Проведение гис в горизонтальных скважинах
Обработка и интерпретация материалов ГИС
Обработка и интерпретация материалов ГИС осуществляется в круглосуточном режиме. Данные для обработки поступают из всех регионов страны, где функционируют подразделения Дирекции промысловой геофизики, непосредственно с месторождений с помощью системы спутниковой связи INMARSAT- M4 или сотового канала GPRS. Выдача результатов геофизических исследований производится в максимально сжатые сроки (предварительные данные могут быть предоставлены в срок до 4-6 часов, окончательная интерпретация до 24 часов в зависимости от вида исследования).
Используемое программное обеспечение:- Prime (НПЦ «ГеоТЭК», Россия).
- Saphir (KAPPA, Франция).
- WinLog (ЗАО НПФ «Эликом», Россия).
- Соната (ООО «ФХС-ПНГ», Россия).
- LogPWin (ООО «Нефтегазгеофизика», Россия).
- Литолого-стратиграфическое изучение разреза.
- Выделение интервалов коллектора.
- Определение геоэлектрических свойств пластов (УЭСп и УЭСзп).
- Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (Кп по АК, ГГК-П, ННКт; Кгл), характера насыщения (нефть, газ).
- Выделение границ ГНК, ВНК.
- Построение объемной литологической модели разреза скважины.
- Определение пространственного положения ствола скважин.
- Изучение технического состояния скважин.
- Контроль технологии цементирования скважин.
- Уточнение расположения и состояния скважинного оборудования.
Задачи, решаемые в результате интерпретации геофизических исследований при контроле за разработкой, в том числе в горизонтальных скважинах: - Контроль за текущей выработкой продуктивных пластов.
- Определение водонефтяного контакта в продуктивных интервалах.
- Определение профиля притока добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
- Выявление заколонной циркуляции.
- Определение гидродинамических характеристик пластов.
- Определение уровней и состава жидкости в скважинах.
- Интенсификация приемистости и нефтеотдачи пластов.
- Выделение работающих интервалов.
- Определение интервалов поступления воды и прорыва газа.
- Определение фазовых расходов из интервалов притока.
- Количественное определение раздельного дебита нефти и газа.
- Оценка технического состояния эксплуатационной колонны, НКТ, пакера на НКТ, выделение интервалов заколонных перетоков.
- Информационное обеспечение мероприятий по повышению нефтеотдачи и ремонтных работ.
Задачи, решаемые в результате интерпретации геофизических исследований в действующих скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами: - Определение профиля притока жидкости.
- Определение состава жидкости, поступающей в скважину.
- Определение заколонных перетоков.
- Определение дебита скважины.
- Определение соотношения нефти и воды.
- Определение местоположения башмака НКТ, насоса, ВНР и динамического уровня.
- Определение герметичности НКТ, колонны, забоя.
Задачи, решаемые в результате интерпретации геофизических исследований в нагнетательных скважинах, проведенных автономными приборами на проволоке и приборами на кабеле с применением лубрикатора УЛГИС-21-60: - Определение приемистости скважины.
- Снятие профиля ухода закачиваемой жидкости.
- Определение герметичности колонны ниже башмака НКТ и пакера.
- Определение герметичности НКТ по замерам комплексом методов: ВТ, РГД, манометр.
Задачи, решаемые в результате интерпретации геофизических исследований с использованием новых методов определения заколонных перетоков (метод активной термометрии для диагностики состояния скважин): - Определение заколонных перетоков «сверху».
- Определение заколонных перетоков «снизу» при коротких зумпфах.
- Выявление притоков в низкодебитных скважинах.
- Оценка дебита в низкодебитных скважинах.
Задачи, решаемые в результате интерпретации геофизических данных исследований с использованием скважинного акустического сканера: - Выявление трещиноватых зон, определение пространственных параметров трещин (угол и азимут падения).
- Выявление кавернозных интервалов.
- Выявление тонкослоистых пропластков.
- Определение элементов залегания пластов с азимутальной привязкой в пространстве.
- Определение профиля сечения скважины.
- Литологическое расчленение разреза (по акустическому импедансу с привлечением стандартных методов ГИС).
- Литологическое расчленение разреза.
- Определение коэффициента и типа пористости пород.
- Расчет модулей упругости горных пород.
- Оценка акустической анизотропии и фильтрационных свойств прискважинной зоны (что является одним из признаков наличия трещиноватости горных пород).
www.bngf.ru
7. Методика интерпретации данных гис в горизонтальных скважинах
Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.
Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.
Назначение.
Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.
Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.
Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.
Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.
Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.
Применение.
Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.
Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.
Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.
В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.
Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.
Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.
Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.
Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.
Заключение можно представить в табличном и графическом виде.
Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (ВП = РП В) используются значения В, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.
Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра насыщения РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.
При интерпретации материалов ГИС определяются следующие основные параметры:
Эффективная мощность пласта;
Коэффициент пористости;
Коэффициент нефтенасыщения;
Определение эффективной мощности пласта.
В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.
Определение коэффициента пористости (КП).
Проводится по диаграммам нейтронного и акустического каротажа с учетом уже определенного коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация основана на методике Ахиярова В.Х.
Глинистость коллекторов определяется по ПС и ГК с использованием графика зависимости изменения глинистости с глубиной.
Установлено, в пределах коллекторов, т.е. в пределах минимальной и максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0≥ αПС ≥0,2; 0,8≥JГЛ ≥0; где JГЛ – разностный параметр.
, (6.2)
Общая схема интерпретации одинакова для ПС и ГК и заключается в следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие линии чистых песков (αПС =1,0; JГЛ = 0) и глин (αПС = 0,2; JГЛ = 0,8). Между этими линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам.
Точность определения КГЛ по двум методам можно считать хорошей, если разница между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости.
Общая формула определения пористости по НК следующая:
КП = - ГЛ КГЛ , (6.3)
где: и ГЛ – соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;
КГЛ – глинистость коллектора.
Значения и КГЛ определяются по данным каротажа, а ГЛ по среднестатистическим данным.
Для полимиктовых коллекторов:
, (6.4)
Подставляя ГЛ из 6.4 в 6.3 получим:
, (6.5)
где: – минимальная глинистость на глубине погружения H изучаемого пласта
Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам.
Определение пористости по акустическому каротажу сводится к следующему:
Для определения пористости глинистых коллекторов обычно применяется формула:
, (6.6)
где: tСК, tЖ, tГЛ – соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.
Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:
, (6.7)
Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:
, (6.8)
Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: tСК = 170 мкс/м; tЖ = 645 мкс/м.
Литотип коллекторов определяется с помощью значений αПС и UПС, где αПС – отношение амплитуды UПС изучаемого пласта к опорному (чистый неглинистый песчаник). Если αПС 0,7 – песчаник, 0,4 αПС 0,7 – алевролит, 0,2 αПС 0,4 – глинистый алевролит.
Определение КН и характера насыщения коллекторов.
По известному значению КП определяется параметр пористости РП. Далее определяется УЭС водоносного пласта по формуле:
ВП = РП В , (6.9)
где: РП – параметр пористости;
В – УЭС воды.
По известному значению УЭС водоносного пласта можно определить параметр насыщения РН по формуле:
РН = НП / ВП, (6.10)
где: НП – УЭС незатронутой проникновением фильтрата ПЖ части пласта;
ВП – УЭС водоносного пласта.
По полученному значению, при помощи графика зависимости РН = f (КВ) определяются коэффициенты водонасыщения и нефтенасыщения, связанные между собой следующим соотношением:
КНГ = 1 - КВ , (6.11)
Для определения характера насыщения и коэффициента нефтенасыщения необходимо знать УЭС пластов. В таблице 6.1 приведены значения параметра насыщения РН для определения характера насыщения.
Таблица 6.1.
Зависимость характера насыщения коллекторов от парметра насыщения.
| Порода, литотип | Характер насыщения | ||
| нефть | неясно | вода | |
| Песчаник Алевролит глинистый алевролит | РН 3 РН 2 РН 1,2 | 3 РН 2 2 РН 1,2 1,2 РН 1,0 | РН ≤ 2 РН ≤ 1,2 РН ≤ 1,0 |
Для глинистых и сильно глинистых коллекторов эффективна методика определения характера насыщения, основанная на отношении показаний малых градиент-зондов К1,05/ К0,45 против исследуемого пласта с учетом αПС.
При отношении:
1,66 – коллектор нефтенасыщен;
1,661,26 – зона неоднозначности;
1,26 – коллектор водонасыщен.
При определении характера насыщения учитываются показания термометрии. При проявлении термоанамалии т.е. понижение температуры в коллекторе, то исследуемый интервал выделяют как обводненный, хотя и имеет высокие сопротивления флюидов насыщения.
studfile.net
6.4.2 Методика интерпретации данных гис в горизонтальных скважинах
Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.
Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.
Назначение.
Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.
Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.
Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.
Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.
Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.
Применение.
Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.
Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.
Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.
В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.
Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.
Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.
Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.
Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.
Заключение можно представить в табличном и графическом виде.
Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (ВП = РП В) используются значения В, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.
Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра насыщения РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.
При интерпретации материалов ГИС определяются следующие основные параметры:
Эффективная мощность пласта;
Коэффициент пористости;
Коэффициент нефтенасыщения;
Определение эффективной мощности пласта.
В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.
Определение коэффициента пористости (КП).
Проводится по диаграммам нейтронного и акустического каротажа с учетом уже определенного коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация основана на методике Ахиярова В.Х.
Глинистость коллекторов определяется по ПС и ГК с использованием графика зависимости изменения глинистости с глубиной.
Установлено, в пределах коллекторов, т.е. в пределах минимальной и максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0≥ αПС ≥0,2; 0,8≥ΔJГЛ ≥0; где ΔJГЛ– разностный параметр.
, (6.2)
Общая схема интерпретации одинакова для ПС и ГК и заключается в следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие линии чистых песков (αПС =1,0; ΔJГЛ = 0) и глин (αПС = 0,2; ΔJГЛ = 0,8). Между этими линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам. Точность определения КГЛ по двум методам можно считать хорошей, если разница между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости. Общая формула определения пористости по НК следующая:
КП = ω - ωГЛ ⋅ КГЛ,(6.3)
Где ω и ωГЛ – соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;
КГЛ – глинистость коллектора.
Значения ω и КГЛ определяются по данным каротажа, а ωГЛ по среднестатистическим данным.
Для полимиктовых коллекторов:
, (6.4)
Подставляя ωГЛ из 6.4 в 6.3 получим:
, (6.5)
Где– минимальная глинистость на глубине погружения H изучаемого пласта.
Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам. Определение пористости по акустическому каротажу сводится к следующему. Для определения пористости глинистых коллекторов обычно применяется формула:
, (6.6)
Где ΔtСК, ΔtЖ, ΔtГЛ – соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.
Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:
, (6.7)
Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:
, (6.8)
Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: ΔtСК = 170 мкс/м; ΔtЖ = 645 мкс/м. Литотип коллекторов определяется с помощью значений αПС и ΔUПС, где αПС –отношение амплитуды ΔUПС изучаемого пласта к опорному (чистый неглинистый песчаник). Если αПС > 0,7 – песчаник, 0,4< αПС < 0,7 – алевролит, 0,2< αПС < 0,4 –глинистый алевролит.
Определение КН и характера насыщения коллекторов.
По известному значению КП определяется параметр пористости РП. Далее определяется УЭС водоносного пласта по формуле:
ρВП = РП ⋅ ρВ,(6.9)
Где РП – параметр пористости;
ρВ – УЭС воды.
По известному значению УЭС водоносного пласта можно определить параметр насыщения РН по формуле:
РН = ρНП / ρВП, (6.10)
ГдеρНП – УЭС незатронутой проникновением фильтрата ПЖ части пласта;
ρВП – УЭС водоносного пласта.
По полученному значению, при помощи графика зависимости РН = f (КВ) определяются коэффициенты водонасыщения и нефтенасыщения, связанные между собой следующим соотношением:
КНГ = 1 - КВ,(6.11)
Для определения характера насыщения и коэффициента нефтенасыщения необходимо знать УЭС пластов. В таблице 6.1 приведены значения параметра насыщения РН для определения характера насыщения.
Таблица 6.1.
Зависимость характера насыщения коллекторов от парметра насыщения.
| Порода, литотип | Характер насыщения | ||
| нефть | неясно | вода | |
| Песчаник Алевролит глинистый алевролит | РН ≥ 3 РН ≥ 2 РН ≥ 1,2 | 3 > РН > 2 2 > РН > 1,2 1,2 > РН > 1,0 | РН ≤ 2 РН ≤ 1,2 РН ≤ 1,0 |
Для глинистых и сильно глинистых коллекторов эффективна методика определения характера насыщения, основанная на отношении показаний малых градиент-зондов ρК1,05/ρК0,45 против исследуемого пласта с учетом αПС.
При отношении:
1,66 – коллектор нефтенасыщен;
1,661,26 – зона неоднозначности;
1,26 – коллектор водонасыщен.
При определении характера насыщения учитываются показания термометрии. При проявлении термоанамалии т.е. понижение температуры в коллекторе, то исследуемый интервал выделяют как обводненный, хотя и имеет высокие сопротивления флюидов насыщения.
studfile.net
Комплекс ГИС для выбора бурения горизонтального ствола
tikiero пишет:
Привлекаются данные сейсморазведки. Строится петрофизическая модель и на основании нее делается интерпретация данных ГИС. Выявляются связи между данными АК и ГГКП (по данным ГИС) и акустическим импедансом (по данным сейсмики). Строится оперативная геологическая модель с учетом сейсмических трендов. Знание геомеханических свойств, кончено, хорошо. Но на этапе разведочного бурения они абсолютно бесполезны. Поправьте меня, если я ошибаюсь. Затем, в зависимости от того, какие задачи стоят перед бурением разведочной скважины (подтверждение ВНК или ГНК, оконутривание залежи, уточнение геологического строения и т.д.) на основании всей имеющейся информации принимается решение «куда бурить-то».
Если начальник ставит только перед геофизиком (петрофизиком) задачу «куда бурить-то», то это говорит, прежде всего, о низкой квалификации самого начальника. Потому что такая задача должна решаться исключительно в команде.
Вопрос куда бурить - решается командой геолог, геофизик, петрофизик и резервуар инженеры смотрят. каждый выдает свое мнение. Я как человек неопытный в этом вопросе пока что своего мнения не имею, вот потому на форум и написала, сижу читаю литературу, соображаю потихоньку прежде чем выдать свое резюме по поводу куда бурить.
Вы- ребята на форуме, дали наводку с чего вообще начинать и на что обратить внимание, за что весьма благодарна.
Оговорюсь что данный горизонт никем не ожидался и скважина в итоге для данного пласта никакой полезной геологической информации особо не внесла. Керна нет, ВНК, ГНК не вскрыты, PVT не взяты, при испытания батарея у монометра сдохла, так что даже КВД нет, после ГРП скважину до сих пор не очистили и не получили полноценный приток. Был долгий ремонт,смена НКТ, сейчас начнем опять ее свабировать. И на фоне всего этого надо дать рекомендации куда бурить. Осложняется все еще и тем что нет аналогов по соседним месторождениям. А инвесторы требуют результата.
www.petroleumengineers.ru
