USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,90 −0,07%
понедельник 23 октября 07:11

Наука и технологии // Разведка и разработка

Разработка методики интерпретации данных ГИС в верхнемеловых отложениях бассейна Кот-д’Ивуар

20 мая 2014 г., 14:54Л. Елисеева, РГУ им. И.М. ГубкинаNeftegaz.RU593

Бассейн Кот-д'Ивуар занимает территорию современного шельфа и континентального склона акватории Кот-д'Ивуара и Ганы и юго-западную часть верхней половины континентального склона Ганы.

В бассейне Кот-д'Ивуар пробурены 3 скважины с боковым отбором керна. В 2х из них отобраны пробы пластовых флюидов приборами MDT.

Целевыми интервалами являются Кампанский и Туронский ярусы верхнемелового отдела, представленные преимущественно терригенными отложениями, а именно глинами, алевролитами и песчаниками. С помощью программного обеспечения Geolog7 и Microsoft Excel 2010 по данным 3х скважин проанализирован комплекс петрофизических и геофизических исследований, выявлены их недостатки, среди которых основным является неполнота петрофизической выборки и отсутствие ядерномагнитного (ЯМК) и спектрального гамма-каротажа в одной из скважин, а также проблемы интерпретации, вызванные этими недостатками. Определены граничные значения для коллекторов по литературным источникам и по данным керна.

Предварительно породы были разделены на 2 литотипа.

Литотип 1 - потенциальные коллекторы, эффективная пористость которых по результатам ЯМК более 1%.

Литотип 2 - неколлекторы. Граничная пористость рассчитана 2мя методами: по связи КпКпр (рис. 1а) и кумулятивным способом (рис. 1б).


Рис. 1. Определение граничного значения Кп: а - по связи Кп-Кпр, б - кумулятивным методом

В качестве метода определения пористости использована плотностная модификация гамма-гамма-каротажа (ГГК-П), по которому рассчитаны 2 вида пористости: общая и «эффективная» (с учетом набухания глин). Результаты керновых исследований показали, что большое количество образцов пород обладало значениями коэффициента пористости намного выше граничного, не являясь коллекторами из-за низкой проницаемости. При анализе связей типа керн-ГИС и ГИС-ГИС выявлено, что значения пористости по керну близки к значениям общей пористости, рассчитанной по ЯМК и ГГК-П.

«Эффективная» пористость по ГГК-П незначительно отличается от индекса свободного флюида (ЯМК). Чтобы отсечь пористые, но непроницаемые разности, граничное значение Кп вводилось в кривую «эффективной» пористости, полученной по ГГК-П. Таким образом, породы литотипа 2 при литологическом расчленении на основе кривой Кп «не попали» в интервалы коллекторов (рис. 2).

Рис. 2. Выделение коллекторов. Фрагмент планшета одной из скважин


Итогом интерпретации стало выделение песчаных коллекторов и разделение пород в разрезах скважин на пачки с различной их долей. При сравнении коэффициентов песчанистости в отложениях, вскрытых различными скважинами, были выделены наиболее перспективные области.

Результаты выделения коллекторов сравнивались с результатами MDT и исследованиями керна. Отмечено, что некоторые прослои по керновым данным или по MDT являются коллекторами, но выбранная модель интерпретации не позволяет их выделить. Это связано с тонкослоистостью разреза и малой вертикальной разрешающей способностью приборов ГГК-П. Поэтому мы рекомендуем при дальнейших исследованиях на данной территории проводить каротаж микросканерами и имиджерами. Выбранная методика интерпретации значительно увеличивает вероятность правильного выделения коллекторов и, как следствие, определения коэффициента песчанистости, но она должна быть максимально точно настроена на изучаемые отложения. Для этого необходимо бурение разведочных скважин с полным отбором керна и расширенным комплексом ГИС, а также проведение специальных петрофизических исследований.


Neftegaz.RU context