− массовой (или весовой) глинистости Сгл = m 0,01 ⁄ m m, где m 0,01 − масса
фракции с зернами ≤ 0,01 мм, m m − масса минеральной матрицы;
− объемной глинистости Кгл = Сгл (1− Кп) (при равенстве плотностей
материала глинистой фракции и материала скелета);
− относительной глинистости η гл = Кгл ⁄ (Кгл + Кп).
В терригенном коллекторе обычно η гл < 0,45.
Слоистый коллектор характеризуется относительным содержанием по толщине глинистых прослоев χ гл. Обычно χ гл < 0,5.
Относительную глинистость η гл и слоистую глинистость χ гл опреде- ляют по относительной амплитуде ПС. Коэффициенты массовой Сгл и объемной глинистости Кгл определяют по данным ПС и ГК.
§ 1. Определение глинистости по ПС
Для определения глинистости по ПС строится экспериментальная зависимость η гл = f (α пс) (рис. 13), где η гл определяется лабораторными исследованиями представительного керна, а α пс определяются по диаграмме ПС по той же скважине, из которой отобран керн (зависимость типа «керн-ГИС»). Значения α пс должны быть исправлены за влияние малой мощности пластов, за влияние сопротивления пластов и влияние скважины. Определение глинистости надежно в разрезах однородного минерального состава при отсутствии фильтрационных потенциалов, зон кольматации и глинизации стенок скважины, отсутствии глубоких зон проникновения, отсутствии нефти в коллекторе, отсутствии поверхностно-активных веществ в растворе.
|
Рис. 13. Зависимость относительной амплитуды αпс от относительной
глинистости ηгл для различных терригенных разрезов [10].
1 – Юго-восточная Татария; 2 – Южный Мангышлак; 3 – широтное
Приобье; 4 – Северный Сахалин
|
Рис. 14. Зависимость относительной амплитуды ∆Jγ от глинистости Сгл [2].
1 – палеозойские отложения Волго-Уральской провинции; 2 – мезозойские
отложения южных районов России. ∆J'γ – опорная амплитуда
§ 2. Определение глинистости по ГК
Определение глинистости по диаграммам ГК связано с тем фактом, что наибольшей естественной гамма-активностью обладают глинистые минералы, которые имеют большую удельную поверхность и адсорбируют радиоактивные элементы. Гамма-активность глин на порядок выше, чем радиоактивность скелета основных типов терригенных, карбонатных и хемогенных пород. Исключением из этого правила является присутствие калия в полевых шпатах, элементов уранового ряда в некоторых карбонатных породах и тория в акцессорных минералах и является препятствием для определения глинистости по ГК. Мешают определению глинистости по ГК и присутствие глауконита в песчаниках, которое идентифицируется по характерному зеленому цвету пород при описании керна и по гамма-излучению шлама.
Основным параметром, используемым для определения глинистости по ГК, является так называемый двойной разностный параметр ∆Jγ
Jγ − Jγmin
∆ Jγ =
Jγmax − Jγmin, где
Jγ − значение ГК против исследуемого пласта, Jγmin − значение ГК против неглинистого пласта (Сгл = 0), Jγmax − значение ГК против пласта с максима-
ной глинистостью.
Определение глинистости по ГК сводится к построению графической зависимости ∆ Jγ, определенной по диаграмме ГК от Сгл, определенной в лаборатории для образцов керна, отобранного из тех скважин, где были записаны диаграммы ГК (рис. 14). Необходимыми условиями этого построения является качественная запись кривой ГК, наличие в разрезе опорных пластов с минимальной и максимальной глинистостью и той же литологии, что и исследуемые пласты, достаточно высокий вынос керна. Использование двойного разностного параметра вместо значений интенсивности ГК позволяет повысить точность определения глинистости, избегая большого влияния скважинных условий, характерного для малоглубинного метода ГК.
Комплексная интерпретация материалов ГК и ПС с целью определения глинистости пород в терригенном разрезе часто позволяет повысить точность определения глинистости, а различная реакция αпс и ∆ Jγ на присутствие в породе псамитовой, алевритовой и глинистой фракций позволяет определять литологические особенности породы и особенности структуры порового пространства.
Привлечение данных методов в комплекс ПС и ГК, АК, НК, ГГК-П позволяет определить одновременно пористость, глинистость, минеральный состав и другие особенности пород.
Глава 8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ
КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГИС
Одним из основных источников информации о характере насыщения коллекторов наряду с ИНК и СО-каротажом является удельное электричес- кое сопротивление пласта ρп, определяемое обычно по БКЗ, ИК, БК, ВИКИЗ. Заключение о характере насыщения пласта и присутствии нефти и газа в пласте делается в случаяхсущественного превышения реального удельного сопротивления пласта ρп над предполагаемым сопротивлением того же пласта при насыщении его пластовой водой известной минерализа- ции, характерной для исследуемого горизонта, ρп100% в. Это предполагаемое значение ρп100% в может быть определено одним из следующих способов:
1. Расчетом ρп100% в по значению параметра пористости Рп, определен-
ному по величине сопротивления промытой зоны, измеренной против пласта
микробоковым каротажом ρпп
Рппп = ρпп ⁄ ρф,
где ρф − сопротивление фильтрата бурового раствора (рис.5).
Для определения параметра пористости могут быть использованы также
значения сопротивления зоны проникновения ρзп, определенные по малым
зондам БКЗ
Рпзп ≈ ρзп ⁄ ρф .
Рппп или Рпзп могут быть определены также по величине Кп, опреде-
ленного по любому неэлектрическому методу: АК, НГК, ГГК, и последующе-му переходу от Кп к Рп по кривой зависимости Кп = f (Рп) для предпо-
лагаемой структуры порового пространства.
Искомое ρп100%в вычисляется по формуле
ρп100%в = Рп ρв,
где ρв – сопротивление пластовой воды, Рп ≈ Рпзп ≈ Рппп.
2. В качестве ρп100% в может быть использовано сопротивление другого пласта, вскрытого в той же скважине ниже по разрезу, или в соседней сква-
жине ниже ВНК и характериющегося примерно той же аномалией ПС и ГК.
Определенные одним из перечисленных способов значения ρп100% в
можно использовать для расчета отношения Рн= ρп ⁄ ρп100%в, называемого
параметром насыщения или коэффициентом увеличения сопротивления, ко-
торый показывает во сколько раз сопротивление исследуемого пласта прево-
сходит сопротивление того же пласта при 100% - ной водонасыщенности.
Параметр насыщения Рн обычно связан с коэффициентом водонасы-
щенности Кв зависимостью Рн = аn ⁄ Квn, где аn и n − константы, опре-
деляемые экспериментально в лаборатории на представительной коллекции
керна путем статистической обработки. Чем выше Рн, тем больше вероят-
ность наличия подвижных углеводородов в пласте. Показатель степени n в формуле соответствует степени гидрофильности (n ≤ 2) и гидрофобности (n >2) породы.
Зависимость Рн = f (Кв) наиболее достоверно устанавливается при
исследовании керна из специальных скважин, которые бурятся на безводном
растворе с герметизацией керна и последующими лабораторными исследова-
ниями (рис. 15).
|
Рис. 15. Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента водонасы-
щения Кв порового пространства [2]:
а – кривые для коллекторов: 1 – гидрофильных, 2, 3 – слабогидрофобных и
гидрофобных песчано-глинистых соответственно; 4 – карбонатных; б − кри-
вые для разных показателей глинистости αпс (шифр кривых): 1 – Рн.пр =
= f (Кв.св), 2 − Р*н = f (К*в), 3 − Рн.кр = f (Кв.кр), 4 − Р**н = f (К**в); I − III −
области соответственно однофазного (нефть), двухфазного (нефть с водой) и
однофазного (вода) течения жидкости
В процессе разбуривания и изучения коллекторов и накопления данных о сопротивлениях коллекторов обычно устанавливаются критические значения сопротивлений, выше которых пласты относят к продуктивным. Так, для терригенных отложений Западной Сибири минимальные сопротивления, при которых из пластов возможно получение нефти, составляет 5 − 7 Ом.м (рис. 16). Обычно сопротивление газоносных пластов значительно (в 2 − 5 раз) превышает сопротивление нефтеносных пластов.
|
Рис. 16. Пример сопоставления ρп = f (αпс) для юрских отложений Бахи-
ловского нефтяного месторождения [2].
Пласты: 1 – продуктивные по данным ГИС, 2 – водоносные по данным ГИС;
3 – нефть по опробованию скважин; 4 – вода по опробованию скважин; 5 −
нефть (5 %) + вода по опробованию
Определение характера насыщения коллекторов путем изучения удельных сопротивлений испытанных коллекторов требует значительного времени и большого числа испытаний и возможно лишь на завершающей стадии разведки. Поэтому на начальной стадии используют критерии, установленные для соседних месторождений района, что бывает опасно при широких диапазонах изменения коллекторских свойств.
Одним из способов выделения газоносных пластов является сравнение повторных кривых нейтронного каротажа после расформирования зоны проникновения.
Другим способом выделения продуктивных коллекторов является так называемый способ нормализации [5]. Способ основан на перестроении одной из диаграмм, отображающих пористость (НК, ГГК-П, АК) и наложения ее на кривую ИК, БК или большого зонда КС (например, АО = 4,25), отображающую удельное сопротивление, при приведении этих кривых к единому масштабу пористости с помощью показаний в опорных пластах с высокой и низкой пористостью. Этот способ прост, нагляден, не требует большого количества испытаний (рис. 17).
|
Рис. 17. Выделение продуктивных интервалов (штриховка) по нормализован-
ным кривым НГК− БК [3].
При совместном использовании кривых НК, ГГК-П, АК, перестроен- ных в единый масштаб пористости, кривые НК и ГГК-П по отношению к кривой АК и по отношению друг к другу разойдутся в противоположные стороны (рис. 18). Это обусловлено разным характером влияния газа на показания методов НК и ГГК-П. Плотность газа в пластовых условиях мень- ше плотности нефти и воды, вследствие чего при одинаковых пористости и литологии газонасыщенные интервалы с неглубокими зонами проникновения
|
Рис. 18. Выделение газонасыщенных интервалов по нормированным кривым
НК, АК, ГГКП (Тимано-Печорская НГП, Южно-Кыртаельское месторожде-
ние) [5].
1 – коллекторы; 2 – газонасыщенные коллекторы (по Драцову В.Г. и Трухи-
ну В.Ю.)
(< 2dс) будут иметь характеристики по НК плотных пород, по ГГК-П более пористых пород (плотность занижена). При АК влияние газа в пластовых условиях невелико.
Глава 9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ
ПО ДАННЫМ ГИС
Проницаемость является свойством пористой породы пропускать нефть, газ, воду. Эта способность определяется коэффициентом проницае-
мости, который зависит от особенностей строения порового пространства
породы, физических свойств фильтрующегося флюида и характера
взаимодействия флюида и породы. Коэффициент проницаемости Кпр необходим для оценки однородности объекта, выбора способа разработки и выбора способа добычи углеводородов. Различают абсолютную проницаемо-
сть, определяемую при насыщении породы однофазным флюидом; фазовую проницаемость Кпр ф, определяемую при движении в породе многофазных смесей (нефти, газа, воды); относительную проницаемость Кпр', характери- зующую отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости Кпр' = Кпр ф ⁄ Кпр.
Единицей измерения абсолютной проницаемости в международной системе единиц является [м2], в нефтяной геологии − [Дарси] или [миллидарси] (1МД = 1,02 · 10−12 м2). Минимальная величина проницаемос- ти нефтяного коллектора обычно принимается равной 1МД, для газоносного коллектора 0,1 МД.
Проницаемость коллектора зависит от структуры коллектора, состава скелета и цемента, пористости, величины зерен скелета, формы поровых каналов и многих других параметров.
Для гранулярных коллекторов обычно используется формула
Козени-Кармана
Кпр = Кп3эф ⁄ f Тг2 Sф2, где
Кп эф − эффективная пористость, определяющая объем пор, по которым
возможно движение флюидов,
f − постоянная, зависящая от геометрии поровых каналов, изменяющаяся
от 2 до 3,
Тг − гидравлическая извилистость поровых каналов,
Sф − удельная поверхность фильтрующих каналов.
Для чистых, неглинистых гранулярных коллекторов, залегающих в зоне предельного нефте- или газонасыщения при отсутствии подвижной воды применяется следующее выражение для Кпр
Кпр = Рп−1⁄ 2 Рн (1 − Рн−1⁄ 2) τов2, где
f
Рп − параметр пористости (Р = 1 ⁄ Кп2),
Рн − параметр насыщения (Ков = Рн−1 ⁄ 2),
Тг ≈ 1,
τов − толщина пленки связанной воды, трудно определяемая по ГИС, но
меняющаяся в небольших пределах от 0,4 до 0,7 мкм по [9].
Последнее выражение обычно используется для определения коэффициента проницаемости по материалам электрометрии при известной пористости коллектора и сведениях о коэффициенте остаточной водонасыщенности
Ков = Sф τов ⁄ Кп эф; Кп эф = Кп (1 − Ков).
В различных руководствах, учебниках и статьях приводятся и другие
формулы для расчета Кпр по материалам электрометрии [2, 5]. Все эти
расчеты требуют оценки параметров, зависящих от конкретных условий
месторождения. Поэтому расчеты эти трудны, а получаемые результаты обязательно должны быть сопоставлены с данными лабораторных анализов
керна.
Нередко используют упрощенную эмпирическую зависимость
Кпр = а Рнb,
где а и b − константы характерные для коллекторов изучаемой залежи, устанавливаемые по результатам лабораторных исследований керна [2].
|
Если продуктивный коллектор является глинистым, причем глинисто-сть его меняется в широком диапазоне, наблюдается корреляционная связь между Кпр и αпс (рис. 19) и она может быть использована для определения Кпр, хотя точность таких определений невысока.
Рис. 19. Корреляционная связь между αпс и Кпр для терригенных пород
(построена по экспериментальным точкам) [8].
Часто для определения Кпр используют корреляционные связи
Кпр = f (Кп) или Кпр = f (Кп эф), устанавливаемые экспериментально по лабораторным исследованиям керна, типа «керн-керн» или «керн-ГИС»
(рис. 20). При определении Кпр по связи «керн-ГИС» Кп находят по материалам АК, ГГК, НГК или ЯМК, учитывая изменения вида этих связей для разных литотипов пород или условий осадконакопления.
Одним из наиболее надежных методов определения Кпр является метод ядерно-магнитного томографического каротажа (ЯМТК), основанный на эффекте ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) и широко используемый зарубежными геофизическими компаниями [5].
|
Рис. 20. Сопоставление Кпр и Кп для карбонатных коллекторов ассельско-
сакмарского возраста одного из месторождений ТПП [2].
1-2 – коллекторы; 3 – неколлектор
Кпр определяется также специальными, негеофизическими, прямыми методами, к которым относятся гидродинамический каротаж ГДК, проводи- мый на каротажном оборудовании, и гидродинамические исследования по наблюдению кривых восстановления уровня жидкости в скважине (КВУ) и кривые восстановления давления (КВД), прововодящиеся на буровом обору- довании. Эти исследования позволяют получить ценные сведения о проница- емости пласта, осредненные по интервалам перфорации, которые могут быть использованы для контроля и правильного масштабирования данных о про- ницаемости, определенных по геофизическим, косвенным методам.
|
Приложение
Рис. 21. Зависимость σк = f(ρк) для учета влияния скин-эффекта.
Зонды: 1 – 4Ф0,75 и 4И1; 2 – 6Ф1 и 8И1,4; 3 – 8Э0,9; 4 – 6Э1; 5 – 5Ф1,2; 6 −
|
Кривая ρк =1000 ⁄ σк [2]
Рис. 22. Зависимость разности фаз от удельного сопротивления для зондов
ВИКИЗ [2]
|
Рис. 23. Влияние эксцентриситета прибора на показания зондов ВИКИЗ (ρп = 20 Ом.м) с учетом (а) и без учета (б) кор-
пуса прибора [2]
1 - 4 – расположение прибора; 1 – с центратором, 2 - 4 – смещение относительно оси скважины соответственно 0,03, 0,05 и
0,06 м
Список литературы
1. Техническая инструкция по проведению геофизических исследова-
ний и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах ⁄ отв. Ред. Козяр В.Ф.
− М.: Изд – во ГИРС, 2001
2. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руко-
водство по интерпретации данных ГИС. − М.: Недра, 2007
3. Померанц Л.И., Бондаренко М.Т., Гулин Ю.А., Козяр В.Ф. Геофизи-
ческие методы исследования нефтяных и газовых скважин. − М.: Недра, 1981
4. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследо-
ваний скважин. − М.: Недра, 1972
5. Методические указания по подсчету геологических запасов нефти и
газа объемным методом ⁄ под редакцией Петерсилье В.И., Порускуна В.И.,
Яценко Г.Г. − Москва- Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003
6. Дахнов В.Н., Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефте-
газоносных коллекторов. − М.: Гостоптехиздат, 1959
7. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаг-
рамм геофизических методов исследования скважин. − М.: Недра, 1966
8. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследова-
ний разрезов скважин. − М.: ГНТИН и ГТЛ, 1962
9. Вендельштейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В. и др. Геофизические
методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и
газа. − М.: Недра, 1985
10. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н.
Промысловая геофизика. − М.: Недра, 1986
Оглавление
Введение.................................... 3
Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ ПО КОМПЛЕКСУ
ГИС В НЕФТЕРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИНАХ......... 3
Глава 2. КОМПЛЕКСЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН................... 4
Глава 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛИТОЛОГИИ ПОРОД.............. 8
Глава 4. КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН.............. 13
Глава 5. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ.................. 15
Глава 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ........ 18
§ 1. Определение пористости по электрическому каротажу..... 19
§ 2. Определение пористости по ПС.................. 27
§ 3. Определение пористости по нейтронному каротажу....... 30
§ 4. Определение пористости по акустическому каротажу...... 33
§ 5. Определение пористости по методу ГГК-П............ 37
§ 6. Сравнение Кп, определенных по разным геофизическим
методам................................ 40
Глава 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛИНИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ....... 41
§ 1. Определение глинистости по ПС.................. 41
§ 2. Определение глинистости по ГК.................. 43
Глава 8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ
КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГИС................ 44
Глава 9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ
ПО ДАННЫМ ГИС.......................... 48
Приложение................................... 52
Список литературы............................... 54
|
Дата добавления: 2015-08-27; просмотров: 278 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
