Интерпретация

а	5	10	15	20	25	30%
о
~	---т	----~	--~r	---~~	--~	--~~,~мин
(Со) С,Н148 JC;7.---		+---	I---	+--+---	I---	+-; 4

(С5)С5Н12 8 ~..

(С3.)>Сс3.Нн.,.8•~~~i~~§~~=~==t=:i=l2

JС.Н. 8

(С,)сн. •

б		в
Метан, %		ТУ, % Метан,%		ТУ, %
100 .----	.,...--т---т---.	-------,20 1001..-----	::t:r---	.,...--.,---,...----.,20
				16
				12
				8
				4

Рис. 127. Интерпретация Д8ИИЬ1Х компонентного аиаJIИЗа.

а - пример хроматермоrраммы одиночиого анализа; rрафики: б- средиего ком­ понентного состава проб газа в пределах одной газовой аномалии (точками пока­

завы средние по пробам); в- эталонного компонентного состава газов и иефтей даниого региона: 1 - газ; 2 - нефть; ТУ - тяжелые углеводороды

ний данного региона (см. рис. 127, б) дает возможность сделать заключение о насыщении пласта нефтью либо газом. Водоносные

пласты при этом не могут быть выделены указанным способом,

поскольку состав газов, растворенных в пластовых водах, не от­

личается от такового газовых и нефтяных пластов. Данные рис.

127, б свидетельствуют о том, что средняя характеристика ком­

понентного состава для приведеиного конкретного пласта отно­

сится к нефтяной залежи (сравните с рис. 127, в), поскольку для

газовых залежей характерно более высокое содержание метана и

низкие значения концентрации тяжелых углеводородов.

5. После установления характера насыщения залежи может

быть определено остаточное газосодержание Fr, если это газонос­

ный пласт, или нефтегазосодержание Fиr• если он нефтеносный.

320

Рис.	128. Пример номо­	3	3
		гпр' м /м
rра.\IМЫ для определеННJI

Fr (1Ш1фр кривых, %) по ГnриН

2

1

1000

2000

Н, м

Величина F. определяется по Гпр.в путем приведения объема

газа, выделившегася из пласта, к пластовым условиям. Для этого

требуется знать давление рПJ., абсолютную температуру Т, коэф­

фициент сжимаемости газа, зависящий в свою очередь от его плотности, давления и температуры. Поскольку пластовое давле­

ние, температура и плотность газа связаны с глубиной залегания

коллектора и различны для разных месторождений, номограммы для определения F. рассчитываются для каждого района отдель­ но. Пример такой номограммы для одного из районов приведен на рис. 128.

Если пласт отнесен к нефтегазоносным, тогда при определе­

нии Fиr• кр~е перечисленных параметров, при построении номо­

грамм учитывается еще изменение объема нефти при растворе­

нии в ней газа и газовый фактор нефти, приведенный к пласто­

вым условиям·>. В этом случае используется номограмма вида

приведеиной на рис. 128, но с дополнительным учетом перечис­

ленных параметров.

Получение этих номограмм требует знания параметров пла­

ста, многие из которых становятся известными лишь в конце

разведки, а не в самом ее начале, когда применение rазомет­

рии особенно необходИмо. Отсутствие нужной информации сни­ жает достоверность заключений о характере насыщения, бази­

рующихся на определении F. или F8 . , поэтому часто данные га-

'1Подробное рассмотрение этих вопросов - предмет специального курса газо­

метрик и в данном пособии не приводится.

321

а							6
:1:	111							:1:
	§I-KC(N0,5М2,5A)					Скорость
								=
•= gj-·cn,.		1 r_..,...
i						буреник		•
								i
~	250р..,Ом·м О							~
	25мВ
	-- +	Ji
	- . /

F:-:-jJ Г:'7)2 ЕШз

~

111	111	КС (NO,SМ2,5A)
~	S -
~	i ---·сп		1 Газометрак
~	е- о		10
	=о
		,....-----"",_·
		1	.
		1	25мВ

1 -- +

1

1

1

1

1

1

1

Скорость

буреинк

Рис. 129. Примеры искажений диаrрамм rазометрии.	тjсут); 6- получение большой аномалии Гсум
а- отсутствие аномалии на диаrрамме Гер в нефтеносном IШасте (дебит нефти 350
против водоносною IШаста (дебит воды 2ti м3/сут); 1 - глина; 2 - песчаник; 3 - породы фундамента		·

зометрии используются только в виде исходных параметров Гсум ИЗИ Гпр·

Недостатком газометрии часто является потеря этой главной информации. Причины искажения диаграмм суммарного газосо·

держания заключаются в следующем.

1.Недостаточно надежно учитываются условия бурения, та­

кие как перерывы циркуляции промывочной жидкости, измене·

ние параметров бурового раствора, его свойств и др.

2.Опережающая инфильтрация приводит к резкому сниже­ нию газовых аномалий против продуктивных пластов с хороши­

ми коллекторскими свойствами (рис. 129, а) при достаточно вы­

соком уровне газосодержания в плохих и очень плохих коллек­

торах.

3.Определение фоновых газопоказаний Гф.ср по величине

среднего газосодержания над изучаемым пластом недостаточно

надежно, поскольку поступающий в скважину буровой раствор содержит большие количества газа, не удаляющиеся из него в п;:юцессе циркуляции. Для устранения этого недостатка необхо­

дима регистрация газосодержания входящего и выходящего рас­

твора, что позволит по разности этих содержаний определить

количество газа, поступившего в глинистый раствор при вскры·

тии нового объекта [5].

4. Большие искажения в результаты газометрии вносят до­

бавки нефти, которые улучшают качества бурового раствора. Оп­

ределение суммарного газосодержания в этом случае теряет

смысл. Использование газометрии по метану по результатам хро·

матографического анализа в этом случае - единственный вы­

ход [5].

5. К недостаткам также могут быть отнесены случаи регист­

рации значительных газовых аномалий в водоносных коллекто· рах, отлич~ющихся большим содержанием растворенных в воде

газов (см. рис. 129, б). Все перечисленные случаи искажений

данных газометрии должны анализироваться особо с привлече·

нием всей информации о процессе бурения, условиях вскрытия коллекторов, изменениях характера бурового раствора и др.

Задачи

158.По диаграммам комплекса газаметрических исследований рис. 126 получить диаграмму приведеиных газопоказаний. Сква­ жина пробурепа долотом, dc = 0,21 м.

159.По результатам интерпретации данных Гсум и Гпр преды­ дущей задачи определить величину остаточного газасодержания

винтервале исследованного разреза. Сравнить значения Fr в ин­ тервале глин, продуктивной и водоносной частях коллектора.

323

•

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизиче­

ских данных. - М. Недра, 1984. - 162 с.

2.Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных

игазовых скважин: Справочник/А.А. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев,

Р.С. Челокьян. - М.: Недра, 1987. - 263 с.

3.Вендельштейн Б.Ю., Резванов РА. Геофизические методы определения па­

раметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании

разработки месторождений). - М.: Недра, 1978. - 318 с.

4.Воронков Л.Н., Баженов В.В., Нуретдинов Я.К., Кормильцев Ю.В., Юсу­

пов Р.И. Опыт применения углеродно-кислородного каротажа на нефтяных ме­ сторождениях Татарстана//Каротажник.- 2004.- Вып. 12-13.- С. 89-95.

5.Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований раз­

резов скважин. - М.: Недра, 1982. - 448 с.

6.Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и

нефтегазонасыщения горных пород. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра,

1985. - 299 с.

7.Дзебань И.П. Акустический метод выделения коллекторов с вторичной по­

ристостью.- М.: Недра, 1981.- 172 с.

8.Добрьтин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африхян А.Н. Промы­ еловая геофизика: Учеб. для вузов/Под ред. В.М. Добрынина, Н.Е. Лазуткиной. -

М.: ФГУП Издательство -.Нефть и rаз• РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,

2004. - 400 с.

9. Добрьтин В.М., Венде.льштейн Б.Ю., Кожевников ДА. Петрафизика (Фи­ зика горных пород): Учеб. для вузов/Под ред. Д.А. Кожевникова. - 2-е изд.,

перераб. и доп. - М.: ФГУП Издательство •Нефть и газ• РГУ нефти и газа

им. И.М. Губкина, 2004. - 368 с.

10. Еникеева Ф.Х., Жуков А.М., Журавлев Б.К., Тропинин А.Н. Использование импульсных ядерно-физических методов исследований нефтегазовых_ скважин при мониторинге разрабатываемых месторождений//Каротажник. - 2004. - Вып.

12-13. - С. 63-76.

11.Инструкция по интерпретации диаграмм методов электрического карота­ жа (с комплектом палеток).- М.: изд. Минrео СССР, 1983.- 63 с.

12.Инструкция по обрабо-:rке БКЗ с комплектом палеток и теоретических

кривых электрического каротаж~. - Л.: изд. Мингео СССР, 1985. - 28 с.

13.Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Спра­

вочник/Под ред. В.М. Добрынина.- М. Недра, 1988.- 475 с.

14.Латышава М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм

геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. - 3-е изд., пере­

раб. и доп. - М.: Недра, 1991. - 219 с.

15. Латышава М.Г., Венде.льштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпрета­

ция материалов геофизических исследований скважин: Учеб. для техникумов. -

2-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1990.- 312 с. .

16. Латышава М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность гео­

физической и	геологической информации при подсчете запасов нефти и га­
за. - М.: Недра,	1986. - 121 с.

17. Малинин. А.В. О некоторых возможностях ядерно-магнитного каротажа при геолого-технологическом моделировании//Каротажник. - 2004. - Вып. 3-4. -

с. 23-44.

18. Методические рекомендации по интерпретации данных АИК-5 с ком­

плектом палеток (проект).- Калинин: НПО -.Союзпромrеофизика., 1985.- 29 с.

324

19. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров за­ лежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с при­

влечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов/Под ред. Б.Ю. Бендельштейна, Б.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко. - Калинин:

НПО «Союзпj>омгеофизика•, 1990. - С. 261.

20. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и

газа объемным методом/Под ред. Б.И. Петерсилье, Б.И. Пороскуна, Г.Г. Яцен­ ко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика•, 2003.

21. Методическое руководство по интерпретации электромагнитного каротаж­

ного зондирования, выполняемого по методу БИКИЗ с альбомом палеток и но­

мограмм/Сост.: Ю.Н. Антонов, С.С. Жмаев, М.Н. Никитенко. - Новосибирск:

СОРАН, Институт геофизики, 1993 г.

22.Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК,

ИК/ Сост.: Е.Б. Чаадаев, И.П. Бриченко, А.А. Левченко, А.Б. Малинин, Б.А. Пан­ тюхин.- Калинин: НПО «Союзпромгеофизика•, 1990.- 85 с.

23.Методические указания по проведению нейтронного и гамма-каротажа в

нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов изме­

рений. - Калинин: НПО «Союзпромгеофизика•, 1989. - 81 с.

24. Многозондавый нейтронный каротаж с аппаратурой К-7: Методическая инструкция по проведению измерений и интерпретации данных. - М.: изд. Мин­

гео СССР, 1980. - 61 с.

25. Определение емкостных свойств и литалогни пород в разрезах нефтеrазо­

вых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа: Наставление по интерпретации (с комплектом палеток). - Калинин: изд. Минrео СССР,

1984. - 110 с.

26.Оценка коэффициента нефтенасышенности коллекторов по данным угле­ родно-кислородного каротажа/Е.С. Кучурин, Р.Г. Гайнетдинов, О.Е. Рыскаль,

А.Г. Коротченко, А.Н. Оrнев//Каротажник.- 2004.- Вып. 12-13.- С. 24-35.

27.Расчеты, проводимые в процессе разраб~тки газовых месторождений/

Ю.П. Коротаев, А.Л. Козлов, М.Л. Фиш и др. - М.. Недра, 1971.

28.Румак Н.П., Селиванова Е.Е., Соколовская О.А., Таужнянский Г.В. Регио­ нальные и локальные петрофизические зависимости для определения коэффици­

ента нефтегазонасышенности коллекторов месторождений Западной Сибири//

Вести педропользователя Ханты-Мансийского округа.- 2005.- N2 16.

29. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе БИКИЗ: Ме­

тод. руководство/Под ред. М.И. Эпова, Ю.Н. Антонова. - Новосибирск: НИЦ

ОИГГМ СО РАН, Изд-во СО РАН, 2000.- 121 с.

30. Хаматдинов Р.Т., Ве.лижанин ВА., Черменский В.Г. С/О-каротаж - пер­

спективная основа современного мониторинга нефтяных месторождений//Каро­

тажник- 2004.- Бып. 12-13.- С. 3-24.

31. Schlитberger. Log Interpretation Principles/Application, 1998.

32. Westem Atlas. Log Interpretation Principles/Application, 1995.

...

•

ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ

А

Акустические методы 197

-характеристики rорных пород

200, 202

Анизотропные породы 250, 256, 299

Б

Боковое электрическое зондирование

57

в

викиз 95 Водородный индекс 168 Водородасодержание 168

Волна Лэмба 197, 209

-поперечная 197, 209

-продольная 197, 209 Выделение коллекторов 233

-продуктивных 240, 262, 264

r

Гамма-метод 135 Гамма-rамма-метод 152, 160

Геолоmческая интерпретация 228 Геометрический фактор 43, 83, 85

Гидродинамический каротаж 252, 314

Глинистая корка 31-33, 52, 88

Глинистость Объемная 137, 227

-относительная 131, 227

- слоистая 250, 256, 299

Глинистый раствор 13, 223

Глубина проникиовении 31, 34

д

Диффузионная ЭДС 113

Диффузионно-адсорбционная ЭДС 114 Диэлектрическая проницаемость 105

Достоверность измерений 303

з

Зона проникиовении 19, 30, 35

Зонд 36,37

и

Изорезистивная методика 94

Импульсные нейтронные методы 185 Индукционные зонды 82 Интервальное время 199

к

Кажущееся удельное сопротивление 35 Карбонатный разрез 236 Коллекторы межзерновые 226, 233

-кавериозио-трещинные 226, 269

-со смешаиной пористостыо 272

-трещииные 265

Комплексная интерпретация данных гис 228

Коитакт водоиефrяной 189, 222, 252,

262

-rазожидкостиой 222, 252, 255

Коэффициент воданасыщения 26, 297

-rазоиасыщеиия 26, 300

-иефrеиасыщеиия 26, 297, 300

-остаточиоrо rазонасыщеиия 282 Коэффициент глинистости 142

Коэффициент пористости 16

-вторичной 19, 291

-межзерновой 19, 233, 279 Коэффициент проиицаемости 309

Коэффициент сжимаемости 208

Кросс-плот 286

л

Литолоrическое расчленение разреза

228

м

Микрозаиды 51 Микроскаиер электрический 52

Мноrозондовый иейтронный метод 182

Метод ядерно-маrнитиоrо резонанса

217

н

Наблюденная амплитуда СП 128

Нейтронная пористость 172 Нейтронные методы 164

о

Определение ГЛИНИСТОСТИ 175

- rраииц пластов 45, 46, 51, 54, 55, 257

Относительная амплитуда СП 126

-гм 141 - нм 170

326

Оценка достоверности стаmстическая

303

- продукmвносm 240, 262

:::>пробывание пластов на кабеле

252

п

Палетки боковоrо зондирования 38

-однозондавые 88

-двухзондавые 91

-трехзондавые 92

-мноrозондовые 94 Параметр насыщения 26

-пористосm 16

Пачка пластов 251 Плоmость породы 152

Промывочные жидкосm 223

Проницаемость 309

р

Радиальная характеристика 31 Радиоакmвность естественная 135,

147

- ваблюденная в скважине 139

с

Скин-эффект 82 Статическая амплитуда СП 113

т

Трехслойные кривые БЭЗ 58, 64, 71

у

Удельное электрИ'Iеское сопротивление

7, 35

-водоносных пород 16

-rлинистой корки 32

-нефrеrазоиосных пород 25

-пластовых вод 7

-промывочных жидкостей 13

-промытою пласта 19

-слоистой породы 250, 256, 299

-фильтрата буровою раствора 19

Уrлеродно-кислородный метод 190

ф

Фильтрационная ЭДС 122 Фокусированные зонды 40, 80, 82

ш

Широкополосный акусТИ'Iеский метод

208

э

Экранированный зонд 80 Экранные эффекты 37 Электронная плоmость 152

Электропроводность породы 82

ЭлектрохимИ'Iеская активность 113 Эффективная толщина коллекторов

233,-253

я

Ядерно-маrииmый резонанс 217

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

Латышава Мария Геннадиевна Мартыиов Виктор Георгиевич Соколова Татьяна Федоровна

ПРАКТИЧЕСКОЕРУКОВОДСТВО

ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ mc

Заведующий редакцией С.А. Скотникава Редактор издательства В.И. MьtCICUH Художники-графики М.А. Лапшова, Н.П. Новикова Технический редактор Л.Н. 'Фамина

Корректор Е.М. Федорова Компьютерная верстка Ю.А. Титова, Л.П. Ушанкина

Изд. лиц. N.! 071678 от 03.06.98. Подписано в печать с репродуцированного

оригинал-макета 27.12.07. Формат 60х90 1/16· Гарнитура •Петербург•. Печать оф­

сетная. Печ. л. 22,5 с вкл. Уч.-изд. л. 23,0 с вкл. Тираж 1500 экз. Заказ 2561/1166/2

000 •Недра-Бизнесцентр• 125047, Москва, пл. Тверская застава, 3

E-mail: [e-mail], ЬiЬ[e-mail] www.nedrainform.ru

ППП •Типография •Наука• Академиздатцентр РАН

121099, Москва, Шубинекий пер., 6

ГМ

1

1

СГМ

1

HRLL

1

СП

15

20

25d~,CM

о

50

100/у,усл.ед.

5

10 Th,l0-4%

Рю·Ом·м

-95

мВ

о

о 1

2

3

мJJS

-105

СП

НИМ-Т

1Глvб,.на,"l

1 -- Р.,

___

-115

мВ

0,4

0,3

О

1

2

3

40

о

10

Тh,J0-40/c.

-90

0,2k"",дwшед.

~

U,J0" /o

__ Р.,

--Р..

..

jо

-- P . s

12,0

.

2,25

&, • г/см'l

0,61

0,02

о.оз

о.о•к,%

11

·"-·-и-~-

';q;;:;[J)d3! 1 •

1 1 ! 1 ~··

-----i:-+1~!~'~-~---

c---:_-·F" --,.-rs

г-шr 1!11 .lt.

'

'

1

1

~~

I__J.,.~ fЬ-

1lci"'

!

i

·~

:3

:

1 ~"

I.:J

Ti!~~~~, '::

1~...

::с

'

111\

'

~~'~ '

toc

1

~

'

:

lj!

/

1

i

' ti

IS"i

1

i

1!:

!=>

! 1 J.-:r

j

~ l

1..:..".

1"7

г-__j

1.1

;--..

--с-г-г-t-_j•:""

i

~!

11;;

~.

А

1

• "'!h3f

1

1 t

'

1

1".11·

~

'

,

1

1

' .

~

!

;

~

3

~~~

l

Колле~ор

~.1 1

--~~

~~п

~

,

г-г-г~r:

Г·

L~~~~~

1

~~

!

!

~~з

~~~

~ ~

1

1'1

.J

111-..i

!

.. L

.

i!

-~

1

1

l8ii""

~t;:

,

1

1

1

~"

1

1'7:;

. 1~..

1

·~~

r

'г'

i'~~~J.

. _j_

.

... ~

1

ts~~

lJ -i~ ..."

1 .~..

1<~

I.E.~

i

11! Jl·

t:ill

•

~-

3000

~

llllltt! 111

1

~ 1:1~ р.

~--~

~

"··

.~~ltll

j!':n..~

1

J

1

1:i

'

f.UV

. 1«~~~

~~о

1

[..~~~~

:~ :

!ll!ii!~

iJ""I""

"h

'

_j_ '

1

1

1

•

l

l

J

Рис. 1. Комплекс ме­ тодов ГИС, выпол­ ненный в терригеи­

ном газонасыщенном

разрезе:

Рф ~ 0,085 Ом-м, Рв ~

~ 0,14 Ом-м. HRLL -

мноrозондовый (пять зондов) боковой ме­

тод с высоким верти­

кальным разрешени­

ем (комплекс методов

фирмы 4Schlumber-

ger~)