Литологическое расчленение разреза скважины комплексом методов ГИС

Содержание

 

Введение……………………………………………………………………………...4

1 Физические предпосылки  применения методов ГИС…………………………...5

  1.1 Акустические методы исследования скважин………………………………...5

  1.2 Исследования скважин методом гамма-каротажа…………………………….6

  1.3 Исследования скважин методом бокового каротажа…………………………6

  1.4 Исследование скважин методом нейтронного гамма-каротажа……………..7

  1.5 Кавернометрия…………………………………………………………………..7

2 Определение мощностей  и границ пластов по диаграммам  методов ГИС……9

  2.1 Определение границ пластов по диаграммам акустического метода………9

  2.2 Определение границ пластов по диаграммам гамма-каротажного и

нейтронного гамма-каротажного метода…………………………………………10

  2.3 Определение границ пластов по диаграммам метода бокового каротажа..11

  2.4 Определение мощности пластов……………………………………………..12

3 Определение  литологии пород по комплексу  методов ГИС…………………..13

4 Определение  литологического состава пород  по комплексу методов ГИС в  разрезе скважины Славаньская…………………………………………………….16

Заключение………………………………………………………………………….18

Список использованной литературы……………………………………………....19

Приложение А Определение литологического состава пород по комплексу методов ГИС в разрезе скважины Славаньская.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      Сокращения

 

АК – акустический каротаж;

АМ – акустический метод;

БК – боковой каротаж;

ГИС – геофизические исследования скважин;

ГК – гамма-каротаж;

ГМ – гамма-метод;

ЕРЭ – естественные радиоактивные элементы;

КС – кажущееся сопротивление.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

     Введение

 

 

Геофизические исследования скважин – комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в около скважинном и межскважинном пространствах. Исследования ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом исследовании скважин применяются все методы разведочной геофизики.

Геофизические методы исследования скважин используют сегодня для бескернового геологического изучения разрезов скважин, выделения и промышленной оценки коллекторов нефти и газа, контроля технического состояния скважин при бурении, при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений и контроле над ней.

Целью данной курсовой работы является обработка данных комплекса методов ГИС для изучения литологического состава пород слагающих разрез скважины Славаньская.

В ходе работы были определены породы, слагающие разрез скважины, выделены слои, их границы и определены мощности.

Многие месторождения полезных ископаемых, открытые в последнее время на территории Беларуси были разведаны и изучены благодаря проведению геофизических исследований скважин. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     1 Физические предпосылки применения методов ГИС

 

 

1.1 Акустические  методы исследования скважин

 

Акустический метод (AM) основан на измерении параметров упругого волнового поля в скважинах в звуковом (3кГц - 20 кГц) и ультразвуковом (20 кГц - 2 МГц) диапазонах. Поскольку разрешающая способность волновых методов зависит от длин волн, т.е. от частотного диапазона колебаний, AM отличается от сейсмических методов, не только методикой и типом регистрируемых волн, но, прежде всего, своей разрешающей способностью. Основное распространение получили акустические методы на головных волнах. Однако в настоящее время развитие получают и методы отраженных волн. АМ заключается в измерении скорости распространения упругих волн ультразвуковой частоты и их затуханию, в соответствии с этим делится на акустический каротаж (АК) по скорости и затуханию.

1.1.1 Акустический каротаж по скорости

АК по скорости – акустический каротаж, основанный на изучении скорости распространения упругих волн в породах путем измерения интервала времени.

1.1.2 Акустический  каротаж по затуханию[1]

Этот вид АК основан на изучении характеристик затухания упругих волн. Упругие колебания ультразвуковой частоты (десятки килогерц) при прохождении через горную породу заметно ослабляются (затухают). Поглощение упругих колебаний породой происходит вследствие необратимых процессов преобразования энергии колебаний в тепловую энергию, что приводит к уменьшению амплитуды принимаемых сигналов. Затухание обусловлено в основном следующими причинами: поглощением вследствие неидеально упругой среды; распространением энергии во все больший объем среды в результате расширения фронта волны при ее движении; рассеянием и дифракцией волн на неоднородностях среды и вследствие многократных отражений и пре6ломлений на границах сред с различными скоростями распространения колебаний. Этим объясняется сильное влияние на затухание упругих колебаний глинистости, трещиноватости, кавернозности пород и характера их насыщения. 

Акустические параметры горных пород функционально связаны с их физико-механическими свойствами, пористостью, структурой порового пространства и характером насыщения. Характеристики акустических сигналов, зарегистрированных в обсаженных скважинах, тесно связаны с состоянием обсадки и, в частности, с качеством контактов цемент-порода и цемент-колонна. Все это создает предпосылки для применения AM при решении широкого круга задач нефтегазовой, угольной и рудной геофизики, а также при инженерно-геологических и гидрогеологических изысканиях.[2]

 

 

1.2 Исследования скважин методом гамма-каротажа

 

Гамма-каротаж (ГК) заключается в измерении γ-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах, пересеченных скважиной. Интенсивность и энергетический спектр регистрируемого излучения зависит от состава, концентрации и пространственного распределения ЕРЭ, а также от плотности и эффективного атомного номера горных пород.

Наиболее распространенными ЕРЭ являются: уран (и образующийся из него радий или торий, и калий). Каждая из разновидностей горных пород характеризуется своим диапазоном изменения содержаний ЕРЭ и, соответственно, своим диапазоном естественной радиоактивности.

У магматических пород максимальной активностью отличаются кислые породы (в основном, из-за повышенного содержания калия, в котором содержится около 0,7 процентов радиоактивного изотопа К40), минимальной - ультраосновные породы. Среди осадочных пород наиболее активны глины, обладающие высокой адсорбционной способностью, менее активны песчаники и, наконец, наименьшей активностью обладают известняки и доломиты, а также гидрохимические осадки (гипс, ангидрит, каменная соль). Исключение представляют только калийные соли, отличающиеся повышенной активностью, благодаря содержащемуся в них калию.[1]

 

 

1.3 Исследования  скважин методом бокового каротажа

 

Метод бокового каротажа (БК) направлен на устранение основного недостатка классического метода кажущегося сопротивления (КС), заключающегося во влиянии скважины, точнее, заполняющего ее бурового раствора, на измеренное кажущееся сопротивление ρк. Синонимами этого метода являются: метод фокусированных зондов, метод сопротивления экранированного заземления (СЭЗ).

Наиболее ценные результаты этот метод дает при каротаже тонких пластов (h<1,2 м) при большой разнице в сопротивлениях между пластами, вмещающими породами и буровым раствором (ρпл / ρ0 > 100 и ρВМ/ ρо > 10), т.е. именно в тех случаях, когда обычные зонды дают очень плохие результаты из-за экранирования тока тонкими высокоомными пластами и из-за сильного влияния скважины и вмещающих пород. БК применяется в нескольких вариантах: с трехэлектродными, семи-электродными и многоэлектродными зондами.

Принцип действия зондов БК основан на том, что в зонде, помимо основного питающего электрода А, имеются дополнительные - фокусирующие (или экранные) электроды А1 и А2.

Электрические потенциалы основного и фокусирующего электродов поддерживаются очень близкими между собой, что заставляет ток, стекающий с основного электрода, направляться перпендикулярно оси скважины, в ее стенки. В результате сопротивление бурового раствора, вмещающих пород и ограниченная мощность пластов оказывают меньшее

влияние на измеряемую величину, которая в БК носит название эффективного сопротивления - ρэ.[1]

 

 

1.4 Исследование скважин методом нейтронного гамма-каротажа

 

В нейтронном гамма-каротаже (НГК) измеряется искусственно вызванное гамма- излучение горных пород. Для возбуждения этого излучения стенки скважины бомбардируют нейтронами. Скважинный снаряд НГК включает в себя источник нейтронов и детектор гамма- излучения.

Этот метод основан на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтроны высоких энергий при выходе из источника замедляются до тепловых (Е ~ 0,025 эВ). Наиболее интенсивный замедлитель в породах - водород. Медленные или тепловые нейтроны характеризуются большой вероятностью захвата их ядрами атомов элементов той среды, в которой происходит замедление. В породах типичного осадочного комплекса наиболее вероятной реакцией при захвате нейтрона является nγ-реакция радиационного захвата. В результате nγ-реакции возникает радиационное гамма-излучение, которое является измеряемым параметром в нейтронном гамма-методе.

Метод НГК является одним из ведущих методов исследования скважин нефтяных и газовых месторождений. В комплексе с другими методами нейтронный гамма-каротаж применяется для литологического расчленения разрезов скважин, выделения коллекторов, оценки пористости, отбивки водонефтяного и газонефтяного контактов и т.п.[1]

 

 

1.5 Кавернометрия 

 

Кавернометрия (КМ) заключается в измерении среднего диаметра буровой скважины. Фактический диаметр скважины не всегда определяется диаметром бурового наконечника (долота). Так, на хрупких породах (ископаемых углях), в зонах дробления диаметр скважин увеличивается по сравнению с номинальным dН; из-за выкрашивания и вывалов пород в скважине образуются каверны. Каверны образуются и в глинистых пластах из-за размывания глин в процессе бурения. Уменьшение диаметра по сравнению с номинальным наблюдается обычно против пластов-коллекторов. Благодаря хорошей проницаемости в них задавливается буровой раствор. Из-за малого диаметра пор в пласт проникает только фильтрат (жидкая основа) бурового раствора, а глина оседает на стенках скважины, образуя глинистую корку, которая уменьшает диаметр скважины.

Знание диаметра скважины необходимо для решения как технических, так и геологических задач. Так, например, знать диаметр скважины нужно для того, чтобы правильно установить обсадную трубу в скважине, рассчитать объем цемента, необходимого для закрепления обсадных колонн, правильно выбрать скважинные приборы для каротажа.[4]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Определение  мощностей и границ пластов по диаграммам методов ГИС

 

2.1 Определение  границ пластов по диаграммам акустического метода

Диаграммы ∆Т, пригодные для интерпретации, должны удовлетворять следующим условиям:

1) Кривые Т1 , Т2 короткого и длинного двухэлементных  зондов в общих чертах повторяют  друг друга.

2) Значения ∆T = Т2 - Т1 в эталонных средах соответствуют характерным для них значениям (табл. ).

3) Повторные кривые  Т1 и Т2 отличаются от первоначальных  не более чем на 1,5 %, а кривые  ∆Т - не более чем на 3 процента.

 

Таблица 1. Характерные значения ∆Т в опорных средах.[2] 

 

 

Кривые Т1 , Т2, ∆Т, не удовлетворяющие одному из перечисленных требований, являются браком и интерпретации не подлежат. Наиболее серьезный недостаток кривой ∆Т – наличие ложных аномалий ( «бросков» ), иногда выходящих за пределы интервала ∆Tmin+∆Tmax. Эти аномалии, вызванные проскальзыванием циклов, обычно соответствуют интервалам повышенного затухания. и положительной аномалии на кривой Т2 при отсутствии аномалии на кривой Т1 .

Определение границ пластов выполняется в соответствии с изложенным выше правилом для объектов, отмечаемых максимумом ∆Т.

Отсчет ∆Т в пределах аномалии проводят для  участков разреза, отмечаемых номинальным диаметром dн или dc < dн на кавернограмме; пласты, где dc > dн не интерпретируются. Поскольку во внимание не принимаются пласты толщиной h < L, влияние вмещающих пород на ∆Т не учитывают. Влиянием скорости подъема зонда v и постоянной t интегрирующей ячейки на ∆Т пренебрегают при v < 1000 м/ч, t < 0,5 с.[2]

 

 

Рисунок 1. Теоретические  формы аномалий и определение границ пластов по диаграммам акустического зонда.[2]

 

∆L=L1-L2  - расстояние между приемниками (база зонда)

 

2.2 Определение  границ пластов по диаграммам  гамма-каротажного и нейтронного  гамма-каротажного метода

 

Обработка диаграммы ГМ начинается с ее просмотра и определения границ пластов. В разрезе выделяются пласты, соответствующие низким показаниям ГМ, средним и очень высоким. Границы определяются по началу подъема кривой в подошве и началу спада - в кровле (пласты повышенной радиоактивности)(рис. 2). Границы, выделенные по показаниям ГМ, достаточно хорошо согласуются с границами по данным других методов.[2]

Границ пластов по диаграммам НГК определяются, главным образом, также как и по диаграммам ГК.

 

 

 

 

 

 

 

 

       Рисунок 2. Примерная форма аномалии на диаграмме гамма-метода против пласта повышенной радиоактивности.[2]

 

1 –  глина (пласт повышенной радиоактивности);

2 –  известняк (пласты пониженной радиоактивности)

 

 

     2.3 Определение границ пластов по диаграммам метода бокового каротажа

 

Определение границ пластов по диаграммам БК проиллюстрировано на рисунке 3, где приведены диаграммы семиэлектродного БК и обычных зондов КС - малого потенциал-зонда и большого градиент-зонда.

 

Рисунок 3. Диаграмма бокового каротажа над тонким пластом высокого сопротивления.[1]

Сравнение этих диаграмм показывает: диаграмма БК более отчетливо выделяет тонкие пласты высокого сопротивления и дает значения ρэ, гораздо более близкие к ρпл, чем КС потенциал- и градиент-зондов. Аномалия на кривой БК симметрична относительно середины пласта при равенстве сопротивлений подстилающих и перекрывающих пород. В случае неравенства этих сопротивлений максимум на кривой ρэ смещается в сторону более высокого сопротивления. Границы пластов определяются по точкам резкого возрастания ρэ.[1]

 

 

2.4 Определение  мощности пластов

 

Мощность пластов определяют, после выявления границ пластов. На комплексных диаграммах методов ГИС наблюдается шкала глубинности, по которой, путем вычитания глубины подошвы пласта, определенного слоя, от глубины кровли пласта получаем мощность.

 

∆h= hп-hk

 

В этой формуле ∆h – мощность пласта; hk – отметка кровли пласта; hп – отметка подошвы пласта.                       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    

 

 

 

 

 

 

 

     3 Определение литологии пород по комплексу методов ГИС

 

 

Для построения разрезов скважин используется комплекс диаграмм различных геофизических методов. Построение разреза включает две операции: определение границ и толщи отдельных пластов и оценку литологической характеристики выделенных однородных интервалов.

Для определения границ и толщи пластов используются способы, рассмотренные выше, по диаграммам отдельных методов. Литологическую характеристику пород оценивают по сумме признаков, выявленных на диаграммах различных методов. Чем больше число признаков, характеризующих породу, установлено, тем точнее она может быть определена. При комплексной геофизической интерпретации необходимо учитывать, что существующие методы дают физические признаки пород, часто являющиеся общими для разных отложений. В связи с этим в тех случаях, когда совершенно неизвестны ни минеральный состав, ни литологическая характеристика пород, следует строить условную колонку расчленения разреза по физическим признакам, которую затем уточняют по данным петрофизических исследований образцов, извлеченных в процессе бурения скважины или боковым грунтоносом.

Для оценки наиболее распространенных осадочных пород можно использовать ориентировочные данные (таблица 2). При этом необходимо учитывать, что в этой таблице даны признаки лишь наиболее ясно выраженных типов пород и коллекторов межзернового типа. В природных условиях могут встречаться также переходные разности от одного типа к другому. Например, увеличение песчанистости глины может привести к уменьшению ее пористости и вероятности образования против нее каверны,

увеличению сопротивления, а увеличение пластичности - к тому, что вместо каверны против глины создается сужение диаметра скважины. Повышение содержания глинистого материала в нефтенасыщенном песчанике приводит к уменьшению амплитуды СП и значительному снижению сопротивления. При этом если содержание глинистого материала велико, то могут резко измениться показания и других методов, что вызовет затруднение в выделении такого коллектора. Загипсованность пород приводит к уменьшению показаний НГМ. Все это в значительной степени затруднит построение разреза.[2]

На основании таблицы 2 приходим к выводу, что в некоторых случаях, когда разрезы представлены породами с ясно выраженными свойствами, литологическая колонка может быть вполне удовлетворительно составлена на основании данных небольшого числа методов. Например, для терригеиного разреза, в котором плотные слабоглинистые карбонатные разности пород имеют подчиненное значение, задача может быть достаточно хорошо решена с помощью одних лишь электрических методов. Однако если в разрезе встречаются как терригенные, так и карбонатные породы с различными типами порового пространства, насыщенные водой разной минерализации, нефтью или газом, построение разреза и особенно выделение коллектора можно осуществить лишь на основании количественной интерпретации геофизических данных с привлечением геологических сведений о характере разреза. При построении разрезов скважин, вскрывающих гидрохимические отложения, большую роль играют методы рассеянного гамма-излучения и акустический, которые позволяют выделить гипсы, ангидриты, известняки и соли по характерным для них константам.[2]

 

Таблица 2 . Основные признаки осадочных пород и коллекторов по данным геофизических методов.[2]

 

Таблица 3. Схематическое изображение каротажных кривых против карбонатных пород, различных по строению и характеру насыщенности.[3]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Определение  литологического состава пород  по комплексу методов ГИС в разрезе скважины Славаньская

 

 

Построение литологического разреза скважины Славаньская было проведено на основании методов ГИС, а именно бокового каротажа, гамма-каротажа, акустического метода и метода нейтронного гамма-каротажа. Выделение границ пластов было основано на показаниях кривых БК и ГК, в соответствии с правилами, изложенными в пунктах 2.2 и 2.3. Была исследована часть скважины с глубины 3596 м по 3752 м.

Породы, выделенные на основании данных методов, представлены в основном карбонатными разностями: известняками, мергелями, глинами, ангидритами, следовательно, данный разрез можно считать карбонатным. Большая часть толщи разреза представлена известняками. В верхней части разреза прослеживается маломощный пласт глины с прослойками известняков. В середине разреза известняк чередуется с маломощными слоями мергелей. Нижняя часть разреза представлена ангидритами, чередующимися с мергелями, а также присутствует песчано-глинистая пачка. Последний выделенный пласт сложен глиной.

При составлении литологической колонки скважины было выделено 18 пластов.

Пласт 1: представлен известняками, о чем свидетельствуют повышенные показания кривой БК и низкие показания кривой ГК. Кривая кавернометрии свидетельствует о том, что известняк является трещиноватым. Мощность пласта 22 м, нижняя половина данного пласта представлена уплотненными известняками, что характеризуется резким увеличением показаний кривой БК.

Пласт 2: представлен глиной с прослойками известняков, мощность 4 – 5 м. Для данного пласта характерны высокие значения естественного гамма-излучения – кривой ГК, низкие показания кривых БК и НГК, что указывает о сложении пласта глиной, и, низкие показания кривой ГК и высокие показания кривой БК, что указывает на прослойки известняков.

Пласт 3: сложен известняками, местами прослеживаются прослойки глинистого известняка, что подтверждается повышенными значениями интенсивности естественного гамма-излучения. Повышенные значения кажущегося сопротивления свидетельствуют о том, что порода плотная, малопористая. Мощность 21-22 м.

Пласт 4: представлен известняками, его мощность 18 м. Данный пласт является водонасыщенным коллектором, о чем можно судить по средним показаниям кривой НГК, и пониженным показаниям кривой БК.

Пласт 5: представлен мергелями, его мощность примерно 1 м. Для данного пласта характерны повышенные показания кривых ГК И АК, также пониженные показания кривых НГК и БК.

Пласт 6: сложен плотными известняками, мощность около 11 м. Данный пласт был выделен по низким показаниям кривой ГК, о том, что порода плотная свидетельствуют повышенные значения кажущегося сопротивления.

Пласт 7: представлен мергелями, о чем свидетельствуют повышенные значения естественного гамма-излучения, и пониженные значения кажущегося сопротивления, также повышенные показания кривой АК. Мощность пласта примерно 2,5 м.

Пласт 8: представлен плотными известняками, его мощность 4 м. Данный пласт был выделен на основании тех же характеристик каротажных кривых, что и пласт 6.

Пласт 9: представлен мергелями. Мощность примерно 1,5 м. Данный пласт был выделен на основании тех же характеристик каротажных кривых, что и пласт 7.

Пласт 10: сложен глинистыми известняками, о чем свидетельствуют повышенные показания кривой ГК, показания кривой БК также повышенные, что говорит об уплотненности пород. Мощность данного пласта 24м.

Пласт 11: представлен мергелями. Мощность примерно 2,5 м. Данный пласт был выделен на основании тех же характеристик каротажных кривых, что и пласт 7.

Пласт 12: представлен плотными известняками, его мощность около 10 м.  Данный пласт был выделен на основании тех же характеристик каротажных кривых, что и пласт 6.

Пласт 13: представлен ангидритами, его мощность около 3 м. Для данного пласта характерны низкие значения естественного гамма-излучения, высокие показания кривой НГК и БК.

Пласт 14: представлен мергелями. Мощность примерно 0,5 м. Данный пласт был выделен на основании тех же характеристик каротажных кривых, что и пласт 7.

Пласт 15: сложен ангидритами, его мощность 8,5 м. Данный пласт был выделен на основании тех же характеристик каротажных кривых, что и пласт 13.

Пласт 16: представлен мергелями, его мощность около 1,5 м. Данный пласт был выделен на основании тех же характеристик каротажных кривых, что и пласт 7.

Пласт 17: представлен песчано-глинистыми породами. Для данного пласта характерны высокие значения интенсивности естественного гамма-излучения, также средние значения показаний кривых БК и НГК, и повышенные показания кривой АК. Мощность данного пласта 14 м.

Пласт 18: сложен глинами, мощность около 2 м. Литологию пласта      определили по показаниям высоким показаниям кривых ГК, и низким показаниям кривых БК и НГК.

 

 

 

 

Заключение

 

 

В результате написания курсовой работы была изучена методика обработки данных геофизических исследований скважин. Был определен литологический состав пород по диаграммам основного комплекса методов ГИС в разрезе скважины Славаньская.

В ходе определения литологического состава пород в разрезе скважины Славаньская было выяснено, что разрез представлен в основном карбонатными породами, а именно известняками, глинистыми известняками, мергелями, глинами, следовательно, данный разрез относится к карбонатному.

Данная курсовая работы углубила мои знания по дисциплине «Геофизические исследования скважин».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованных источников

 

 

1 Сковородников И.Г. Геофизические исследования скважин: Курс лекций. – Екатеринбург: УГГГА, 2003. – 294с.

2 Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин: учебное пособие для вузов: 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1991 – 219с.

3 Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1987 - 375с.

4 Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: учеб. для вузов: 2-е изд., перераб. и доп. М.:Недра, 1982 – 448с.