Трехмерный индукционный каротаж: старые измерения под
реклама
Трехмерный индукционный каротаж: старые измерения под новым углом Новый прибор индукционного каротажа удельного электрического сопротивления предоставляет трехмерную информацию о пластах на удалении от ствола скважины. Он дает более точные значения удельных электрических сопротивлений в наклонных скважинах и падающих Барбара Андерсон Консультант Кембридж, штат Массачусетс, США слоях и может измерять величину угла и направление падения пласта, не контактируя со стенкой скважины. Высокоточные измерения трехмерного Том Барбер Роб Леверидж Шугар-Ленд, штат Техас, США распределения удельного электрического сопротивления снижают риск Раби Бастиа Камлеш Радж Сахена Анил Кумар Тьяги Reliance Industries Limited Мумбаи, Индия представление о продуктивном пласте. Жан-Батист Клаво Chevron Energy Technology Company Хьюстон, штат Техас, США Брайан Коффин HighMount Exploration & Production LLC Хьюстон, штат Техас, США Мадхумита Дас Уткальский университет Бхубанешвар, штат Орисса, Индия Рон Хейден Хьюстон, штат Техас, США Теодор Климентос Мумбаи, Индия Чан Као Мин Луанда, Ангола Стивен Уильямс StatoilHydro Ставангер, Норвегия Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Фрэнка Шрея (Лагос, Нигерия) и Бадаринадха Виссапрагаду (Ставангер, Норвегия). AIT (Array Induction Imager Tool), ECS (Elemental Capture Spectroscopy Sonde), ELANPlus,, FMI (Fullbore Formation MicroImager), MR Scanner, OBMI (OilBase MicroImager), OBMI2 (Integrated Dual Oil-Base MicroImagers) и Rt Scanner являются товарными знаками компании Schlumberger. Excel является товарным знаком Microsoft Corporation. Westcott является товарным знаком Acme United Corporation. 74 пропуска объектов разработки и обеспечивают более правдоподобное Создание прибора трехмерного индукционного каротажа удельного электрического сопротивления (УЭС) дает вторую молодость старому, хорошо зарекомендовавшему себя методу. УЭС пласта – это фундаментальное физическое свойство, используемое интерпретаторами каротажных данных для оценки газовых и нефтяных скважин. Оно было первым параметром, измеренным каротажными приборами, спускаемыми в скважину на кабеле. По мере совершенствования этих приборов индукционный каротаж стал стандартным методом определения пластового УЭС. Однако точность измерений при высоких значениях УЭС, а также в наклонных скважинах и падающих продуктивных пластах была ограничена физическими принципами процесса измерений. В новом приборе удалось преодолеть многие из прежних ограничений. Трехмерный индукционный каротаж позволил петрофизикам лучше изучить и оценить типы продуктивных пластов, запасы углеводородов в которых могли быть недооценены или пропущены при использовании старых методов. История электрокаротажа началась около столетия назад, когда Конрад Шлюмберже разработал метод измерения УЭС геологических слоев. Пр оведенные им эксперименты продемонстрировали практическую применимость и коммерческий потенциал этого метода. Концепция выглядела настолько многообещающей, что Конрад основал компанию для ее внедрения. 1 В день 5 сентября 1927 г. в скважине в нефтеносном районе Пешельбронн (Pechelbronn) – единственном крупном месторождении нефти во Франции – был проведен первый пробный электрокаротаж (рис. 1). 2 Оборудование для него было разработано и изготовлено Анри-Жоржем Доллом. Зарождающаяся нефтегазовая отрасль приняла этот электродный метод измерения УЭС, и с некоторыми модификациями он начал применяться для выявления залежей углеводородов. Пористые, проницаемые зоны 1. Gruner Schlumberger A: The Schlumberger Adventure. New York City: Arco Publishing, Inc., 1982. 3. Doll HG: “Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil-Based Muds,” Petroleum Transactions, AIME 1, no. 6 (June 1949): 148–162. 2. Oristaglio M and Dorozynski A: A Sixth Sense: The Life and Science of Henri-Georges Doll Oilfield Pioneer and Inventor. Parsippany, New Jersey, USA: The Hammer Company, 2007. 4. Подробнее об отклике прибора индукционного каротажа см. Gianzero S and Anderson B: “A New Look at Skin Effect,” The Log Analyst 23, no. 1 (January–February 1982): 20–34. Нефтегазовое обозрение Z Y Источник X Rv Rv z Rh y Rh Приемник x с высоким УЭС могли содержать нефть или газ; низкое УЭС указывало на наличие соленой воды. Затем, в 1940-х гг., Долл разработал основы индукционного каротажа УЭС для нефтегазовой отрасли. 3 Основанный на них метод позволял определять УЭС в скважинах без проводящей среды, особенно в присутствии бурового раствора на углеводородной основе, при этом преодолевалось главное ограничение, связанное с электродными измерениями. Процесс измерения УЭС не столь прост, как снятие показаний с прибора или измерение между точками А и В. Однако за последние полвека был сделан огромный шаг вперед на пути повышения точности измерения этого важнейшего параметра. Посколь- ку приборы индукционного каротажа определяют только кажущееся УЭС пласта, измеряя его в большом объеме материала за пределами ствола, в получаемое значение вносят вклад все компоненты зондируемой области. Некоторые эффекты могут оказать негативное влияние на качество и точность получаемых значений УЭС. 4 Это особенно верно в тех случаях, когда слои Высокое УЭС Рис. 1. Первая диаграмма электрокаротажа УЭС. Первый carottage électrique (электрокаротаж) был проведен 5 сентября 1927 г. в скважине на нефтяном месторождении Пешельбронн, Франция. Данные были получены с помощью оборудования, использовавшегося для наземных съемок. Сигнал на диаграмме измеряется в Ом •м, как и на современных диаграммах УЭС. Высокоомный интервал коррелирует с известной зоной нефтеносных песков в соседней скважине, что подтвердило применимость каротажных данных для оценки скважин. Лето 2008 75 Z – расстояние от центра соленоидной системы до плоскости контура вихревого тока r – радиус контура вихревого тока A – угол, под которым два соленоида видны из точки на контуре вих ревого тока Корпус усилителя и генератора ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ КАТУШКА УСИЛИТЕЛЬ Область вихревого тока единичного поперечного сечения ГЕНЕРАТОР ГЕНЕРАТОРНАЯ КАТУШКА СХЕМАТИЧЕСКИЙ ЧЕРТЕЖ ПРИБОРА ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА Рис. 2. Концепция индукционных измерений УЭС. Физические принципы измерений могут быть проиллюстрированы на примере зонда из двух катушек. Переменное электромагнитное поле генераторной катушки Т создает непрерывное распределение токов в пласте за пределами ствола скважины. Вихревые токи генерируют свои собственные электромагнитные поля, воспринимаемые измерительной катушкой R. Фазочувствительная детекторная цепь, изначально разработанная для поиска наземных мин во время Второй мировой войны, отделяет сигнал от пласта (R-сигнал) от прямого сигнала генераторной катушки (Х-сигнал). R-сигнал преобразуется в удельную проводимость, а та – в УЭС. (Doll, сноска 3). не перпендикулярны оси прибора, например, когда они падают или пересечены наклонными скважинами. Из-за влияния соседних проводящих слоев величина УЭС, измеренная прибором индукционного каротажа в наклонных слоях, может оказаться существенно меньше истинного УЭС, что приве76 дет к недооценке пластовых запасов углеводородов. Неоднородность между геологическими толщами и даже в пределах отдельных слоев также сказывается на измеряемых приборами параметрах. Чтобы учесть эти и другие явления, интерпретаторы сначала вводили поп- равки вручную, а затем были разработаны компьютерные методы решения прямой и обратной задач (инверсии), позволившие добиться лучшего приближения к истинному УЭС. Однако и с помощью этих методов некоторые искомые параметры, – в частности, угол падения пласта, – определить не удавалось. Но несмотря на эти неразрешенные проблемы многие запасы углеводородов в мире были успешно открыты именно с помощью приборов индукционного каротажа. К сожалению, некоторые залежи оказались недооценены или пропущены из-за ограничений на измерения. Еще одним пластовым свойством, осложняющим измерения приборами индукционного каротажа, является электрическая анизотропия – зависимость электрических свойств от направления измерения. 5 Анизотропия характерна для глин, а также переслаивающихся толщ песков и глин с параллельными плоскостями напластования. Если мощность слоев меньше разрешающей способности по вертикали прибора индукционного каротажа, то измеренная величина представляет собой средневзвешенное значение свойств отдельных слоев, в которых доминируют элементы с наименьшими УЭС. Это явление может скрыть наличие углеводородов. Факт влияния анизотропии на индукционные измерения УЭС известен с 1950-х гг., но до недавнего времени не удавалось решить проблему обеспечения достаточной разрешающей способности для выявления горизонтальных и вертикальных компонент. 6 Все эти неопределенности и ошибки можно исключить путем трехмерных измерений, т.е. по сути путем определения не скалярной, а тензорной величины. Однако датчики, способные проводить индукционные измерения УЭС в трех измерениях в тензорном виде, существенно опережали в развитии существовавшее аппаратное обеспечение. Аналогично, обработка данных, необходимая для моделирования и инверсии измеренных величин, требовала огромного количества времени, даже в случае ее проведения на суперкомпьютерах или распределенных вычислительных сетях. 7 Нефтегазовое обозрение На сегодняшний день многие ограничения в индукционном каротаже преодолены в новом приборе трехмерного индукционного зондирования Rt Scanner. Ныне доступная высокая мощность вычислительных средств для обработки данных в сочетании с новой конструкцией этого прибора позволяют считать его большим шагом вперед в развитии индукционного каротажа. Rt Scanner позволяет решать многие проблемы и получать ответы на вопросы, мучавшие интерпретаторов и геологов с самого начала эры каротажа скважин. Три основные задачи, с которыми справляются приборы трехмерного индукционного каротажа, включают точное измерение УЭС в наклонных пластах, выделение и количественную оценку переслаивающихся продуктивных интервалов и измерение угла структурного падения пласта без использования контактного башмака. В настоящей статье описывается, как проводятся эти измерения, и демонстрируется их применение. Здесь также приведены практические примеры из Африки, Индии и Северной Америки. Основы индукционных измерений УЭС Физические принципы традиционных одномерных индукционных измерений УЭС могут быть продемонстрированы на примере зонда из двух катушек. Переменный ток возбуждает генераторную катушку, которая создает в пласте переменное электромагнитное поле (рис. 2). 8 Это поле индуцирует вокруг прибора вихревые токи, протекающие по круговым контурам с центрами на оси прибора в плоскостях, перпендикулярных этой оси. Фазовый сдвиг между вихревыми токами и токами генераторной катушки составляет не менее 90°, а величина и фаза первых зависят от удельной проводимости пласта. Вихревые токи генерируют свое собственное электромагнитное поле, которое создает переменное электрическое напряжение в измерительной катушке. Фазовый сдвиг этого напряжения относительно напряжений в контуре вихревого тока и в генераторной катушке составляет не менее 90° и 180° соответственЛето 2008 T R Рис. 3. Борновское приближение для прибора одномерного индукционного каротажа. Область, зондируемая прибором одномерного индукционного каротажа, имеет форму тороида (красная область), коаксиального прибору. Максимальные значения поля достигаются в точке посередине между генераторной (Т) и измерительной (R) катушками. На рисунке представлено борновское приближение полного решения уравнений Максвелла. Показанная форма зондируемой области характерна для мощных слоев и однородных, изотропных пластов. Данная область измерений прибором одномерного каротажа соответствует лишь одному из девяти режимов измерений прибором трехмерного индукционного зондирования Rt Scanner. но. УЭС пласта по данным индукционного каротажа определяется по этому напряжению, называемому R-сигналом. Прямой сигнал первичного генерирующего поля прибора (Х-сигнал) объединяется с пластовым R-сигналом, но они различаются по фазе. Эта разность фаз, определяемая фазочувствительной цепью, позволяет исключить Х-сигнал и измерить Rсигнал. Вначале преобразование R-сигнала электрического напряжения в удельную проводимость осуществляли по уравнениям, основанным на законе Био-Савара, гласящего, что вклад одиночного контура вихревого тока будет максимальным в точке посередине между генераторной и измерительной катушками. 9 Позднее математики компании Schlumberger повысили точность измерений, получив уравнения, основанные на полном решении уравнений Максвелла. 10 Это решение можно проиллюстрировать 5. Подробнее об анизотропии см,: Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B and Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (October 1994): 48–56. Tittman J: “Formation Anisotropy: Reckoning with Its Effects,” Oilfield Review 2, no. 1 (January 1990): 16–23. 6. Kunz KS and Gianzero S: “Some Effects of Formation Anisotropy on Resistivity Measurements in Boreholes,” Geophysics 23, no. 4 (October 1958): 770–794. Moran JH and Gianzero S: “Effects of Formation Anisotropy on Resistivity-Logging Measurements,” Geophysics 44, no. 7 (July 1979): 1266–1286. 7. Anderson B, Druskin V, Habashy T, Lee P, Lüling M, Barber T, Grove G, Lovell J, Rosthal R, Tabanou J, Kennedy D and Shen L: “New Dimensions in Modeling Resistivity,” Oilfield Review 9, no. 1 (Spring 1997): 40–56. 8. Подробнее о теории индукции см. Moran JH and Kunz KS: “Basic Theory of Induction Logging and Application to Study of Two-Coil Sondes,” Geophysics 27, no. 6, part I (December 1962): 829–858. 9. Закон Био-Савара описывает магнитное поле, создаваемое электрическим током. 10. Уравнения Максвелла, названные по имени физика Джеймса Клерка Максвелла, – это система из четырех дифференциальных уравнений с частными производными, описывающих основы взаимосвязи электрических и магнитных полей. 77 на примере упрощенного варианта уравнений Максвелла – борновского приближения – общепринятого метода определения источника и зоны распространения пластового сигнала. В случае зонда из двух катушек на одной оси пространственная область, занятая результирующим полем пластового сигнала, имеет вид тороида коаксиального прибору, а максимальные значения поля дости- Корпус блока электроники Генератор трехмерного сигнала Три ближних приемника одномерного сигнала для учета поправок на влияние скважины Шесть приемников трехмерного сигнала Металлический сердечник Гильза с короткими электродами Датчик Rm Генератор трехмерного сигнала Приемник трехмерного сигнала Приемник одномерного сигнала Электрод Рис. 4. Прибор трехмерного индукционного зондирования Rt Scanner. Прибор Rt Scanner состоит из генератора трехмерного сигнала, трех ближних приемников одномерного сигнала для ввода поправок на влияние скважины и шести приемников трехмерного сигнала. Для определения указанных поправок также используются электроды на приборе и датчик УЭС бурового раствора R m на башмаке прибора. Внутренний металлический сердечник (не показан) служит проводящим каналом для отвода скважинных токов через электроды из прибора наружу. 78 гаются на середине расстояния между генераторной и измерительной катушками (рис. 3). 11 Стандартные приборы электрокаротажа, такие как многозондовый прибор индукционного каротажа Array Induction Imager (AIT), работают достаточно хорошо в вертикальных скважинах с мощными, однородными горизонтальными слоями. Эти приборы одномерного каротажа измеряют кажущееся УЭС R a в горизонтальной плоскости, эквивалентное горизонтальному УЭС R h . Но они не могут измерить УЭС в вертикальной плоскости R v в таких скважинах. Поскольку вихревые токи приборов индукционного каротажа проходят через большой пластовый объем, они могут пересекать несколько слоев с разными электрическими свойствами. Из-за анизотропии величина измеренного УЭС зависит от направления измерения. Это ограничение стало одним из факторов, приведших к созданию прибора Rt Scanner. Стимул к переходу на трехмерные измерения Хотя концепции, легшие в основу трехмерных индукционных измерений, впервые были описаны в литературе еще в середине 1960-х гг., приборы на базе этих концепций созданы не были. Такая задержка в их появлении произошла по трем основным причинам: существовавшие в те времена технологии не позволяли построить прибор для трехмерных измерений, вычислительные мощности для обработки данных были тогда недостаточными, а отклик прибора на проводящие жидкости в скважине мог намного превосходить полезный сигнал из пласта. Возобновление интереса к трехмерным индукционным измерениям связано, главным образом, с осознанием ограниченности одномерных измерений УЭС в анизотропных пластах и в случае плоскостей напластования, не перпендикулярных оси прибора. 12 Хотя эти ограничения были выявлены еще в 1950-х гг., прямой метод измерения анизотропии прибором индукционного каротажа отсутствовал, и решение для устра- нения негативного влияния реально или относительно наклонных пластов на измеряемое УЭС должно было быть нетривиальным. 13 По мере развития технологии ключевые роли в решении этих проблем стали играть понимание процесса измерений, вычислительные мощности и конструкция прибора, что в итоге привело к созданию прибора трехмерного индукционного каротажа (рис. 4). Для разработки такого прибора требовалось понять влияние ствола скважины на индукционные измерения. 14 Такие измерения чрезвычайно чувствительны к эксцентриситету прибора в стволе, и чем выше проводимость бурового раствора, тем сильнее этот эффект, что приводит к забиванию полезного пластового сигнала сигналом от ствола. Это явление, влияние которого на прибор для трехмерных измерений может быть на два порядка величины сильнее, чем на прибор для одномерных измерений, могло бы стать непреодолимым препятствием без масштабного компьютерного моделирования. Итерационное моделирование позволило проверить различные схемы приборов трехмерного индукционного каротажа без их конструирования и натурных испытаний. Окончательная конструкция прибора включила гильзу с электродами, соединенную с сердечником из проводящей меди. Такая конфигурация обеспечила отвод скважинных токов из прибора, что ослабило сильные сигналы, вызываемые поперечным смещением прибора в стволе, до уровня, эквивалентного их уровню для прибора AIT. Поправку на влияние скважины стало возможным вводить тем же способом, что и для измерений AIT. 15 После решения этой проблемы инженеры взялись за изучение зависимости отклика прибора от геометрических характеристик среды. Почти все время существования индукционных измерений приходилось бороться с влиянием геометрии ствола скважины и пласта. Их геометрические свойства считались интерпретаторами главной проблемой или, в лучшем случае, помехой, с которой следует справиться. 16 После моделирования отклика прибора AIT разработчики обнаружили, что основНефтегазовое обозрение ной вклад в индукционный сигнал вносит влияние геометрии пласта. Правильно выделенная и воспроизведенная в модели геометрия теперь стала ключом к точному измерению УЭС пласта. Кроме того, появилась возможность правильно проводить измерения в наклонных пластах, не перпендикулярных оси каротажного прибора. Падение слоев является результатом геологического опрокидывания пластов, отклонения траектории скважины от вертикали или комбинации этих факторов. Алгоритмы быстрой интерпретации, разработанные в 1980-х гг., предусматривали оценку УЭС наклонных слоев с помощью данных, полученных приборами одномерного индукционного каротажа, но их обработка основана на входных данных из других источников. 17 К сожалению, одномерные измерения могут стать ненадежными или стать причиной неоднозначных решений при использовании данных из внешних источников. Все эти проблемы препятствовали эффективному применению приборов одномерного индукционного каротажа. В большинстве случаев для полной корректировки данных не хватало информации. В отличие от этих приборов приборы трехмерного индукционного каротажа обеспечивают необходимые измерения для устранения неоднозначностей и правильного определения УЭС анизотропных пластов, ввод поправок на неравномерное проникновение фильтрата бурового раствора и влияние наклонных слоев, а также решают проблему влияния геометрических характеристик на измерения. 18 Теория трехмерных измерений УЭС Предыдущие приборы индукционного каротажа, такие как приборы из семейства AIT, измеряют только горизонтальное УЭС (в одном измерении). Прибор Rt Scanner определяет УЭС в трех измерениях. Хотя физика измерений в обоих случаях одинакова, приборы для трехмерных измерений имеют намного более сложное устройство (рис. 5). Прибор Rt Scanner состоит из группы генераторов трехмерного Лето 2008 Tz Ty Tx = Rz xx xy xz yx yy yz zx zy zz Ry Rx Рис. 5. Трехмерные зонды. В приборе Rt Scanner каждая пара «генератор–приемник» выдает девятиэлементную матрицу данных. Традиционные индукционные измерения проводятся путем пропускания тока через катушки, ось которых совпадает с осью прибора, также называемой осью z (синяя линия). Эти катушки индуцируют в пласте вихревой ток, протекающий по круговому контуру с центром на оси прибора в плоскости, перпендикулярной этой оси. Приборы трехмерного индукционного каротажа дополнительно включают катушки, оси которых совпадают с осями х (красная линия) и у (зеленая линия). Эти катушки генерируют токи, протекающие по круговым контурам с центрами на этих осях в плоскостях, перпендикулярных этим осям. х-, у- и z-компоненты генератора взаимодействуют с х-, у- и z-аналогичными компонентами приемников. За УЭС пласта σ в вертикальных скважинах с горизонтальными слоями отвечают только хх-, уу- и zz-элементы матрицы данных. Для полного измерения УЭС в наклонных скважинах или скважинах с наклонными слоями требуются все девять элементов матрицы данных. Несколько пар «трехмерный генератор–приемник» участвуют в проведении 234 измерений удельной проводимости для каждого значения радиуса исследования. 11. Habashy T and Anderson B: “Reconciling Differences in Depth of Investigation Between 2-MHz Phase Shift and Attenuation Resistivity Measurements,” Transactions of the SPWLA 32nd Annual Logging Symposium, Midland, Texas, June 16–19, 1991, paper E. 12. Moran and Gianzero, сноска 6. 13. О теоретическом решении уравнений Максвелла в применении к индукционном каротажу см. Moran and Kunz, сноска 8. Anderson B, Safinya KA and Habashy T: “Effects of Dipping Beds on the Response of Induction Tools,” paper SPE 15488, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, October 5–8, 1986. 14. Rosthal R, Barber T, Bonner S, Chen K-C, Davydycheva S, Hazen G, Homan D, Kibbe C, Minerbo G, Schlein R, Villegas L, Wang H and Zhou F: “Field Test Results of an Experimental FullyTriaxial Induction Tool,” Transactions of the SPWLA 17th Annual Logging Symposium, Galveston, Texas, June 22–25, 2003, paper QQ. 15. Подробнее о конструкции и моделировании прибора Rt Scanner см. Barber T, Anderson B, Abubakar A, Broussard T, Chen K-C, Davydycheva S, Druskin V, Habashy T, Homan D, Minerbo G, Rosthal R, Schlein R and Wang H: “Determining Formation Resistivity Anisotropy in the Presence of Invasion,” paper SPE 90526, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. 16. Moran and Gianzero, сноска 6. 17. Barber TD, Broussard T, Minerbo G, Sijercic Z and Murgatroyd D: “Interpretation of Multiarray Logs in Invaded Formations at High Relative Dip Angles,” The Log Analyst 40, no. 3 (May–June 1999): 202–217. 18. В процессе бурения жидкость в составе бурового раствора попадает из ствола скважины в проницаемые породы. Этот фильтрат бурового раствора изменяет электрические характеристики пласта, окружающего скважину. Глубина проникновения фильтрата и геометрия этого процесса могут быть непредсказуемыми. 79 xx xy 0 –50 100 50 Ось y 0 –50 –100 –100 –50 0 50 Ось y Ось х yx 0 –50 –100 –100 –50 0 50 50 100 Ось y Ось х yy –50 100 0 –50 100 50 0 –50 –100 –100 –50 0 50 100 Ось y zx 0 –50 –100 –100 –50 0 50 50 100 Ось y Ось х 0 –50 100 50 Ось y 0 –50 –100 –100 –50 0 50 Ось х 100 Ось х 0 –50 –100 –100 –50 0 50 100 Ось х 50 Ось z Ось z –50 100 100 zz 50 0 –50 50 0 zy 50 –100 0 –50 100 50 Ось х –50 –100 50 Ось z Ось z 0 0 yz 50 Ось y 0 –50 100 50 100 50 Ось z 50 Ось z 0 –50 100 Ось z xz 50 Ось z Ось z 50 0 –50 100 50 Ось y 0 –50 –100 –100 –50 0 50 100 Ось х 50 Ось y 0 –50 –100 –100 –50 0 50 100 Ось х Рис. 6. Борновское приближение тензора электрических напряжений при трехмерных индукционных измерениях. Борновская функция отклика для прибора трехмерного индукционного каротажа имеет гораздо более сложную структуру, чем для прибора одномерного индукционного каротажа. Имеется девять составляющих отклика, каждая из которых соответствует одной из компонент тензора электрических напряжений. Каждая пара «генератор–приемник» генерирует положительный (красные области) и отрицательный (синие области) отклики. Поверхности изображают области, откуда исходит 90% сигнала, регистрируемого измерительной катушкой. Каждая из девяти компонент накладывается на точку записи прибора. хх-, уу- и zz-составляющие описывают взаимодействие генератора трехмерного сигнала и приемника трехмерного сигнала вдоль соответствующей оси. Остальные шесть составляющих характеризуют влияние остальных катушек. zz-Составляющая (справа внизу на рис.) – единственная, которую можно измерить более простым прибором одномерного индукционного каротажа. сигнала, размещенных так, чтобы их центры совпадали, трех ближних приемников одномерного сигнала и трех групп приемников трехмерного сигнала также с совпадающими центрами. Катушка, генерирующая трехмерный сигнал, создает три направленных магнитных момента вдоль осей х, у и z. Каждая группа приемников трехмерного сигнала выдает один элемент данных, описывающий передачу и прием компоненты сигнала вдоль одной из осей, и два элемента данных, характеризующих влияние катушек, генерирующих компоненты сигнала вдоль двух остальных направлений. Такая конфигурация дает в общей сложности девять элементов тензора электрических напряжений 3 × 3 для любого данного измерения. Все девять элементов измеряются одновременно. С помощью усовершенствованного 80 метода инверсии по тензору электрических напряжений определяется анизотропия УЭС, положение пластовых границ и относительное падение слоев. Группы приемников расположены с разным интервалом, чтобы обеспечить несколько радиусов исследования. В борновском приближении для отклика прибора трехмерного индукционного каротажа можно графически изобразить решения уравнений Максвелла для зондируемого объема (рис. 6). Показанная выше область отклика прибора одномерного индукционного каротажа имеет вид тороида; прибор трехмерного индукционного каротажа дает девять откликов, наложенных друг на друга. zz-Элемент данных, полученных с помощью прибора Rt Scanner, практически идентичен сигналу, измеряемому прибором одномерного индукционного каротажа. Совмещение центров катушек является важной особенностью прибора Rt Scanner: когда центры генератора или приемников не совмещены, расстояния, характеризующие недиагональные элементы тензора электрических напряжений, будут отличаться от расстояний для его диагональных элементов. Поскольку весь комплекс измерений осуществляется при одном значении радиуса исследования, для получения тензоров данных не нужно производить сдвигов по радиусу исследования. Когда все девять элементов измеряются на одном расстоянии в одном месте, матрицу можно математически повернуть для решения задачи об относительном падении пласта. Переход от одной системы координат к другой существенно упрощается также благодаря тому, что при этом используется простое преобразоваНефтегазовое обозрение ние, и все измерения проводятся в одной и той же системе при одном и том же значении радиуса исследования. Совмещение центров катушек особенно важно в тех случаях, когда плоскости напластования не перпендикулярны относительному положению прибора. Сила в обработке Совмещенные взаимно перпендикулярные пары «генератор–приемник» позволили осуществлять трехмерные измерения УЭС, но главным фактором, ускорившим разработку этого прибора, послужили достижения в области вычислительной техники. Даже в конце 1990-х гг. трехмерный индукционный каротаж считался лишь теоретической концепцией, главным образом, из-за отсутствия вычислительных мощностей, достаточных для моделирования и разработки алгоритмов быстрой обработки данных. 19 Прогресс в этой области для индукционного каротажа сопротивлений подтверждает закон Мура об удваивании вычислительных возможностей каждые два года. Первые приборы индукционного каротажа преобразовывали измеренную в скважине удельную проводимость в аналоговый сигнал электрического напряжения, который измерялся на поверхности. Интерпретаторы определяли УЭС по каротажным диаграммам и вводили табличные поправки, чтобы учесть влияние вмещающих пород и проникновения фильтрата бурового раствора, но обычно игнорировали влияние скважины. Затем были разработаны поправочные таблицы на основе кривых геометрического фактора, полученных в результате лабораторных измерений в пластмассовых трубках, погруженных в воду разной минерализации. 20 В середине 1980-х гг. эти эмпирические таблицы были переработаны с помощью компьютерного моделирования. Ручной процесс ввода поправок в данные индукционного каротажа выполнялся последовательно: сначала вводились поправки на влияние скважины, а затем поправки на влияние вмещающих пород и проникновение фильтрата бурового Лето 2008 раствора. С появлением регистраторов данных появилась возможность компьютерной обработки данных. Для автоматического ввода одномерных поправок были разработаны специальные алгоритмы – сначала в вычислительных центрах с центральным компьютером, а затем, по мере увеличения вычислительных мощностей, и на скважине с помощью компьютеризированных каротажных станций. Достижения компьютерной техники сделали ручной ввод поправок устаревшим, однако при этом остались некоторые методологические проблемы. Разработанные алгоритмы учитывали горизонтальные и однородные слои, и поправки вводились так же линейно, как это делалось интерпретаторами вручную. Но вихревые токи, создаваемые индукционными приборами, пересекают все среды, с которыми входят в контакт, и взаимодействуют с ними сложным и нелинейным образом. 21 Последовательный подход, использовавшийся десятилетиями, оказался неадекватным. Ситуация улучшилась после разработки двумерных несимметричных алгоритмов быстрого решения прямой задачи в середине 1980-х гг. Они продемонстрировали, насколько неточен метод последовательного ввода табличных поправок для определения истинного УЭС Rt, особенно в маломощных слоях с проникшим в них фильтратом бурового раствора. Создание прибора AIT стало результатом уроков, полученных на этих моделях. С тех пор для определения Rt использовались различные методы, включая итерационное моделирование и инверсию. 22 Были получены модели, включавшие одномерные поправки и поправки на проникновение фильтрата и негоризонтальное напластование (двумерные), а также поправки на нелинейное проникновение фильтрата в наклонные пласты (трехмерные). Лишь недавно средства компьютерной обработки достигли такой стадии развития, которая позволяет создавать алгоритмы инверсии, полностью корректирующие данные индукционных измерений. Эти алгоритмы сокращают время вычислений с нескольких недель до нескольких часов. Если закон Мура останется действующим, то продолжительность обработки индукционных данных в конечном итоге сократится до нескольких секунд. Индукционные данные об УЭС, получаемые прибором трехмерного индукционного каротажа, теперь можно обрабатывать за разумное время. Все необходимое для создания прибора трехмерного индукционного каротажа имелось в наличии, и следующим шагом должны были стать его испытания. Испытание алгоритма Чтобы проверить функциональную адекватность алгоритма получения и инверсии данных трехмерного индукционного каротажа, была построена одномерная горизонтально-слоистая модель с поперечной анизотропией (рис. 7). Пять слоев имитировали сложный пласт-коллектор в составе двух низкоомных песчаных слоев, высокоомных песков, анизотропных низкоомных глин и слоистой песчано-глинистой толщи. Достоверные измерения приборами одномерного каротажа в этом модельном пласте были ограничены. Испытание подтвердило, что приборы трехмерного индукционного каротажа преодолели эти ограничения, обеспечив точное измерение УЭС в сложных условиях. Результатами обработки данных являются истинное УЭС, скорректированное на наклон неслоистых пластов, и УЭС, на которое оказывают влияние глины в слоистых пластах. Обработка позволила определить R v, хотя оно эквивалентно R h в изотропных интервалах. R v и R h для двух слоистых пластов не равны друг другу, и их кривые расходятся в зависимости от степени анизотропии. Ни R h , ни R v 19. Anderson BI: Modeling and Inversion Methods for the Interpretation of Resistivity Logging Tool Response. Delft, The Netherlands: Delft University Press, 2001. 20. Moran and Kunz, сноска 8. 21. Anderson, сноска 19. 22. Howard AQ: “A New Invasion Model for Resistivity Log Interpretation,” The Log Analyst 33, no. 2 (March–April 1992): 96–110. 81 Удельная электрическая проводимость, мСм/м –2 500 –2 000 –1 500 –1 000 500 0 10 Глубина, футы 20 30 40 50 0 500 Удельная электрическая проводимость, мСм/м 1 000 1 500 2 000 –2 500 –2 000 –1 500 –1 000 500 0 500 Удельная электрическая проводимость, мСм/м 1 000 1 500 2 000 –2 500 –2 000 –1 500 –1 000 500 0 500 1 000 1 500 2 000 xx xy xz yx yy yz zx zy zz σh σv 60 70 80 Φ УЭС, Ом•м 1 10 Θ 100 0 10 Глубина, футы 20 0 фут 30 40 50 60 70 Rh Rv Rh (после инверсии) Rv (после инверсии) Rh = 1 Ом м Rv = 2 Ом м • • 20 фут Rh = 1,9 Ом м Rv = 11,0 Ом м • 80 • 30 фут Rh = Rv = 50 Ом м • 40 фут Rh = Rv = 0,5 Ом м • 50 фут Rh = Rv = 1 Ом м • 80 фут Рис. 7. Моделирование отклика прибора трехмерного индукционного каротажа. Одномерная, горизонтально-слоистая, поперечноизотропная модель использовалась для проверки отклика прибора трехмерного индукционного каротажа в известных условиях (справа внизу на рис.). Пять модельных пластов включали два низкоомных однородных пласта, высокоомный однородный пласт и два анизотропных пласта с сильно- и слабоконтрастными слоями. Первое измерение проводилось в горизонтальных пластах вертикальным прибором (слева вверху на рис.). Измеренные zz-компонента (синяя кривая) и уу-компонента (зеленая кривая) реагируют на УЭС этих пластов, но хх-компонента и все недиагональные компоненты равны нулю. Перед инверсией ни одна кривая не показывает правильную горизонтальную (розовая пунктирная линия) и вертикальную (черная пунктирная линия) удельную проводимость. Затем модельная скважина была наклонена на Θ = 75º, 82 а прибор был повернут на Φ = 30º относительно верхней стороны ствола. Все девять компонент стали активными (в центре рис.) и отличными от вертикальной модели. Измеренная zz-компонента (синяя кривая) соответствует одномерному измерению УЭС, и хотя его кривая схожа с кривой для вертикальной модели, ее форма и амплитуда изменились. Затем данные были математически повернуты (справа вверху на рис.) в положение с нулевым вкладом недиагональных ух- и уz-компонент (зеленая пунктирная линия). Угол поворота, необходимый для обнуления этих компонент, соответствует относительному наклону слоев. В конце концов, данные подверглись инверсии, корректировке на мощность и наклон пласта и преобразованию удельной проводимости в УЭС (слева внизу на рис.). R v (синяя линия) и R h (красная линия) в трех нижних однородных слоях равны и совпадают с входными значениями УЭС. В слоистых пластах эти кривые расходятся из-за анизотропии. Нефтегазовое обозрение Модельный профиль Rt Глубина, футы УЭС по индукционному каротажу с большим радиусом исследования 0,2 Ом м • 1 800 2 000 Модельный профиль Rt Глубина, футы Модельный профиль Rh и Rv Горизонтальное УЭС Rh УЭС по индукционному каротажу с большим радиусом исследования 0,2 Ом м • 2 000 Вертикальное УЭС Rv 0,2 Ом м • 2 000 1 800 Rглины Rпески 1 810 1 810 Rпески 1 820 Rпески Rh 1 820 Rv Rглины 1 830 1 830 1 840 1 840 Rпески Rглины Рис. 8. Направление имеет значение. При надлежащих условиях отклик в однородном изотропном слое при большом радиусе исследования (слева на рис.) схож с откликом в анизотропном слоистом пласте (в центре рис.). Это имеет место тогда, когда мощность пластов меньше разрешающей способности прибора по вертикали. Разрешающая способность по вертикали для конфигурации с большим радиусом исследования (90 дюймов) составляет от 1 до 4 футов (0,3–1,2 м). Измерение горизонтального УЭС R h аналогично измерениям при параллельном соединении резис- не представляют истинное УЭС модельного коллектора в слоистых интервалах, однако была разработана методика для определения УЭС в песчаных слоях. Истинное УЭС Истинное УЭС пласта R t – это характеристика невозмущенной прискважинной зоны. Проведен большой объем исследований, направленных на поиск путей определения этого неуловимого параметра. Индукционные измерения УЭС в нетронутой зоне основаны на допущениях о некоторой степени однородности, согласном залегании перпендикулярно направленных пластов и изотропных коллекторов. Но в природе все это имеет место очень редко. Концепция вертикального и горизонтального УЭС возникла на заре зарождения электрокаротажа. Измеренное кажущееся УЭС R a последовательных слоев горных пород изменяется вместе с направлением измерений. Если измерения проводятся параллельно слоям, то результат идентичен результатам измерений на параллельно соедиЛето 2008 торов, и основное влияние на величину УЭС в слоистом пласте оказывает слой с наименьшим УЭС – слой глины с сопротивлением R глины. Стандартные индукционные приборы могут легко пропустить песчаные слои, содержащие углеводороды. Вертикальное УЭС R v аналогично сопротивлению последовательно соединенных резисторов (справа на рис.), и на его величину больше всего влияет слой с наибольшим УЭС. Большое расхождение между R v и R h указывает на анизотропию. ненных резисторах, когда доминируют наименьшие сопротивления (рис. 8). Ток в параллельной цепи резисторов большей частью протекает через меньшие сопротивления, и величина силы тока через каждый резистор обратно пропорциональна его сопротивлению. Измерение в этой последовательности слоев аналогично измерению сопротивления резисторов, соединенных последовательно. Сопротивление последовательной электрической цепи равно сумме сопротивлений отдельных резисторов. Доминирующим сопротивлением потому является наивысшее – каковым, очевидно, будет сопротивление слоев, содержащих углеводороды. Зависимость измеренного сопротивления от направления измерения называется электрической анизотропией. Поскольку электрокаротаж начал применяться в вертикальных скважинах, пробуренных в последовательностях более или менее горизонтальных слоев, параллельное напластованию УЭС получило название горизонтального (R h ), а перпендикулярное слоям – вертикального (R v ). В мощных изотропных песках R h = R a = R v. Но если мощность слоев меньше разрешающей способности прибора по вертикали, то значение R h измеряется, как в параллельной электрической цепи. В большинство технологий определения УЭС пласта измеряют горизонтальную компоненту, что создает трудности в оценке маломощных пластов, сложенных глинами и насыщенных углеводородами песками. При одномерных индукционных измерениях вихревые токи протекают по горизонтальным контурам, и результирующая чувствительность относится только к горизонтальному УЭС. Для большинства слоистых пластов R h ≠ R v. Основываясь на аналогии с параллельной цепью, R a будет соответствовать слою с наименьшим УЭС (обычно, глинам). В этом заключается проблема интерпретации УЭС, измеренного методом индукционного каротажа в слоистых пластах: доминирующие, лучше проводящие слои маскируют хуже проводящие слои, которые могут содержать углеводороды. Результатом этого является возможный про83 Rглиныv Rглиныh 1 Rv = 12,8 Ом м • Rпески Rпески Rh = Fпески + Rпески Rv = Fпески x Fглины Rглиныh Rпески + Fглины x Rглиныv Rh = 2,3 Ом м • Rглиныv Rглиныh Rпески Rпески Rпески = 20 Ом м • Rглиныv Rглиныh Rглины*v = 2 Ом м • Rглины*h = 1 Ом м • Rпески Rпески Рис. 9. Скрытая насыщенность. Прибор Rt Scanner измеряет значения R h и R v. По этим параметрам и парциальным объемам песков и глин можно определить УЭС песчаных слоев. В настоящем примере, прибор традиционного индукционного каротажа показал бы значение R h = 2,3 Ом •м. R v , измеренное прибором трехмерного индукционного каротажа, равно 12,8 Ом •м. Парциальные объемы глин и песков F глины и F пески определяются с помощью спектроскопии гамма-излучения нейтронного захвата для элементного анализа Elemental Capture Spectroscopy (ECS). Поскольку глины часто характеризуются анизотропией и в отсутствие переслаивания с пуск или недооценка продуктивных зон. 23 Отношение R v /R h полезно для определения степени анизотропии, и если оно превышает 5, то это является предупреждением интерпретатору о необходимости проверки разреза на потенциальное присутствие слоистых коллекторов. Интересующая нас часть пласта в слоистой песчано-глинистой последовательности – это пески. Хотя R v не дает фактического УЭС песчаного слоя, содержащего углеводороды (R пески ), для определения последнего его можно объединить с другими измеренными параметрами. Чтобы получить УЭС песчаных слоев, необходимо исключить влияние глин из результатов объемных измерений (рис. 9). Для расчета R пески по R h и R v требуется дополнительный 84 Fглины = 40% Fпески = 60% песками, в данном примере использованы две разных величины: вертикальное R глины-v = 2 Ом •м и R глины-h = 1 Ом •м. Они должны определяться в интервале анизотропных глин. Данный метод дает отношение R v /R h в глинах, равное 2 (это отношение для всей песчано-глинистой толщи равно 5,6). Решив уравнения (справа на рис.) для R пески , получаем 20 Ом •м. Значение 2,3 Ом •м, полученное прибором традиционного индукционного каротажа, может привести к существенной недооценке объема, заполненного углеводородами. источник данных, чтобы определить объем глин перед тем, как исключить их влияние. Этот объем можно оценить по нескольким источникам, включая спектроскопию гамма-излучения нейтронного захвата для элементного анализа Elemental Capture Spectroscopy (ECS). Полученное R пески можно использовать в расчетах водонасыщенности S w по уравнению Арчи. Полный вывод формулы для R пески и S w в анизотропных условиях можно найти в литературных источниках. 24 Расчет R пески и S w для песчаной части обычно выполняется с помощью программ петрофизического анализа. Кроме того, созданы электронные таблицы Excel для ручного перевода R v и R h в водонасыщенность S w. 25 Трехмерные индукционные измерения теперь свободны от двух основных ограничений, характерных для одномерных измерений, – неправильного определения УЭС в наклонных пластах и влияния анизотропии. Более точное УЭС ведет к более точной S w, что позволяет петрофизикам правильно оценивать содержащие углеводороды пласты. Правильное описание слоистых песков означает меньшее число пропущенных низкоомных коллекторов. Определение истинного УЭС в наклонных скважинах и пластах обеспечивает более точный объемный анализ. В итоге это дает возможность открыть и добыть больше запасов нефти и газа. Приведенные ниже практические примеры демонстрируют применение трехмерных индукционных измерений для Нефтегазовое обозрение оценки трудно интерпретируемых нефтяных и газовых скважин. Истинное УЭС в наклонных скважинах В скважину с углом наклона 60º у побережья Анголы был спущен прибор AIT. Скважина вскрыла два 30-футовых (10-метровых) песчаных интервала с высоким УЭС. Интервалы мощностью 30 футов обычно находятся в пределах разрешающей способности этого прибора одномерного каротажа по вертикали, что должно было обеспечить достаточно точное определение R t при максимальном радиусе исследования – 90 дюймов. Однако показанное им значение оказалось заниженным из-за влияния наклона скважины. Затем в тот же интервал был спущен прибор Rt Scanner. Измеренные им величины, подвергшиеся инверсии и корректировке на влияние наклона, дали более точные значения УЭС, чем прибор AIT (рис. 10). Скорректированное УЭС по Rt Scanner в пять раз больше значения УЭС по AIT при большом радиусе исследования. Хотя водонасыщенность, рассчитанная по УЭС, определенному любым из этих приборов, указала бы на наличие углеводородов, подсчет запасов дал бы сильно различающиеся результаты. Более высокая насыщенность углеводородами и повышенные объемы по данным Rt Scanner могли бы повлиять на проектирование добывающего комплекса, долгосрочное планирование инфраструктуры и решения по извлечению углеводородов в случае развертывания программ вторичных и третичных методов защиты. Точное значение Rt важно во многих аспектах, особенно для малорентабельных коллекторов, в отношении которых решения о разработке или отказе от нее на основе менее точных данных могут привести к недооценке пластовых запасов углеводородов. Дополнительным фактором является стоимость разбуривания глубоководных перспективных объектов, ограничивающая количество скважин, которые целесообразно пробурить для их первичной оценки. Петрофизики и геологи вынуждены строить модели пласта по данным, полученЛето 2008 Кавернометрия 6 дюймы 16 Гаммакаротаж Глубина, футы 0 gAPI 150 X 900 УЭС по измерениям AIT Ом м УЭС по измерениям Rt Scanner Ом м • 1 10 100 • 1 000 1 10 100 1 000 Y 000 Y 100 зонд 10 дюймов зонд 20 дюймов зонд 30 дюймов зонд 60 дюймов зонд 90 дюймов зонд 90 дюймов Rh Rv Y 200 Рис. 10. Коррекция УЭС на наклон скважины. Правильное значение УЭС является критическим параметром для точного расчета пластовых запасов углеводородов. Данная скважина с углом наклона 60º вскрыла две продуктивные зоны с высоким УЭС. При радиусе исследования 90 дюймов прибор AIT (дорожка 2, зеленая пунктирная линия) показал 100 Ом •м в верхнем интервале (Х 940–Х 990 футов) и всего 20 Ом •м в нижнем интервале (Y 000–Y 050 футов). Скорректированные на наклон данные прибора Rt Scanner (дорожка 3, красная кривая) говорят о более высоком УЭС: примерно 500 Ом •м в верхних песках и 100 Ом •м в нижних песках. R h в нижних 100 футах (Y 100–Y 200 футов) значительно меньше R v (красная кривая), что указывает на анизотропию. Эта анизотропия (желтая область) дает основания предположить о наличии слоистой песчано-глинистой толщи. Дальнейший анализ данного интервала может выявить дополнительный углеводородный потенциал. ным на поверхности и подтвержденным по немногим имеющимся скважинам. Эти модели должны быть откалиброваны по наиболее точным из имеющихся данных, поскольку нет возможности позволить себе роскошь пробурить дорогостоящие скважины за контуром и внутри контура месторождения для уточнения моделей. Для лучшего описания коллектора с самой первой скважины более рентабельно использовать точные данные трехмерного индукционного каротажа, скорректированные на наклон и угол падения пласта. Анизотропия в глубоководных турбидитах Нефтегазовые компании не могут позволить себе недооценку запасов и упущенные добычные возможности. К сожалению, толщи с переслаиванием песков и глин часто пропускаются из-за эффектов анизотропии. Примерами слоистых коллекторов являются турбидиты и аллювиальнодельтовые отложения. К таким типам сред применимо определение «низкоомный коллектор». Главной причиной этой низкоомности является обусловленное анизотропией занижение УЭС, измеренного приборами традиционного индукционными каротажа. Но даже при правильном выделении таких коллекторов их трудно оценить. С практической точки зрения, использование традиционно 23. Boyd A, Darling H, Tabanou J, Davis B, Lyon B, Flaum C, Klein J, Sneider RM, Sibbit A and Singer J: “The Lowdown on Low-Resistivity Pay,” Oilfield Review 7, no. 3 (Autumn 1995): 4–18. 24. Clavaud JB, Nelson R, Guru UK and Wang H: “Field Example of Enhanced Hydrocarbon Estimation in Thinly Laminated Formation with a Triaxial Array Induction Tool: A Laminated Sand-Shale Analysis with Anisotropic Shale,” Transactions of the SPWLA 46th Annual Logging Symposium, New Orleans, June 26–29, 2005, paper WW. 25. Clavaud et al, сноска 24. 85 УЭС Вода зонд 10 дюймов 0,2 Ом м • 100 зонд 20 дюймов Газ Объемная плотность г/см3 2,65 Пористость по зонд 30 дюймов Кавернометрия нейтронному каротажу 6 дюймы 16 % 0 0,2 Ом м 100 60 Пористость Гаммакаротаж зонд 60 дюймов по кроссплоту 0 gAPI 150 0,2 Ом м 100 60 % 0 зонд 90 дюймов Гаммакаротаж Sw Глубина, Перекрытие 0,2 Ом м 100 0 у.е 50 м 100 % X X45 0,2 Ом м • Кварц 100 1,65 П А К И СТА Н 50 • • ИНДИЯ Связанная вода Эффектив ная порис тость • К И ТА Й АФГАНИСТАН 0 % 0 Угле водороды Монтмориллонит Литология 100 % 0 KG*DWN*98/3 X X50 ШРИЛ АНКА X X55 Анизотропная зона X X60 X X65 X X70 X X75 Рис.12. Бассейн Кришна-Годавари у восточного побережья Индии. Скважина KG-1 пробурена в блоке KG-DWN-98/3. Тонкие слои в представленном керне имеют толщину около миллиметра (0,04 дюйма), типичную для турбидитных последовательностей этого бассейна. Минимальная разрешающая способность индукционных приборов по вертикали составляет 0,3 м. Оценка и подсчет извлекаемых запасов углеводородов затруднены из-за низкоомного и анизотропного характера коллектора. измеренных значений УЭС для подсчета запасов углеводородов может привести к их занижению более чем на 60% по сравнению с результатами анализа по R v и R h . 26 Бассейн КришнаГодавари (Krishna-Godavari) у восточного побережья Индии является примером глубоководного месторождения в маломощной песчано-глинистой турбидитной толще (рис. 11). Компании Reliance Industries здесь сначала 86 X X80 Рис.12. Недооцененные запасы. Программа анализа ELANPlus рассчитывает содержание углеводородов (дорожка 5, красные области) в песках (дорожка 6, желтая область) по данным стандартных методов каротажа. Полученные объемы низки, если учесть протяженность песчанистых интервалов. Водонасыщенность и содержание углеводородов выше отметки Х Х65 м указывают на низкий приток нефти или газа. Однако известно, что эта зона представляет собой слоистую песчано-глинистую турбидитную последовательность. Прибор трехмерного индукционного каротажа может помочь в определении степени анизотропии и запасов углеводородов. сопутствовал успех, но количественная оценка пластовых запасов углеводородов в условиях анизотропии оказалась затруднена. Маломощные продуктивные слои по определению имеют толщину меньшую, чем разрешающая способность прибора по вертикали. Толщины песчано-глинисто-алевритистых пропластков были порядка миллиметров, что намного меньше минимальной разрешающей способности имевшихся индукционных приборов, равной 1 футу (0,3 м), и даже меньше разрешающей способности по вертикали приборов каро- 26. Saxena K, Tyagi A, Klimentos T, Morriss C and Mathew A: “Evaluating Deepwater Thin-Bedded Reservoirs with Rt Scanner,” presented at the 4th PetroMin Deepwater and Subsea Conference, Kuala Lumpur, June 20–21, 2006. Нефтегазовое обозрение тажа пористости, равной 1,2-дюйма (3 см). Кривые, полученные традиционными приборами, не предоставили достаточной информации для оценки анизотропных зон (рис. 12). Интервал выше отметки Х Х65 м, где заканчиваются участки более чистых, продуктивных песчаников, характеризуется УЭС от 1 до 2 Ом • м. При таком низком УЭС не следует ожидать притока углеводородов. Компания Reliance провела в скважине KG-1 комплекс каротажа с высоким разрешением и измерения микросканером для скважин с буровым раствором на углеводородной основе Oil-Base MicroImager OBMI (рис. 13). Изображения OBMI поз- волили выявить тонкую слоистость, подтвержденную исследованиями керна. По данным OBMI с высоким разрешением получена синтетическая диаграмма УЭС, которая указала на анизотропию. Значения УЭС, измеренные прибором AIT, составили от 1 до 2 Ом • м. Из-за того, что AIT показал такие низкие значение в УЭС зонд 10 дюймов 0,2 Ом м • 200 зонд 20 дюймов 0,2 Гаммакаротаж 0 gAPI у.е. • 200 зонд 30 дюймов 150 0,2 Сигма 0 Ом м Ом м • 200 зонд 60 дюймов 50 0,2 Ом м • 200 Объемная плотность 1,65 г/см3 2,65 Пористость по Кавернометрия зонд 90 дюймов нейтронному каротажу 0° 120° 240° 360° 6 дюймы 16 0,2 Ом м 200 60 % 0 Изображение OBMI Диаметр долота Глубина, Данные OBMI Высокая Низкая Перекрытие м 6 дюймы 16 0,2 Ом м 200 проводимость проводимость • • 73 74 75 76 77 78 79 Рис.13. Каротажные диаграммы и керн по скважине KG-1. На керне справа видны тонкие слои, которые также можно выделить на изображении OBMI (дорожка 4). Все пять кривых AIT (дорожка 2) совпадают друг с другом, но частые осцилляции кривой УЭС по данным OMBI (зеленая кривая) указывают на наличие тонких слоев. Они видны благодаря лучшей разрешающей способности микросканера по вертикали. Кривые, полученные приборами Лето 2008 нейтронного и плотностного каротажа (дорожка 3), расходятся практически на всем интервале, что говорит о высокой глинистости. В нескольких местах эти кривые пересекаются (желтые области), что указывает на возможное наличие легкой нефти или газа, но мощность этих зон не превышает 1 метра (3 фута). Низкое УЭС, измеренное прибором AIT, и небольшое пескосодержание могут привести к недооценке притока углеводородов в этом интервале. 87 тонкослоистом коллекторе, в комплекс каротажа был добавлен прибор Rt Scanner. Данные, полученные с его помощью, показали высокую степень анизотропии коллектора и обеспе- Результаты измерений Rt Scanner подтверждены керновыми данными (рис. 14). С помощью программы расширенного полиминерального анализа по каротажным данным ELANPlus и чили точное измерение УЭС песков. Несколько перспективных зон, в которых отношение R v /R h превысило 5, были выбраны для дальнейшего анализа. В зонах скважины KG-1, где R v /R h меньше 5, нет слоистости. УЭС 0 Некачественный ствол зонд 10 дюймов Гаммакаротаж зонд 20 дюймов gAPI 0,2 Ом•м 200 0,2 Ом•м 200 100 Объемная Rh плотность 0,2 Ом•м 200 0,2 Ом•м 200 1,65 г/см3 2,65 Кавернометрия 8 дюймы зонд 30 дюймов 18 зонд 60 дюймов Диаметр долота 8 дюймы 0 Rv Пористость по нейтрон. каротажу 0,2 Ом•м 200 0,2 Ом•м 200 60 18 Отношение Rv/Rh Пористость (плотн., нейтрон.) Глубина, м 20 зонд 90 дюймов Rпески % 0 Пористость по кроссплоту 0,2 Ом•м 200 0,2 Ом•м 200 60 % 0 80 На керне тонких слоев не видно 90 На керне видны тонкие слои. Отношение Rv/Rh по Rt Scanner равно 9. Эта зона характеризуется высокой электри ческой анизотропией. 100 Отношение Rv/Rh низкое. Эта зона характеризуется пренебрежимо малой элек трической анизотропией. 110 120 Рис.14. Определение анизотропии по отношению R v /R h . Прибор Rt Scanner позволяет определить отношение R v /R h (дорожка 1, черная кривая), которое в некоторых интервалах превышает 5 (красная стрелка). Эти зоны соответствуют слоистости, видимой на керне (слева на рис.). В интервалах низкого R v /R h (черная стрелка) слоистость на керне практически отсутствует (справа на рис.). На этом участке R h (дорожка 3, синяя кривая) ред- 88 ко превышает 2 Ом • м, хотя R v (красная кривая) и R пески (черная кривая) здесь же намного выше. Кривые плотностного и нейтронного каротажа (дорожка 4) показывают наличие углеводородов (красные области) ниже отметки 100 м, но это не помогает оценить коллектор выше этой отметки. Хотя низкие значения R h говорят о низком углеводородном потенциале, повышенные значения R пески говорят о наличии углеводородов. Нефтегазовое обозрение традиционных методов интерпретации было определено, что мощность качественного коллектора составляет около 8 м (26,2 фута). В резуль- тате ввода трехмерных индукционных данных по всему интервалу каротажа в анализ получилось, что эффективная нефтегазонасыщен- ная мощность увеличилась на 35% (при пористости 7% и водонасыщенности 80%). Рассчитанный объем запасов увеличился на 55% по Вода УЭС зонд 10 дюймов 0,2 0,2 Кавернометрия дюймы дюймы 18 0,2 18 0,2 Ом•м Глубина, м 200 0,2 200 0,2 зонд 90 дюймов 0,2 20 Ом•м Ом•м Пористость (плотн., нейтрон.) 200 зонд 60 дюймов Отношение Rv/Rh 0 Ом•м зонд 30 дюймов Диаметр долота 8 Газ 200 зонд 20 дюймов Некачественный ствол 8 Ом•м 200 0,2 Кварц Rпески Объемная плотность 200 1,65 г/см3 2,65 Пористость по Rt Scanner Sw нейтрон. каротажу 200 60 % 0 % 0 100 Пористость по AIT S w кроссплоту Ом•м 200 60 Rh Ом•м Rv Ом•м % 0 100 % 0 100 Связанная вода Монтмориллонит Литология % 0 30 40 50 60 70 Рис.15. Включение данных Rt Scanner. Кривые AIT (дорожка 2) показывают значения примерно 1 Ом • м с несколькими интервалами 2 Ом • м. Кривая R h (дорожка 3, синяя кривая) эквивалентна кривой для 90-дюймового зонда AIT. Величина R v (красная кривая) в нескольких интервалах превышает 10 Ом • м. Исходным параметром Лето 2008 в расчете водонасыщенности S w является R пески (черная кривая), вычисленное по данным Rt Scanner. Значения S w по Rt Scanner (дорожка 5, красная кривая) меньше значений S w по данным AIT (синяя кривая). Это говорит о том, что в коллекторе содержится больше углеводородов, чем было вычислено вначале. 89 сравнению с предыдущими оценками, полученными с помощью традиционных каротажных диаграмм и программ петрофизической оценки (рис. 15). 9 Определение анизотропии в скважине в Западной Африке Интерпретация электрически анизотропных коллекторов традиционными методами петрофизического анализа достаточно трудна. В работе Клейна и соавторов были впервые предложены принципы использования для этого графических кроссплотов. 27 Эта методика в дальнейшем включила данные дополнительных методов каротажа, включая метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) и трехмерный индукционный каротаж сопротивлений. 28 Исходные диаграммы Клейна строились с учетом напластования изотропного макро- и микропористого материала и напластования крупно- и мелкозернистых песков, что не является характерным для слоистых песчаноглинистых комплексов, окруженных анизотропными глинами. Было эмпирически показано, что уплотнение, которое обычно усиливается с глубиной, обуславливает повышение степени анизотропии глин (рис. 16). Более реалистичная ситуация с наличием анизотропных глин учтена в модифицированной диаграмме Клейна, по которой графически определя- 5 8 7 Rv /Rh 6 3 2 1 0 0 3 10 2 • 0 10 Rглиныv = 1 Rглиныh = 1 Точка глин Точка воды 10 1 10 0 10 10 –1 0 10 Rглиныv = 10 Rглиныh = 1 Точка глин 1 10 10 2 Rпески 10 3 60 3 10 2 10 1 10 0 10 10 –1 10 0 • Рис.17. Диаграммы Клейна. Традиционная диаграмма Клейна (слева на рис.) не учитывает анизотропию глин. Модифицированная диаграмма-«бабочка» (в центре рис.) учитывает эту анизотропию и может быть разделена на продуктивную и непродуктивную области Точка глин 1 10 10 Rh , Ом м • 2 10 Продуктивная область Непродуктивная область Точка воды –1 Rh , Ом м 90 10 С анизотропией глин Точка воды –1 50 содержат большой объем флюида, но он связан глинистыми минералами, слагающими породу. Используя пористость по ЯМР, не учитывающую флюиды в глинах, интерпретаторы могут выделить слоистые песчаноглинистые толщи с углеводородным потенциалом, исключая при этом из анализа слоистые глины. Модифицированные диаграммы Клейна схожи с кроссплотами дан- Fглины Без анизотропии глин 10 40 • 10 Rv , Ом м • Rv , Ом м 10 30 Пористость, % Rv , Ом м 2 Rпески 20 ются R v и R h , скорректированные на анизотропию глин. 29 Поскольку анизотропные глины, если их правильно не учесть, могут ошибочно указать на наличие низкоомного продуктивного интервала, то для различения слоистых глин и песчано-глинистых последовательностей используются данные ЯМР. Приборы ЯМР измеряют объем свободного флюида в пласте (т.е. пористость). Глины обычно 10 1 10 Рис.16. Анизотропия в песках и глинах. При увеличении уплотнения (красная кривая), что типично для глубинных условий осадконакопления, происходит снижение пористости глин и возрастание отношения R v /R h . Приборы трехмерного индукционного каротажа в отдельности не могут отличить вызванную уплотнением анизотропию глин от анизотропии, связанной со слоистой песчано-глинистой последовательностью. Прибор ЯМР способен выделить зоны с подвижными флюидами и отличить анизотропные глины от слоистых песчано-глинистых толщ, но объем песков и глин должен быть определен по другим источникам, например, прибором ECS. Fглины 3 10 Уп ло тн е ние 4 3 –1 10 –1 10 0 10 1 10 2 10 3 Rh , Ом м • с разделом в точке глин. Значения R v и R h попадают в определенные области, которые можно быстро проанализировать (справа на рис.). Точка воды (синий кружок) соответствует 100% водонасыщенности, а точка глин – 100% глинистости. Нефтегазовое обозрение Пористость по нейтронному/плотностному Rh, Rv, Rпески, Rглины каротажу Fглины 500 0 0.5 1.0 40 30 20 10 10 0 1 10 10 2 Анизотропия 0 5 10 15 Водонасыщенность 100 50 0 Sw Rпески S w Rh Fглины 3 10 600 2 10 Rv, Ом•м Rпески 700 Точка глин 0 10 800 Глубина, м 1 10 Rглиныv = 3.27 Rглиныh = 0.51 –1 10 900 10 –1 10 0 10 1 Rh, Ом•м 2 10 3 10 1 000 1 100 1 200 Рис.18. Модифицированная диаграмма Клейна в действии. Кроссплот значений R v и R h изображен в виде диаграммы-«бабочки» (справа на рис.). Интерпретатор выбирает точки, попадающие в область углеводородов (сиреневые точки), водоносные области (синие точки) и в точку глин (зеленая точка). Цветовая кодировка в дорожке УЭС (дорожка 3) по ELANPlus соответствует точкам данных, выбранным интерпретатором вручную. Невыбранные точки ных плотностного и нейтронного каротажа, и на них можно графически определить точку анизотропных глин (рис. 17). Из-за своей характерной формы эти модифицированные кроссплоты называются диаграммами«бабочками». По ним интерпретаторы графически выбирают параметры, контролируют качество и оценивают потенциал добычи из слоистых коллекторов. Каротажные данные из морской скважины у побережья Западной Африки наглядно демонстрируют метод модифицированных диаграмм Клейна. 30 Добавление данных ЯМР еще больше повысило точность оценки. Оператор решил включить в каротажный комплекс прибор Rt Scanner, специализированную систему ЯМР MR Scanner, приборы плотностного и нейтронного каротажа, а также микроЛето 2008 (черные точки) не показаны. Если вместо R h (черная кривая) используется R пески (красная кривая), то значения водонасыщенности изменяются (дорожка 5, желтый цвет). Интервал выше отметки 700 м характеризуется высокой анизотропией (дорожка 4, зеленая область), но низким содержанием углеводородов. Одним из достоинств модифицированных диаграмм Клейна является возможность быстрого выделения таких непродуктивных зон. сканер OBMI. Расчеты по результатам трехмерных индукционных измерений показали увеличение коэффициента песчанистости на 80% и эффективной нефтегазонасыщенной мощности на 15 футов (5 м) – с 23 до 38 футов (с 7 до 11,6 м), по сравнению с расчетами по данным стандартного каротажа и с использованием традиционных петрофизических методов (рис. 18). На модифицированных диаграммах-«бабочках» была определена 27. Klein JD, Martin PR and Allen DF: “The Petrophysics of Electrically Anisotropic Reservoirs,” The Log Analyst 38, no. 3 (May–June 2007): 25–36. 30. Cao Minh C, Joao I, Clavaud J-B and Sundararaman P: “Formation Evaluation in Thin Sand/Shale Laminations,” paper SPE 109848, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, November 11–14, 2007. 28. Fanini ON, Kriegshäuser BF, Mollison RA, Schön JH and Yu L: “Enhanced, Low-Resistivity Pay, Reservoir Exploration and Delineation with the Latest Multicomponent Induction Technology Integrated with NMR, Nuclear, and Borehole Image Measurements,” paper SPE 69447, presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, March 25–28, 2001. 29. Подробнее о модифицированных диаграммах Клейна: Cao Minh C, Clavaud J-B, Sundararaman P, Froment S, Caroli E, Billon O, Davis G and Fairbairn R: “Graphical Analysis of Laminated Sand-Shale Formations in the Presence of Anisotropic Shales,” World Oil 228, no. 9 (September 2007): 37–44. Эта статья – одна из серии трех статей. См. так же: Cao Minh C and Sundararaman P: “NMR Petrophysics in Thin Sand/Shale Laminations,” paper SPE 102435, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, September 24–27, 2006. Cao Minh C, Clavaud JB, Sundararaman P, Froment S, Caroli E, Billon O, Davis G and Fairbairn R: “Graphical Analysis of Laminated Sand-Shale Formations in the Presence of Anisotropic Shales,” Transactions of the SPWLA 21st Annual Logging Symposium, Austin, Texas, June 3–6, 2007, paper MM. 91 Пористость по Phiпески нейтронному/плотностному Phiпески ЯМР каротажу 0 0,5 1 0,4 0,2 0 Rv , Rh 0 10 100 Анизотропия 0 5 10 15 10 100 1,000 OBMI Rt Scanner Rпески NMR Rпески Fпески Fпески NMR T2 0 0 0,5 1 0 10 100 ЯМР флюид. 0 0,2 0,4 Объем УВ 0 0,2 0,4 Отсечка GR 10 РУО X 620 Fглины 3 Нефть Данные Rt Scanner Данные AIT Данные ЯМР Вода 2 10 • Rv, Ом м Rпески 1 10 Rглиныv = 1,24 Rглиныh = 0,52 X 660 Точка глин 0 Глины Продуктивные зоны Глубина, м 40 м 10 X 700 Пески –1 10 10 –1 0 1 10 10 Rh, Ом м 2 10 3 2 10 3 10 • X 740 0,5 GR 1 0,4 OBMI Y 750 0,2 0 Продуктивные зоны 0 Пористость по Phiпески Phiпески ЯМР нейтронному/плотностному каротажу Rv , Rh 0 10 100 Анизотропия 0 5 10 15 10 100 1,000 Rt Scanner Rпески NMR Rпески Fпески Fпески NMR T2 0 0 0,5 1 0 10 100 ЯМР флюид. 0 0,2 0,4 Объем УВ 0 0,2 0,4 Отсечка Fглины 3 10 2 10 РУО Rпески • Данные Rt Scanner Данные AIT Данные ЯМР Rv, Ом м Нефть 1 10 Rглиныv = 2,54 Rглиныh = 0,58 Точка глин Вода Y 800 10 м 0 Глубина, м 10 –1 10 Глины 0 10 1 10 Rh, Ом м 10 Пески Рис.19. Переменная анизотропия глин. Показаны примеры из интервалов глин двух разных типов, в которых проведен каротаж с использованием приборов Rt Scanner, плотностного и нейтронного каротажа, OBMI и MR Scanner. Данные ЯМР и плотностного и нейтронного каротажа использовались в качестве индикаторов песчаных глин (дорожка 1).Имеет место анизотропия, что видно по расхождению между кривыми R v и R h (дорожка 3) и по кривой R v /R h (дорожка 4, зеленая область). R h составляет от 1 до 2 Ом • м, а R пески (дорожка 7, красная кривая) в верхнем интервале больше 10 Ом • м. Поскольку повышенное УЭС соответствует большему объему углеводородов, их объем (дорожка 9), рассчитанный по R пески (красная кривая), превышает объем, определенный по УЭС, измеренному путем одномерного индукционного каротажа 92 –1 Продуктивные зоны Y 900 10 • Y 850 (черная кривая). Величина анизотропии на верхней диаграмме (дорожка 4, зеленая область) в интервале Х 680–Х 720 практически такая же, как и в интервале Y 760–Y 820 на нижней диаграмме. Хотя анизотропия в обоих интервалах высока, в нижнем из них она обусловлена наличием анизотропных глин, а не углеводородов. По диаграммам-«бабочкам» можно быстро выделить эти непродуктивные зоны на фоне продуктивной зоны (сиреневая область), как показано на диаграммах ELANPlus. (Сокращения: пористость нейтр. – пористость по нейтронному каротажу, пористость плотн. – пористость по плотностному каротажу, ЯМР флюид. – флюидонасыщенность по ЯМР, РУО – буровой раствор на углеводородной основе, объем УВ – объем углеводородов.) Нефтегазовое обозрение Интервал 143 м (кровля) AIT Rt Scanner ЯМР Углеводороды (НС), м Коэффициент песчанистости (NTG) 8,2 12,6 12,5 0,26 0,44 Изменение эффективной мощности (НС/NTG) Интервал 163 м (подошва) 54%/70% AIT Rt Scanner ЯМР Углеводороды, м 18,0 20,6 21,3 Коэффициент песчанистости Изменение эффективной мощности (НС/NTG) 0,47 0,57 14%/21% Рис.20. Сводные результаты. точка глин и проведено различие между анизотропными глинами и анизотропными песчано-глинистоалевритистыми последовательностями. С учетом отношения R v /R h в этих зонах непродуктивные глинистые интервалы характеризуются такой же анизотропией, что и слоистые песчано-глинистые комплексы. Этот практический пример демонстрирует, как можно использовать данные ЯМР вместе с данными трехмерного индукционного каротажа для различения непродуктивных зон и потенциально продуктивных песчаных пропластков. Еще в одном примере из Западной Африки имелось два очень разных типа глин, и модифицированные диаграммы Клейна позволили отличить коллекторские породы от глин. Два содержащих углеводороды интервала были разделены непродуктивным глинистым интервалом, однако зона со схожими характеристиками имела добычной потенциал (рис. 19). Данные трехмерного индукционного каротажа помогли правильно оценить скважину. Эффективная нефтегазонасыщенная мощность и коэффициент песчанистости в верхнем интервале были увеличены на 54 и 70% соответственно по сравнению со значениями, полученными традиционными методами. В нижнем интервале увеличение оказалось не столь заметным из-за менее интенсивной слоистости песков. Тем не менее, при использовании данных трехмерного индукционного каротажа значение коэффициента песчанистости выросло примерно на 20% (рис. 20). Непродуктивные анизотропные глины были выделены и исключены из анализа. Независимая проверка знаЛето 2008 чения эффективной нефтегазонасыщенной мощности проведена по данным прибора MR Scanner. Окончательный анализ включал более точное определение эффективной нефтегазонасыщенной мощности и коэффициента песчанистости по данным, полученным приборами Rt Scanner и MR Scanner. Полученные результаты позволили существенно увеличить расчетные запасы по сравнению с результатами по данным традиционного каротажа с помощью прибора AIT. Кроме того, модифицированные диаграммы Клейна оказались мощным средством быстрого просмотра данных. Индукционная наклонометрия В последних двух примерах из практики демонстрируется получение данных наклонометрии с помощью системы Rt Scanner. Концепция использования индукционных измерений для определения угла падения пласта не нова – она была впервые запатентована в 1960-х гг., однако до последнего времени не получила практического применения. При использовании прибора трехмерного индукционного каротажа данные наклонометрии являются побочным продуктом стандартной обработки данных. Традиционные наклономеры имеют несколько прижимных башмаков, измеряющих небольшие изменения УЭС вдоль стенки скважины. Компьютерные программы увязывают близкие показания с соседних датчиков и башмаков для расчета угла и направления падения плоскостей напластования. Данные измерений с датчиков на башмаках дают электрическое изображение ствола, с помощью которого можно визуализировать и вручную выделить (используя соответствующие компьютерные программы) структурное падение пласта, стратиграфические элементы и трещины. Разрешающая способность наклономеров по вертикали составляет менее 0,5 дюйма (1,3 см), тогда как для приборов трехмерного индукционного каротажа она имеет порядок футов. Хотя прибор Rt Scanner и не может выделить мелкие элементы с такой же точностью, как пластовый микросканер Fullbore Formation MicroImager FMI или приборы OBMI и OBMI2, он способен определить структурное падение пласта. Для наклонометрии требуется наличие проводящего бурового раствора, и полученные данные затем преобразуются в изображения. Электроизолирующие свойства буровых растворов на углеводородной основе (РУО) затрудняют получение данных, поэтому были разработаны специальные системы, решающие эту проблему. К ним относятся приборы OBMI и OBMI2. При этом огромное значение имеет контакт башмаков с пластом, особенно при измерениях в присутствии РУО. В скважинах могут иметься размывы и неровные поверхности, ухудшающие контакт и снижающие качество измерений независимо от того, какой раствор там находится. Измерения в наклонных скважинах могут осложняться плохим прижиманием башмаков к стенке ствола при складывании рычагов каверномера под действием веса прибора, что не позволяет башмаку осуществить контакт с пластом. Кроме того, неравномерное перемещение прибора отрицательно сказывается на качестве изображений. Прибор Rt Scanner нечувствителен к наличию размывов и шероховатостей в скважине, и он может проводить измерения как снизу вверх, так и сверху вниз при использовании модифицированного каверномера. В отличие от этого, наклономеры всегда проводят измерения только снизу вверх из-за необходимости в прижатии башмаков к стенке скважины. Традиционные наклономеры работают при очень небольшом радиусе 93 исследования, т. е. затрагивая лишь область, подвергающуюся наибольшему воздействию во время бурения (рис. 21). Приборы трехмерного индукционного каротажа зондируют пласт далеко за пределами зоны проникновения фильтрата бурового раствора, и результаты измерений с их помощью меньше зависят от закупорки его прискважинной зоны твердыми частицами при бурении. Данные индукционной наклонометрии также получаются от нескольких зондов. Возможность сравнивать углы падения пласта при разных радиусах исследования очень важна для контроля качества, хотя эти углы могут и изменяться в результате нарушений плоскостей напластования вдали от ствола скважины. 31 Поскольку для получения данных с использованием прибора Rt Scanner не требуется проводящая среда, структурное падение пласта можно определять и в скважинах, где это раньше было трудно или вообще невозможно. Данные индукционной наклонометрии не замещают, но дополняют информацию, получаемую традиционными наклономерами, например, в тех случаях, когда плохое состояние ствола ухудшает качество измерений с помощью прижимных башмаков. Сетевой график получения информации об угле наклона входит в состав процесса инверсии и коррекции данных. Пластовые границы определяются из первичных данных, скомпенсированных на влияние скважины и скорректированных на вращение прибора. Являясь первым приближением при определении пластовых границ, метод вторых производных позволяет получить кусочно-постоянную кривую по индукционному зонду (рис. 22). Эта кусочно-постоянная кривая дает более четкие границы, чем обычные сглаженные кривые, а точки определения угла падения пласта устанавливаются по точкам резкого перехода. Затем выдается повернутая и скорректированная на влияние скважины кривая по одному зонду вместе с начальной оценкой удельной проводимости, угла падения слоя и азимута ствола скважины. Как правило, инверсия проводится в окне 20 футов (6,1 м), но это зависит от скорости изменения наклона пласта. На данном этапе инверсии уточняются R v, R h и границы слоя. И снова программное обеспечение подбирает наилучший угол наклона и азимут по всему окну. Затем программа сдвигает окно на половину его длины и проводит инверсию на участке перекрытия с предыдущим интервалом, чтобы исключить краевые эффекты. Этот процесс продолжает осуществляться по всему интервалу каротажа. Результатом является скорректированное на влияние скважины и угол наклона пласта УЭС со структурным падением пласта и азимутом ствола скважины, которые представляются с помощью традиционных меток наклона и азимутальных диаграмм. Наклонометрия в присутствии воздуха и воды Прибор Rt Scanner позволил определить угол и направление падения пластов в разведочной скважине, пробуренной с продувкой воздухом Рис.21. Наклономер без башмаков. Во время трехмерных индукционных измерений зондируется очень большой объем (слева на рис.). Традиционный наклономер (справа на рис.) обеспечивает высокоразрешенное изображение, но при малом радиусе исследования. Кроме того, для него необходим контакт со стенкой скважины, чтобы получить пригодные данные. 94 Нефтегазовое обозрение Rсигнал, мСм/м –500 0 0 500 1 000 1 500 УЭС, Ом м Rсигнал, мСм/м • 0 10 100 1 000 –500 0 500 1 000 1 500 УЭС, Ом м УЭС, Ом м • 0 10 100 • 1 000 0 10 100 1 000 Перекрытие 25% Глубина 100 200 300 xx xy xz yx yy yz zx zy zz КПК Rh Rv xx xy xz yx yy Рис.22. Этапы процесса преобразования индукционных данных в данные о падении пласта. Информация о падении пласта по данным прибора тремерного индукционного каротажа получается автоматически в результате их обработки при корректировке на угол падения пласта и расчете R v (красная кривая) и R h (синяя кривая). Исходные данные по выделенным интервалам (дорожка 1) были скорректированы на влияние скважины, а затем инвертированы. Границы пластов выделя- (США). Воздух используется вместо бурового раствора для разбуривания пород, вступающих в реакцию с буровым раствором, а также крепких пород, в которых обычные методы бурения менее эффективны. Отсутствие жидкости в скважине исключает применение традиционных наклономеров, в том числе и OBMI. Здесь показаны два интервала данной скважины с совершенно разными характеристиками (рис. 23). Зона Х Х00–Х Х50 имеет постоянный наклон 15º на юго-юго-запад с небольшими вариациями. Хотя это трудно увидеть, имеется три независимых измерения с тремя радиусами исследования. По всему этому интервалу метки наклона совпадают для всех трех измерений, что указывает на согласованность разных наборов данных. Данные по более глубокому интервалу показывают очень крутое падение пластов, что подтверждает результаты интерпретации и ожидания геологов. Такие большие углы (почти 70º) могли бы вызвать сомнения, если бы керновые данные по соседним скважинам не показали схожие характеристики. На отметке Y Y40 футов можно четко Лето 2008 yz zx zy zz КПК Rh Rv Rh Rv ются по кусочно-постоянным кривым (КПК) (черная кривая), полученным методом вторых производных. Угол падения пласта рассчитывается в точках явного изменения УЭС. Угол падения однородных изотропных пластов определить нельзя, поскольку в них отсутствуют ступенчатые изменения УЭС. После полной обработки каждого участка проводятся расчеты по 25% перекрытию соседних интервалов, чтобы исключить влияние пластовых границ. выделить рассогласование. Также, несмотря на значительную неровность стенок ствола в интервале Y Y00– Y Y50, имеются данные наклонометрии, хотя состояние ствола и могло повлиять на контакт башмака с пластом. Во втором примере оператор спустил прибор Rt Scanner в глубоководную разведочную скважину в Мексиканском заливе, бурящуюся с раствором на водной основе. Для сравнения были проведены измерения прибором FMI. Скважина была наклонена на 60º, и истинный угол падения пласта, скорректированный на наклон скважины, составил примерно 30º. Сравнение результатов измерений с помощью приборов Rt Scanner и FMI показало их отличное совпадение (рис. 24). При использовании традиционных методов можно легко пропустить низкоомную слоистую продуктивную зону в этой скважине. Включение трехмерного индукционного каротажа УЭС в каротажный комплекс позволило выделить потенциально продуктивные зоны. вершенствованиям, однако основные принципы процесса измерений остались практически неизменными. Благодаря достижениям в области компьютерного моделирования специалисты нефтегазовой отрасли теперь гораздо лучше понимают, как использовать результаты этих измерений. Трехмерные индукционные измерения с помощью прибора Rt Scanner предоставляют петрофизикам новую информацию, такую как УЭС, скорректированное на угол падения пласта, а также свойства слоистых коллекторов и индукционные данные измерений о падении пластов, обсуждаемые в настоящей статье. Данная передовая технология открыла новые возможности для отрасли и обозначила ее обновленные потребности. Разработка программ быстрой инверсии на скважине могла бы обеспечить получение бо- Будущее развитие Приборы индукционного каротажа, появившиеся более 50 лет назад, подверглись многочисленным усо- 31. Amer A and Cao Minh C: “Integrating Multi-Depths of Investigation Dip Data for Improved Structural Analysis, Offshore West Africa,” presented at the Offshore Asia Conference and Exhibition, Kuala Lumpur, January 16–18, 2007. 95 лее точных значений УЭС для расчета водонасыщенности в реальном времени. Эта дополнительная информация может повысить качест- во принимаемых решений, например, при определении оптимальных мест измерения давления и отбора проб флюидов. Кроме того, можно Угол падения, зонд 72 Истинный угол падения зонд 90 дюймов 1 Ом•м 1 000 Качество (5,15) 1 000 0 Качество (15,20) град зонд 10 дюймов Некачественный ствол 1 Rh, зонд 39 дюймов Гаммакаротаж 0 gAPI 1 200 Ом•м 1 1 Ом•м 1 1 Ом•м 1 1 in. Кавернометрия 4 дюймы 1 000 12 Ом•м Ом•м 24 1 Глубина, футы 1 24 Ом•м 1 000 12 1 000 1 000 Rv, зонд 72 дюймов Ом•м 0 Качество, зонд 39 дюймов Rh, зонд 72 дюймов Диаметр долота 4 Ом•м 0 Качество, зонд 54 дюймов Rh, зонд 54 дюймов зонд 72 дюймов 21 1 000 12 Rv, зонд 54 дюймов зонд 54 дюймов 21 Ом•м 90 Качество, зонд 72 дюймов Rv, зонд 39 дюймов зонд 39 дюймов 21 Ом•м быстрее и надежнее выявлять слоистые песчано-глинистые комплексы, имеющие углеводородный потенциал. 1 000 0 Флаг качества, зонд 72 дюймов Флаг качества, зонд 54 дюймов Флаг качества, зонд 39 дюймов Пористость по плотн. каротажу 30 % –10 Пористость по нейтрон. каротажу 30 % –10 X X00 X X50 Y Y00 Y Y50 Рис.23. Первый опыт применения индукционного наклономера в скважине, пробуренной с продувкой воздухом. Результаты измерений угла падения с помощью прибора Rt Scanner (дорожка 3, вверху на рис.) в скважине, пробуренной с продувкой воздухом, отлично согласуются по всем трем радиусам исследования: 39, 54 и 72 дюйма (99, 137 и 183 см). С увеличением глубины крутое падение (дорожка 3, 96 внизу на рис.) быстро сменяется пологим наклоном (на отметке около Y Y40), что указывает на возможное рассогласование. Угол падения до 70º согласуется с керновыми данными из соседних скважин. Неровности стенок и расширенные участки ствола (дорожка 1, синяя область) не влияют на измерения Rt Scanner, однако это может затруднить получение данных приборами с прижимными башмаками. Нефтегазовое обозрение Насыщение по AIT Насыщение по Rt Scanner Угол падения по FMI Общая пористость Общая пористость 50 % 0 50 % 0 Качество Зонд 90 дюймов 0,2 Гаммакаротаж Литология Глины Пески gAPI Пористость по плотн. каротажу 60 % Ом м • Качество Вода 200 50 Rv 0 0,2 Fпески Объемная плотность Глубина, г/см3 2,65 0,2 футы 1,5 фут3/фут3 1,5 1,65 Ом м • Ом м • ELANPlus Sw 200 0 50 % 0 0 Связанная вода глин Связанная вода глин 200 Rh % Вода Sw, слоистость Связанная вода 50 % Связанная вода 0 50 % град 90 Угол падения по Rt Scanner Качество Качество 0 0 град Изображение FMI 90 X 750 X 800 X 850 X 900 X 950 Y 000 Y 050 Y 100 Рис.24. Пример из Мексиканского залива. Скважина в Мексиканском заливе с углом наклона 30º вскрыла маломощные слоистые пески (дорожка 9). Данные по углу падения пласта, полученные с помощью индукционных измерений (дорожка 8, зеленые точки), хорошо совпали с данными FMI (красные точки) по обоим направлениям и по величине угла. Эта зона включает низкоомный продуктив- Была показана возможность объединения индукционных данных с сейсмическими. 32 Хотя эта концепция выглядит перспективной, все еще остается неясным, можно ли расширить изображения пластов на нескольких глубинах исследования для подтверждения глубинных структур, выявленных поверхностными сейсмическими исследованиями. Коммерческая обработка трехмерных данных сегодня ограничивается одномерной инверсией и включает 32. Amer and Cao Minh, сноска 31. 33. Abubakar A, Habashy TM, Druskin V, Davydycheva S, Wang H, Barber T and Knizhnerman L: “A Three-Dimensional Parametric Inversion of MultiComponent Multi-Spacing Induction Logging Data,” Extended Abstracts, SEG International Exposition and 74th Annual Meeting, Denver (October 10–15, 2004): 616–619. Лето 2008 ный интервал (Х 820–Y 000). Традиционные данные по УЭС, использованные для расчета водонасыщенности, указывают на низкое содержание углеводородов (дорожка 6, зеленая область). Расчет водонасыщенности по данным трехмерным индукционных измерений (дорожка 7, зеленая область) показывает значительно больший объем углеводородов. допущение, что на измерения не влияет проникновение фильтрата бурового раствора. Эффекты проникновения фильтрата, включая его ориентацию по отношению к оси скважины, можно определить путем двухмерной и трехмерной инверсии. 33 Пока эта задача является далеко не тривиальной. В настоящее время подобная обработка данных по 100-футовому (30,5-метровому) интервалу с помощью высокопроизводительного компьютера занимает неделю, тогда как одномерная инверсия по такому же интервалу происходит за полминуты. Коммерческая реализация потребует времени и инноваций в области обрабатывающих программ и конфигурации аппаратного обеспечения. Каротаж сопротивлений является старейшим методом каротажа с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле, но с появлением прибора трехмерного индукционного каротажа интерес к нему обновился. Эта новая технология открывает широкие возможности для выявления, петрофизической оценки и разработки ранее пропущенных запасов. –ТС 97
