Анализ каротажных диаграмм для определения характеристик резервуара
Каротаж скважин является одним из наиболее фундаментальных методов определения характеристик коллектора в нефтегазовой промышленности, это важный метод для геологов, чтобы получить больше знаний о состоянии под поверхностью, используя физические свойства горных пород. Этот метод очень удобен для обнаружения зоны, несущей углеводороды, расчета объема углеводородов и многих других целей. Необходимы некоторые подходы для характеристики пласта, используя данные каротажа, пользователь может рассчитать:
- объем сланца (Вш)
- водонасыщенность (SW)
- пористость (φ)
- проницаемость (к)
- эластичность (σ, AI, SI и т.д.)
- Коэффициент отражения (R)
- другие данные, которые нужны пользователю
Интерпретация данных каротажа должна выполняться в несколько этапов, и пользователю не рекомендуется анализировать их случайным образом, поскольку результатом может быть полная ошибка.
На рис. 1 показаны этапы определения характеристик коллектора с использованием данных каротажа. По сути, есть два типа свойств, которые будут использоваться при характеристике коллектора: петрофизические (объем сланца, водонасыщенность, проницаемость и т. д.), которые больше похожи на геологию, и физика горных пород (упругость, скорость волны и т. д.), которые больше похожи на геофизику. Все свойства связаны друг с другом, связь между каждыми свойствами показана на рисунке 2, автор назвал его «диаграммой рыбы». Существует множество методов поиска зоны углеводородов, пользователь может использовать пересечение RHOB-NPHI (с некоторыми поправками), коэффициент отражения (точно так же, как и при интерпретации сейсмических данных), аномалию AI и т. д. У каждого метода есть свои недостатки, поэтому будет мудрым решением использовать каждый метод для получения правильного результата. Существует так много видов современных журналов, см. таблицу 1 для получения информации о журналах, а также об их использовании.
| Имя | Использование |
|---|---|
| Гамма-излучение (GR) | Интерпретация литологии, расчет объема сланца, расчет объема глины, расчет проницаемости, расчет пористости, расчет скорости волны и т. д. |
| Спонтанный потенциал (СП) | Интерпретация литологии, расчет Rw и Rwe, определение проницаемой зоны и т. д. |
| Суппорт (КАЛИ) | Обнаружение проницаемой зоны, обнаружение плохой дыры |
| Удельное сопротивление на мелководье (LLS и ILD) | Интерпретация литологии, поиск зоны углеводородов, расчет водонасыщенности и др. |
| Глубинное удельное сопротивление (LLD и ILD) | Интерпретация литологии, поиск зоны углеводородов, расчет водонасыщенности и др. |
| Плотность (RHOB) | Интерпретация литологии, поиск зоны углеводородов, расчет пористости, расчет породофизических свойств (AI, SI, σ и т. д.) и т. д. |
| Нейтронная пористость (NPHI) | Поиск зоны нефтегазоносности, расчет пористости и др. |
| Соник (ДТ) | Расчет пористости, расчет скорости волны, расчет физических свойств горных пород (AI, SI, σ и т. д.) и т. д. |
| Фотоэлектрический (PEF) | Определение минералов (для интерпретации литологии) *не используется в этой статье |
Содержимое
- 1 Интерпретация литологии
- 2 Расчет объема глины
- 3 Расчет пористости
- 4 Расчет водонасыщенности
- 5 Расчет проницаемости
- 6 Расчет эластичности
- 7 Коэффициент отражения
- 8 Практический пример
- 8.1 Данные
- 8.2 Литологическая интерпретация
- 8.3 Анализ петрофизических и горно-физических свойств
- 9 источников
- 10 ссылок
Интерпретация литологии[править]
Рисунок 3.
Использование гамма-каротажа для определения литологии. [1]
Пользователь сможет интерпретировать литологию с помощью нескольких каротажей, таких как гамма-каротаж, спонтанный потенциал, удельное сопротивление и каротаж плотности. В основном, формация с высокими показаниями гамма-каротажа указывает на то, что это сланцы или сланцы, когда низкие показания гамма-каротажа указывают на чистый пласт (песок, карбонат, эвапорит и т. д.), литологическая интерпретация очень важна для определения характеристик резервуара, потому что, если литологическая интерпретация уже неверна, другие этапы, такие как расчет пористости и водонасыщенности, будут полным беспорядком.
Расчет объема сланца
Ларионов (1969) для третичных пород:
- Вш = 0,083 (23,7 × ИГР−1) {\ displaystyle {\ text {Вш}} = 0,083 (23,7 \ times {\ text {ИГР}}-1)}
Ларионов (1969) для более старых пород:
- Vш = 0,33 (22 × IGR-1) {\ displaystyle {\ text {Vsh}} = 0,33 (22 \ times {\ text {IGR}} -1)}
- IGR=GRlog−GRminGRmax−GRmin{\displaystyle {\text{IGR}}={\frac {GRlog-GRmin}{GRmax-GRmin}}}
максимальное значение гамма-излучения, а GRmin — минимальное значение гамма-излучения.
Расчет объема сланца является важным, потому что может быть полезно рассчитать водонасыщенность, если в резервуаре есть сланец внутри его тела (глинистый), например, в дельте, этот резервуар может иметь более высокое водонасыщение, потому что сланец имеет способность связываться вместе с водой, что увеличивает водонасыщение. Объем сланца также можно использовать в качестве индикатора интересующей зоны или нет, многие пользователи обычно не классифицируют пласт с большим объемом сланца как коллектор из-за его низкой проницаемости.
Рассчитать пористость Расчет пористости является третьим этапом анализа каротажных диаграмм, и он может быть выполнен правильно только в том случае, если правильный первый этап (литологическая интерпретация). Существует много методов, которые можно использовать для расчета пористости, пользователь может использовать каротаж плотности, акустический каротаж, нейтронный каротаж или их комбинацию, но наиболее распространенным является комбинация нейтронно-плотностного каротажа.
Пользователь может использовать приведенные ниже формулы для расчета пористости нейтронной плотности:
9{2}}{2}}}}
для газового резервуара
Значение φd:
где ρmatrix — плотность матрицы (значение зависит от литологии, справочное значение см. в таблице 2), ρfluid — плотность флюида (справочное значение см. в таблице 2), ρlog — показание каротажа плотности, φd — пористость, полученная по плотности, φn — нейтронная пористость (из показаний каротажа нейтронов), а φnd — пористость по плотности нейтронов. Если интерпретация литологии была неправильной с самого начала, пористость, полученная по плотности, также покажет неверный результат, что означает, что пористость по плотности нейтронов также будет неправильной, поэтому способность правильно интерпретировать литологию является важным преимуществом для пользователя.
| Литология | Значение (г/см3) | Жидкость | Значение (г/см3) |
|---|---|---|---|
| Песчаник | 2,644 | Пресная вода | 1,0 |
| Известняк | 2,710 | Соленая вода | 1,15 |
| Доломит | 2,877 | Метан | 0,423 |
| Ангидрит | 2,960 | Масло | 0,8 |
| Соль | 2.040 |
Расчет водонасыщенности Симанду (19{м}}}}
где Rt — истинное удельное сопротивление пласта (глубинное сопротивление), Rw — удельное сопротивление пластовой воды, Vsh — объем глины, Rsh — удельное сопротивление глины, Rwe — пластовая вода

удельное сопротивление (без учета теплового воздействия), BHT — забойная температура, Rmf — удельное сопротивление фильтрата бурового раствора, SP — показание каротажа спонтанного потенциала, F — коэффициент объема пласта, a — коэффициент извилистости, m — показатель цементации, φ — пористость, Sw — водонасыщенность.
Чтобы получить значения a и m, пользователю нужно будет создать пикет-график, но, по словам Асквита, [3] эталонное значение указано в таблице 3.

| Литология | a (фактор извилистости) | м (показатель цементации) |
|---|---|---|
| Карбонат | 1,0 | 2,0 |
| Консолидированный песчаник | 0,81 | 2.0 |
| Песчаник рыхлый | 0,62 | 2.15 |
| Средний песок | 1,45 | 1,54 |
| Сланцевый песок | 1,65 | 1,33 |
| Песок известняковый | 1,45 | 1,70 |
| Карбонат (Carothers, 1986) | 0,85 | 2,14 |
| Плиоценовый песок | 2,45 | 1,08 |
| Миоценовый песок | 1,97 | 1,29 |
| Чистое гранулированное образование | 1. 0 | φ(2.05-φ) |
Расчет проницаемости[править]
Определяемая как способность породы пропускать флюид, более высокая проницаемость показывает, что порода способна легко пропускать флюид, и это означает, что чем больше углеводородов может быть добыто ежедневно, на нее влияют многие факторы, такие как объем сланца, эффективная пористость и многие другие. Существует так много методов, которые можно использовать для расчета проницаемости, но в этой статье автор будет использовать метод Коутса (19).{2}\times (1-Swirr)}{Swirr}}}
, где k — проницаемость, φ — пористость, а Swirr — неуменьшаемая водонасыщенность (автор использует 0,3 в качестве предположения для этой переменной). Из приведенной выше формулы можно сделать вывод, что если неснижаемая водонасыщенность равна 1, то проницаемость будет равна нулю.
Расчет упругости[править]
Существует множество видов упругих свойств породы: акустический импеданс (AI), сдвиговой импеданс (SI), коэффициент Пуассона (σ) и т.
д., и большинство из них зависят от скорости и плотности волны.
9{2}-1}}}
, где Vp — скорость P-волны, а Vs — скорость S-волны. Согласно Castagna et al, [4] Vp и Vs можно рассчитать по следующей формуле:
- Vp(км/с)=5,81−9,42×Φs−2,21×Vclay{\displaystyle Vp(км/с)=5,81-9,42\times {\matit {\Phi}}s-2,21\times Vclay}
- Vp (фут/с) = (5,81−9,42×Φs−2,21×Vclay)×300{\displaystyle Vp(фут/с)=(5,81-9,42\times {\matit {\Phi}}s-2,21\times Vclay)\times 300}
- Vs (км/с) = 3,89−7,07×Φs−2,04×Vclay{\displaystyle Vs(км/с)=3,89-7.07\times {\mathit {\Phi}}s-2.04\times Vclay}
- Vclay=0,5×Vsh2,5−Vsh{\displaystyle {\text{Vclay}}={\frac {0,5\times Vsh}{1,5-Vsh}}}
где φs — пористость, полученная акустическим методом, Vclay — объем глины, Δtlog — показания акустического каротажа (DT), Δtmatrix — время прохождения матрицы (справочное значение см. в таблице 4), а Δtfluid — время прохождения жидкости (справочное значение см.
в таблице 4). Теоретически формация с высокой плотностью будет иметь меньшее время прохождения (Δtlog), что приведет к более быстрому прохождению сейсмической волны в этой формации. Аномалия плотности и акустического каротажа (Δt) в пласте может указывать на присутствие флюидов в этом пласте (см. раздел 9).).

| Литология | Значение (мкс/фут) | Жидкость | Значение (мкс/фут) |
|---|---|---|---|
| Консолидированный песчаник | 55,5 | Пресная вода | 218 |
| Песчаник рыхлый | 51,5 | Соленая вода | 189 |
| Известняк | 47,5 | Масло | 238 |
| Доломит | 43,5 | Метан | 626 |
| Ангидрит | 50,0 | ||
| гипс | 52,0 | ||
| Соль | 67,0 |
Коэффициент отражения[править]
Коэффициент отражательной способности может быть получен из плотности и данных акустического каротажа, после чего пользователь может выполнить этот метод, просто используя разность ИИ между каждым пластом, который показывает коэффициент отражательной способности (R), который показывает способность породы отражать сейсмическую волну на поверхность.
Формула приведена ниже:
- R = ρ2 × Vp2−ρ1 × Vp1ρ2 × Vp2 + ρ1 × Vp1 = AI2−AI1AI2 + AI1 {\ displaystyle {\ text {R}} = {\ frac {\ rho 2 \ times Vp2- \ rho 1 \ times Vp1} {\ rho 2 \ times Vp2+ \ rho 1 \ times Vp1}} = {\ гидроразрыва {AI2-AI1} {AI2+AI1}}}
где ρ1 — плотность породы в первой формации, ρ2 — плотность породы во второй формации, Vp1 — скорость продольной волны в первой формации, Vp2 — скорость продольной волны во второй формации. Коэффициент отражательной способности очень связан с сейсмическими данными, он показывает, насколько хороша способность породы отражать сейсмические волны, если отражательная способность высокая, то больше сейсмических волн будет отражаться обратно на поверхность, что будет показано наличием яркого пятна, но если отражательная способность очень низкая, это называется тусклым пятном, оба они могут использоваться в качестве индикатора углеводородов.
Практический пример[править]
Данные[править]
Автор использовал данные скважины South Barrow 18 (загружены с http://energy.
cr.usgs.gov/OF00-200/WELLS/SBAR18/LAS/SB18.LAS), данные показаны на рисунке 4A.
Интерпретация литологии[править]
С помощью гамма-каротажа (GR), спонтанного потенциала (SP), удельного сопротивления (LLD и LLS) и каротажа плотности (RHOB) пользователь сможет интерпретировать литологию (рис. 5A). В этой скважине имеется 4 литологии: песчаник, глинистый песчаник, песчаный сланец и сланец. Здесь также имеется плохая скважина (рис. 4B), показанная очень большим значением каротажа кавернометрии, что указывает на сильно выветрелый слой, пользователь не должен пытаться интерпретировать или анализировать каротажные диаграммы в плохой скважине, потому что скважинные данные могут содержать ошибку, вызванную неспособностью инструментов достичь пласта, поэтому вместо измерения свойств пласта они измеряют пустую зону, поэтому данным больше нельзя доверять.
С помощью гамма-каротажа (см. рис. 3) пользователь сможет различать сланцевую (или глинистую) или неглинистую формацию.
С помощью спонтанного потенциального каротажа пользователь может внести некоторые поправки в гамма-каротажный каротаж, сланцы обычно имеют положительный показатель СП, когда чистый (песок и т.д.) пласт имеет очень отрицательный показатель СП, глинистый пласт лежит между ними (не слишком отрицательный). Каротаж удельного сопротивления также поможет пользователю различить литологию, песчаник или карбонаты имеют высокое удельное сопротивление, среднее значение удельного сопротивления в этой скважине составляет около 8 Ом·м, из-за этого пласт с более высоким удельным сопротивлением может быть классифицирован как песчаник (если значение гамма-каротажа от низкого до среднего) или карбонаты (если значение гамма-каротажа очень низкое). Последним из них является каротаж плотности (RHOB), с помощью этого каротажа пользователь может различить, является ли пласт плотным или нет, также с помощью этого каротажа пользователь может различать сланцевую-глинистую-неглинистую формацию, сланцевая формация обычно имеет низкую плотность, тогда как неглинистая формация обычно имеет плотность выше, чем сланцевая, сланцевая формация лежит между ними, если формация имеет очень высокую плотность каротажа, пользователь может классифицировать эту формацию как «плотную» формацию, когда ее показания гамма-каротажа составляют около 30- 50, мы можем назвать его «плотным песчаником», или если показания гамма-каротажа очень логарифмические (обычно ниже 15 API), показания каротажа удельного сопротивления и плотности очень высоки, это может быть ангидрит, который является хорошей покрывающей породой в нефтяной системе.
В Таблице 5 показаны характеристики некоторых пород, которые можно использовать для дифференциации литологии, но помните, что эталонное значение относительно отличается для каждой скважины, поэтому пользователь не должен путаться в этом вопросе.

| Литология | Гамма-излучение (API) | Спонтанный потенциал (мВ) | Удельное сопротивление (Ом·м) [Если удельное сопротивление глины равно 8] | Плотность (г/см3) |
|---|---|---|---|---|
| Песчаник | 30 – 50 | Варьируется, очень отрицательно | 10+ | 2,4 – 2,8 |
| Сланцево-песчаник | 50 – 75 | Варьируется, отрицательный | 8 < Удельное сопротивление < 10 | Около 2,4 |
| Песчано-сланцевый | 75 – 90 | Варьируется, отрицательный | Около 8 | Около 2,3 |
| Сланец | Выше 90 | Больше 0 | 8 | Около 2,3 |
| Ангидрит | До 15 лет | - | Очень высокая, до 100+ | До 2,9 |
| Уголь | Варьируется | - | Варьируется | Варьируется, может быть 1,7 – 2,2 |
| Кристаллический | До 30 лет | - | Очень высокая, до 150+ | До 2,9 |
| Известняк | 20 – 30 | - | Очень высокая, до 100+ | 2,3 – 2,7 |
Анализ петрофизических и горно-физических свойств физические свойства (AI, SI, Vp/Vs и σ).
Основываясь на данных, мы видим, что коллекторы в этой скважине (см. рис. 9А или Б) имеют низкое объемное содержание сланца (сравните рис. 9).A или 9B с рис. 6), что указывает на то, что эти коллекторы должны иметь более высокую проницаемость, чем другие пласты, эти коллекторы также имеют низкую водонасыщенность (см. рис. 6), что указывает на большое количество углеводородов, что подтверждается кроссплотом соотношения скоростей и AI (рис. 11), и если мы соотносим его с пористостью, мы можем сделать вывод, что эти коллекторы имеют хорошую пористость и низкую водонасыщенность, что делает их хорошими коллекторами с высоким содержанием углеводородов.
Чтобы найти коллектор с помощью метода физики горных пород, пользователь может сделать это, построив кроссплот между глубиной и AI (рис. 10A и 10B). Теоретически AI каждой породы должен увеличиваться по мере того, как она откладывается в более глубоком месте, и, быстро изучив аномалию, пользователь может сказать, что это зона интереса, но для получения более точного результата необходимо внести некоторые поправки в другие данные.
Из рисунка 8 мы можем наблюдать коэффициент отражения, который в основном говорит о плотности и скорости волны каждого пласта, пользователь может использовать их в качестве детектора углеводородов, пласт с очень отрицательным и очень положительным значением R показывает, что существует очень большая разница плотности и скорости волны между верхним и нижним пластами, которые можно использовать для обнаружения углеводородов (прямой индикатор углеводородов), после этого мы должны сделать некоторую поправку с помощью гамма-каротажа, удельного сопротивления и каротажа (рисунок 9).A), пользователь также должен знать размер долота, синяя линия на рисунке 9A показывает, что не каждое очень отрицательное или очень положительное значение R представляет собой тусклое или яркое пятно, каротаж и данные о размере долота показывают, что там есть плохая скважина, так что значение R в 1930-1960 футов не является тусклым или ярким пятном, а просто ошибкой, вызванной плохой скважиной, но другой прямой индикатор углеводородов (2050-2080 футов) является нефтяным пластом (ре коллектор A), а другой резервуар (коллектор B), расположенный на глубине 2120 футов, представляет собой газовый резервуар, оба из них представляют собой резервуары из песчаника (см.
рис. 5B).
С точки зрения петрофизики коллектор обычно имеет более низкую плотность, чем тот же литологический состав, который окружает коллектор, низкий уровень гамма-излучения и высокое сопротивление (рис. 9B). Во-первых, плотность, пласт с низкой плотностью обычно имеет высокую пористость, которая необходима для хранения углеводородного флюида. Во-вторых, реакция гамма-излучения, обычный резервуар представляет собой песчаник, карбонаты или глинистый песчаник, формация с очень высокой чувствительностью гамма-излучения обычно содержит больше сланца, чем пласт с низкой чувствительностью гамма-излучения, сланец блокирует взаимосвязанные поры, что снижает эффективную пористость и проницаемость и предотвращает накопление углеводородного флюида внутри пор. Последним является удельное сопротивление, нефть и газ имеют более высокое удельное сопротивление, чем вода, поэтому, глядя на данные каротажа скважины, интересующая зона (где присутствует переход между RHOB-NPHI) не всегда является коллектором, если удельное сопротивление низкое.
Рисунок 4A – каротажные диаграммы, которые будут использоваться для интерпретации скважины South Barrow 18.
Рис. 4B. Определение плохой скважины на основе размера долота и отклика штангенциркуля.
Рисунок 5A – Интерпретация литологии скважины South Barrow 18, автор использует комбинацию каротажных диаграмм GR-SP-Resistivity-RHOB для интерпретации литологии (каротажная диаграмма NPHI представлена здесь, чтобы помочь автору определить местонахождение зоны углеводородов.
Рисунок 5B-Коллектор А (верхний) литологическая интерпретация.
Рисунок 6-Результаты расчета Vshale, Sw, φ и k в скважине South Barrow 18.
Рисунок 7-Результаты расчета AI, SI, Vp/Vs и σ в скважине South Barrow 18.
Рисунок 8-Результат расчета коэффициента отражения, очень высокое или очень низкое значение R обычно вызвано наличием углеводородов или большой разницей плотности и скорости волн между двумя формациями.
Рисунок 9A. Соотношение между каротажными данными и коэффициентом отражения. Из этого рисунка видно, что интересующую зону обнаружения (красный и черный кружки) можно также определить, взглянув на R, пласт, содержащий углеводороды, обычно имеет очень низкий или очень высокий R (фиолетовые линии).
Рисунок 9B-Техника обнаружения углеводородосодержащей зоны с использованием RHOB-NPHI, удельного сопротивления и гамма-каротажа.
Рисунок 10A-Кроссплот между глубиной и акустическим импедансом (AI).
Рисунок 10B – Кроссплот между глубиной и акустическим импедансом (AI), черные кружки показывают аномалию акустического импеданса.
Рисунок 11-Кроссплот между отношением скоростей (Vp/Vs) и акустическим импедансом (AI), используя этот кроссплот, мы можем определить ориентацию пласта, содержит ли он углеводороды или нет, как насчет давления и т. д.
Источники 2, с. Т143-Т155.
Ссылки
