Выделение коллекторов по данным ГИС.

Выделение коллекторов по данным ГИС.

Коллекторами называют пласты, представленные породами способными содержать нефть, газ, воду, и отдавать их при разработке. Обычно коллекторами бывают пески, песчаники, алевролиты, пористые известняки и доломиты,трещинные и трещиновато - кавернозные породы. Не коллекторами (непроницаемые породы)- глины, аргиллиты, плотные известняки, доломиты и песчаники (если они не трещиноватые), ангидриты и гипсы. Рассмотрим способы выделения основных типов коллекторов и оценки характера их насыщения.

Межзерновые терригенные коллекторы. Для межзерновых терригенных неглинистых коллекторов характерны на диаграммах различных методов каротажа следующие признаки.

!.Отрицательная аномалия ПС при рф>р_в и положительной аномалии ПС при рф<р_в.

2. Наличие положительного приращения (р_кмпз ^кмгз) ^на диаграмме микро зондов.

3. Сужение диаметра скважины за счет наличия глинистой корки, d_c<d_H.

4. наличие проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, отмеченного по трехслойным кривым БКЗ или по результатам измерений установками с различной глубиной исследования. Ошибочный вывод может быть сделан в случае близких значений удельных сопротивлений зоны проникновения и пласта (в этом случае кривая БКЗ будет выглядеть как двух слойная) или при незначительном проникновении фильтрата глинистого раствора в пласт.

5. Минимальные показания на диаграмме ГК. Исключение составляют случаи присутствия в скелете минералов обладающих радиоактивными свойствами.

6. Средние показания на диаграмме НГК. Исключение - газоносные коллекторы с небольшой зоной проникновения. В этом случае показания НГК не отличаются от показаний в плотных породах.

H

7.Увеличение интервального времени ДТ на диаграмме акустического каротажа.

Выделение песчаных коллекторов, содержащих значительное количество глинистого материала - глинистых коллекторов, осложняется тем, что физические свойства коллектора и вмещающих его пород - глин, мало отличаются. На диаграммах ПС глинистые коллекторы отмечаются менее четко, чем чистые; дифференциация диаграмм радиоактивного каротажа становится менее яркой (ГК, НГК). На практике глинистые коллектора выделяют путем сопоставления и количественного анализа, данных каротажа ПС, бокового каротажа, микробокового каротажа, гамма каротажа и кавернометрии.

Оценка характера насыщения межзерновых терригенных коллекторов сводится к их разделению на водоносные и нефтегазоносные, которые могут отдавать нефть и газ в достаточных для промышленной эксплуатации количествах.

Заключение о нефтегазоносности пласта основывается на значении коэффициента увеличения электрического сопротивления пласта р_н и на его сравнении с критической величиной р_н*, характеризующей для исследуемых коллекторов границу между промышленно - продуктивными и непромышленными коллекторами.

Коэффициент насыщения р_н определяется по формуле, для его подсчета необходимо найти удельное сопротивление пластаjty и его значение ^n при полном заполнении порового пространства водой (на 100 %). Значение^_пможет быть полученно: по результатам каротажа сопротивления в том же пласте за контуром нефтегазоносности; по результатам расчета, если известны сопротивление пластовой воды JCj_g и пористость или

относительное сопротивление р_п»

Сопротивление пластовой воды_р_а можно определить по данным анализов проб, отобранных с помощью пробоотборников, или по данным каротажа ПС. Коэффициент пористости находят по результатам анализа керна или по данным других методов каротажа (НГК, AK, ГГК).

Значение^ определяют по данным БКЗ, индукционного каротажа или бокового каротажа. Оцениваемый пласт, у которого Рн^рвп считается нефтегазоносным. Критическое значение коэффициента

увеличения сопротивления р_н* устанавливают путем сопоставления данных каротажа и результатов опробования продуктивных пластов. Для пластов различного геологического характера значение р_н* различны. Пласты с р_н<4 водоносные. Пласты с 4 <р_н<10 попадают в зону неопределенности и могут дать как воду, так и нефть с газом. С увеличением глинистости коллектора р_н обычно уменьшается.

Оценка продуктивности пластов с широким диапазоном изменения глинистости и пористости затруднена, поскольку удельные сопротивления пластов различаются не более чем в 2-3 раза и коэффициент увеличения сопротивления пласта р_н не является характерным параметром. На практике используют методику комплексного сопоставления диаграмм различных методов каротажа, связанных с определением сопротивления, глинистости (ПС, ГК), пористости (НГК, AK, ГГК).

Карбонатные коллекторы с межзерновой пористостью близки к терригенным межзерновым коллекторам, вследствие чего на диаграммах различных методов каротажа они выделяются теми же признаками. Выделение коллекторов в этом случае заключается в выделении среди неглинистых пород малопористых и пористых разностей. Пористые разности рассматриваются как возможные коллекторы. Задача упрощается, если в изучаемом разрезе не содержится глинистых пород. В этом случае для пористых и высокопористых разностей характерны следующие признаки: наличие минимумов на кривых НГК (ГК); увеличениедT на кривых акустического каротажа; низкие (по сравнению с окружающими) показания БК, БМК; наличие глинистой корки.

Для разделения пористых и малопористых разностей часто используют способ граничного значения, при котором на диаграммах НГК или AK (кривая Д Т) проводят линию, соответствующую граничному значению, установленному для данного типа разреза по результатам опробования и анализа керна. Все пласты со значениями р_п* относят к коллекторам.

Трещинные, трещиновато-кавернозные и карбонатные коллекторы смешанных типов не имеют четко выраженных геофизических характеристик и выделение их в разрезе сопряжено с определенными трудностями.

Однако в ряде случаев появляется комплекс признаков на кривых тех или иных методов каротажа, которые дают возможность выделить такие коллекторы: уменьшение амплитуды А и большое затухание акустических колебаний (A₁ZA₂) на диаграмме акустического каротажа; резкая дифференцированость кривой на диаграмме микробокового каротажа; минимальные значения показаний ГК и низкие значения показаний НГК; резкая дифференциация кавернограмм; отрицательные близкие к предельным, амплитуды ПС.

Эффективен для выделения карбонатных коллекторов сложной способ временных исследований. Коллекторы определяют по данным сопоставления диаграмм зарегистрированных одной и той же аппаратурой в одинаковом масштабе, но через промежуток времени, достаточный для изменения характеристик зоны проникновения по параметрам, характеризующим то или иное физическое свойство. В качестве агента используется глинистый раствор, физические свойства которого изменяют добавляя в него различные активаторы: например, увеличивая концентрацию соли в растворе, снижают его удельное электрическое сопротивление, добавляя в него радиоактивный изотоп, повышают удельную радиоактивность раствора, и т.д. В соответствии с активатором выбирают и метод каротажа для проведения исследований.

Методика проведения работ заключается в следующем. Первый замер проводят при заполнении скважины обычным раствором, Затем заменяют раствор на активированный, несколькими объемами которого промывают скважину, и проводят второй замер. Совмещая диаграммы первого и второго замеров, выделяют коллектор по изменению показаний измеряемого параметра на диаграмме второго замера, обусловленных изменением глубины проникновения фильтрата глинистого раствора. Эффективность исследований возрастает при повышении гидростатического давления в скважине за счет увеличения плотности активированного раствора.

Продуктивность коллекторов карбонатного типа может быть оценена по:

Превышению кажущегося сопротивления, зарегистрированного при боковом каротаже BK, над кажущимся сопротивлением, зарегистрированным при микробоковом каротаже MBK, при

S

совмещении кривых БК и МБК в одинаковом масштабе сопротивлений;

увеличение показаний экранированного или индукционного зондов на диаграмме второго замера при изучении способом временных исследований;

наличие приращений на кривых НГК, зарегистрированных в разное время зондом одной длины (методика временых замеров).

Этот способ эффективен при выделении газоносных пластов, когда имеется несколько замеров НГК, один из которых выполнен при вскрытии пласта в процессе бурения, а остальные - после укрепления скважины колоний обсадных труб и ее цементажа. Выделение газоносного пласта основано на явлении расформирования зоны проникновения газоносного коллектора в обсаженной скважине, когда в результате диффузии фильтрат бурового раствора в зоне проникновения замещается газом, что и отмечается положительным приращением на кривых НГК, зарегистрированных через определенный промежуток времени.

Совместно с данными каротажа для установления продуктивности карбонатных и терригенных коллекторов используют данные газового каротажа, анализа проб, отобранных пробоотборниками и испытателями пластов на трубах.

Определение эффективной мощности продуктивных коллекторов.

Отбивка водонефтяного, газо-водяного и газонефтяного контактов.

Определение эффективной мощности коллекторов. Эффективной мощностью продуктивного коллектора h₃ф называется мощность нефте - или газонасыщеной части коллектора, способной при опробовании отдавать нефть или газ. Эффективная мощность однородного, полностью нефте - или газонасыщеного пласта равна общей мощности пласта h^=h, границы которого определяются по диаграммам методов каротажа.

Из мощности пласта не полностью насыщенного нефтью или газом исключают водоносную часть (с учетом ГВК или ВНК) и прослои пород - не коллекторов (глины плотные породы и т.д.). Глинистые породы выделяют по данным методов ПС, ГК, кавернометрии и

G.

микрозондирования. Для выделения прослоев плотных пород используют микрозондирование и НГК.

Отбивка водонефтяного (BHK) и газожидкостного (ГВК, НГК) контактов. Методы каротажа позволяют устанавливать положение водонефтяного и газо-водяного контактов в пласте - коллекторе при наличии нефти или газа в верхней части пласта и воды - в его нижней части. Однако в большинстве случаев в природных коллекторах не наблюдается четкой границы между водонасыщеной и газонефтенасыщеной частями пласта из-за наличия переходной зоны.

Насыщение в переходной зоне меняется от 100% -ного водонасыщения в нижней части пласта до максимального допустимого газонефтенасыщения в верхней части, определяется распределением в коллекторе воды, нефти и газа под действием капиллярных сил и гравитации. Вместе с нефтегазонасыщением в переходной зоне меняется и удельное сопротивление от пъ1п. для 100% водонасыщения до /шдля максимального нефтегазонасыщения пласта. Это изменение происходит почти по линейному закону. Положение BHK по данным каротажа сопротивления определяют следующим способом. По величинам^ и/устанавливают границы переходной зоны. По результатам опробования устанавливают критические значения J) и j) соответствующие промышленному притоку нефти. По графику определяют р_п и

отбивают границу ВНК.

В зависимости от литологических свойств пласта, его проницаемости и физико-химических свойств нефти и воды мощность переходной зоны меняется от 1-3 м (чистые, высокопористые коллекторы) до 25-30 м (глинистые коллекторы).

Методика отбивки ГВК по кривым сопротивления аналогична. Положение газонефтяного (ГНК) контакта по данным каротажа сопротивления установить не удается ввиду того, что сопротивление против газонасыщеной и нефтенасыщеной частей коллектора примерно одного порядка.

Для отбивки ГНК, так же как и ГВК, используют данные НГК. Отбивка ГВК и ГНК по НГК основана на различии объемного водосодержания в газоносной, водоносной или нефтеносной частях разреза. При наличии глубоких зон проникновения измерения проводят двумя зондами НГК (большой и малой длинны). Против газоносных пластов наблюдается превышение показаний большого зонда над показаниями малого зонда за счет влияния

увеличения газосодержания (уменьшения водосодержания) на показания НГК при увеличении радиуса исследования.

Дата добавления: 2015-09-30