Геофизические исследования скважин при фациально-циклическом изучен

уменьшению диаметра скважины ДС и положительным приращениям на микрозондах МЗ. Весьма информативен при литологическом расчленении карбонатного разреза акустический каротаж АК.

Вполне однозначное решение задачи литологического расчленения разрезов скважин по данным ГИС далеко не всегда достижимо. Это связано с очень большим разнообразием типов горных пород, широким распространением переходных разновидностей пород, непостоянством природных факторов и технологических условий проводки скважин, вносящих искажения в показания ГИС. Неоднозначность рекомендаций по использованию того или иного комплекса ГИС, предлагаемых в учебниках и научных публикациях, лишний раз подтверждают необходимость творческого системного подхода к интерпретации данных ГИС, высокую значимость учета конкретных геологических и технических условий, максимально полного использования всей геолого-промысловой информации и обоснованного комплексирования методов ГИС.

При выделении пластов и прослоев лучше всего следовать правилам, разработанным в электрическом каротаже [26, 43], где для установления границ пластов и определения характера насыщения пластов-коллекторов используются методы электрического каротажа в различных модификациях (боковое каротажное зондирование БКЗ, боковой БК, микробоковой МБК и индукционный ИК каротажи).

При определении по данным ГИС границ крупных стратиграфических подразделений (подсистем в разрезе скважины как системы) возникает необходимость в выделении опорных пластов. К опорным пластам (элементам подсистемы) предъявляются следующие основные требования: хорошая выдержанность по площади; четкая геофизическая характеристика, резко отличная от характеристики их окружения и легко выявляемая при анализе стандартных диаграмм ГИС; приуроченность к стратиграфическим границам или палеонтологически охарактеризованным ком-

31

плексам. Опорные пласты, прилегающие к важнейшим стратиграфическим границам и обладающие характерными особенностями (физическими свойствами) при записи кривых ГИС, являются своеобразными стратиграфическими реперами, с помощью которых в ряде случаев можно прослеживать границы на больших территориях [30]. Выделение четких реперов позволяет успешно проводить корреляцию межреперных пространств.

При всем многообразии традиционных «ручных» методов геологической интерпретации материалов ГИС все они реализуются по одной схеме: вначале разрез скважины расчленяется на внутренние относительно однородные участки-слои; затем определяются литологический состав, стратиграфическая принадлежность выделенных слоев и характер насыщения тех из них, которые сложены породами-коллекторами. Дифференциация горных пород с помощью ГИС осуществляется по физическим свойствам пород в зависимости от гранулометрического состава, характера цементации, структурных и текстурных особенностей. Однозначность интерпретации существенно повышается, если для изучения геологического строения разрезов скважин используется обязательный комплекс методов ГИС – стандартного электрического и радиоактивного каротажа, записанного в вертикальном масштабе 1:500. При решении задач расчленения разрезов скважин и межскважинной корреляции для выявления главных закономерностей разреза и сглаживания локальных неоднородностей, зафиксированных на каротажных кривых, целесообразно составлять интегральные диаграммы ГИС [47, 49]. Для построения последних весь разрез исследуемой скважины разбивается на неравные интервалы, каждый из которых представляет собой участок кривой ГИС с близкими друг к другу показаниями того или иного геофизического параметра (см. рис. 1.2). Таким образом, мы имеем дело с обобщенными образами слоев горных пород, и их сравнение при корреляции разрезов скважин осуществляется по осредненным (огрубленным) параметрам слоев. Важное значение имеет четкое

32

определение границ стратиграфических подразделений, причем детальность расчленения базируется на объединении задач, решающих одновременно вопросы литологического состава и стратиграфической принадлежности. Обычно для выделения крупных стратиграфических подразделений используются диаграммы радиоактивного и акустического каротажа. После «качественной» интерпретации для слоев, предположительно представленных коллекторами нефти и газа или могущих служить путями движения реагентов, вытесняющих нефть и газ, оцениваются значения различных геолого-физических параметров – пористости, глинистости, нефтенасыщенности, иногда проницаемости и т.п.

Последний этап отвечает «количественной» интерпретации данных ГИС. Таким образом, в традиционных методиках «качественная» интерпретация материалов ГИС предшествует их «количественной» интерпретации и решает весьма широкий круг задач, включающий не только определение литологического состава горных пород, вскрытых скважиной, и характера насыщения коллекторов, но и установление положения выделенных слоев в сводном стратиграфическом разрезе района. Иначе говоря, «ручная» интерпретация диаграмм ГИС носит характер литолого-стратиграфической интерпретации, частично охватывает и корреляцию разрезов скважин, что, несомненно, способствует улучшению качества как литологической, так и стратиграфической интерпретации за счет взаимного согласования их результатов на основе учета заранее известных закономерностей строения геологического разреза изучаемого района.

Геологическая интерпретация данных ГИС состоит в переходе от совокупности физических свойств, измеренных в скважине, к геологическому описанию разреза этой скважины и включает: выделение в разрезе скважины крупных стратиграфических подразделений и стратиграфических реперов; литологическую и фациальную идентификацию пород; выделение продуктивных пластов и оценку их коллекторских свойств и т.п.

33

[18, 30, 48]. Она опирается не только на фактические промысло- во-геофизические данные, представленные диаграммами ГИС, но и на некоторые априорные сведения петрофизического содержания, на информацию об особенностях геологического строения района и участка, к которым скважина приурочена.

Так, на рис. 1.1 по кривым ГИС на глубине 1323 м четко фиксируется граница между двумя крупными стратиграфическими подразделениями: визейским ярусом, сложенным в основном песчано-глинистыми породами, и турнейским ярусом, представленным карбонатными отложениями. Высокие показания НГК, стандартного (зонд А2.0M0.5N) и бокового (БК) каротажа в турне изменяются на низкие в отложениях визейского яруса. И, наоборот, минимальные показания ГК против турнейских известняков сменяются на повышенные против терригенных пород визейского яруса. В качестве репера можно использовать толщу аргиллитов малиновского надгоризонта (1316–1323 м), характеризующуюся аномально высокими показаниями ПС и ГК, низкими значениями сопротивлений и увеличенным диаметром скважины на кавернограмме (КВ). Литологическое расчленение разреза скважины и выделение пластов-коллекторов проведено согласно табл. 1.1.

За последнее время многие исследователи свои работы посвятили проблеме фациально-циклического анализа осадочных толщ горных пород, что позволяет получать более адекватные натуре модели геологических объектов, используемых при подсчете запасов углеводородного сырья и при проектировании систем разработки месторождений нефти и газа. Выявление закономерностей по смене пород и периодической повторяемости палеографических обстановок по разрезу скважин позволяет дать характеристику фациальной цикличности отложений (рис. 1.3). С позиций системного подхода цикличность рассматривают на различных структурных (иерархических) уровнях, в зависимости от параметров природного резервуара (Л.Ф. Дементьева [27, 28], Ю.Н. Карагодин [40, 41]).

34

В свою очередь, современные гидрогеологические задачи могут быть успешно решены аналитическими методами или с использованием гидродинамического моделирования только на основе достоверной геофильтрационной схематизации разреза. Построение же такой достоверной схемы представляет наибольшую проблему приизучениидинамикинефти, подземныхводифлюидов.

Пространственное распределение глубинных геофильтрационных элементов разреза, охваченных гидродинамическими испытаниями, отбором керна и его лабораторным исследованием, весьма неравномерно. Наиболее изученными обычно оказываются площади нефтяных месторождений и локальных поднятий, в пределах которых проводились поисково-разведочные работы, а по разрезу – продуктивные на нефть и газ горизонты. При недостатке и невысокой достоверности единичных фильтрационных определений в глубоких элементах разреза удовлетворительная экстраинтерполяция фактических данных может быть обеспечена только на основе выявления пространственных закономерностей изменения свойств разреза, широкого применения методов ГИС.

Описание геологических объектов – одна из важнейших задач геологических исследований. Геологические тела любых видов, масштабов и любой сложности можно представить только ввиде модели, представляющей собой систему особого рода. Поэтому основным методом представления геологических тел ввиде системы являетсяметод горно-геометрического моделирования.

Любые модели нефтегазовой залежи являются идеализированными, упрощенными, приближенными, т.е. не адекватными моделируемому объекту. Степень этой неадекватности установить невозможно, поскольку невозможно сравнить реальную залежь и построенную нами модель. Всякая модель является неполной, частной и не может выразить всех свойств и отношений моделируемого объекта. Обилие моделей для одной и той же залежи объясняется тем, что человеческий разум в состоянии воспринимать максимум лишь «трехмерные», т.е. объемные, а еще лучше «двухмерные» плоские модели.

38

Высокая временная устойчивость модели залежи может быть подтверждена «живучестью» технологических документов (например, большой длительностью промежутка времени, отделяющего пересчет запасов от предшествующего подсчета, уточнение или дополнение технологической схемы или проекта разработки от момента составления самой схемы или проекта) [25].

Внефтяной науке проблеме моделирования залежей уделяли большое внимание такие известные ученые, как И.М. Губкин, М.А. Жданов, М.М. Чарыгин и др.

Вначале применялись модели залежей, которые можно назвать однородными, а в последующие годы получили распространение следующие материальные и мысленные методы моделирования залежей нефти [49]:

– физическое моделирование;

– математически-аналоговое моделирование;

– натурное моделирование;

– математико-аналитическое моделирование;

– статистическое моделирование;

– графическое моделирование.

Впоследнее время появились так называемые динамические геологические модели, которые устанавливают статистические связи между показателями разработки залежей нефти иих физико-геологическими и технологическими характеристиками на различных стадиях и этапах разработки. Значительный интерес вызывает построение вероятностно-статистических геологических моделей для прогнозанефтегазоносности локальныхструктур.

Поскольку любая модель является не адекватной реальному моделируемому объекту, всегда можно сказать, что модель непригодна. Тем не менее и такие модели приносят практическую пользу, так как они отражают какие-то характеристики залежей и происходящих в них процессов. Так, на частных моделях изучены многие особенности фильтрации пластовых жидкостей и механизма нефтеотдачи. Кроме того, анализ математических моделей процесса разработки залежей нефти показал, что ни одна из расчетных моделей не является универсальной,

39

т.е. не обладает способностью с достаточной степенью точности определить прогнозные показатели разработки. Лишь в некоторых конкретных условиях (свойства продуктивных пластов, физические свойства нефти на определенной стадии разработки) такие модели, как показал опыт тюменских геологов [37], могут дать удовлетворительную и приемлемую информацию о залежи.

На основании вышеизложенного системно-структурное моделирование нефтяных и газовых залежей предлагается реализовать по схеме (рис. 1.4), в которой указывается последовательный и связный переход от частных (простых) моделей к целевым (сложным) в соответствии с иерархией геолого-технического комплекса (ГТК) [28, 49].

Математические модели, описывающие процессы на различных уровнях, отличаются масштабом осреднения. В связи с этим, например, исследования фазовых проницаемостей на кернах носят качественный характер, так как получены на малых объектах и применение их к блокам размером в несколько десятков и сотен метров неправомерно. Что же касается процесса нефтеизвлечения, то он является одним из основных процессов функционирования ГТК, который представляет собой большую систему.

Поэтому целью системно-структурного анализа процесса нефтеизвлечения является построение структурной модели ГТК – нефтегазовой залежи. Процесс нефтеизвлечения как функционирование материальной системы ГТК обладает целостностью, т.е. все его элементы объединены в одно целое посредством существующих между ними связей и взаимоотношений. Связи – силы, удерживающие элемент в пределах системы

иобеспечивающие существование системы как органичной целостности; отношения – взаимное пространственное положение

исоотношение элементов, обладающих разными собственными свойствами. Рассматриваемая модель весьма громоздка, и по-

этому наиболее наглядно воспринимается в виде схемы (табл. 1.2). С помощью такой иерархической схемы можно проследить связи между свойствами различных уровней [25, 28, 49].

40