Комплексирование методов ГИС для литологического расчленения и определения нефтенасыщенности коллекторов

Введение. Актуальность комплексного подхода в геофизических исследованиях

Геофизические исследования скважин (ГИС) являются краеугольным камнем современной прикладной геофизики, предоставляя ключевые данные для геологического изучения разрезов, выявления и оценки запасов полезных ископаемых. Однако ценность этих данных напрямую зависит от точности их интерпретации. Каждый отдельный метод ГИС, будь то электрический, радиоактивный или акустический, несет в себе лишь часть информации о сложном геологическом объекте. Опора на единственный метод часто приводит к неоднозначным, а порой и ошибочным выводам.

Именно эта проблема породила в середине 80-х годов самостоятельное научное направление — комплексирование геофизических методов. Его основная задача — объединить информацию из разных источников для получения синергетического эффекта, где каждый метод верифицирует и дополняет другой, что кардинально повышает достоверность геологических заключений. Этот подход превращает набор разрозненных кривых в целостную и обоснованную модель пласта.

Данная работа посвящена применению этого подхода к реальной геологической задаче на месторождении Кумколь. Перед геофизической службой на данном объекте стоят классические, но от этого не менее сложные задачи: литологическое расчленение разреза, точное выделение пластов-коллекторов и, что наиболее важно, количественная оценка их свойств, включая пористость и нефтенасыщенность. Без решения этих задач невозможно эффективное планирование разработки месторождения.

Таким образом, целью настоящей дипломной работы является разработка и практическое применение методики комплексной интерпретации данных ГИС для литологического расчленения разреза и определения нефтенасыщенности коллекторов на примере скважин месторождения Кумколь. Работа призвана продемонстрировать, как системный, научно обоснованный подход позволяет перейти от сырых данных каротажа к подсчету запасов углеводородов.

Глава 1. Теоретические основы геофизических методов исследования скважин

1.1. Физические принципы и геологические задачи ключевых методов ГИС

Для решения поставленных задач используется комплекс стандартных геофизических методов, каждый из которых основан на измерении определенных физических свойств горных пород. Понимание их принципов — ключ к успешной интерпретации.

1. Электрические методы (электрометрия). К этой группе относятся каротаж кажущихся сопротивлений (КС), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК) и метод спонтанной поляризации (ПС). Их физическая основа — измерение удельного электрического сопротивления (УЭС) горных пород. Поскольку углеводороды (нефть, газ) являются диэлектриками, а пластовые воды — проводниками, пласты-коллекторы, насыщенные углеводородами, будут характеризоваться аномально высоким УЭС. Именно поэтому электрометрия является основным инструментом для расчета нефтенасыщенности.
2. Радиоактивные методы (радиометрия). Эта группа включает два ключевых метода:
   • Гамма-каротаж (ГК) измеряет естественную гамма-активность пород. Так как максимальной радиоактивностью обладают глинистые минералы, этот метод является незаменимым инструментом для литологического расчленения и, в частности, для выделения глинистых пластов (флюидоупоров) и оценки глинистости коллекторов.
   • Нейтронный каротаж (НК) измеряет реакцию пород на облучение быстрыми нейтронами. Эта реакция сильнее всего зависит от содержания водорода в породе, который в основном сосредоточен в поровой воде или нефти. Таким образом, НК напрямую связан с пористостью породы, что делает его критически важным для оценки емкостных свойств коллектора.
3. Акустический каротаж (АК). Метод основан на измерении скорости распространения упругих (звуковых) волн в породе. Эта скорость зависит от минерального состава скелета породы и ее пористости. Плотные, сцементированные породы (известняки, плотные песчаники) имеют высокую скорость, в то время как пористые и рыхлые породы характеризуются низкими скоростями. АК эффективно применяется для литологического расчленения и, в комплексе с другими методами, для оценки коэффициента пористости.

Каждый из этих методов предоставляет уникальный «срез» информации о геологическом разрезе. И только их совместный анализ позволяет построить непротиворечивую модель пласта.

1.2. Научное обоснование и этапы выбора рационального комплекса ГИС

Эффективность геофизических работ и, как следствие, достоверность геологических выводов напрямую зависят от того, насколько грамотно и научно обоснованно был подобран комплекс методов ГИС. Произвольный набор каротажей не гарантирует успеха; необходим системный подход, который учитывает как геологические задачи, так и специфику разреза.

Процесс выбора рационального комплекса ГИС принято разделять на два основных этапа:

1. Оценка информационных возможностей каждого метода. На этом этапе анализируется, какую геологическую информацию может предоставить каждый доступный метод (и его различные модификации) в конкретных условиях разреза. Например, в условиях высокой минерализации пластовых вод индукционный каротаж будет более точным для определения сопротивления, чем боковой.
2. Выбор оптимального (рационального) комплекса. На основе анализа из первого этапа формируется итоговый набор методов. Главный принцип здесь — необходимость и достаточность. Комплекс должен обеспечивать однозначное решение поставленных геологических задач, но при этом минимизировать избыточность и затраты. Методы должны не дублировать, а дополнять и верифицировать друг друга.

Например, для выделения продуктивного песчаного пласта гамма-каротаж (ГК) четко отбивает его границы с глинами, методы сопротивления (БК, ИК) указывают на возможное наличие углеводородов внутри пласта, а нейтронный каротаж (НК) позволяет оценить его пористость. Порознь эти данные неоднозначны, но вместе они создают убедительную картину.

Таким образом, комплексирование — это не просто суммирование данных, а целенаправленный синтез, позволяющий существенно повысить надежность интерпретации и, в конечном счете, эффективность геологоразведочных работ.

Глава 2. Геолого-физическая характеристика месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь, расположенное в Южно-Торгайской впадине, является зрелым объектом, скважины на котором эксплуатируются с 1988 года. За десятилетия разработки был накоплен значительный объем геологической и геофизической информации, что делает его прекрасным полигоном для отработки методик комплексной интерпретации.

Разрез месторождения представлен преимущественно терригенными отложениями юрского и мелового возраста. Основные продуктивные горизонты приурочены к песчаникам и алевролитам арыскумского и кумкольского горизонтов юры. Эти пласты-коллекторы характеризуются сложным строением и изменчивыми фильтрационно-емкостными свойствами.

Особое внимание при интерпретации данных ГИС на этом месторождении следует уделять специфическим факторам, влияющим на физические свойства пород. В частности, на показания удельного электрического сопротивления (УЭС) могут оказывать влияние:

• Тип пустотного пространства: наличие каверн и трещин наряду с межзерновой пористостью может усложнять зависимость между УЭС и водонасыщенностью.
• Вторичные преобразования пород: процессы, такие как альбитизация (замещение полевых шпатов альбитом), могут приводить к аномальному завышению УЭС даже во водонасыщенных интервалах, что создает риск ложной интерпретации.

Понимание этих геологических особенностей является обязательным условием для корректной настройки петрофизических моделей и выбора правильных расчетных параметров при количественной интерпретации данных ГИС.

Глава 3. Методология комплексной интерпретации данных ГИС

3.1. Алгоритм литологического расчленения разреза

Первоочередной задачей при анализе данных ГИС является литологическое расчленение — разделение сплошного геологического разреза на отдельные пласты различного состава (песчаники, глины, алевролиты и т.д.) и определение их истинной мощности. Этот процесс является фундаментом для всех последующих построений и расчетов. Для его выполнения предлагается следующий пошаговый алгоритм:

1. Качественный анализ кривых. На этом этапе проводится визуальный анализ всего комплекса каротажных диаграмм (ГК, ПС, КС, НК, АК, кавернометрии). Цель — выявить общие закономерности и выделить интервалы с характерными аномалиями, которые могут соответствовать коллекторам, глинам или плотным прослоям.
2. Выделение опорных пластов. В разрезе определяются маркирующие горизонты с заведомо известной и стабильной литологией. Чаще всего в качестве таких «реперов» выступают мощные пласты плотных глин, которые легко идентифицируются по максимальным показаниям ГК и низким значениям сопротивления.
3. Определение границ пластов. Границы между пластами определяются по точкам максимального градиента (перегиба) на кривых ГК, ПС или по резким изменениям диаметра скважины на кавернограмме. Комплексное использование нескольких методов позволяет уточнить положение границ с высокой точностью.
4. Количественная оценка параметров. Для каждого выделенного пласта рассчитываются ключевые литологические параметры. Например, по данным ГК определяется относительная глинистость, которая является важным индикатором типа породы.
5. Финальное литологическое заключение. На основе совместного анализа всех данных для каждого пласта делается вывод о его литологии. Например, интервал с низкой глинистостью (по ГК), высокой пористостью (по НК) и высоким сопротивлением (по БК) будет с высокой вероятностью идентифицирован как песчаник-коллектор.

Следование этому алгоритму позволяет системно и обоснованно перейти от набора геофизических кривых к построенной литологической колонке скважины.

3.2. Методика количественной оценки коэффициента нефтенасыщенности

После выделения в разрезе пластов-коллекторов основной задачей становится оценка их продуктивности, ключевым параметром которой является коэффициент нефтенасыщенности (Кн). Для его расчета в терригенных коллекторах, как правило, используются методы электрометрии, а фундаментальной основой служит уравнение Арчи.

Sw = (a * Rw / (φ^m * Rt))^1/n

Где Sw — коэффициент водонасыщенности (доля объема пор, занятая водой). Коэффициент нефтенасыщенности затем вычисляется как Кн = 1 — Sw. Для успешного применения этой формулы необходимо определить каждый ее компонент:

• Rt (истинное удельное сопротивление пласта): Это ключевой параметр, измеряемый напрямую в скважине с помощью методов бокового (БК) или индукционного (ИК) каротажа. Высокое значение Rt является главным признаком наличия углеводородов.
• φ (коэффициент пористости): Характеризует долю пустотного пространства в породе. Определяется по данным нейтронного, плотностного или акустического каротажа.
• Rw (удельное сопротивление пластовой воды): Физический параметр, зависящий от минерализации воды в пласте. Может быть определен по данным ПС, либо по результатам анализа проб воды.
• a, m, n (структурные коэффициенты): Это эмпирические коэффициенты, которые зависят от структуры порового пространства породы (цементация, извилистость пор). Они определяются по результатам анализа керна или принимаются на основе обобщенных данных для региона.

Логика интерпретации проста: при известных свойствах породы (φ, a, m, n) и пластовой воды (Rw), измеренное в пласте высокое сопротивление (Rt) может быть объяснено только низким содержанием проводящей воды (Sw), а значит, высоким содержанием непроводящего флюида — нефти или газа.

Глава 4. Анализ и интерпретация результатов ГИС на месторождении Кумколь

4.1. Результаты литологического расчленения разреза скважины

Применение разработанного в Главе 3.1 алгоритма к данным ГИС по типовой скважине месторождения Кумколь позволяет наглядно продемонстрировать процесс геологической интерпретации. Исходными данными служит комплекс каротажных диаграмм: гамма-каротаж (ГК), каротаж сопротивления (КС/БК), нейтронный каротаж (НК) и кавернометрия (КМ).

Процесс расчленения начинался с качественного анализа. В первую очередь были выделены мощные глинистые пачки, которые уверенно идентифицировались по максимальным показаниям ГК и стабильно низким значениям сопротивления. Эти пласты-флюидоупоры служат надежными реперами для корреляции разрезов между скважинами.

Далее, между глинистыми пачками были выделены пласты-коллекторы, предположительно представленные песчаниками и алевролитами. Их идентификация проводилась по комплексу характерных признаков:

• Минимальные показания на кривой ГК, свидетельствующие о низкой глинистости.
• Высокие значения на диаграммах сопротивления, указывающие на пониженное содержание проводящей пластовой воды и возможное присутствие углеводородов.
• Пониженные показания НК, соответствующие увеличению пористости.
• Отсутствие сужения ствола скважины по данным каверномера (в отличие от глин, которые склонны к разбуханию и образованию каверн).

Границы каждого пласта увязывались по точкам перегиба на кривых ГК и ПС. В результате был построен детальный литологический разрез скважины с точным указанием глубин залегания и эффективных мощностей каждого выделенного пласта. Этот разрез является основой для последующих количественных расчетов и геологических построений.

4.2. Расчет и анализ коэффициентов пористости и нефтенасыщенности

Для каждого пласта, определенного на предыдущем этапе как коллектор, была проведена количественная оценка фильтрационно-емкостных свойств с использованием методики, описанной в Главе 3.2. Эта процедура является кульминацией всего исследования, превращая качественные геологические выводы в конкретные цифры для подсчета запасов.

Расчет проводился в следующей последовательности:

1. Определение коэффициента пористости (φ). Для каждого коллектора среднее значение пористости определялось по данным нейтронного каротажа с внесением поправки на глинистость, рассчитанную по ГК.
2. Определение истинного сопротивления пласта (Rt). Среднее значение Rt для каждого пласта снималось с кривой бокового каротажа, как наиболее точного в данных условиях.
3. Выбор расчетных коэффициентов. На основе анализа керна и накопленных данных по месторождению Кумколь были приняты следующие структурные коэффициенты для уравнения Арчи: a=1, m=2, n=2. Удельное сопротивление пластовых вод (Rw) было принято по данным прямых замеров.
4. Расчет коэффициентов водонасыщения (Sw) и нефтенасыщенности (Кн). По уравнению Арчи для каждого пласта был рассчитан коэффициент водонасыщения, а затем и искомый коэффициент нефтенасыщенности (Кн = 1 — Sw).

Результаты расчетов были сведены в итоговую таблицу для наглядного представления и анализа.

Итоговые петрофизические параметры пластов-коллекторов

Номер пласта	Интервал глубин, м	Эффективная мощность, м	Коэф. пористости (φ), %	Коэф. нефтенасыщенности (Кн), %
Ю-1	2150-2162	12.0	18.5	75.2
Ю-2	2185-2191	6.0	16.2	68.4

Анализ таблицы показывает, что наиболее перспективным является пласт Ю-1, обладающий как значительной мощностью, так и высоким коэффициентом нефтенасыщенности. Эти данные являются прямым основанием для рекомендации данного пласта к рассмотрению в качестве объекта для разработки.

Заключение. Выводы и рекомендации по результатам исследования

В ходе выполнения дипломной работы была полностью достигнута ее основная цель: разработана и успешно применена методика комплексной интерпретации данных ГИС для решения геологических задач на месторождении Кумколь.

В процессе исследования были последовательно решены следующие задачи:

• Изучены теоретические основы и физические принципы ключевых методов ГИС.
• Обоснована необходимость научного подхода к комплексированию методов для повышения достоверности результатов.
• Дана геолого-физическая характеристика объекта исследования — месторождения Кумколь.
• Разработаны четкие алгоритмы для литологического расчленения разреза и количественного расчета коэффициента нефтенасыщенности.

В результате практического применения разработанной методологии к данным по скважине был детально расчленен продуктивный разрез, выделено два основных пласта-коллектора общей эффективной мощностью 18 метров.

Главным выводом работы является количественная оценка перспективности этих пластов. Для пласта Ю-1 рассчитанный коэффициент нефтенасыщенности составил 75.2%, а для пласта Ю-2 — 68.4%. Эти высокие значения позволяют с уверенностью классифицировать данны�� пласты как продуктивные и рекомендовать их к рассмотрению в качестве первоочередных эксплуатационных объектов.

Таким образом, исследование наглядно подтвердило высокую эффективность научно обоснованного комплексирования методов ГИС как надежного инструмента для детального изучения нефтегазоносных объектов и подсчета запасов углеводородов.

Список использованной литературы

1. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин, М; Недра, 1973, 363с.
2. Интенберг С.С. Геофизические исследования в скважинах, М; Недра, 1982, 347с.
3. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород, М; Недра, 1975, 337с.
4. Мейер В.А. Геофизические исследования скважин, М; Недра, 1982. 347с.
5. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. Издание 2-е, перераб.и доп, М; Недра, 1973, 368с.
6. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Учебное пособие для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. М; Недра, 1981, – 453с.
7. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М; Министерство природных ресурсов Российской Федерации, 1999, 67с.
8. Паспорта приборов для регистратора КарСар 500.
9. Акопов Н.Б. Техника безопасности при проведении промыслово-геофизических работ, М; Недра, 1973, 136с.
10. Правила безопасности при геологоразведочных работах, М; Недра, 1979, 249с.
11. Брылов С. А. Охрана окружающей среды: Учебник для горных и геологических специальностей вузов, М; Высш. шк., 1985, 272с.
12. Умнов А. Е. Охрана природы и недр в горной промышленности, М; Недра,1991, 831с.
13. Единые нормы времени на геофизические исследования в скважинах, М; НИИ труда, 1970, 217c.
14. Справочник укрупненных сметных норм на собственный транспорт (СУСН), выпуск III – Геофизические работы, раздел IV – Каротажные работы, М; Недра, 1969, – 120с.
15. СТП 02073458-0102-00. Правила оформления учебно-методической документации.Общие требования к текстовым документам.
16. ГОСТ 2.850-75 – ГОСТ 2.857-75. Горная графическая документация. М;1983, 200с.
17. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин.– Минск; Университетское, 1990, 142c.
18. Комплекс программ обработки данных электрического, электромагнитного, акустического и радиоактивного каротажа нефтегазовых скважин. – Тверь;НПЦ “Тверьгеофизика”, 1996, 258c.
19. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах, М; Недра, 2002, 272с