Федеральное агентство по образованию 2 страница

При построении корреляционных схем и корреляционных профилей диаграммы соединяют корреляционными линиями. Правила проведения этих линий зависят от типа кривых, используемых для корреляции.

При корреляции кривых КС корреляционными линиями соединяются кровли высокоомных и подошвы низкоомных реперов при использовании диаграмм кровельных градиент-зондов, подошвы высокоомных и кровли низкоомных реперов при использовании подошвенных градиент-зондов.При корреляции кривых потенциал-зондов, ПС, ГК и других кривых, дающих симметричные кривые над пластами, корреляционные линии проводятся как по кровле, так и по подошве реперов.

В результате корреляции оценивается выдержанность мощностей и литологического состава отдельных пластов, пачек, выявляются зоны литологических изменений, выклиниваний, замещения, размывов, тектонических нарушений и т.д. Результаты корреляции служат для построения структурных карт, карт равных мощностей пластов.

Задания. Прокоррелировать разрезы скважин по диаграммам стандартного каротажа. Выделить реперы. Проследить изменение мощностей отдельных горизонтов.

Глава 5. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ

Выделение коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с целью разведки нефти, газа или воды, является одной из важнейшей задач, решаемых по данным каротажа. К коллекторам обычно относят любую пористую проницаемую породу, содержащую нефть, газ или воду и способную отдать их при разработке месторождения. Существует несколько классификаций коллекторов.

По составу минерального скелета коллекторы делятся на песчано-глинистые (терригенные), кварцевые, кварцево-полевошпатовые, карбонатные, эвапоритовые (хемогенные) и коллекторы в магматических и метаморфических породах.

По структуре порового пространства коллекторы разделяются на гранулярные с межзерновой пористостью, трещинные, кавернозные и коллекторы со смешанным типом пористости, например, трещинно-гранулярные, трещинно-кавернозные, трещинно-кавернозно-гранулярные и т.д.

По характеру макроструктуры различают коллекторы однородные и неоднородные.

В зависимости от наличия или отсутствия глины в коллекторе различают чистые и глинистые коллекторы.

В каждом районе при выделении коллекторов опытным путем устана- вливаются нижние пределы пористости и проницаемости, характерные для коллекторов района. Эти пределы устанавливаются исходя из минимального суточного дебита-притока углеводородов из скважины, экономически оправ-

данного в районе для разработки месторождения.

Общими признаками коллектора являются повышенная пористость, относительно низкая глинистость, наличие проницаемости. Все способы выделения коллекторов основаны на обнаружении этих трех признаков.

Ниже перечислены основные способы выделения коллекторов по геофизическим признакам.

1. Сопоставление диаграмм КС, ПС, ГК, НГК, АК и других методов по

данной скважине с типовым геолого-геофизическим разрезом площади или месторождения, на котором отмечены типичные признаки коллекторов, встречаемых в районе.

2. Оценка литологии, построение литологической колонки исходя из

общих представлений о разрезе и опыта работы в районе.

3. Оценка наличия проникновения промывочной жидкости в пласты

путем интерпретации БКЗ, ИК, ВИКИЗ, МБК, или разновременных замеров КС, БК, ИК. Способ применим при существенных различиях в минерализа-

ции промывочной жидкости и пластовой воды.

4. Превышение величин ФЕС и отдельных геофизических параметров над их граничными значениями (К_п^гран, К_пр^гран, α_пс^гран, ρ_п^гран, С_гл^гран и т.д.), определенными статистическими методами по результатам опробования и испытания пластов в процессе изучения месторождения.

5. Анализ кавернограммы и выделение пластов, против которых отме- чается сужение диаметра скважины. Способ применим при бурении на гли- нистом растворе. При этом отмечаются положительные приращения на диа-

граммах микрозондов.

6. Анализ материалов акустического каротажа и выделение пластов с увеличенным интервальным временем.

7. Анализ диаграмм НГК и ГК с целью поиска неглинистых пластов с уменьшенными показаниями НГК, характерными для пористых материалов.

В зависимости от типа коллектора выделение коллекторов имеет свои особенности.

В песчано-глинистом разрезе выделение коллекторов обычно произво-

дится в результате совместного рассмотрения диаграмм ПС, ГК, ИК, КС, БК, микрокаротажа, АК, НГК, кавернограммы и других.

В карбонатном разрезе при выделении коллекторов используют материалы НГК, ГК, БК, МБК, КС, кавернометрию.

К сложным коллекторам относят:

- межзерновые коллекторы со сложным минеральным составом скелета или

сложной структурой порового пространства;

- межзерновые коллекторы с многофазным насыщением;

- межзерновые коллекторы, сложенные тонкими пластами (0,5 – 1,5 м);

- трещинные коллекторы;

- коллекторы в карбонатных, метаморфических и вулканогенных породах.

Большие трудности встречаются при выделении низкопористых кол- лекторов, в которых отмечается глубокое проникновение фильтрата промы-

вочной жидкости. Такие коллекторы характеризуются относительно повы- шенными сопротивлениями, большими значениями диаметра зоны проник- новения, иногда кривые БКЗ являются двухслойными из-за недостаточного радиуса исследования больших зондов.

Особенно большие трудности встречаются при выделении трещинова- тых коллекторов, т.к. в этих коллекторах отмечается низкая пористость бло- ков породы и коллекторы похожи на плотные породы. Для выделения таких коллекторов производится анализ данных всего комплекса геофизических исследований и сравнение коэффициентов пористости, определенных разны- ми методами, например, по электрическому каротажу и по НГК. Для этих коллекторов часто характерна сильная иззубренность кривых электрических методов каротажа с малым радиусом исследования и кавернограмм. Следует отметить, что подобными же признаками отмечаются участки с кавернозной пористостью.

Специальным методом выделения коллекторов является методика каротаж-испытание-каротаж (КИК). Испытание пластов может проводиться испытателем пластов на трубах (ИП) или закачкой пресной воды. Эффект получается за счет поступления флюидов (нефти или воды) из пласта и расформирования зоны проникновения. Измерения до и после испытания могут проводиться с помощью БК и МБК. Но время между подъемом ИП и спуском геофизического оборудования (приборов БК и МБК) должно быть небольшим (не более 6-8 часов) для того, чтобы уловить эффект воздействия испытания (повышения или уменьшения давления на пласт) и избежать восстановления зоны проникновения за время между испытанием и геофизическими измерениями, особенно при больших глубинах залегания коллекторов.

Одним из методов выделения коллекторов является метод задавлива- ния индикаторной радиоактивной жидкости (родона или коротко живущих изотопов натрия) в коллектор. Контроль проникновения жидкости осущест- вляется с помощью ГК до и после обработки. Контроль качества испытания осуществляется по отсутствию изменений против заведомо непроницаемых пород (глин, ангидридов) и более чем двухкратным изменениям в проница- емых интервалах. Метод трудоемок и применяется в карбонатных коллекто- рах для оценки экранирующих свойств пород-покрышек.

Эффективным методом выделения коллекторов является применение известково-битумных (ИБР) и водоуглеводородных инвертных эмульсий (ВИЭР), обладающих почти нулевой водоотдачей. Исследования проводят только при этих растворах и со сменой их на обычные водные растворы. В качестве методов контроля используют электромагнитные методы ИК, ДК, ВИКИЗ, и радиоактивные НК, ИННК, ГГК-П, АК по затуханию. Мешает проведению работ битумная пленка против коллекторов, которую желательно удалять после расширения и проработки ствола с последующей записью МК, БК, ПС, которые существенно изменяются по сравнению с кривыми, записанными при наличии битумной пленки.

Определение положения границ пласта-коллектора производится по каротажным диаграммам с использованием правил, установленных при интерпретации данных каждого из применяемых методов. При осреднении данных нескольких методов предпочтение отдается в каждом конкретном случае тем методам, которые точнее отбивают нужные границы.

Задания. 1. Построить литологическую колонку для предложенного участка разреза. Выделить пласты, определить положения их границ и литологию.

2. Выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы. Дать обоснование способам выделения коллекторов.

3. Определить тип коллекторов по совокупности геофизических признаков.

Глава 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости К_п, равным отношению объема пор V_п к общему объему образца породы V_обр

К_п = V_п / V_обр. Коэффициент пористости может быть выражен в долях единицы или в процентах.

Различают общую пористость К_{п общ}, открытую пористость К_{п о}, характеризующую объем открытых сообщающихся пор; закрытую пористо- сть К_{п з}, определяющую объем изолированных несообщающихся друг с другом и с открытыми порами; эффективную пористость К_{п эф}, определяю-

щую объем пор, занятый движущимися водой, нефтью, газом, в отличие от доли пор, занятых неподвижной, остаточной нефтью и водой - К_{п он}, К_{п ов}.

По форме пор различают межзерновые (гранулярные), трещинные и кавернозные коллекторы. Доля пор, связанных с межзерновой пористостью,

определяет коэффициент межзерновой пористости К_{п мз} = V_{п мз} / V_обр,

долю трещин в объеме породы определяет коэффициент трещинной

пористости К_{п т} = V_{п т} / V_обр, долю каверн в объеме породы определяет коэффициент каверновой пористости К_{п кав} = V_{п кав} / V_обр.

Для определения пористости коллекторов используются электрический каротаж (БКЗ, ИК, БК, МБК), каротаж по естественному полю (ПС диффузионно-адсорбционного происхождения при бурении скважин на буровом растворе, минерализация которого отличается от минерализации пластовой воды не менее чем в 10 раз), нейтронный каротаж (НГК, ННК), гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-П), акустический каротаж по скорости (АК).

§1. Определение пористости по электрическому каротажу.

Методы электрического каротажа широко используются для определения пористости межзерновых, трещинных и трещинно-каверновых коллекторов.

В основе определения коэффициента пористости для межзернового коллектора лежит зависимость относительного сопротивления водоносного пласта (параметра пористости) P_п = ρ_п ⁄ ρ_в (ρ_в − сопротивление пластовой воды) от коэффициента открытой или эффективной пористости К_п. Эта зависимость устанавливается путем лабораторных исследований образцов керна, отобранных из разрезов скважин исследуемого месторождения, при одновременных измерениях удельных сопротивлений образцов и коэффици- ентов открытой пористости при разных сопротивлениях воды, заполняющей поровое пространство коллектора (зависимость типа«керн - керн»). Эта зави-симость Р_п = f (К_п) может быть представлена в графическом виде (рис. 3) или в виде формулы Р_п = а_m / К_п^m, где а_m - постоянный для данного вида коллектора коэффициент (0.4 ≤ а_m ≤ 1.6, m –структурный показатель, 1.3 ≤ m ≤ 2.3). Если эти исследования керна не проводились на данном месторож- дении, то в качестве зависимости Р_п = f(К_п) может быть использована одна из общетеоретических (обобщающих) зависимостей, построенных для разно- го типа коллекторов (рыхлых, слабосцементированных, среднесцементиро- ванных песчаников, крепко – или средне – или тонкокристаллических извест-няков, доломитов и т.д.).

Относительное сопротивление (параметр пористости) Р_п может быть

определено одним из следующих способов:

1) По удельному сопротивлению водоносного пласта ρ_п^100%в, полу-

ченному в результате интерпретации БКЗ, ИК, записанному зондом ИК

с большим радиусом исследования (6Ф1, 5Ф1.2, 8И1.4 и др.), ВИКИЗа

Р_п = ρ_п^{100 %в} ⁄ ρ_в

Рис. 3. Кривые зависимости относительного сопротивления Р_п от К_п [3].

а – расчетные кривые, построенные по формулам: I – Арчи, II – Хамбла;

шифр кривых I – показатель степени m; б – экспериментальные кривые для

песчано-алевролитовых пород: 1 – пески (по Л.А. Горбенко), 2 - песчаник нижнего мела Варьеганского месторождения (по Г.В. Таужнянскому), 3 −

– песчаник нижнего мела Мегионского месторождения (по Е.И. Леонтьеву),

4 – песчаники девона Саратовского Поволжья (по И.Э. Эйдману), 5 − песча-

ники меловых отложений Федоровского месторождения, 6 – песчаники

грозненских месторождений (по А.М. Нечаю), 7 – песчаники палеогена

Краснодарского края (по В.Н. Кобрановой); в – экспериментальные кривые

для карбонатных пород: 1 – известняки карбона Саратовского Поволжья

(по И.Э. Эйдману), 2 – известняки башкирского яруса Куйбышевской обла-

сти (по Н.Я. Качуриной), 3 – известняки Казахстана (по Л.А. Сигалу), 4 −

данные Арчи

Удельное сопротивление пластовой воды ρ_в определяется одним из следующим методов:

а) по известной концентрации солей в пластовой воде, полученной при лабораторных анализах воды, с введением поправки за температуру пласта по графику рис. 4;

Рис. 4. Зависимость удельного электрического сопротивления пластовых вод

ρ_в от концентрации и плотности раствора NaCl [2]. Шифр кривых − t, ⁰C

б) по измерениям проб пластовой воды, отобранных из пласта при испытании скважины, лабораторным резистивиметром с введением поправки за температуру пласта;

в) по амплитуде аномалии ПС диффузионно-адсорбционного происхо- ждения ΔU_{пс пр} = К_пс lg(ρ_ф/ ρ_в). Это уравнение решается относительно ρ_в. Способ применим в неглинистых коллекторах при отсутствии нефти в пласте и потенциалов фильтрации в скважине.

2) По удельному сопротивлению промытой зоны ρ_пп, определенному по микробоковому каротажу Р_п = ρ_пп/ ρ_ф, где ρ_ф определяется по специаль- ной палетке (рис. 5) с использованием известной величины сопротивления раствора в скважине ρ₀ по данным скважинного резистивиметра. При оперативной интерпретации может быть использована приближенная формула ρ_ф ≈ 0.8ρ₀.

3) По удельному сопротивлению зоны проникновения ρ_зп, определенному по данным БКЗ, зондов ИК среднего радиуса исследования (3Ф0.4; 4Ф0.75 и др.) или зондов ВИКИЗа малого или среднего радиуса исследования Р_п = ρ_зп / ρ_вф. Удельное сопротивление смеси пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости ρ_вф определяется расчетом по извест- ной величине фактора смешения z (доли объема пор, заполненных невытес- ненной пластовой водой), по формуле

ρ_вф = z ρ_в + (1 − z) ρ_ф.

Величина z может быть определена по пластам, где известны пористость или сопротивление неизменной части пласта. По этим пластам рассчитывает- ся ρ_вф = ρ_зп ⁄ (П ρ_п) (П – коэффициент поверхностной проводимости), а затем определяется величина z. Если величину z определить для интерпретируемого разреза не удается, то принимают z = 0.05.

При определении относительного сопротивления по зоне проникно- вения необходимо учесть влияние остаточной нефти специальным коэффи-циентом Р_но: ρ_пп ⁄ ρ_ф = Р_пР_но. Величина параметра остаточного насыще- ния Р_но для хорошо промытых пластов принимается равной 1,6 – 2,2. Желательно его уточнение в каждом районе.

При определении пористости глинистых коллекторов необходимо учи- тывать, что величина относительного сопротивления зависит от минерализа- ции жидкости, заполняющей поровое пространство (пластовой воды, филь-

трата раствора). Поэтому при определении относительного сопротивления таких пластов следует учитывать глинистость путем введения коэффициента поверхностной проводимости П, определяемого по известным величинам глинистости и сопротивления воды (рис. 6), и определения Р_{п пред} вместо Р_п. Предельное значение Р_{п пред} определяется по формуле Р_{п пред} = Р_п ⁄ П.

При сложном строении порового пространства, например, в трещинномколлекторе с непроницаемой матрицей, удельное сопротивление зоны

Рис. 5. Зависимость ρ_ф от ρ_р (ρ₀) и t при плотности раствора δ_р < 1,3·10³ кг ⁄ м³ (а) и η = ρ_ф ⁄ ρ_р от δ_р для тяжелых растворов (б) [2]:

1 – чистая глина; 2 – то же + 20 % барита или 23 % гематита; 3 – то же + 40 %

барита или 46 % гематита; 4 – то же + 60 % барита или 70 % гематита; 5 −

то же + 90 % барита

Рис. 6. Зависимость коэффициента поверхностной проводимости П от удель-

ного сопротивления поровых вод ρ_в и глинистости С_гл, % (шифр кривых)

[2]

проникновения, измеренное в скважине, пробуренной на водной промывочной жидкости, определяется выражением

Р_пм ρ_в

ρ_{зп т} =

А К_птР_пм(ρ_в ⁄ ρ_ф) + 1

где Р_пм − коэффициент относительного сопротивления непроницаемой гидрофильной матрицы, определяемой соотношением Р_пм = а_mК_пм^−m;

ρ_в – удельное сопротивление пластовой воды, насыщающей поры матрицы;

ρ_ф – удельное сопротивление фильтрата промывочной жидкости, заполняю- щего трещины в зоне проникновения;

А – коэффициент, меняющийся от 0,5 до 1 и определяемый ориентацией трещины по отношению к оси скважины [5].

Если отношение ρ_в ⁄ ρ_ф стремится к нулю, то ρ_зп стремится к значению

Р_пмρ_в = ρ_пм, то есть к удельному сопротивлению межзерновой матрицы.

Эту возможность используют для оценки К_пт трещинного коллектора по данным однократного исследования одним из методов электрического или электромагнитного каротажа (БМК, БК, ИК, ВИКИЗ) при бурении скважины на пресном растворе, когда ρ_ф значительно больше ρ_в и с допустимой погрешностью можно положить ρ_{зп т} ≈ ρ_пм. Определить величину К_пт

в таких случаях невозможно.

При вскрытии трещинного коллектора на минерализованном растворе, минерализация которого близка или равна минерализации пластовых вод, и, следовательно, ρ_ф ≈ ρ_в, выражение для ρ_{зп т} упрощается

Р_пм ρ_в

ρ_{зп т} =, откуда

А К_пт Р_пм + 1

ρ_в (ρ_пм − ρ_{зп т})

К_пт =

А ρ_{зп т} ρ_пм.

Для расчета К_пт по этой формуле необходимо:

1)установить по материалам комплекса ГИС интервал, представленный трещинным коллектором;

2) определить ρ_{зп т} по данным электрического каротажа;

3) рассчитать ρ_пм по формуле ρ_пм = ρв К_пм ^−m, используя соответствующую петрофизическую связь между Р_пм и К_п и значение К_п, найденное неэлектрическими методами ГИС, вместо К_пм. При отсутствии надежных данных об ориентации трещин можно принять А = 0, 5 и получить максимальное значение К_пт. При А = 1 можно получить минимально значение К_пт, а при А = 0,67 - наиболее вероятное значение К_пт [5].

При исследовании трещинного коллектора по методике двух растворов

определяют два значения ρ_зп ¹ _т − при минерализованном растворе, и ρ_зп ² _т

− после замены раствора на пресный с продавкой его в пласты [5]. При этом

Р_пм ρ_в

ρ_зп ¹ _т =;

А К_пт Р_пм (ρ_в ⁄ ρ_ф ¹) + 1

Р_пм ρ_в

ρ_зп ² _т =

А К_пт Р_пм (ρ_в ⁄ ρ_ф ²) + 1.

Исключая величину Р_пм, получаем решение

1 ρ_ф ¹ ρ_ф ² (ρ_зп ² _т − ρ_зп ¹ _т)

К_пт = −

А ρ_зп ¹ _т ρ_зп ² _т (ρ_ф ² − ρ_ф ¹).

Описанный способ расчета К_пт используют для оценки трещинной пористости водонасыщенных и продуктивных коллекторов. При этом обычно считают, что происходит полное вытеснение углеводородов из трещин. Пренебрежение влиянием остаточного нефтегазонасыщения может привести к занижению К_пт. Наиболее благоприятные условия для определения К_пт создаются при преобладании в разрезе вертикальных трещин, которые оказывают незначительное влияние на величину ρ_{зп т}.

Удельное сопротивление кавернозной породы ρ_пк приближенно определяется выражением ρ_пк = (1 − К_пк) ⁄ (1 + 2К_пк) ρ_пм, где К_пк

− каверновая пористость. Это выражение справедливо для породы с небольшой общей пористостью и кавернами сферической формы, хаотически рассеянными в объеме породы при расстояниях между ними, значительно превышающих размеры каверн. Каверны и поры матрицы заполнены водой с одинаковым удельным сопротивлением. При непроницаемой матрице такая порода не является коллектором, поскольку она не содержит трещин, объединяющих каверны в единую фильтрационную систему.

При наличии каверновой и трещинной пористостей, хаотично расположенных в породе с непроницаемой матрицей, причем каждая каверна пересекается хотя бы с одной трещиной, коэффициент эффективной пористости равен сумме каверновой К_пк и трещинной пористости К_пт

К_{п эф} = К_пк + К_пт.

Удельное сопротивление такого коллектора при насыщении всех пор водой с одинаковым сопротивлением

1 − К_пк Р_пт ρ_в

ρ_{п тк} = ρ_пт, где ρ_пт =

1 + 2 К_пк А К_пт Р_пт + 1

При бурении на пресной воде удельное сопротивление зоны проникновения трещинно-каверного коллектора равно

ρ_{зп т} (1 − К_пк) + (2+ К_пк) ρ_ф

ρ_{зп тк} = ρ_{зп т ,}

ρ_{зп т} (1 + 2 К_пк) + 2 (1 − К_пк) ρ_ф

где ρ_{зп т} вычисляется по формуле для трещинного коллектора, в котором

трещины заполнены промывочной жидкостью.

Если трещинно- каверновый коллектор вскрывается на минерализован- ном фильтрате, когда ρ_ф ≈ ρ_в и ρ_ф << ρ_{зр т}, то последнее выражение для ρ_{зп т} превращается в предыдущее выражение для ρ_{п тк}. При К_пк < 0,1 значе-

ния ρ_{зп тк} мало отличаются от ρ_{зп т}, что позволяет оценивать К_пт. При вскрытии такого коллектора на пресном растворе,когда ρ_ф >> ρ_в значение ρ_пт близко к ρ_пм. Пористость К_пм межзерновой матрицы, как и при изуче- нии трещинного коллектора, оценивается по значению ρ_{зп тк}.

Преимуществами использования метода сопротивлений при определении К_п являются:

1) Высокая точность определения К_п,связанная с возможностью использования разных зондов и методов для определения удельных сопротивлений.

2) Возможность выявить неоднородность коллектора по пористости путем применения зондов с разным радиусом исследования.

3) Благоприятный характер связи Р_п = f (К_п), позволяющий опреде- лить пористость с высокой точностью во всем диапазоне изменения К_п.

К недостаткам определения К_п по электрическим методам следует отнести:

1) Низкую точность определения удельных сопротивлений пластов из-за использования неоптимальных зондов электрического каротажа (например, зондов ИК среднего радиуса исследования вместо глубинных зондов ИК, зондов трехэлектродного бокового каротажа и т.д.).

2) Низкую точность определения удельного сопротивления ρ_п из-за отказа от введения поправки за влияние скважины, зоны проникновения и мощности пласта, использование ρ_к вместо ρ_п при применении некоторых приемов оперативной интерпретации (например, «методики нормализации», методики поточечной интерпретации и др.).

3) Большое влияние глинистости коллектора и формы присутствия глины в пласте (рассеянная, слоистая), а также отсутствие сведений о свой- ствах глины, находящейся в поровом пространстве коллектора.

4) Влияние остаточной нефти в зоне проникновения при определении К_п по зондам с малым и средним радиусом исследования.

5) Влияние структуры порового пространства при использовании недостаточно обоснованных зависимостей при переходе от параметра пористости Р_п к К_п.

Задания. 1. Определить К_п неглинистого среднесцементированного водоносного песчаника, если его ρ_п = 1,5 Ом.м, пластовая вода имеет концентрацию С = 50 г ⁄ л, температура пласта t_пл = 80⁰ С.

2. Определить К_п глинистого слабосцементированного песчаника, если по данным БКЗ он имеет ρ_зп = 15 Ом.м, ρ_п = 3 Ом.м. Относительная глинистость пласта С_гл =10 % (рассеянного типа), ρ_в = 0,1 Ом.м, ρ₀ = 2 Ом.м. Дать заключение о характере насыщения коллектора.

3. Определить пористость глинистого коллектора, если его сопротивление в промытой зоне составляет ρ_пп = 8,2 Ом.м, за пределами

Дата добавления: 2015-08-27