Файл: В. Н. Косков геофизические исследования.pdf

68 тов испытаний скважин и лабораторных исследований отобранных проб нефти и газа.
Параметры h
эф
, K
п
, K
н.г и положения ГЖК определяют с помощью тех же методик, которые использовались при оперативной интерпретации. Од- нако в отличие от оперативной интерпретации, где допускается использо- вание приближенных зависимостей между параметрами коллекторов и их геофизическими характеристиками, на этапе сводной интерпретации опре- деление каждого параметра должно быть подтверждено анализами образ- цов керна, испытаниями пластов и специальными исследованиями, выпол- ненными применительно к данному коллектору.

69 газосодержания по объектам подсчета запасов и детальные карты измене- ния коллекторских свойств для объектов разработки.
Выделение нефтегазоносных коллекторов и определение их эф-
фективной мощности и характера насыщения осуществляется после литологического расчленения разреза скважины.
Породы-коллекторы способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке. Они являются основными объектами их поиска и изучения ме- тодами геофизического исследования в скважинах поискового, разведоч- ного и эксплуатационного бурения. Характеристиками коллекторов явля- ются состав минерального скелета породы (литологическим составом), ем- костные (пористость) и фильтрационные (проницаемость) свойства и мор- фология порового пространства. В природных условиях коллекторами ча- ще всего служат песчаные, алевритовые и карбонатные отложения.
Выделение продуктивного коллектора предполагает установление его границ и определение характера его насыщения. Выделению коллекторов по диаграммам ГИС способствует ряд объективных признаков, к основным из которых относятся проникновение фильтрата бурового раствора в про- ницаемый пласт и наличие характерных показаний на различных геофизи- ческих кривых. В общем случае выделение коллекторов в разрезе произво- дится по комплексу геолого-геофизических исследований разрезов сква- жин, включая отбор керна, и промысловых исследований.
Выделение песчано-глинистых коллекторов. В терригенном разре- зе песчаные и алевритовые (слабо сцементированные неглинистые) наибо- лее надежно коллекторы выделяются по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы. На диаграмме против чистых коллекторов наблюдается: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин; мини- мальная активность по кривой ГК, образование глинистой корки, а также и сужение диаметра скважины на кавернограмме (рис. 14).
Для разделения малопористых песчано-алевритовых пород и слабо сцементированных коллекторов проводят дополнительные каротажные ис- следования, из которых наиболее эффективными являются микрокаротаж
(МК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), гамма-гамма-каротаж (ГГК) и акустический каротаж (АК).
Присутствие глинистого материала в горной породе (в виде включе- ний, прослоев или рассеянного по пласту) влияет на ее удельное сопротив- ление, амплитуду отклонения кривой ПС и на показания ГК, НГК, АК и других методов ГИС. Поэтому песчаные коллекторы, содержащие замет- ное количество глинистого материала, принято выделять в отдельную группу – глинистые коллекторы.
Выделение карбонатных коллекторов. В зависимости от структуры порового пространства и условий фильтрации карбонатные коллекторы

70
Рис. 14. Выделение коллекторов в терригенном разрезе по диаграммам стандартного комплекса ГИС: 1 – нефтеносный коллектор; 2 – водонос- ный, 3 – алевролит глинистый, 5 – аргиллит, 6 – участки диаграмм, со- ответствующие коллектору можно условно разделить на два типа: гранулярные (с межзерновой пори- стостью) и трещинные (трещинные, кавернозные и смешанного типа).
Гранулярные карбонатные коллекторы имеют такую же геофизическую характеристику, как и песчаные коллекторы. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглини- стые породы и в выявлении среди последних высокопористых разностей.
Расчленение карбонатного разреза, представленного тонким пересла- иванием плотных пористых разностей, по данным ГИС затруднительно.
Трещинные и кавернозно-трещинные коллекторы весьма широко распро- странены в карбонатных породах. На каротажных кривых они не имеют четко выраженных характеристик, и распознавание их в разрезе скважины по обычному комплексу ГИС связано с большими трудностями. Перспек- тивным методом по обнаружению трещинных коллекторов является аку- стический каротаж по затуханию.
При вскрытии на соленой воде коллекторы смешанного типа, содер- жащие трещины, секущие ствол скважины, отмечаются участками резкого

71 снижения показаний

эф норма- лизованной диаграммы БК при сов- мещении ее с кривой НГК. Наличие повышенного затухания на кривой
АК и в этом случае является харак- терным признаком трещинно- кавернозного коллектора (рис. 15).
Для выделения таких коллекторов используют также способ активиро- ванного раствора в случае осолоне- ния бурового раствора с повторной регистрацией диаграммы

эф
(

к
) методом БК (метод двух растворов).
В этом случае совмещение двух диаграмм

эф
, зарегистрированных в одинаковом масштабе, позволяет выделить трещиноватые участки разреза по четкому снижению

эф на диаграмме, полученной в сква- жине с минерализованным раствором, при совпадении показаний

эф в плотных породах. Характерные признаки трещинно-кавернозного коллек- тора – интенсивное поглощение бурового раствора и резкое увеличение скорости проходки при бурении (рис. 16).
Оценка характера насыще-
ния коллекторов. Данная оценка сводится к разделению коллекто- ров на продуктивные, из которых при испытании получают про- мышленный приток нефти или га- за, и водоносные, дающие чистую воду, воду с пленкой нефти или с наличием газа. При этом решается задача о целесообразности спуска колонны в еще не обсаженную скважину и опробование промыш- ленных нефтегазоносных объек- тов.
Оценка характера насыщения коллектора основана на определе- нии удельного сопротивления

п породы в ее неизменной части и на
Рис. 15. Выделение трещинных карбонат- ных коллекторов (штриховка) и определе- ние коэффициентов трещиноватости K
п.т по диаграммам БК методом двух растворов:

ф
– сопротивление фильтрата бурового раствора;

эф
– сопротивление породы по кривой БК
Рис.16. Выделение коллектора в карбонат- ном разрезе способом каротаж-испытание – каротаж

72 сравнении полученных значений

п и вычисленных значений параметра насыщения Р
н с критическими величинами

п
*
и Р
п
*
, характеризующими для исследуемых коллекторов границу между коллекторами промышленно продуктивными и непромышленными. В наиболее простом случае водо- носные коллекторы имеют низкое удельное сопротивление, а нефтегазо- носные – высокое. Надежное определение

п по диаграммам БКЗ возмож- но лишь для достаточно мощных и однородных объектов. При наличии плотных высокоомных прослоев в пласте-коллекторе

п определяется по диаграммам экранированных зондов.
При сопоставлении нормализованных по пористости кривых сопро- тивлений, полученных методами БК или ИК, с кривой, полученной мето- дом НГК или АК (

t), продуктивные коллекторы отличают большие зна- чения

эф по сравнению с базисной кривой пористости. Для большей части продуктивных коллекторов характерно снижение во времени показаний зондов со средним и большим радиусами исследования на диаграммах по- вторных измерений. По методике каротаж-испытание-каротаж продуктив- ный коллектор выделяется по значительному увеличению показаний

эф на диаграмме БК или ИК, зарегистрированной после испытания в данном ин- тервале.
Весьма перспективны временные исследования обсаженных скважин нейтронными и низкочастотными акустическими методами с целью выде- ления продуктивных коллекторов на основе изучения процесса расформи- рования зоны проникновения в коллекторах.
Определение эффективной мощности продуктивных коллекторов.
Величина h
эф в однородном пласте-коллекторе определяется как мощность пласта, границы которого установлены по диаграммам ГИС на основании вышеизложенных правил. В неоднородном пласте-коллекторе, содержа- щем прослои неколлектора, для расчета h
эф из общей мощности пласта ис- ключают мощность прослоев неколлекторов. Неколлекторы выделяют по данным микро- каротажа с учетом всего комплекса ГИС.
Установление водонефтяного и газожидкостного контактов. Если пласт-коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, что наблюдается в водонефтяной зоне «водоплавающей» нефтяной залежи, то по данным электрометодов устанавливают положение водо-нефтяного для нефтеносного или газо-жидкостного контактов для газоносного коллекто- ра. Контакт нефть – вода в природных коллекторах не является четким, пе- реход от нефтегазоносной части пласта к водоносной происходит на неко- тором интервале, который называется переходной зоной (рис. 17).
Переходная зона в зависимости от геологического характера пласта и физико-химических свойств нефти и пластовой воды имеет мощность от

73
Рис.17. Определение ВНК при наличии зоны предельной нефтенасыщенности (1), переходной зоны (2) и водоносного коллектора (3) одного до десятка метров; чем больше проницаемость пласта и чем мень- ше разница в плотностях нефти и воды, тем при прочих одинаковых усло- виях меньше мощность переходной зоны. За условный ВНК (ГЖК) прини- мают уровень переходной зоны, на котором ее удельное сопротивление соответствует критической нефтегазоносности. Для большинства место- рождений этот уровень соответствует точке, расположенной выше нижней границы переходной зоны на 1–1,5 метра.
3.4. Определение пористости и нефтенасыщенности коллекторов
по данным ГИС
Определение пористости терригенных пород. В настоящее время коэффициент пористости К
п определяtтся в основном по удельному сопро- тивлению; по сопротивлению зоны проникновения; по абсолютным значе- ниям аномалии ПС; по относительным значениям аномалии ПС (А
пс
) и по показаниям гамма-каротажа (

I

).
В некоторых случаях пористость определяют по скорости распростра- нения упругих продольных волн (АК), по показаниям плотностного гамма- каротажа (ГГК), по плотности нейтронов (ННК), по показаниям искус- ственного электромагнитного поля (ЯМК) и др., так как обычно эти мето- ды используются при исследовании единичных скважин изучаемых место- рождений.
Применение двух первых методов ограничено, так как зависимость между параметром пористости Р
п
(относительным сопротивлением) и ко- эффициентом пористости К
п получают в результате экспериментальных исследований в терригенных отложениях с высоким содержанием глини-

74 стого материала. Величина Р
п существенно зависит от минерализации пла- стовой воды, что приводит к значительным ошибкам при определении K
п
Из методов определения K
п по диаграммам ПС предпочтителен метод определения относительных значений аномалий ПС, поскольку при ис- пользовании метода абсолютных значений ПС не удается избежать влия- ния погрешностей в установке масштаба записи кривых ПС и в замерах удельного сопротивления бурового раствора.
В основе определения методом пористости ГК лежат корреляционные связи между пористостью терригенных пород и глинистостью K
п
= f(С
гл
) с одной стороны, и между глинистостью и естественной радиоактивностью горных пород

I

= f(С
гл
) – с другой [1, 3, 13].
Определение K
п
по ПС. В терригенных отложениях K
п определяют по кривой ПС мето- дом двух опорных горизонтов, в качестве кото- рых выбираются глинистые породы, например, малиновского надгоризонта, и карбонатные плотные породы (непроницаемые известняки), например, турнейского яруса.
Для определения пористости используется относительная величина амплитуды ПС А
п.с
(рис. 18). Для учета влияния мощности пласта на величину амплитуды U
пс.пл вводится попра- вочный коэффициент k
h
, полученный расчет- ным путем, для учета влияния нефтенасыщен- ности пород на величину амплитуды U
пс.пл
– поправочный коэффициент k
н
, определенный по палетке.
С учетом поправочных коэффициентов от- носительная амплитуда ПС (А
п.с
) рассчитывает- ся по формуле н
пс.оп пл пс пс
1
k
k
U
U
А
h
1
.

, где U
пс.пл
– аномалия ПС против исследуемого пласта;
U
пс.оп
– аномалия ПС против опорного горизонта;
k
h
и k
н
– поправочные коэффициенты на мощность и нефтенасыщен- ность.
U
пс можно брать в милливольтах, сантиметрах, клеточках диаграмм- ной бумаги и в других единицах. Для водонасыщенных коллекторов по- правка k
н не вводится. Обычно ПС K
п определяется лишь в том случае, ко-
Рис. 18. Кривая ПС в терри- генных отложениях визейско- го яруса: ----- кривая ПС в турнейских известняках, _._ – линия чистых глин