Геология месторождения Кенкияк

Наличие в приборе Э6 двух зондов ИК обеспечивает более высокую точность измерений в пластах с повышающим проникновением и в породах с относительно малым удельным сопротивлением (ρп<10 Ом·м). При повышающем проникновении комплекс зондов Э6 дает возможность с достаточной надежностью выделять пласты-коллекторы и определять параметры ρп, ρзп и D. Определение этих параметров производится с помощью палеток, построенных на основании усредненных расчетных данных, представляющих зависимости ρк1М/ρк1Б от ρк1С/ρк1Б. Для фиксированных значений D/dc, ρп/ρк1Б, ρп/ρзп и dc. Одна из таких палеток, построенная для повышающего проникновения.

Поправки за скин-эффект, влияние скважины и вмещающих пород в показания зондов ИК прибора Э6 вносятся с помощью специальных номограмм. В показания БКм поправка за влияние вмещающих пород из-за его малых размеров (L=1 м) не вносится. На показания зондов прибора Э6 заметно сказывается влияние скважины, поэтому при dc≥0,19 м все измерения этим прибором следует проводить с отклонителем прибора от стенки скважины (отклонитель— резиновые манжеты на приборе).

 

Рисунок 3.2.2- Палетка для определения ρв, ρзп и D.

 

При понижающем проникновении определение ρп, ρзп и D затрудняется. Это вызвано уменьшением глубинности исследования зондов ИК и увеличением глубинности зонда БК при ρзп<ρп. В результате расхождение в значениях показаний большого ИКБ и малого БКм зондов прибора Э6 становится значительно меньше, чем в случае повышающего проникновения. В этих условиях комплекс зондов Э6 не дает возможности однозначно определять параметры ρп, ρзп и D, так как каждому сочетанию зафиксированных зондами значений рк соответствует несколько сочетаний определяемых параметров.

В условиях понижающего проникновения более надежные результаты определения параметров ρп, ρзп и D возможны при использовании в комплексе зондов Э6 вместо малого зонда БКм комплексного зонда Э1. В комплекс исследований зондом Э1 входят зонды БКЗ, БК и ПС.

 

 

3.3 Интерпретация данных  АК

 

Зависимость между пористостью породы и временем пробега продольной волны по породе отвечает уравнению среднего времени. Трудность использования этого уравнения заключается в сложности выбора основных параметров Δtж и Δtм, изменяющихся от площади к площади в широких пределах. Величина Δtм зависит от минералогического состава скелета породы и для конкретных типов отложений постоянна. В породах с мономинеральной твердой фазой Δtм соответствует интервальному времени распространения упругих волн в породообразующем минерале (кварце, кальците, доломите и т. д.). На рисунке 3.3.1, а показана зависимость kп от Δtп для однородных неглинистых пород с межзерновой пористостью, отвечающая выражению. При содержании в скелете породы нескольких минералов, различающихся по своим упругим свойствам, Δtм определяется как средняя взвешенная величина. Среднее значение скорости распространения волн в осадочных породах составляет 2500—4000 м/с.

 

Рисунок 3.3.1 -График определения kп по данным интервального времени Δtп.

 

Основные факторы, влияющие на скорость распространения упругих колебаний в горных породах: литолого-минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью, форма и размер пор, степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективное давление) и др.

В ряде случаев необходимо определить интервальное время пробега упругой волны в минеральном скелете породы Δtм для конкретного интервала геологического разреза. Это достигается сопоставлением интервального времени, отсчитанного по диаграмме акустического каротажа Δt, со значениями пористости kп, определенными по керну или одним из геофизических методов. Полученные данные используются для нахождения по Δt параметра kп (рис. 3.3.1, б).

Усредненная прямая, проведенная через нанесенные точки, отсекает на оси времен значение Δtм при kп=0. Если пористость по разрезу изменяется слабо, значение Δtм определяют для каждого относительно однородного пласта:

 

                           Δtм=( Δt- kп Δtж)/ (1- kп),                                        (3.3.1)

 

где Δtж — время пробега упругой волны в жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

 

Скорость распространения упругих колебаний в воде зависит от минерализации, температуры и давления и определяется с помощью номограммы (рис. 3.3.2). С повышением минерализации воды скорость увеличивается. Например, при росте минерализации воды от 0 до 200 г/л скорость распространения волн при 20 °С увеличивается от 1475 до 1700 м/с, т. е. на 18 %. При повышении температуры до 70 °С наблюдается заметное возрастание скорости распространения упругих волн: при дальнейшем увеличении температуры воды — тенденция к снижению скорости.

 

Рисунок 3.3.2- Палетка для определения интервального Δtж

 

Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде. Это объясняется в первую очередь большей по сравнению с водой сжимаемостью углеводородов. Так, скорость распространения волн в песке, полностью насыщенном нефтью, на 15—20% меньше, чем в песке, заполненном водой. В общем случае существуют зависимости vP вп>vP нп>vP гп и vS вп>vS нп>vS гп. Пределы изменения колеблются от 0 до 20%.

На практике в связи с наличием зоны проникновения в проницаемых пластах скорости распространения волн в нефтегазоносных или водоносных пластах различаются несущественно, поэтому независимо от характера насыщения проницаемых пород, вскрываемых скважиной, допускается, что скорость распространения волн в воде vж=1600 м/с.

С повышением давления происходит увеличение скорости распространения упругих волн. Например, в воде, находящейся под давлением около 60 МПа, скорость увеличивается на 7 % по сравнению со скоростью в воде, находящейся при атмосферном давлении. При низком давлении даже очень небольшое содержание газа в жидком заполнителе пор приводит к резкому уменьшению скорости распространения волн в пласте. С ростом давления наблюдается плавное увеличение скорости в породе, содержащей газ.

На скорость распространения упругих волн в породе большое влияние оказывает разность горного и пластового давлений (эффективное давление). С увеличением разности давлений скорость возрастает сначала быстро, а затем медленно, пока разность давлений не достигнет некоторого предельного значения. С глубиной разность горного и пластового давлений возрастает, что вызывает увеличение скорости распространения упругих волн. Уравнение среднего времени считается справедливым для предельной разности давления 30—40 МПа, в общем случае соответствующей глубинам более 3000 м. Под влиянием эффективного давления происходит процесс сближения и переупаковки зерен, что обеспечивает взаимный контакт большинства зерен и ведет к постепенному увеличению скорости vn. Дальнейшее ее увеличение определяется контактной упругостью зерен и при давлении, превышающем предельное, растет очень медленно.

На скорость оказывает влияние и тип цемента, который принято делить на вязкий (глинистый) и жесткий (карбонатный, кварцевый и пр.). Увеличение количества жесткого цемента соответствует увеличению доли твердой фазы в единице объема среды, уменьшению пористости, росту модуля упругости и повышению скорости распространения волн. В случае увеличения объемной доли глинистого цемента, обладающего высокой сжимаемостью и пластичностью, наблюдается снижение объемного модуля упругости среды и скорости распространения упругих волн.

При значительной объемной глинистости породы для определения kп используют обобщенное уравнение среднего времени для пород с любой глинистостью:

                    Δt=(1- kп - kгл) Δtм+ kгл Δtгл + kпtж,                                (3.3.2)

 

где Δtгл — интервальное время глин, зависящее от характера распределения глинистого материала в породе (в агрегатном состоянии).

 

Скорость распространения упругих волн в значительной мере зависит от структуры и размера пор. Например, вертикальные трещины мало изменяют скорость в породе, в то время как горизонтальные трещины оказывают приблизительно такое же влияние, как межзерновая пористость. Каверны достаточно крупных размеров не оказывают влияние на скорость распространения упругих волн.

На рисунке 3.3.3 приведены зависимости отношений поинтервальных времен Δt/Δtм в пористой среде от kп и отношения длины продольной волны λ к размеру пор d. Видно, что увеличение пористости ведет к снижению Δt, но при λ/d=8 продольная болна распространяется практически по скелету, не фиксируя поры больших размеров и каверн. Учитывая применяемые частоты излучателей используемой аппаратуры f=25÷30 кГц, что соответствует длине волны λ=10÷20см, можно считать, что данный эффект будет проявляться при размерах пор более 1,5—3 мм. Следовательно, kп. общ породы с каверновой структурой порового пространства, оцененный по АК, будет заниженным.

 

Рисунок 3.3.3-Теоритическая зависимость отношения интегральных времени Δt/Δtм в пористой среде от пористости и размеров отдельных пор.

 

Для большинства районов бурение скважин проводится на ПЖ с минерализацией 4—7 г/л. Для этих условий интервальное время в фильтрате Δtф = 610÷640 мкс/м при пластовой температуре Т=40÷100°С и давлении р = 20÷40 МПа. При высокоминерализованной промывочной жидкости tп=tф=560 мкс/м.

 

 

3.4 Интерпретация данных  НГК

 

Способ опорного пласта применяется для определения пористости пород по диаграммам НГК и ННК, полученным аппаратурой, не прошедшей калибровки и метрологической поверки. В качестве опорного пласта может быть принят любой пласт с известным водородосодержанием и неизменной литологией, в том числе чистые ангидриты, известняки с минимальной по разрезу пористостью, а также каверны против чистых глин, заполненных промывочной жидкостью. Пористость kп в каверне принимается равной 100 %, в обсаженной скважине с зацементированной каверной kп = 50%. Различают способы одного и двух опорных пластов.

Способ одного опорного пласта. В этом случае требуется наличие в исследуемой части разреза пласта с известной пористостью kп. oп (водородосодержание ωоп), что дает возможность определить относительное значение Ix/Ioп (Ix — значение НГК или ННК в исследуемых пластах; Ioп — в опорном горизонте). На величине Ix/Ioп не сказываются плотность и минерализация ПЖ, а также диаметр скважины, но влияния литологии, глинистости, сульфатности, глинистой корки не снимаются. Дальнейший расчет сводится к определению Ioп усл.ед. по оси ординат обычной палетки для соответствующих значений dc и kп. oп и перестройки шкалы ординат для данного диаметра скважины в приведенные единицы

 

                              Iпр. усл. ед.=(Ix/Ioп)Ioп усл.ед.,       (3.4.1)

 

Способ двух опорных пластов. В этом способе при интерпретации кривых НГК и ННК используется двойной разностный параметр

 

                     Inγ = (Ix-Imin)/(Imax — Imin),                                              (3.4.2)

 

где Ix, Imax, Imin— значения соответственно в исследуемом пласте, в пластах с наименьшей и наибольшей пористостью.

 

Imах— показания в пласте с минимальным водородосодержанием (kп = 1÷2%)—ангидрит, известняк. В терригенном разрезе опорным может служить пласт с устойчивыми по площади пористостью и литологией, для которого kп (при полном водонасыщении) получен по результатам анализов кернов. В качестве пласта с максимальным водородосодержанием Imin принимается каверна против чистых глин.

Показания параметра Jnγ практически не зависят от характеристики прибора и масштаба регистрации. Влияние плотности и минерализации ПЖ, а также диаметра скважины сказывается на результатах измерений как в исследуемом, так и в опорном пластах, но в меньшей мере, чем при методике условных единиц. Влияние глинистой корки, литологии, глинистости, сульфатности остается таким же

 

3.5 Интерпретация данных БК

 

На рисунке 3.5 показаны характерные кривые сопротивления трехэлектродного бокового каротажа. Как видно, при одинаковом удельном сопротивлении вмещающих пород кривые КС против однородных пластов высокого сопротивления отмечаются максимумами, которые принимают формы острой пики против тонких пластов (h≤4dc); против мощных пластов (h>8dc) наблюдается горизонтальный интервал в средней части (рис. 3.5). Если породы, подстилающая пласт и перекрывающая его, имеют различное сопротивление, то максимум против пласта высокого сопротивления становится асимметричным, наблюдается снижение сопротивления со стороны породы меньшего сопротивления (рис.3.5,б). При постепенном изменении сопротивлений отдельных пластов форма кривой принимает ступенчатый вид (рис. 3.5, в). Против пачки пластов, представленной породами разного сопротивления, кривая характеризуется чередованием симметричных максимумов и минимумов (рис.3.5, г). Против проницаемых пластов с проникновением ПЖ форма кривых КС почти соответствует форме кривых для однородных пластов. С увеличением диаметра зоны повышающего проникновения наблюдается заметное увеличение сопротивления (рис. 3.5,д).

Форма кривых КС для одиночных пластов, зарегистрированных многоэлектродными зондами, в основном такая же, как и в случае БК-3.

Границы пласта отмечают следующим образом. Проводят наклонную прямую по наиболее крутому участку кривой и находят её пересечение с прямой, соответствующей кажущемуся удельному сопротивлению вмещающих пород. Для трёхэлектродного зонда граница пласта будет соответствовать полученной точке; для семиэлектродного зонда границу пласта получают, сместившись от указанной точки вниз (при определении подошвы) или вверх (при определении кровли) на расстояние до 0,3L.