§ 30. Интерпретация данных газового каротажа
Основными задачами интерпретации данных газового каротажа являются: выдача оперативных заключений в процессе бурения скважин и прогнозной оценки характера насыщения пластов в комплексе с данными ГИС.
ОПЕРАТИВНОЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Контроль за своевременным выделением интервалов интенсивного поглощения ПЖ в пласт и притока пластовой жидкости из пласта в скважину осуществляется по величинам Qвых и Qп. Наличие притока жидкости из пласта в скважину фиксируется положительными аномалиями на кривых Qвых и Qп; интенсивность притока оценивается по значению Qп (в л/с). Отрицательные аномалии на этих кривых свидетельствуют о поглощении пластом ПЖ с интенсивностью Qп.
Прогнозирование нефтегазоносных пластов до их вскрытия возможно в ряде случаев вследствие диффузии УВ через слабопроницаемые породы, служащие покрышкой для залежи. Как правило, при подходе долота к нефтегазовой залежи наблюдается общее повышение содержания микроконцентраций УВ, по мере углубления скважины увеличивается относительное содержание в ПЖ тяжелых УВ.
Для прогнозирования нефтегазоносных пластов в процессе бурения контролируют возрастание величин Гх. пр и флюидных коэффициентов Сnm в слабопроницаемых породах, покрывающих залежь (в интервале, расположенном на 25—50 м выше продуктивного пласта). Выделение местоположения слабопроницаемых (плотных) пород над залежью определяется по диаграмме продолжительности бурения t1.
Сравнивая положительную аномалию на кривой Гх. пр или показания Аn(А1—А6) на хроматограмме для станции АГКС-4АЦ и кривые флюидных коэффициентов Cnm с аналогичными типовыми кривыми, полученными в тех же условиях для конкретных нефтегазоносных пластов данного района, прогнозируют нефтегазоносность исследуемого пласта до его вскрытия скважиной.
Для более надежного выделения пластов, перспективных на нефть и газ в интервале разреза скважины, охарактеризованном положительной аномалией на кривой Гх.пр или Аn(А1—А6), определяют абсолютные концентрации отдельных компонентов УВ, Cаn (в%) (IX.5), Cоn относительной концентрации компонентов УВ (IX.6). Величины Cоn, полученные против исследуемого пласта, сравнивают с граничными значениями таких же величин, полученных для типовых залежей кокретного района, и, используя палетку раздельного анализа газа (РАГ) (рис. 99), определяют индекс компонентного состава газа в пласте Iкг.
Индекс Iкг предназначен для оценки насыщения пласта газом, нефтью или водой. Экспериментально установлено, что против газосодержащих (газоносных и водоносных с растворенным газом) пластов Iкг=1; против нефтегазосодержащих (нефтегазоносных и водоносных с растворенным газом и остаточной нефтью) — 2; против нефтесодержащих (нефтеносных и водоносных с остаточной нефтью) — 3. Для нефтеносных районов с низким газовым фактором против водоносного пласта Iкг = 4, против нефтеносного — 5 [5].
Одновременно рассчитывают Гх. пр (в м3/м3) по приближенной формуле
где Ep.cp — среднее значение величин Ер против аномалии на кривой Гпр в м3/м3; kип — покомпонентные коэффициенты извлечения в долях.
Величину Гх. пр, рассчитанную по (IX.15), сравнивают с граничным значением Гх. пр. гр, зависящим от индекса Iкг и глубины Н. Если Гх. пр>Гх. пр.гр, пласт признается перспективным и рекомендуется для детальных исследований методами ГИС и опробования.