Интерпретация

точках разреза, задаваемых ·оператором. Аналоговые кривые по­

лучают путем обработки на ЭВМ по специальным программам данных ФКД. Специальные программы дают возможность с по­

мощью ЭВМ получить непрерывные кривые значений коэффи­ циентов Пуассона О'п и сжимаемости ~п породы, которые при не­

обходимости для отдельных пластов можно рассчитать по фор­

мулам

(81)

(82)

(83)

По данным АКШ решаются следующие задачи.

1: Литологическое расчленение разреза - более детальное, чем

по материалам стандартного акустического метода.

2. Выделение в разрезе участков, представленных трещинны­

ми и кавернозно-трещинными коллекторами с использованием

характерного для каждой разновидности ~звукового образа• на

волновой картине, и прежде всего в участках разреза с интенсив­

ным увеличени~м !!TL, а также ослаблением амплитуд волн S и

Р- a.s, ар (рис. Х).

3.Расчет величин ·коэффициента трещиноватости kп.т в интер­

валах трещинных и лорово-трещинных коллекторов и коэффи­

циента кавернозной пористости kп.х в интервалах лорово­

кавернозных коллекторов.

4.Получение информации об упругих свойствах разреза (аку­

стическая жесткость, коэффициент Пуассона, модуль Юнга и

др.), которая используется в комплексе с детальной сейсмораз­ ведкой, ВСП, данными наклономера и акустического телевизора для построения трехмерной модели изучаемого месторождения.

5.Выявление характера насыщения коллекторов в обсажен­

ной скважине с хорошим качеством цементирования по диаграм­ мам АКШ, полученным после полного расформирования зоны

проникновения в коллекторах, по комплексу динамических и

кинематических параметров волн Р и S.

6. Количественная оценка коэффициентов нефтегазонасы­

щенности в обсаженной колонной скважине.

Определение типа емкости и количественные оценки коЭф­

фициентов kп.т и kп.х выполняются по методике В.М. Добрынина

[9] с использованием величины коэффициента сжимаемости по­

роды ~п:

211

~п =~тв + kп ~пор/(1 + ~пор/Фж- ~тв)),	(84)
где kп - коэффициент общей пористости породы; ~тв'	~ж и ~пор -

соответственно коэффициенты сжимаемости твердой части поро­ ды, жидкости, заполняющей емкостное пространство, и пор по­

роды. Коэффициенты сжимаемости твердой фазы для доломи­

тов, известняков и песчаников равны соответственно 1,16·1о-5, 1,34·10-5 и 2,5·10-5 мпа-1. Коэффициенты сжимаемости воды и

нефти определяются в лаборатории. Для водных растворов NaCl

сжимаемость определяется в зависимости от минерализации во­

ды с., пластовых температуры t и давления р (рис. 87). Величина ~пор складывается из компоне~тов емкостного про­

странства:

(85)

где ~т' ~к и ~п.мз - соответственно коэффициенты сжимаемости

трещин, каверн и межзерновых пор, которые определяют экспе­

риментально или рассчитывают теоретически для конкретной

модели породы. Коэффициенты сжимаемости межзерновых пор

доломитов, известняков и песчаников равны соответственно

10·10-5, 15·10-5 и 20·10-5 мпа-1.

Поскольку ~т >> ~п.мз• для порово-трещинного типа коллектора

(86)

Коэффициент сжимаемости трещин можно определить по

формуле

~т= (25+135)·10-3/(р- Рп11),

(87)

где р и Рп" - соответственно среднее нормальное напряжение и

пластовое давление. Значения коэффициента сжимаемости тре­

щин достигают 100·10-5 мпа-1 и более.

Коэффициент сжимаемости для порово-кавернозного коллек­

тора определяется по формуле

(88)

Для низкопоровых карбонатных коллекторов ~п.кав ~

~ 4·10-5 мпа-1•

Таким образом ~т » ~п.мэ > ~п.кав·

Определив значения величин, входящих в формулы (84-88)

для разных случаев - порово-трещинного, межзернового и поро­

во-кавернозного коллектора, и подставив их в формулу (83), по­

лучают массив данных для построения палеток АТр =/(kп.т/kп, kп)

и АТр = f<kп.к!kп, ku) для пород определенного состава скелета.

212

а										6
	51								:,.".	46
	47									42											• •• t
								.. ...
						-j",....o															J:7'1
i'.		... ... ... ...... ... ... ...				... ... ... ....				i'.	.....		~					~."...о	"""" ..		17'1
i	43					....	....	~- .....		i38		-					...	.	...	",.	~
							[	j;...-	~-·	'1'=...	.. ...		.... ...			.....		~.	~:		~~
'1'=		1::.·~- 1-· 1-• ...-;;			~- .....		.... с				..... t--							...
...					··1-••1"'"'-	10:: .~.. .				0.34			1--	~-	-	1-"	....~~~-:::: ..
А 39											iiiii;;		-·	-.. ...			..
								t, ос		3016			. .	..		.-				t, ос
	35t6	27	38	49	60	71	82					27	38	49	60		71	82

(J

37						-... ..				l,...-
									1...-~ .
i'.					... ... ...
iзз	... ... ... .... ...								...	... ,
'1'=					.	·	~	;;о.	~.:~~~
...	:::;:·	·-	. . .					-..
А 29	fii8·-	..		..	..~· -	-
25t6	27	38		49 60			71		82	t, ос

г
34	т					....
		......			~	....
i'.				L,....o- ...		""""
i 30		...		....	7'
				.".		...~
'1'=	... ... ... ...	... ... ....		~ ...;! ~
...	-·..;.. . .	. ....
a:t 26
	-·-·	1				--t
2216					t, ос
	27 38 49	60 71	82

					Давление, МПа:
	Рис. 87. Зависимость сжимаемости водных			2,5	•••••••••••• 9,7	---- 19,3
	растворов NaCI от минерализации, темпе­
	ратуры и давJiеИИJI (В.М. ДобрЬПDПI, 2000):	- · - · - · 29			-- · 38,7	- ·· - ·· - 45,9
	a-z - с. соответственно О, 100, 200 н 300 г/л

На рис. 88 приведен пример расчетной палетки для известняка и

доломита. Этой палеткой можно пользоваться при решении об­

ратной задачи для определения типа структуры емкостного про­

странства и количественных оценок kп.т и kп.к·

Пример 50. Выделить трещиноватые участки разреза по мате­

риалам АКШ и определить в зонах развития трещин коэффици­

ент трещиноватости kп.т (рис. 89).

В интервале 2355-2378 м выделяем зоны трещиноватости по

признаку резкого увеличения коэффициентов поглощения as, aL

а

б	kn,доли ед.

100~	--~----	~	----~	--~	----	~--~~
о	0,05	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3

kn,доли ед.

Рис. 88. Пметки Д1UI определеИИJI пmа структуры емкосmоrо пространства и

коэффициентов тpeЩIDUioй и каверновой пористости по данным АК дли из­ весТНJJКа (а) и доломита (б) при насыщении емкостного пространства фи.льтра­

томПЖ

214

БК-3

	р,.,Ом·м
10	20
.~	/2
·.-.........	~

r---=--

~-...___

с:~

,,....,--. :.-

2380

Р•• tо.,!мп.-•		lo		kn.т' Ofo	k0 , о/о
46	64		O,S	1	10

Рис. 89. Опреде.ле101е k....

по

данным АКШ в порово-треЩJОI­

иом коJШекторе (карбоиа'I'ИЫЙ

разрез).

Кривые р.: 1- РР = 0,5 Ом·м, 2-

РР = 2,4 Ом·м; графики k.... по­

строенные по данным методов:

3 - двух растворов, 4 - АКШ (по В.А. Костериной)

(на рисунке эти кривые не приведены). В указанном интервале,

представленном известняком, выбираем участок 2370-2373 м, в

котором коэффициент сжимаемости Рu.т по кривой этого пара­

метра равен 46·10-5 МПа-1. Коэффициент трещинной пористости

оценим с помощью формулы (86) или

(89)

Значение Рu.мз примимаем равным 15·10-5 мпа-1 для известня­

ка, значения коэффициента общей пористости ku = 6 % - в соот­

ветствии с результатами определения этого параметра, указанны­

ми на рис. 89. Принимая сжимаемость трещин Рт = 260·10-5 мпа-1

и подставляя значения Рп.т• Рu.мз• Рт и kп в формулу (89), находим

ku.т =0,8 %.

Кинематические и динамические характеристики волны Лэм­

ба, полученные на низких частотах упругих колебаний, позволя­

ют выделять в разрезе проницаемые зоны коллекторов. В этом

случае снижение скорости распространения и интенсивное за­

тухание волны Лэмба обусловлено гидродинамическими свой­

ствами коллектора - фильтрацией жидкости из скважины в пласт под действием упругой волны или, при наличии глини­

стой корки, передачей упругих колебаний через нее в пласт, что

обеспечивает движение жидкости в пласте. С целью вьщеления

зон с повышенными фильтрационными свойствами в глинистых

породах целесообразно выполнять нормализацию показаний ATL и ГМ. Превышение значений ATL над нормализованными значе­

ниями ГМ позволяют выделить эти интервалы.

Задачи

94. Выделить зоны карбонатных коллекторов с высокими

фильтрационно-емкостными свойствами по аномальным показа­

ниям кривой ATL в комплексе с показаниями других методов ГИС (НГМ, ГМ, АМ, БМ, ИМ, СП и каверномер) в разрезе

скважины, вскрывшей породы ассельско-сакмарского возраста

одного из месторождений Тимано-Печорской НГП (рис. XI).

Коллекторы относятся к межзерновому типу.

Использование дипольнаго зонда аппаратуры ХМАС позволя­

ет исследовать азимутальную анизотропию пород, которая может

быть обусловлена трещиноватостью или напряженным состояни­

ем пород. Возможность выделения этих зон основана на эффекте расщепления поперечной волны на две составляющие - низко- и

высокоскоростную компоненты, которые распространяются в

двух взаимно перпендикулярных направлениях. Быстрая компо­

нента, на которую приходится основная часть энергии волны,

распространяется параллельна направлению преобладающей сис-

216

темы трещин. Менее интенсивная медленная компонента распро­

страняется перпендикулярно направлению трещин. Аппаратура

позволяет рассчитать коэффициент азимутальной анизотропии

ивыделить аномальные зоны, обусловленные наличием тре­

щин, а также оценить азимут простирания трещинных систем

(рис. XII).

95. Выделить зоны развития трещин по данным диполъного зонда (аппаратура ХМАС) на основании аномалий коэффициен­ та азимутальной анизотропии (см. рис. XII).

§16. МЕТОД ЯДЕРНО-МАЛIИТНОfО РЕЗОНАНСА

Воснове метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) лежит

изучение процессов взаимодействия ядер атомов и внешних маг­

нитных полей. Их основаявление ядерно-магнитного резонан­

са, которое состоит в следующем. Ядра некоторых элементов, в частности водорода, имеют механический и магнитный моменты,

оси которых совпадают. В постоянном магнитном поле Земли

магнитные моменты ядер этих элементов стремятся принять на­

правление внешнего поля, чему препятствует тепловое движение

молекул. В результате магнитные моменты ядер прецессируют

вокруг направления поля подобно оси вращающегося волчка.

При воздействии на ядра перемениого магнитного поля (наряду

содновременным воздействием постоянного внешнего поля)

происходит аномальное поглощение энергии этого поля ядрами

элементов, у которых характерная для них частота прецессии

совпадает с частотой перемениого поля. Это и есть явление

ядерно-магнитного резонанса.

Для изучения разрезов нефтяных и газовых скважин исполь­

зуется ЩJе модификации ядерно-магнитного метода, основанные

на явлении ЯМР на ядрах водорода (протонах): метод ядерно­

магнитного резонанса в земном магнитном поле и метод ЯМР в сильном магнитном поле. Регистрируемыми величинами в мето­

де ЯМР являются амплитуды сигнала и время затухания ядер­

ной намагниченности (продольной Т1 и поперечной. Т2 релакса­ ции). Амплитудный параметр связан с содержанием водорода в породе, а времена продольной и поперечной релаксации - с под­

вижностью молекул, содержащих водород.

В модификации метода ЯМР в поле Земли изучают эффекты,

характеризующие свободную прецессию ядер водорода, в частно­ сти сигнал свободной прецессии (ССП) ядер водорода Е, про­

порционалъный величине вектора ядерной намагниченности

спустя различное время t после выключения внешнего перемен­

иого магнитного поля. Наибольший интерес представляет на-

217

чальпая амплитуда ССП U0, соответствующая моменту выключе­

ния внешнего перемениого поля. Начальная амплитуда вычисля­

ется по результатам регистрации двух или трех амплитуд, запи­

санных на разных временных задержках после снятия поляри­

зующего поля. Для вычисления начальной амплитуды необходи­

мо располагать данными по регистрации этих амплитуд. Величи­

на U0 пропорциональна числу ядер водорода, входящих в состав подвижных молекул воды, нефти и газа, заполняющих поры по­

роды, и следовательно, содержанию в породе свободного флюида.

Ядра водорода, входящие в состав неподвижных молекул физи­

чески и химически связанной воды, не оказывают никакого

влияния на величину U0• Следовательно, при наличии благопри­

ятных условий амплитуда U0 пропорциональна эффективной по­

ристости породы kп.эФ• которую в методе ЯМР называют индек­ сом свободного флюида (ИСФ или Iсф)· Неколлекторы и биту­

минозные породы, не содержащие подвижных флюидов, отмеча­

ются нулевыми значениями ИСФ. Отличные от нулевых показа­

ния соответствуют коллекторам.

Таким образом, ЯМР в варианте ССП является методом вы­

деления и определения эффективной пористости коллекторов.

Помимо начальной амплитуды в методе ЯМР есть возмож­

ность оценить время продольной релаксации ядерной намагни­

ченности Т1. Однако для получения этого параметра требуются большие временные затраты, поэтому величина Т1 измеряется

редко.

ИIПЕРПРЕТАЦИЯ ДИАfРАММ ССП

Определение границ пластов. Однородный пластна кривых ССП выделяется симметричной аномалией с максимумом в се­

редине пласта. Его границы определяются точками перегиба кри­ вой.

Отсчет кажущегося lсф.к и определение истинного lсф.п

значений индекса свободного флюида. Величину Jсф.к определя­

ют на участке максимального отклонения кривой U в середине

пласта, толщина которого больше размера зонда. Значение Iсф.п

устанавливают по величинам JСФ.к• используя методику, изложен­

ную в соответствующих руководствах, учитывая влияние сква­

жины, глинистой корки и других факторов [13].

Выделение комекторов и определение их эффективной пористости. Величина Jсф.п близка к значению эффект~:~вной

пористости коллектора kп.эф• поэтому график Iсф.п рассматривают

как диаграмму параметра kп.эф и определяют его, полагая kп.эф = = Iсф.п· Коллекторами считают пласты, в которых kп.эф > 1-3 %,

218

учитывая, что значения kп.•Ф < 1-3 % могут соответствовать

отклонениям кривых U, обусловленным аппаратурными поме­

хами.

В водоносном пласте значение kп.зф равно значению Iсф.п• в га­ зоносном - kп.эф = Iсф.п + krokп. где kro и kп - соответственно со­

держание остаточного газа и коэффициент пористости, а в неф­

теносном пласте - kп.эф = Iсф.п + kиоkп ( 1 - Ica), где kио и lca - соот­

ветственно коэффициент остаточного нефтенасыщения и индекс снижения амплитуды, равный отношению сигналов от пластово­

го флюида и воды.

Задачи

96.Выделить коллекторы в карбонатном разрезе по диаграм­

ме ядерно-магнитного метода, показаиной на рис. 90. Определить

интервалы их залегания и значения эффективной пористости.

97.Выделить коллекторы по диаграммам ядерно-магнитного

метода в варианте ССП (рис. XIII), выполненного в терригеином

Микрозонды

-A0,025M0,025N ЯМР

---АО,О5М

16

4

8 ИСФ, yt.~~. ед.

Рис. 90. Диаrрамма метода ЯМР в коммекее е МИIСрозондами и радиометрией по участку карбоиатиоrо разреза (по даиRЬ1М ПГО •ТатиефтеrеофИ3ИJС8•)

219