями с п/ с=3.7 ( п=1.3 Омм) и п/ с=10 ( п=3.5 Омм) попадают коллекторы с дисперсной глинистостью и непредельной нефтегазонасыщенностью (1 тип), а также коллекторы со слоистым распределением глинистого материала (3 тип). При этом, слоистые коллекторы можно рассматривать как перспективные на нефть и газ.

Нефтегазонасыщеные коллекторы 1 и 2 типов могут быть выделены по понижающему проникновению промывочной жидкости, что иллюстрируется рис.4, на котором приведено сопоставление удельных сопротивлений коллекторов, измеренных средним ( бкс) и большим ( бкб) зондами БК аппаратуры Э49.

Как видно, при низких удельных сопротивлениях значения, измеренные обоими зондами, практически совпадают, что характерно для водонасыщенных коллекторов с нейтральным проникновением. С ростом удельных сопротивлений в продуктивных коллекторах за счет понижающего проникновения наблюдается отчетливая тенденция превышения бкб над бкс, что является достаточно надежным качественным признаком их диагностики.

Полученные результаты хорошо согласуются с данными попластовой интерпретации стандартного комплекса ГИС. На рис.4 нанесены точки, соответствующие пластовым пересечениям, по данным комплекса ГИС. Пласты с нефтегазонасыщенностью более 60% располагаются выше линии с п/ с = 10, при 50<Кнг<60% соответствующие пластопересечения ограничиваются линиями с 7<( п/ с)<10, а при 30<Кнг<50%, точки располагаются в зоне неоднозначности, здесь же располагаются два пласта со слоистой глинистостью. Уплотненные породы (4 пласта) попадают в зону маленьких зазоров. Таким образом, результаты интерпретации данных ГИС хорошо подтверждают установленную эффективность сканирующей аппаратуры БК для выделения и оценки характера насыщения терригенных коллекторов чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба.

Описанная экспресс-методика, включающая поточечную обработку материалов сканирующего БК и анализ распределения точек на теоретической палетке позволяет оперативно выделить перспективные нефтегазонасыщенные коллекторы.

Список литературы:

1. Шнурман И.Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2003. 397 с.

2. Шнурман Г.А., Шнурман И.Г. Результаты опробования азимутального электрического сканера и прибора двойного бокового микрокаротажа в миоценовых отложениях Краснодарского края. // Каротажник. 2000. Вып. 72.

3. Кулигин Е.А., Кучеров Р.А., Двойной (разноглубинный) боковой каротаж. // Каротажник.2000. Вып. 66.

 "Экологический вестник", 2004