ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

граница прослеживается на глубине 2184,0 м. Необходимо отметить, что ниже этой глубины по МИК отмечается увеличение глубины зоны проникновения, и коллекторы ниже этой глубины более пористые. EPS в нефтенасыщенных коллекторах < 10 отн. ед. Отмечается повышение ВНК относительно начального. Отметим, что текущее насыщение пластов, определенное комплексом методов МИК–MFDI, подтвердилось результатами испытаний.

Вцелом результаты показывают, что в условиях СПОТ

иотносительно пресного раствора, в которых методы ИННК и ИК не дают уверенного результата по определению остаточной нефтенасыщенности, применение диэлектрических методов становится особенно актуальным.

Применение метода MFDI теоретически возможно для определения коллекторов, промытых пресной водой. Процесс замещения нефти водой отражается в изменении электрических характеристик пласта-коллектора: удельного электрического сопротивле-

ния (ρп) и относительной диэлектрической проницаемости (εп). Диэлектрическая проницаемость является прямой и наиболее информативной физической характеристикой при определении характера насыщения коллекторов, так как пластовая вода характеризуетсямаксимальными значениями, анефть – минимальными.

Как лабораторные, так и полевые исследования показали, что ε для воды и нефти отличается почти на порядок. Следует заметить, что диэлектрическая проницаемость в значительной степени зависит от частоты электромагнитного поля. Это следует учитывать при использовании таблиц значений диэлектрической проницаемости, приведенных в различных справочниках, где данные обычно указаны для статического поля.

Основное преимущество комплекса МИК–MFDI перед другими методами измерения электрических характеристик пород состоит в том, что при его использовании снимаются ограничения, связанные с невозможностью определения сопротивления и диэлектрической проницаемости в скважинах, заполненных растворами на нефтяной основе, особенно в высокоомной части разреза. При этом глубинность исследований достигает 2 м, что дает

231

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

возможность оперировать понятиями «неизменная часть пласта» и «электрическая анизотропия пласта». Многочастотные измерения позволяют изучать частотную дисперсию электрических свойств пород в естественных условиях, что в перспективе будет являться важным фактором в развитии способов интерпретации данных каротажа электромагнитными методами.

4.3. Метод пластовой наклонометрии

Скважинный электрический микросканер «КарСар MC-110»

(далее МС-110) предназначен для получения изображения стенки скважины методом электрических сопротивлений с целью определения наклона пластов, расположения трещин, структуры осадочныхпород, исследованиятонкослоистых структур.

При изменении литологического состава и структуры пластов, при наличии трещин и полостей на развертке электрического микросканера наглядно отображается изменение различных характеристик пластов.

Электрический микросканер МС-110 имеет 160 электродов диаметром 5 мм. Электроды расположены в шахматном порядке в 2 ряда на 8 независимых прижимных устройствах (рис. 4.15).

Рис. 4.15. Аппаратура электрического микросканера «КарСар MC-110»

232

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Для скважин диаметром 216 мм площадь исследования покрывающей поверхности стенки скважины составляет ~ 60 %.

Разрешающая способность по вертикали 5 мм, по гори-

зонтали 5 мм, глубинность исследования 2,5 см.

В состав прибора входят: модуль памяти, модуль инклинометра, позволяющего правильно ориентировать в пространстве полученную информацию, и модуль сканера.

На планшетах после обработки данных, выявленных с помощью МС-110, получаем статический имидж, отображающий истинное удельное электрическое сопротивление (УЭС) пород (более светлый цвет изображения соответствует более высокому УЭС, темный – низкому УЭС породы), и динамический имидж, позволяющий улучшать локальный контраст изображения, т.е. более детальные изменения электрических свойств горных пород (рис. 4.16). Планшет включает в себя развертки УЭС стенки скважины (имиджи) с нанесенными поверх синусоидами, область с наклонометрией и диаграмму Шмидта, показывающую относительное распределение наклонов и азимутов падения пластов для конкретного диапазона глубин.

Диаграмма Шмидта, приведенная на рис. 4.16, представляет собой круговую диаграмму азимутов падения и углов падения пластов на всем интервале исследования (серые лепестки диаграммы – азимуты падения пластов, черные точки – угла наклона пластов). Из диаграммы можно сделать вывод о преобладании азимутов падения пластов в исследуемом интервале.

Так, развернутая картинка, полученная методом ЭМС, является керноподобным отображением поверхности ствола скважины с радиальной глубинностью около 2 см, хорошо соответствует микроструктуре пласта и позволяет оценивать по синусоидам на контрастных границах средние значения углов наклона и азимутов падения пластов, которые близки к геологическим значениям.

Знание условий осадконакопления, формы залегания и структуры геологических тел позволяет эффективно проводить построение моделей месторождений.

233

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

234

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Метод ЭМС дает возможность строить более точные геологические модели месторождения, прогнозировать структуру и оптимально располагать на ней скважины.

Для того чтобы грамотно заложить скважину, нужно точно знать, где у нефтегазоносной структуры находится свод, а где борта, то есть нужно иметь точную структурную карту изучаемого месторождения.

Под структурным наклоном понимается преимущественный угол и азимут падения комплекса осадочных горных пород значительной мощности в пределах их сечения данной скважиной. Если структурный наклон установлен, можно определить наклон, связанный с седиментацией осадков. Седиментационный наклон дает возможность при ограниченном числе скважин более точно восстановить палеогеографию района.

Для определения структурного наклона по данным наклонометрии используют визуальные и статистические методы. К визуальным относят выделение моделей, сопоставление с данными геофизического исследования скважин (ГИС), периодический параллелизм, выделение пологих (наименьших) падений. К статистическим относят определение средних значений, построение средних значений, построениегистограммыуглаи азимутападения.

Структурный наклон в наиболее простых случаях может быть определен непосредственно из наклонограммы, представляющей распределение угла и азимута падения по глубине скважины. Элементы залегания изображаются на наклонограмме в виде кружочков с «хвостиком». Местоположение центра кружка определяется глубиной залегания и углом падения пласта. Значение угла падения даются в линейном масштабе с переменным основанием. Азимут падения пласта указывается «хвостиком» (север сверху) (рис. 4.17).

Пологие регулярные падения, характеризующие структурный наклон, наблюдаются в глинах, глинистых глубоководных сланцах и известняках. Структурный наклон в таких породах определяется графически, путем проведения условной линии корреляции (которая наносится пунктиром) элементов залегания по

235

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 4.17. Пример определения структурного наклона пластов на скважине 3006 Москудьинского месторождения (башкирский ярус)

236

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

углу и азимуту падения, проведенным через элементы залегания с близкими значениями.

Метод параллелизма основан на определении структурного наклона по наблюдаемым синхронным падениям на разных глубинах. В платформенных частях самые пологие падения характеризуют структурные. Довольно часто величина угла падения по разрезу скважины колеблется в небольших пределах вокруг среднего значения, тогда как азимут остается постоянным. В этом случае средние значение величин углов падения соответствуют структурному наклону. Среднее значение можно определить по гистограммам азимута и угла.

В условиях Пермского Прикамья, где в геологических разрезах преобладают малоамплитудные структуры, сложенные в основном карбонатными породами, определение структурного наклона пород с целью уточнения формы и структуры и положения на них скважин следует проводить в интервалах глинистых пород, характеризующихся номинальным диаметром скважины

ималыми углами падения в отложениях P1ar, C2ks-vr, C1tlк, C1t-D3fr. В данных отложениях пологие регулярные падения плоскостей напластования с близкими значениями углов и азимутов соответствуют структурному наклону горных пород.

Для определения структурного наклона выбираются интервалы с частым напластованием, выдержанными углами (преимущественно до 10°) и азимутами (направление «головастиков» в одну сторону), которые приурочены к границам основных сейсмических отражающих горизонтов для сопоставления их с результатами сейсморазведки.

Ниже приведен пример определения структурного наклона пластов на скважине одного из месторождений Пермского Прикамья: данные стандартного комплекса ГИС, динамический

истатический имиджи ЭМС, наклонограмма (см. рис. 4.17).

На рис. 4.17 слева представлена структурная карта месторождения на кровлю башкирского яруса, снизу – имидж удельного электрического сопротивления. Красной стрелкой указано

237

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

направление падения пластов по ЭМС в скважине: структурный наклон пластов: угол наклона 5–8°, азимут 180–200°. Направление падения пластов преимущественно юго-западное, что хорошо согласуется со структурой месторождения и положением скважины на структуре.

Естественные трещины заметно отличаются от структурного наклона пластов и представляют собой более рассеянное распределение, как по величине угла падения, так и по азимуту. Техногенные трещины часто группируются в системы и имеют одинаковое направление. Они могут изменять направление в зависимости от присутствиялокальногонапряжения, отличногоотрегионального.

Если весь разрез скважины представлен глубоководными морскими осадками, образовавшимися при низкой энергетической обстановке, наклонограмма отражает синхронное залегание пластов на значительных интервалах, которое отражает региональное падение. Отличить региональный наклон от локального (структурного) по данным наклонометрии одиночной скважины очень сложно. Общей рекомендацией может быть следующее: чем на большем интервале глубин для разновозрастных отложений установлен один и тот же наклон, тем больше вероятность того, что он является региональным.

Для поисков нефти и газа большое значение имеет знание условий образования отложений во время максимального развития регрессий, когда идет накопление аллювиальных отложений, являющихся коллекторами нефти и газа.

Песчаники формируют большинство резервуаров углеводородов, так как они имеют наивысшие параметры пористости и проницаемости. Понимание генезиса песчаного тела, полученное из керна или каротажных диаграмм, может быть использовано при построении его трехмерной модели.

Фация (от лат. facies – облик) в геологии – это уникальное и неповторимое по своей природе геологическое тело, сформировавшееся в определенное геологическое время, на определенной территории и при определенных условиях.

238

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Фациальная модель – это общая сумма последовательности седиментационных фаций, произведенных данной системой осадконакопления.

Модели фаций просматриваются через анализ взаимоотношений фаций как в древних, так и в современных обстановках осадконакопления.

При интерпретации данных ЭМС важно определить тип слоистости породы и к какому типу фации относятся исследуемые отложения.

П р и м е р . В скважине 1 в терригенных отложениях визейского яруса по ЭМС отмечаются несколько интервалов

(1723,4–1724,8, 1725,0–1725,5 м) с очень высоким сопротивлени-

ем (рис. 4.18, а), по результатам интерпретации литоплотностного каротажа на этих глубинах отмечаются углистые прослои.

Тип фации можно установить по характеру кривых ГИС нескольких скважин (геолого-геофизический разрез). На рис. 4.18, б, отложения бобриковского горизонта можно отнести к озерноболотному или аллювиально-пойменному типу фаций. Наличие угля в бобриковский отложениях позволяет утверждать, что это именноболотныеотложения.

Информация о распределении коллекторов помогает избежать разбуривания неперспективных структур, а на перспективных месторождениях располагать глубокие и эксплуатационные скважины сообразно геометрическим и петрофизическим параметрам коллекторов на объекте.

Благодаря использованию микроимиджера есть возможность визуализировать сложные структуры, такие как складки излома (рис. 4.19), смятия, сбросы, взбросы, и определять структурные характеристики в трещиноватых пластах.

На рис. 4.20 по данным ЭМС отмечается разнонаправленная косая слоистость карбонатных отложений башкирского яруса, характеризующаяся переслаиванием мелких слойков, сложенных глинисто-карбонатными тонкозернистыми породами. Наклоны слоистости в смежных сериях противоположны. Углы наклона слойков от 15° до 25°.

239

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

а

б

Рис. 4.18. Определение типа фации в терригенном разрезе по данным ГИС и ЭМС: а – планшет данных ЭМС; б – геолого-геофизический разрез месторождения

240