Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    2,57 Мб
  • Опубликовано:
    2012-06-11
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Геологии и Геоинформатики

Кафедра Геофизических методов исследования скважин





Курсовая работа

по дисциплине «Автоматизированная обработка и интерпретация данных ГИС»

на тему: «Обоснование выделения коллекторов методами ГИС»


Выполнил:

студент гр. ГИС-07

Павленко А.А.




Тюмень, 2012 г.

Оглавление

1. Выделение коллекторов

.1 Основные положения

.2 Выделение коллекторов по качественным признакам

1.2.1 Наличие глинистой (шламовой) корки

.2.2 Наличие положительных приращений на кривых микрокаротажа

1.2.3 Наличие радиального градиента сопротивлений

.2.4 Повторные измерения сопротивлении

.2.5 Повторные измерения ГК при принудительном задавливании в пласты индикаторной (меченой) жидкости, содержащей растворенные вещества с повышенной естественной радиоактивностью, - методика "ГК-активация-ГК"

.2.6 Повторные измерения НК при задавливании в пласты жидкости, содержащей вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, - методика "НК-активация-НК"

.2.7 Выделение коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе

.2.8. Выделение коллекторов по повторным замерам ПС при цементных заливках

.2.9 Выделение коллекторов по данным ГИС, выполняемых в обсаженных скважинах

.2.10 Использование данных ГТИ для выделения коллекторов

1.3 Выделение коллекторов по количественным критериям

.3.1 Статистические способы

1.3.2 Корреляционные способы

.3.3 Особенности выделения коллекторов с использованием количественных критериев

.4 Разделение коллекторов по структуре порового пространства

.5 Выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров тонкослоистых и трещинных коллекторов по данным высокоразрешающих методов ГИС

.5.1 Выделение тонких пластов с использованием микросканеров

.5.2. Оценка параметров тонких пластов

.5.3 Возможности микросканеров при исследовании трещинных коллекторов

.5.4 Возможности микроэлектрических сканеров при исследовании каверново-поровых коллекторов

. Изученность и нефтегазоносность пласта

.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения

2.2 Нефтегазоносность

. Интерпретация данных

.1 Определение Кп

.2 Обосновани Кнг и оценки насыщения

Вывод

Список использованной литературы

1. Выделение коллекторов

.1 Основные положения

Породой-коллектором называют породу, способную вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке в любых, даже незначительных количествах. Именно такое определение коллектора лежит в основе оценки геологических запасов нефти, газа и конденсата. Выделение коллекторов реализуется по прямым качественным признакам или с использованием количественных критериев, обоснование которых по результатам геологоразведочных работ (ГРР) и эксплуатации будет подробно рассмотрено ниже.

Вопросу обоснования количественных критериев всегда уделялось много внимания. При этом количественные критерии коллекторов назывались нижними, абсолютными либо абсолютными нижними пределами фильтрационно-емкостных свойств, геолого-геофизическими кондициями, абсолютными пределами запасов и т.п.

Кроме этого выделялась и другая группа количественных критериев, в основу определения которых была положена информация о рентабельных или экономически целесообразных дебитах нефти и газа, т.е. технико-экономические кондиции. Эти критерии имеют разнообразную физикоэкономическую основу и зависят от коэффициентов извлечения УВ и минимальной эффективной толщины hэф коллекторов, их динамической емкости, проницаемости и продуктивности, либо только их продуктивности. Численные значения этих критериев изменяются по мере развития техники и технологии добычи нефти и газа, изменения цен, технологических условий и стандартов на товарную продукцию, создающих условия для экономически оправданного освоения запасов нефти и газа. В некоторых работах к коллекторам относят только те породы, в которых жидкости и газы содержатся в промышленных объемах, а притоки нефти или газа превышают минимальные рентабельные дебиты.

Необходимо отметить, что при подсчете геологических запасов применение для выделения коллекторов подходов, базирующихся на технико-экономических критериях, неправомерно. Нельзя применять и способы выделения коллекторов, основанные на использовании любых величин дебитов, т.к. критерии коллектора для них не остаются постоянными. Значения кондиционных пределов в этих способах изменяются во времени и различаются в зависимости от геологических особенностей разреза. Последнее объясняется тем, что при постоянной депрессии один и тот же дебит можно получить при высокой проницаемости и малой толщине пласта либо при его низкой проницаемости и большой толщине. Следовательно, пласты с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами в разное время и в разных условиях могут быть отнесены к коллекторам и неколлекторам.

Еще раз отметим, что при определении геологических запасов УВ к коллекторам относятся породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке: величина извлекаемых объемов жидкости либо газа и их дебиты при этом не оговариваются. Определенные таким образом коллекторы характеризуются стабильными признаками и критериями и содержат геологические запасы УВ.

По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям, редко к вулканогенным и вулканогенно-осадочным и иногда к изверженным породам кристаллического фундамента. По вещественному составу различают терригенные, карбонатные, вулканогенные коллекторы и их смешанные типы. Известны также коллекторы, связанные с галогенными отложениями, представленными гипсом, ангидритом и смесью галита с карбонатными породами.

По морфологии порового пространства коллекторы делятся на поровые (межзерновые, гранулярные), трещинные, каверновые и смешанные (порово-трещинно-каверновые). Наименования последних варьируют в зависимости от вклада отдельных видов пустот в общие емкость и проницаемость коллектора. Большинство терригенных и карбонатных коллекторов поровые. Трещинные коллекторы характерны для плотных метаморфизованных низкопористых пород, прежде всего для карбонатных, частично - для вулканогенных и редко - для терригенных. По-видимому, трещинным является также коллектор, представленный битуминозными аргиллитами, нефть и газ в которых содержатся в трещинах и пространстве между "листочками" аргиллита. Трещин- но-каверновый и порово-трещинно-каверновый коллекторы типичны для карбонатных, а также для вулканогенных отложений и практически не встречаются в терригенных породах.

Поровые коллекторы считаются простыми, если они сложены одним породообразующим минералом (за исключением цементирующих веществ) и содержат один тип подвижного флюида (нефть, газ либо воду). К сложным относят коллекторы, обладающие, по крайней мере, одним из следующих признаков:

•          сложным минеральным составом породообразующих веществ, включая высокое содержание глинистых минералов;

•          сложной структурой порового пространства;

•          многофазной насыщенностью в пределах одного пластопересечения.

Из-за трудностей количественной оценки по геофизическим данным параметров тонких пластов к сложным коллекторам следует отнести также все коллекторы толщиной менее 1,5 м.

При традиционном аппаратурном и методическом обеспечении геофизических исследований все под счетные параметры (эффективная толщина - hэф, коэффициенты пористости - Кп и нефтегазонасыщенности - Кнг) в абсолютном большинстве случаев могут быть определены только в пластах и прослоях толщиной hэф > 1,5 м. В пластах меньшей толщины (1,5 м > hэф > 0,5 м) по материалам ГИС определяют эффективные толщины и коэффициенты пористости; коэффициенты нефтегазонасыщенности могут быть уверенно установлены в отдельных случаях в коллекторах без проникновения или с малой (D/d < 2) глубиной проникновения. Для тонких одиночных пластов (0,5 м > hэф > 0,2 м) по кривым ГИС устанавливается только hэф, количественные определения других параметров практически невозможны.

Как уже отмечалось выше, изложенное относится к случаю использования традиционного комплекса ГИС со стандартным разрешением. Применение высокоразрешающих методов ГИС в первую очередь, каротажных акустических и электрических микросканеров (FMS, FMI и др.) позволяет выделять в разрезе пласты толщиной до первых сантиметров.

По характеру смачиваемости поверхности твердой фазы различают коллекторы гидрофильные, гидрофобные и частично гидрофобные. У последних лишь часть поверхности твердой фазы избирательно смачивается водой.

Еще раз укажем, что выделение коллекторов любого типа проводится с использованием установленных для них прямых качественных признаков или количественных критериев.

Прямым качественным признаком коллектора является проникновение фильтрата ПЖ в пласты, которое устанавливается по данным ГИС и является следствием движения пластовых флюидов в поровом пространстве породы. Очевидно, что прямой информацией о наличии коллекторов в разрезе является получение притоков пластовых флюидов при опробовании и испытании пластов, в том числе приборами на каротажном кабеле. Прямые качественные признаки используются как для непосредственного выделения коллекторов в разрезах скважин, так и для обоснования количественных критериев.

Под количественными критериями коллекторов понимают величины фильтрационно-емкостных (Kп, Kпp и др.) или соответствующих им геофизических (αпс, ∆t, W, σ, ∆Jγ и др.) характеристик, по которым на статистическом уровне пласты разделяются на проницаемые и непроницаемые, т.е. на коллекторы и неколлекторы.

Определение эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин включает выделение коллекторов, оценку характера их насыщенности и положений газонефтяного, водонефтяного или газоводяного контактов (ГНК, ВНК и ГВК соответственно) между пластовыми флюидами.

Границы пластов-коллекторов устанавливаются по диаграммам геофизических методов согласно общеизвестным правилам, описанным в учебниках и справочниках по интерпретации, а также в соответствующих руководствах по методам ГИС.

Кривые большинства методов ГИС (ПС, БК, ИК, ДК, АК, ЯМК) симметричны. На этих кривых интервалы в которых амплитуда регистрируемого параметра изменяется от значений во вмещающих породах до значения в пласте-коллекторе, равны длине зонда. Границы пласта соответствуют серединам этих интервалов.

В методах РК (ГК, НК, ГГК) при применении аппаратуры для аналоговой записи кривые асимметричны, сдвинуты в направлении движения прибора за счет влияния интегрирующей ячейки. Границы пластов толщиной более 1 м необходимо определять по началу крутого подъема и спуска кривой. Вместо этого иногда авторы отчетов с подсчетом запасов допускают отступления от этого правила и проводят границы пластов по середине интервалов спуска и подъема кривой, что приводит к досадным ошибкам (иногда значимым) при определении толщин выделенных коллекторов.

1.2 Выделение коллекторов по качественным признакам

Среди видов ГИС, применяемых при изучении вскрытых скважиной горных пород, наибольшей информативностью и достоверностью при выделении в изучаемом разрезе проницаемых интервалов, т.е. пластов-коллекторов, обладают так называемые прямые методы исследования пласта ОПК и ГДК. Факт получения из пласта флюида в любом количестве и измерения пластового давления аппаратурой ОПК и ГДК является прямым доказательством наличия коллектора независимо от геофизической характеристики пласта. Неполучение притока флюида из пласта при ОПК и ГДК в случае благоприятной геофизической характеристики не является достаточным основанием для отнесения пласта к неколлектору. В таких случаях требуется проведение дополнительных (повторных) исследований.

К сожалению, прямые исследования в нашей стране, за исключением отдельных регионов (Якутия. Республики Башкортостан и Татарстан, Астраханская и Оренбургская области, шельф о. Сахалин), практически не применяются или применяются крайне редко (Западная Сибирь), поэтому на практике повсеместно для выделения коллекторов используется комплекс качественных (прямых и косвенных) признаков, а также количественные критерии.

Прямые качественные признаки являются наиболее надежным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. Таким доказательством является установление факта наличия проникновения в пласты фильтрата ПЖ и формирования (или расформирования) зон проникновения; эти факты в большинстве случаев являются достаточным признаком коллектора.

Признаками проникновения по данным ГИС являются:

•          сужение диаметра скважин, зафиксированное на кривой кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки;

•          радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований:

•          изменение показаний методов ГИС, выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформирование зоны проникновения.

В коллекторах со сложной структурой пустотного пространства прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам и фиксирующим формирование зоны проникновения при:

•          повторных измерениях во времени при сохранении свойств ПЖ в стволе скважины (методика временных измерений);

•          измерениях на ПЖ с различными физическими свойствами (методика двух ПЖ с различной минерализацией, методики с закачкой активированных меченных жидкостей);

•          направленном воздействии на пласты путем создания дополнительной репрессии (методика "каротаж-репрессия-каротаж") или депрессии ("каротаж-испытание-каротаж").

В обсаженных скважинах прямые качественные признаки устанавливаются при повторных измерениях стационарными импульсными видами нейтронного каротажа (НК), свидетельствующих о расформировании во времени зоны проникновения.

Весьма информативными для выделения коллекторов являются также данные ГТИ (данные механического каротажа, расходометрии, газового каротажа и результаты анализа шлама и керна).

Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым признакам и характеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:

•          аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательные, если удельное сопротивление ПЖ больше сопротивления пластовой воды, и положительные при их обратном соотношении);

•          низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК):

•          показания ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), превышающие фоновые:

•          затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже. Косвенные качественные признаки отражают присутствие, но не движение в исследуемой породе свободных флюидов. Например, показания ядерно- магнитного каротажа, превышающие фоновые, с равным успехом могут характеризовать сообщающиеся и несообщающиеся между собой поры и каверны. Увеличенное затухание упругих волн при акустическом каротаже может быть вызвано присутствием в породах открытых либо залеченных трещин и каверн и т.п.

В общем случае выделение коллекторов по качественным признакам следует проводить по совокупности прямых признаков, указывающих на наличие проникновения фильтрата ПЖ в пласты, с использованием косвенных качественных признаков.

Для исключения присутствующих в выделенных пластах-коллекторах тонких плотных высококарбонатных или глинистых непроницаемых прослоев привлекаются данные всего имеющегося комплекса ГИС (МК, БМК, БК, ГК, НК, АК).

Эффективность выделения коллекторов по прямым качественным признакам существенно зависит от времени между разбуриванием и исследованием разреза, а также от ряда технологических и геологических факторов, к которым прежде всего следует отнести величину репрессии на пласт и свойства ПЖ. Эффективность снижается при низкой водоотдаче ПЖ, в разрезах с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) или при бурении на равновесии (репрессия на пласт близка к нулю). Снижается эффективность выделения коллекторов по прямым качественным признакам и на газовых месторождениях с высотой залежей в сотни метров, где в приподнятых участках залежей репрессии значительно ниже, чем вблизи ГВК (или ГНК).

Известны факты отсутствия прямых признаков проникновения против высокопроницаемых коллекторов в длительно бурящихся скважинах вследствие кольматации пластов глинистыми частицами, а также гематитом и магнетитом при применении утяжеленных промывочных жидкостей. Кольматация пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами происходит медленнее, и они дольше сохраняют признаки коллекторов.

В породах с пластовыми водами хлоркальциевого типа, разбуривающихся на промывочных жидкостях с добавками карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ), со временем проникновение фильтрата ПЖ в коллекторы прекращается вследствие появления в порах нерастворимого осадка, образующегося при взаимодействии пластовой воды с КМЦ; более того, существовавшие вначале корки исчезают. Скорость образования осадка зависит от интенсивности фильтрации, концентрации КМЦ и содержания воды в порах. Например, в скважинах Ботуобинского нефтегазоносного района (Якутия), бурящихся на рассолах, исчезновение шламовых корок против низкопористых водонасыщенных коллекторов наблюдается в первые 5 суток после их вскрытия. Против водонасыщенных высокопористых (Кп = 16 - 24%) коллекторов корки сохраняются до 25 суток. В продуктивных коллекторах процессы закупорки происходят более медленно вследствие малых величин остаточной водонасыщенности Kво.

Рассмотрим более детально возможности и эффективность для выделения коллекторов вышеперечисленных прямых качественных признаков и методики их установления.

1.2.1  Наличие глинистой (шламовой) корки

Фильтрация в пласты ПЖ имеет следствием образование глинистых или шламовых корок. Если образующиеся корки вызывают заметное уменьшение диаметра скважины по сравнению с номинальным, то наличие корок легко устанавливается на кривых кавернометрии или профилеметрии.

Толщина глинистой корки зависит от качества ПЖ: чем больше водоотдача ПЖ, тем толще корка. При водоотдаче 6-8 см3/30 мин толщина корки обычно превышает 1 - 2 см. Шламовые корки, которые образуются при бурении скважин на неглинистых ПЖ, более рыхлые; их толщина достигает 3 - 5 см.

Судить о наличии корок затруднительно в интервалах с увеличенным диаметром скважины, например, против рыхлых или сильно трещиноватых выкрашивающихся разностей.

Уменьшение диаметра скважины не является признаком коллектора в интервалах образования сальников против пластичных глинистых пород, в призабойной зоне с осевшими шламовыми частицами и против тонких уплотненных прослоев, расположенных в толще коллектора, против которых происходит "размазывание" корки в ходе спуско-подъемных операций в процессе бурения.

Отсутствие глинистых или шламовых корок при наличии других признаков и критериев коллектора не может служить основанием для отнесения породы к неколлекторам, так как оно может быть следствием прекращения проникновения фильтрата ПЖ в коллекторы по ряду перечисленных выше технологических и геологических причин.

.2.2.Наличие положительных приращений на кривых микрокаротажа

Превышение показаний микропотенциал-зонда (МПЗ) над показаниями микроградиент-зонда (МГЗ). именуемое положительным приращением, обусловлено наличием корки. Поэтому положительные приращения на диаграммах МК являются надежным признаком коллектора в той мере, насколько надежен признак наличия корки.

При использовании данных МК необходимо обращать внимание не только на наличие или отсутствие положительных приращений, но и на абсолютные величины измеренных зондами МК кажущихся сопротивлений рк. При высоких рк начинает проявляться нелинейность аппаратуры, причем для МГЗ она возникает при меньших рк, чем для МПЗ. По этой причине положительные приращения иногда наблюдаются против плотных прослоев неколлекторов с высоким сопротивлением.

Верхний предел диапазона сопротивлений, в котором обеспечивается линейность измерений рл. обоими зондами МК, для каждого прибора определяется при его эталонировке. Для современной цифровой аппаратуры он достигает 50 - 60 Ом-м, для ранее выпускавшейся аналоговой аппаратуры он был значительно ниже и во многих случаях составлял 15 - 20 Ом-м.

С особой предосторожностью следует использовать данные МК в неоднородных коллекторах, содержащих тонкие плотные прослои. При большой толщине корки (более 2 см), а также в случае неплотного прижатия башмака микрозонда к стенке скважины уплотненные прослои могут не отмечаться на кривых МК.

Положительных приращений на кривых МК может не быть при бурении скважин на технической золе в условиях отсутствия корок и в скважинах, пробуренных на минерализованных ПЖ (рс < 0,2 Ом*м). В последнем случае показания обоих зондов против коллекторов отличаются несущественно вследствие близости удельных сопротивлений корки и промытой зоны. Однако, в ряде случаев в скважинах с минерализованной ПЖ при тонких корках и неглубоких зонах проникновения получают кривые МК удовлетворительного качества, поэтому эффективность МК для выделения коллекторов должна проверяться в конкретных геологотехнических условиях.

.2.3 Наличие радиального градиента сопротивлений

Изменение удельного электрического сопротивления (УЭС) пород в радиальном направлении обусловлено проникновением фильтрата ПЖ в пласт и поэтому является однозначным признаком коллектора. Наличие радиального градиента сопротивлений устанавливается сравнением показаний однотипных зондов с разным радиусом исследований (БКЗ, ВИКИЗ, многозондовые установки БК и ИК) или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов БМК-БК-ИК. При использовании данных БМК нельзя забывать, что верхний динамический диапазон УЭС, измеряемых при БМК, ограничен. Для ранее выпускавшейся отечественной аппаратуры БМК он составлял 150 - 200 Ом*м; для современной цифровой аппаратуры он значительно выше и достигает 800 - 1000 Ом*м.

Если кривые названных методов зарегистрированы (или перестроены) в одинаковом масштабе кажущихся сопротивлений рк, показания зондов исправлены за влияние скважины и кривые совмещены между собой, что легко осуществимо в компьютеризированных системах обработки, то коллекторы довольно наглядно выделяются визуально по расхождению показаний разноглубинных зондов при условии, что в породах-неколлекторах показания зондов совпадают (рис. 1.1). При наличии в пределах коллекторов плотных прослоев эффективность БКЗ снижается из-за влияния экранирования.

Формирование радиального градиента сопротивлений зависит от многих факторов, в том числе от свойств ПЖ и сроков проведения каротажа. В разные сроки проведения каротажа можно получить разные радиальные градиенты. Нередки случаи, когда в одних и тех же продуктивных пластах при более ранних измерениях фиксируется четкое понижающее проникновение, затем - нейтральное, а при более поздних измерениях - ярко выраженное повышающее проникновение.

Рис. 1.1. Выделение коллекторов по качественным признакам

При бурении на ПЖ с высокой водоотдачей и проведении каротажа через большой промежуток времени после вскрытия пластов бурением могут образовываться очень глубокие зоны проникновения. В таких случаях радиальный градиент может быть вообще не зафиксирован. Подобная картина наблюдается также в случаях нейтрального проникновения, когда УЭС зоны проникновения и неизмененной части пласта одинаковы. Поэтому наличие градиента является качественным признаком коллектора, но отсутствие радиального градиента сопротивлений по данным ГИС. полученным при статических скважинных условиях, не может служить основанием для отнесения породы к неколлекторам, особенно при благоприятной геофизической характеристике, т.е. при наличии косвенных качественных признаков (отрицательная аномалия на кривой ПС, низкие показания на кривой ГК и др.).

Следует отметить один фактор, который не связан с проникновением, но при определенных условиях может приводить к появлению радиального градиента сопротивлений. Фактор этот связан с отсутствием теплового равновесия в системе "скважина-пласт". Охлаждение пород в приствольной зоне в процессе бурения создает температурную воронку в радиальном направлении, что может приводить к появлению ложного эффекта повышающего проникновения даже в непроницаемых пластах. Вопросы эти изучены пока весьма слабо. Известно, что по сравнению с глинами, а также плотными и водонасыщенными терригенными и карбонатными породами нефтегазонасыщенные породы характеризуются значительно меньшей теплопроводностью (в 2 раза и более). Следовательно, можно полагать, что в продуктивных пластах влияние этого фактора не должно быть существенным.

Таким образом, установленный факт наличия радиального градиента сопротивлений можно использовать в качестве признака коллектора при условии, что в явных породах-неколлекторах наличие градиента не отмечается.

.2.4 Повторные измерения сопротивлении

Данные однократных измерений УЭС разноглубинными зондами ЭК или ЭМК при статических скважинных условиях не всегда лают однозначный ответ о наличии или отсутствии коллекторов в изучаемом интервале разреза. Достоверность выделения коллекторов любого типа повышается при выполнении измерений УЭС по специальным методикам, основанным на фиксации протекания динамических процессов формирования или расформирования зон проникновения во времени. Такие исследования обычно проводят для выделения сложнопостроенных коллекторов. В разрезах с простыми поровыми коллекторами они применяются редко, однако их роль бывает решающей при обосновании граничных количественных критериев коллекторов и изучении неоднородных и глинистых пластов.

Для повторных измерений УЭС чаще всего применяют БК и иногда БМК (в скважинах с электропроводящими ПЖ), а также ИК (в скважинах с электронепроводящими ПЖ). При анализе материалов повторных измерений УЭС необходимо учитывать время контакта пластов с ПЖ до первого измерения (t1) и между измерениями (t2), состояние ствола скважины при первом и последующих замерах, параметры ПЖ (особенно ее сопротивление, водоотдачу и плотность), состояние скважины за период между замерами (бурение или испытание, простаивание, ликвидация поглощений и применяемые при этом технологии, проработка ствола и т.д.). Для учета скважинных условий при каждом измерении УЭС пород выполняют также замеры каверномером (или профилемером, что важно при применении БМК) и скважинным резистивиметром. Для исключения влияния различного рода аппаратурных помех первые и повторные измерения УЭС желательно выполнять одним и тем же комплектом скважинной и наземной аппаратуры.

Коллекторы при повторных измерениях УЭС выделяются по закономерному изменению во времени или после направленного воздействия на пласты показаний применяемых методов, исправленных за влияние скважинных условий измерений. При этом против явно непроницаемых глинистых и плотных пластов исправленные за условия измерений показания должны остаться неизменными.

В отечественной практике опробованы с положительными результатами и применяются различные методики повторных измерений УЭС. Они перечислены в начале данного раздела. Рассмотрим особенности этих методик.

Повторные измерения сопротивлений во времени при сохранении всех свойств ПЖ в стволе скважины - методика временных измерений. Эти исследования применяются широко, поскольку не требуют специальной подготовки скважин. Характер изменений сопротивлений во времени существенно различен при бурении скважин на минерализованной (рф = рв) и пресной (рв > 5рв) жидкостях.

При вскрытии на высокоминерализованной жидкости водонасыщенные коллекторы не отмечаются изменениями сопротивлений независимо от времен t1 и t2. Нефтегазонасыщенные коллекторы обычно характеризуются уменьшением сопротивлений, что обусловлено снижением Кн в зоне проникновения за время между измерениями. Благоприятные условия для выделения нефтегазонасыщенных коллекторов создаются при выполнении первого измерения вскоре после вскрытия пластов (малое значение t1) и второго измерения - при большом времени t2 между измерениями.

Кривые повторных измерений БМК неэффективны для выделения коллекторов независимо от времени проведения первого измерения. Промытая зона успевает сформироваться через 1 - 2 сутки после разбуривания проницаемого пласта, и ее неизменяемое в дальнейшем сопротивление измеряется зондом БМК уже при первом каротаже. При последующих повторных измерениях показания БМК изменяются мало или не изменяются совсем.

При вскрытии на пресной жидкости водонасыщенные коллекторы характеризуются увеличениями сопротивлений, что обусловлено уменьшением содержания невытесненной пластовой воды в зоне проникновения в период между измерениями.

Нефтегазонасыщенные коллекторы чаще также отмечаются увеличениями pзп особенно при невысоком значении Кпг и высоком сопротивлении фильтрата (pф > 0,5 Ом*м). Однако возможно уменьшение р,л этих пластов или его незначительное изменение.

При очень продолжительном контакте пород с пресными ПЖ отмечаются случаи, когда сопротивление увеличивается во времени в породах-коллекторах вследствие диффузного опреснения пластовой воды на значительную глубину по отдельным маломощным проницаемым прослоям. При позднем проведении измерений зоны проникновения в таких случаях не обнаруживаются.

Эффективность выделения коллекторов зависит от времени проведения измерений, которое устанавливают опытным путем. Целесообразно проводить первый замер вскоре после вскрытия пластов бурения. а второй - по окончании бурения скважины.

Повторные измерения сопротивлений при различной минерализации ПЖ - методика двух ПЖ. Экспериментально доказано, что принципиально безразлично, в какой последовательности изменяется сопротивление ПЖ в скважине: вначале пресная жидкость. а затем минерализованная, или наоборот. Эффективность выделения коллекторов определяется, в основном, различием в свойствах ПЖ и временами t1 и t2 проведения измерений.

Когда первое измерение выполняют на пресной, а повторное на минерализованной ПЖ, то против проницаемых пластов, независимо от типов и величин пористости, характера насыщенности и степени трещиноватости, обычно отмечается уменьшение сопротивлений при повторном измерении. Однако, иногда при втором измерении, выполненном после осолонения ПЖ, отмечаются увеличения сопротивлений против пластов-коллекторов. Это может наблюдаться, когда повышение минерализации ПЖ произошло спустя длительное время после первого измерения, а второе измерение выполнено вскоре после осолонения. При этих условиях коллекторы выделяются и повышением, и понижением сопротивлений, а различный характер измерений рзп отражает особенности строения коллекторов. Повышениями сопротивлений характеризуются коллекторы гранулярно-кавернового типа, в которые вследствие низкой проницаемости не успел глубоко внедриться минерализованный фильтрат, а рост рзп произошел за время контакта пород с пресной жидкостью после первого измерения. Снижением рзп характеризуются коллекторы с развитой трещиноватостью независимо от их общей пористости, минерализованный фильтрат в которые проникает в течение короткого промежутка t2.

Когда первое измерение выполняют на минерализованной, а второе на пресной ПЖ, все проницаемые пласты независимо от величин и типов пористости и характера насыщенности выделяются увеличениями сопротивлений на кривых повторных измерений. Увеличение тем больше, чем выше отношение сопротивлений ПЖ и больше промежутки времени t1 и t2.

Общим правилом применения методики двух ПЖ является выполнение первого измерения непосредственно перед изменением свойств ПЖ в скважине, а второго измерения - как можно позже после замены ПЖ. Удельное сопротивление минерализованной ПЖ должно быть близким к сопротивлению pп пластовых вод, а сопротивление пресной ПЖ должно превышать pв не менее чем на порядок.

Повторные измерения сопротивлений при направленном воздействии на маеты путем создания дополнительной репрессии или депрессии - методики «каротаж-репрессия-каротаж» и «каротаж- испытание-каротаж». Измерения с нагнетанием ПЖ в пласты (методика «каротаж-репрессия-каротаж») выполняют непосредственно перед созданием избыточного давления в 2 - 5 МПа на устье скважины и как можно быстрее после снятия давления и освобождения устья. Существуют разнообразные варианты методики, различающиеся тем, на какой - пресной или минерализованной - жидкости бурилась скважина и жидкость какого сопротивления нагнетается в пласт. Общим правилом для них является условие, что нагнетаемая жидкость (чаще всего порция свежей промывочной жидкости с известными свойствами, доставленная в исследуемый интервал через буровую колонну без долота) должна обладать максимальной водоотдачей и отличаться по удельному сопротивлению в 5 - 10 раз от пластовой воды и жидкости, на которой бурилась скважина.

Эффективность измерений для выделения коллекторов повышается с увеличением перепада давлений на пласты и объемов внедрившейся в них жидкости. Проницаемые пласты выделяются увеличением сопротивлений, если нагнетается пресная жидкость, или их уменьшением - если нагнетается минерализованная вода. В последнем случае водонасыщенные коллекторы не выделяются. С учетом небольших объемов нагнетаемых жидкостей (6 -10 м3) и малых сроков проведения всех операций по закачиванию жидкости и проведению ГИС, более четкие признаки проникновения получают на кривых БМК по сравнению с кривыми БК.

Измерения по методике "каротаж-испытание-каротаж" выполняют до и после испытания исследуемого интервала пластоиспытателем на трубах ИП. Проницаемые интервалы характеризуются при этом изменениями сопротивлений за счет поступления пластовых флюидов к стенке скважины и, как следствие, расформирования зоны проникновения.

Положительные результаты по этой методике достигаются для неглубоко залегающих (800 - 1200 м) отложений при условии, что второе измерение выполняется не позже чем через 8 часов после проведения испытаний. В скважинах глубиной более 2500 - 3000 м при бурении на ПЖ повышенных плотности и водоотдачи за время подъема ИП и спуска геофизического прибора в испытанном интервале обычно успевает восстановиться зона проникновения с теми же параметрами, которые были до испытания. По этой причине положительные результаты достигаются в единичных случаях.

Эффективность выделения коллекторов по этой методике повышается, если используется автономная аппаратура БК и БМК, монтируемая непосредственно в сборке ИП. Такой комплекс позволяет обнаружить изменение сопротивлений при исследовании коллекторов различной проницаемости даже в случае интенсивного восстановления зоны проникновения после снятия депрессии. К сожалению, такие исследования проводятся крайне редко, поскольку автономная аппаратура БК и БМК серийно пока не выпускается.

.2.5 Повторные измерения ГК при принудительном задавливании в пласты индикаторной (меченой) жидкости, содержащей растворенные вещества с повышенной естественной радиоактивностью, - методика "ГК-активация-ГК"

Методику применяют для выделения коллекторов в разрезах, в которых широко распространены сложнопостроенные коллекторы. В качестве активаторов используют радон либо короткоживущие изотопы натрия, приготовленные на базе либо непосредственно на скважине.

Технология исследований и работ в скважинах с мечеными жидкостями описана в новой «Технической инструкции», а также в соответствующих методических документах, указанных выше.

Выделение поглощающих пластов (коллекторов) ведут по аномалиям гамма-активности, появившимся в результате контролируемого воздействия и превышающим погрешность измерений более чем в два раза. Отсутствие таких аномалий против заведомо непроницаемых пород (ангидритов, глин и т.п.) является критерием достоверного выделения коллекторов.

Наиболее широко применяется методика "ГК- активация-ГК" с использованием радона, получившая название ИМР (индикаторный метод по радону). В промышленных масштабах ИМР применялся на месторождениях Тенгиз (Казахстан) и Памятно-Сасовское (Волгоградское Правобережье). При подсчете запасов этих месторождений данные ИМР были основными при обосновании hэф,н по скважинам. В частности, на Памятно-Сасовском месторождении исследования ИМР были выполнены в большинстве пробуренных скважин. По полученным данным ИМР в продуктивной рифогенной толще евлановско-ливенского горизонта нигде не было зафиксировано непроницаемых интервалов (рис. 1.2), что при подсчете запасов позволило рассматривать всю нефтенасыщенную толщу как единую гидродинамическую систему.

Особую ценность представляют данные ИМР при выделении сложнопостроенных карбонатных коллекторов с низкими емкостными свойствами или с повышенной гамма-активностыо (в случае отсутствия замеров спектрометрического ГК), при выделении коллекторов в тонкослоистых разрезах, представленных чередованием карбонатных и терригенных разностей с различной степенью глинистости и карбонатности, а также при оценке экранирующих свойств пород-покрышек.

В качестве примера на рис. 1.3 представлены результаты изучения по ИМР карбонатных отложений с низкими емкостными свойствами. В разрезе преобладают известняки с общей пористостью менее граничного значения 7%, установленного в данном районе для поровых коллекторов. Тем не менее все пласты по ИMP характеризуются высокими гамма-аномалиями, превышающими уровень естественной гамма-активности в десятки раз, что свидетельствует об их проницаемости, обусловленной трещинами.

Рмс. 1.2. Выделение проницаемых интервалов по ИМР в евлановско-ливенских отложениях (скв. 6-Платовская Памятно-Сасовского месторождения)

Рис. 1.3. Выделение коллекторов по ИМР в карбонатных отложениях с низкими емкостными свойствами (скв. 13 Демьяновского месторождения)

Рис. 1.4. Характеристика покровных опиожений по ИМР (скв. 7-Памятная)

Пример оценки по данным ИМР экранирующих свойств покрышек приведен на рис. 1.4. На первом этапе разведки Памятно-Сасовского месторождения предполагали, что покрышкой нефтяной залежи в евлановско-ливенских отложениях является преимущественно глинистая уметовско-линевская толща. Однако исследования ИМР показали, что эта толща не может быть экраном нефтяной залежи. Истинной покрышкой (флюидоупором) для этой залежи является подошвенная часть задонского горизонта, в которой не выявлено признаков проникновения индикаторной жидкости (ИЖ). Проницаемость пород покрышки не превышает 10-3 мД, поскольку при изучении пород с проницаемостью менее 10-3 мД концентрация радона в ИЖ 10-5 Кг/л, обычно используемая при ИМР, уже не обеспечивает значимого приращения интенсивности гамма-излучения.

.2.6 Повторные измерения НК при задавливании в пласты жидкости, содержащей вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, - методика "НК-активация-НК"

По своему назначению, технологии проведения исследований и способу выделения коллекторов методика «НК-активация-НК» аналогична вышеописанной. На практике она применяется довольно редко. Положительный опыт использования методики накоплен при выделении сложнопостроенных коллекторов в карбонатных отложениях Пермской области.

В качестве веществ с аномальными нейтронопоглощающими свойствами применяют воднорастворимые соединения (соли) бора или кадмия. По данным работы для качественного выделения проницаемых зон с эффективной пористостью 1% требуются растворы с концентрацией бора 4 г/л при Кп = 2% и 15 г/л при Кп = 20%. Соответствующие концентрации кадмия должны быть в 3 раза выше. При большей величине Кп,эф требуемые концентрации уменьшают обратно пропорционально величине Кп,эф.

Описанные способы повторных измерений РК (ГК и НК) с применением активаторов весьма эффективны для выделения коллекторов любого типа.

.2.7 Выделение коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе

Промышленное применение получили ПЖ на нефтяной основе двух типов - безводные (известково- битумные - ИБР) и водоуглеводородные инвертные (обращенные) эмульсии - ВИЭР. Содержание воды в безводных жидкостях не превышает 2 - 5%, а в инвертных эмульсионных может достигать 60%. Даже при высоком содержании воды жидкости всех типов на нефтяной основе имеют низкую (часто нулевую) водоотдачу, обладают высокой условной вязкостью (до ISO секунд и более), высоким (практически бесконечным) удельным электрическим сопротивлением и достаточно свободно отдают фильтрат в пористо-проницаемые пласты. Фильтратом обычно является неполярная углеводородная жидкость; в отдельных случаях наблюдается также внедрение в породу неразрушенной водонасыщенной эмульсии.

Исследования в скважинах, пробуренных на ПЖ с нефтяной основой, и интерпретация полученных материалов имеют некоторые отличия от исследований (и интерпретации материалов) в скважинах, бурящихся на обычных ПЖ. В практике бурения наметились два подхода к проведению геофизических исследований в скважинах, бурящихся на жидкости с нефтяной основой: первый, когда исследования выполняются только на этой жидкости, и второй, когда ГИС проводят дважды - при заполнении скважины жидкостью с нефтяной основой и после ее замены (иногда с расширением ствола скважины) на обычную ПЖ с водной основой.

Основное отличие комплекса ГИС для скважин с электронепроводящей ПЖ - существенное ограничение методов ЭК. В таких скважинах выполняют только ЭМК (ИК, ДК). В остальном комплексы ГИС включают те же методы и их модификации, что и комплексы ГИС для скважин с ПЖ на водной основе.

Выделение коллекторов по данным ГИС, выполненных в скважинах с ПЖ на нефтяной основе, затруднено из-за отсутствия прямых качественных признаков. Их уверенное выделение возможно при проведении ГИС последовательно на ПЖ с нефтяной и водной основой, что является своеобразной модификацией методики двух ПЖ.

При вскрытии разрезов на ПЖ с нефтяной основой, особенно при вскрытии на ИБР, против коллекторов образуется очень тонкая непроницаемая битумная корка, которая препятствует образованию глубоких зон проникновения. Нефть и газ, присутствующие в прискважинной зоне продуктивных пластов, оказывают существенное влияние на показания ИК. ДК. НК, ИННК, ГГКП и АК по затуханию; меньшим изменениям подвержены показания АК по скорости. После замены

ИБР и заполнения скважины промывочной жидкостью на водной основе и при снятии битумной корки при проработке или расширении ствола скважины в проницаемые породы проникает водный фильтрат промывочной жидкости. В газонасыщенных коллекторах проникновение должно проявить себя изменениями показаний большинства перечисленных видов каротажа, в нефтенасыщенных - части из них (ИК, ДК, ИННК).

Как и в обычной методике двух ПЖ, коллекторы выделяют по расхождениям кривых, записанных при ПЖ с разной основой. Успешному решению задачи выделения коллекторов способствует также возможность выполнения разноглубинных видов ЭК после замены ПЖ электронепроводящей с нефтяной основой на электропроводящую с водной основой.

При использовании материалов ГИС, полученных после замены ПЖ, необходимо обращать внимание на то, как проводилась замена ПЖ и какие операции проводились в скважине в промежутке времени между окончанием замены ПЖ и выполнением ГИС (проработка, расширение ствола и т.п.). При спокойной (без проработки и расширения ствола) смене ПЖ битумная корка против коллекторов на стенках скважины может сохраниться. Выполнение ГИС сразу же после такой замены не даст ожидаемого эффекта. Мало того, будут искажены (завышены и "изрезаны") показания микрометодов с прижимными башмаками (МК, БМК), занижены амплитуды ПС против продуктивных пластов. Так, опыт работ на Туймазинском месторождении показал, что после удаления битумной корки амплитуда ПС против нефтенасыщенных песчаников возрастала в 1.5 - 2 раза, а против водонасыщенных не изменялась. Поэтому ГИС после замены ПЖ целесообразно проводить дважды - сразу после замены, а затем после снятия битумной корки, что наилучшим образом достигается путем расширения ствола скважины после замены ПЖ.

Полученные таким образом данные ГИС в сочетании с данными, полученными при заполнении ствола скважины ПЖ на нефтяной основе, весьма эффективны для выделения коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе. Кроме того, что особенно важно, эти данные вместе с результатами исследования керна (в скважинах на безводных ПЖ обычно реализуется сплошной отбор керна) являются надежной основой для обоснования количественных критериев выделения коллекторов, определения положения контактов между флюидами, обоснования методик определения Kнг, и оценки достоверности определяемых по данным ГИС величин Kнг.

.2.8 Выделение коллекторов по повторным замерам ПС при цементных заливках

В основе способа лежит обнаружение интервалов смещения кривой ПС на повторных замерах после цементных заливок.

Чаще всего цементные заливки назначают для изоляции проницаемых трещиновато-кавернозных пород, интенсивно поглощающих ПЖ, и глинистых интервалов, склонных к размывам и обвалообразованиям. В интервалах заливок цемент внедряется в породы с высокими коллекторскими свойствами, прежде всего в кавернозно-трещинные, трещинные и закарстованные, образуя в них зоны кольматации пород цементными частицами. В интервалах с увеличенными диаметрами на стенках скважины образуется непроницаемая цементная корка ("цементный стакан").

Выделению коллекторов способствует одна важная особенность цементного камня - его аномально низкая электрохимическая активность. Поэтому внедрение цемента в проницаемые породы, образование цементной корки или заполнение цементом каверн в стволе скважины вызывают смещение кривой ПС в область отрицательных значений. Смещение тем значительнее, чем больше цемента присутствует на данном участке скважины. Фактически на кривых ПС величина смещения изменяется от -5 до -75 мВ при наиболее часто встречающихся значениях в 10 - 20 мВ при рс > 0,5 Ом*м. Сдвиг в область отрицательных значений увеличивается с ростом числа трещин и каверн, однако четкой связи между величиной сдвига и вторичной пористостью не установлено. В гранулярных породах кривые ПС не изменяются, так как глубина проникновения глинистых и цементных частиц в межзерновые поры незначительна, вследствие чего за незначительной по глубине зоной кольматации находятся только фильтрат ПЖ и невытесненные пластовые флюиды.

Искажения кривых ПС. вызванные внедрением цемента в породы, позволяют установить интервалы залегания высокопроницаемых трещинно-каверновых коллекторов. Лучшие результаты получают по кривым повторных замеров ПС, выполненных на ПЖ с рс > 0,5 Ом-м до цементной заливки и после разбуривания мостов. При высокой минерализации ПЖ (кривая ПС слабо дифференцирована), при неоднородном сопротивлении ПЖ по стволу скважины и при изменяющемся по разрезу сопротивлении пластовых вод выделение трещиновато-кавернозных пород с проникшим в них цементом по повторным замерам ПС затруднено или невозможно.1.2.9 Выделение коллекторов по данным ГИС, выполняемых в обсаженных скважинах

В скважинах, обсаженных стальной колонной, выделение коллекторов возможно по повторным измерениям стационарными (НГК, ННК) и импульсными (ИННК) видами нейтронного каротажа. В скважинах с обсадкой продуктивного интервала неметаллической стекловолоконной колонной необходимо выполнение более полного комплекса ГИС, включающего, помимо НК, также АК, ДК, ИК. Выделение коллекторов основано на фиксации при временных измерениях названными методами изменений соответствующих параметров прискважинной части пласта (водородо- и хлоросодержания, водо- насыщенности, удельного сопротивления) в процессе расформирования зоны проникновения, что аналогично временным измерениям в открытом стволе при формировании зоны проникновения.

Временные исследования в обсаженных скважинах в большинстве районов проводят с целью оценки характера насыщенности коллекторов, выделенных по данным ГИС до спуска колонны, определения положения газожидкостных контактов и контроля за перемещением водонефтяных и газожидкостных контактов в ходе разработки нефтяных и газовых месторождений.

.2.10 Использование данных ГТИ для выделения коллекторов

Среди многочисленных параметров, регистрируемых непосредственно или вычисляемых при проведении ГТИ, наиболее информативными для выделения коллекторов являются механическая скорость бурения, расход и объем ПЖ, газонасыщенность ПЖ углеводородными газами, компонентный состав углеводородных газов, люминесценция и пористость шлама и керна.

При вскрытии коллектора происходит резкое изменение механической скорости бурения (обычно в сторону увеличения) и наблюдаются поглощение ПЖ или приток в скважину пластового флюида.

Песчано-глинистые коллекторы, залегающие на относительно небольшой глубине (до 2,5 - 3 км), практически всегда уверенно выделяются по скорости бурения. Для них характерны незначительные поглощения ПЖ с быстрым снижением интенсивности поглощения. При вскрытии коллектора очень часто отмечается снижение давления в нагнетательной линии.

Аналогичная картина наблюдается в карбонатных коллекторах порового типа. Вскрытие каверновых, порово-каверново-трещинных коллекторов часто сопровождается провалами бурового инструмента, ростом скорости бурения (в 2 - 4 раза и более), значительным поглощением ПЖ с его медленным затуханием. В коллекторах порово-трещиниого и трещинно-порового типов скорость проходки возрастает обычно в 1,5-2 раза по отношению к покрывающим породам, а характер поглощения ПЖ в значительной степени определяется интенсивностью трещиноватости и раскрытостью трещин. При значительной трещиноватости спад интенсивности поглощения ПЖ происходит медленно, при микротрещиноватости процесс поглощения - быстрозатухающий.

Глубокозалегающие терригенные и карбонатные коллекторы по результатам интерпретации диаграмм механического каротажа выделяются не всегда, так как для них обычно характерны низкие значения пористости. Применение расходометрии как наиболее информативного метода для определения момента вскрытия глубокозалегающих коллекторов сложного строения обусловлено характером фильтрации ПЖ при вскрытии коллекторов трещинного или трещинно-кавернового типа и вскрытием глубокозалегающих отложений с большими репрессиями на пласт. При вскрытии коллектора наблюдается поглощение ПЖ с интенсивностью, сравнительно медленно убывающей во времени. Практическая несжимаемость ПЖ позволяет по времени начала поглощения уверенно определять глубину вскрытия кровли коллектора. По кривой изменения давления ПЖ на входе в скважину определение момента вскрытия коллектора затруднено вследствие высокого уровня помех, обусловленных целым рядом причин (изменение физико-химических свойств ПЖ, изменение гидравлического сопротивления в затрубном пространстве в результате обвалов, сальникообразоваиия и т.д.).

Повышение газопоказаний, соответствующее с учетом времени отставания моменту вскрытия коллектора, является дополнительным важным признаком коллектора.

Изучение шлама существенно повышает достоверность выделения коллекторов. При этом решающее значение имеют данные люминесцентноби-туминологического анализа ЛБА, оценки пористости, плотности и литологии пород. В сложных случаях достоверность выделения коллекторов может быть повышена за счет проведения исследований дополнительными методами: газометрией шлама, анализами окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) пород, ЯМР-анализами, ИК-спектрометрией, фотокалориметрией и др.

Диагностика наличия коллектора в том или ином интервале разреза по данным обязательных методов ГТИ проводится с использованием интерпретационного кода (см. табл. 1.1).

Таблица 1.1

Номер п/п

Наименование

Изменение значения параметра, баллы


параметра

нет

слабое

среднее

сильное

1

Механическая скорость бурения

0

1

2

3

2

Изменение расхода или объема ПЖ

0

1

2

3

3

Газосодержание ПЖ

0

1

2

3

4

Люминесценция шлама

0

1

2

3

5

Пористость пород

0

1

2

3


При сумме баллов (0 - 3) - объект неперспективный в отношении наличия коллектора; (4 - 6) - невозможность выдачи по имеющейся информации заключения о наличии коллектора; (7 - 10) - вероятный коллектор; (10 -14) - коллектор; (13 -15) - коллектор с высокими емкостными свойствами.

Изложенные критерии выделения коллекторов по существу являются качественными, рекомендованными в практике ГТИ достаточно давно.

В то же время разработан целый ряд количественных, в том числе и петрофизически обоснованных, критериев выделения коллектора, которые с успехом могут применяться как в терригенном, так и в карбонатном разрезах. Такими критериями являются комплексные параметры буримости горных пород, учитывающие (в отличие от механической скорости бурения) многие или практически все влияющие факторы. Для практического использования рекомендуются следующие комплексные параметры буримости:

•          относительный коэффициент буримости К1бо,определяемый с начала рейса;

•          "буровая" пористость Кбп(1), определяемая по К1бо;

•          удельная энергоемкость горных пород Еуд;

•          "буровая" пористость Кбп(2), определяемая по Еуд.

Относительный коэффициент буримости К1бо определяется как отношение скорости бурения интервала проходки, равного 1,0 или 0,4 м, к текущей осредненной скорости бурения с начала долбления (рейса) с учетом характера износа того или иного типа долота. Диапазон изменения К1бо от 0,1 до 10. Граничные значения К1бо для уверенного выделения коллектора определяются из опыта работы в конкретном районе. Например, для терригенного разреза неокомских отложений Западной Сибири коллекторы уверенно выделяются при значении К1бо > 1,5.

Понятие "буровая" пористость было предложено западными специалистами в 70-х годах, когда было начато определение свойств горных пород по технологическим параметрам непосредственно в процессе бурения. "Буровая" пористость не может заменить пористость, определяемую по керну и данным ГИС, поэтому ее использование носит оценочных характер. Зависимость "буровой" пористости от относительного коэффициента буримости выражается уравнением Кбп(1) = A(К1бо)1/2, где А - граничное значение пористости для коллекторов конкретного разреза. Диапазон изменения Кбп(1) от 4 до 40%. Для условий, например, Кп,гр = 12% и К1бо,гр = 1,5 граничное значение Кбп(1) будет равно 14,'7%.

По величине удельной энергоемкости Еуд (кВт*ч/м3) горные породы разбиты на десять классов, причем каждый последующий класс характеризуется удвоением значений Еуд предыдущего. Для первого класса Еуд < 15,6, для второго 15,6 - 31,2, для третьего 31,2 - 62,5, для четвертого 62,5 - 125, для пятого 125 - 250, для шестого 250 - 500, для седьмого 500 -1000, для восьмого 1000 - 2000, для девятого 2000 - 4000, для десятого Еуд > 4000 кВт*ч/м3. При прочих равных условиях для пород-коллекторов величины Еуд меньше, чем для пород-неколлекторов. Например, разрезы нефтегазовых месторождений Западной Сибири сложены породами II-VIII классов, коллекторам соответствуют породы II-IV классов удельной энергоемкости. Пример непрерывного определения Еуд по одной из скважин Западной Сибири приведен на рис. 1.5.

Рис. 1.5. Расчленение разреза по удельной энергоемкости горных пород Еуд (скв. 485/82 Повховского месторождения)

Связь между "буровой" пористостью и определяемой по данным ГТИ удельной энергоемкостью горных пород Еуд описывается уравнением:

Кбп(2)= Кп,max(1- Еудуд,max)n

где Кп,max - максимальная пористость, принимаемая равной 40%; Еуд,max - максимальное значение удельной энергоемкости в изучаемом интервале разреза (в примере на рис. 3.5 Еуд,max = 250 кВт*ч/м3 на уровне глин); n - показатель степени (для условий Западной Сибири n = 2 до глубины 1000 м, 2,5 - в интервале 1000 - 1600 м и 3 - для глубин более 1600 м). Граничные значения Кбп(2), используемые для выделения коллекторов, определяются из опыта работы в конкретном районе.

.3 Выделение коллекторов по количественным критериям

Как уже отмечалось, наиболее надежно выделение коллекторов реализуется с использованием прямых качественных признаков. При отсутствии информации для этого выделение коллекторов реализуется на статистическом уровне с использованием количественных критериев коллектора. Основными причинами отсутствия информации для выделения коллекторов по прямым признакам являются следующие:

•          отсутствие в выполненном комплексе ГИС диаграмм методов, по которым устанавливается проникновение фильтрата ПЖ в пласт (МК, каверномер, БК+БМК. многозондовые БК, ИК, ВИКИЗ и др.); в абсолютном большинстве регионов в эксплуатационных скважинах эти диаграммы не записывают:

•          плохое качество диаграмм вышеназванных методов;

•          бурение скважин на токонепроводящих, малофильтрующихся или высокоминерализованных ПЖ:

•          бурение скважин на равновесии.

Выделение коллекторов с использованием количественных критериев основано на следующих предпосылках:

) в исследуемом разрезе породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов значениями фильтрационно-емкостных свойств, а, следовательно, и значениями геофизических характеристик, отражающих эти свойства;

) граница между коллекторами и неколлекторами на статистическом уровне характеризуется граничными значениями фильтрационноемкостных (проницаемость Кпр,гр, пористость Кп,гр, глинистость Кгл,гр, относительная глинистость ηгл,гр и др.) или геофизических (относительная амплитуда (αпс,гр, интервальное время ∆tгр, объемная плотность σп, двойной разностный параметр ∆Jγ,гр, ∆Jnn,гр, ∆Jnγ,гр и др.) характеристик.

Выделение коллекторов проводят сравнением измеренных значений фильтрационно-емкостных или геофизических характеристик с найденными граничными значениями.

Граничное значение каждого параметра определяют раздельно для коллекторов с различной насыщенностью (газ, нефть, вода).

Количественные критерии коллектора могут быть найдены для любой фильтрационно-емкостной или геофизической характеристики породы, однако чаще всего устанавливают граничное значение пористости Кп,гр, как параметра, оценка которого по данным исследования керна и ГИС выполняется достаточно надежно и в массовом масштабе. Для Западной Сибири в качестве такого параметра часто выбирают относительную амплитуду ПС αпс.

Количественные критерии, определяющие на статистическом уровне границу "коллектор-неколлектор", устанавливаются двумя принципиально различными способами - статистическими, определяющими количественный критерий по результатам статистической обработки данных непосредственного разделения пластов в разрезе базовой скважины (или нескольких скважин) на коллекторы и неколлекторы, и корреляционными с оценкой численных значений количественных критериев из данных сопоставления различных фильтрационно-емкостных и геофизических характеристик пород.

.3.1 Статистические способы

Суть статистических способов обоснования количественных критериев заключается в разделении разреза базовой скважины (базового интервала) на проницаемые и непроницаемые пласты по прямым качественным признакам или результатам опробований (испытаний) с последующим определением численного значения количественного критерия по результатам статистической обработки полученных данных. Перечень прямых качественных признаков и методика их установления в разрезах скважин приведены в предыдущем разделе.

Статистическая обработка полученной информации реализуется путем построения интегральных распределений (куммулят) пористости Кп по ГИС или какого-либо геофизического параметра (апс, ∆J, ∆Jγ, и др.) для двух подвыборок - коллекторов и неколлекторов. Распределения рекомендуется накапливать по количеству пластов (рис. 1.6) или по процентам от общего количества пластов раздельно по 2-м подвыборкам - для коллекторов и неколлекторов. Возможно применение и более простого варианта построений - рис. 1.7.

Кп

Рис. 1.6. Куммулятивные кривые распределения пористости коллекторов и неколлекторов

Рис. 1.7. Распределение пористости пластов-коллекторов и неколлекторов по результатам опробывания

При использовании в качестве основного критерия прямых качественных признаков коллектора для построения куммулят используют материалы ГИС по всем скважинам, в которых существовали реальные предпосылки для выделения коллекторов по прямым признакам. Обычно это скважины, пробуренные на месторождении на глинистой ПЖ с водной, чаще всего пресной основой, а также скважины, в которых выполнены исследования по специальным методикам, направленным на выделение коллекторов. Полученные граничные значения используются для выделения коллекторов в другой части скважин, пробуренных на безводной, малофильтрующейся. иногда на высокоминерализованной промывочных жидкостях, не обеспечивающих существование прямых признаков проникновения, а также в случаях отсутствия информации для выделения коллекторов по прямым признакам.

При использовании в качестве основного критерия результатов испытаний пластов граничные значения выбранных параметров (Кп, ∆t, апс и др.) получают по точкам пересечения интегральных функций распределения усредненных значений этих параметров (например, пористости) для объектов, давших притоки и бссприточных. Некоторые авторы строят указанные распределения, откладывая по оси ординат количество объектов для выборок с приточными и бесприточными пластами, то же в процентах от числа объектов в каждой выборке или от общего числа объектов, эффективные толщины пластов в процентах. При этом получают существенно различные значения граничных параметров с использованием одних и тех же выборок.

В связи с изложенным статистическую обработку результатов испытаний пластов для оценки количественных критериев коллектора целесообразно проводить наиболее простым способом прямого сопоставления как на рис. 1.7.

Следует отметить, что количества испытанных интервалов в большинстве случаев бывает недостаточно для формирования значимых по объему подвыборок. Кроме того, как правило, при испытании одним объектом нескольких неоднородных по ГИС прослоев приток относят к прослою с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами, не устанавливая реально отдающие интервалы средствами геофизического сопровождения испытаний. С другой стороны, причиной частого несоответствия оценок граничных значений по испытаниям пластов и по другим методам является то, что объекты с небольшими дебитами и низкими коллекторскими свойствами относят к бесприточным, хотя в скважине не были выполнены работы по интенсификации притоков.

Вариантом оценки граничных значений с использованием результатов испытаний является сопоставление значений усредненных для интервала испытанных пластов Кп либо геофизических характеристик с коэффициентом удельной продуктивности пород ηпродпрод = Q/∆phэф, где Q - дебит, полученный при испытании скважины, ∆p - депрессия, при которой выполнялось испытание, hэф - эффективная толщина испытанного интервала. Для газонасыщенных пластов ηпрод = Q/(pпл - pскв)hэф , где pпл и pскв - пластовое давление и давление в скважине) - рис. 1.8. Величина Кп или выбранной геофизической характеристики в точке, вторая координата которой ηпрод = 0, определяет искомое граничное значение. Граничные значения находят отдельно для интервалов с различной насыщенностью (газ, нефть, вода). Способ применим также при отсутствии пластов, не давших притоков пластовых флюидов. Недостатком способа является отсутствие, обычно, точек на графике, соответствующих низкопроницаемым пластам, в связи с чем дальняя экстраполяция графика н а ось ординат снижает надежность оценки граничных значений пористости или других параметров.

Важно отметить, что пласты с минимальными, но превышающими граничные ФЕС, не могут и не должны обеспечивать рентабельные дебиты при разработке. В массивных и пластово-массивных залежах, разрабатываемых или предназначенных для разработки в естественном режиме, прослои с небольшими дебитами могут вовлекаться в разработку в результате вертикальных перетоков и дренажа через вмещающие высокопроницаемые пласты. Подтверждения этому получены на разрабатываемых месторождениях в скважинах, пробуренных на участках, на которых текущее пластовое давление изменилось по сравнению с первоначальным более, чем на 10%. С помощью аппаратуры ГДК на Медвежьем газо-конденсатном месторождении (скв.'438 и др.) в прослоях алевролитов, исключенных из эффективных толщин, измерены те же значения пластовых давлений, что и в коллекторах с высокими ФЕС.

Необходимо указать, что, хотя "самой прямой" информацией о наличии коллекторов в разрезе являются результаты испытаний пластов, надежно обосновать численные значения количественных критериев коллектора по этой информации часто бывает затруднительно.

В большей степени реальному распределению в разрезе коллекторов и неколлекторов соответствуют результаты статистического анализа результатов испытаний пластов приборами на каротажном кабеле.

Обоснование количественных критериев коллектора статистическими способами всегда предпочтительнее других, т.к. они базируются на статистической обработке прямой информации о наличии коллекторов, причем эту информацию получают в результате реальных скважинных, а не модельных измерений.

При использовании статистического способа обоснования граничных значений фильтрационно-емкостных или геофизических параметров обычно реализуется разделение выборки на два класса по одному из этих параметров. Для выделения коллекторов ачимовской толщи Западной Сибири предложена методика комплексной интерпретации с использованием двух параметров - ГК и НКТ. По результатам статистической обработки данных ГДК (рис. 1.9,а) и прямых качественных признаков БК-МБК (рис. 1.9,б) проницаемые интервалы) выделяются в одной и той же зоне показаний ГК и НКТ, что свидетельствует о высокой эффективности методики.

ηпрод3/сут)/Мпа*м

Рис. 1.8. Определение граничного значения а.ПС путем сопоставления аПС и ηпрод для испытанных нефтеносных пластов

Рис. 1.9. Обоснование граничных характеристик коллекторов ачимовских отложений Западной Сибири.

а, б - см. по тексту

1.3.2 Корреляционные способы

При обосновании количественного критерия "келлектор-неколлектор" корреляционным способом используется, в основном, петрофизическая информация. Для этих целей выполняются следующие построения.

. Сопоставление обшей пористости Кп и эффективной Кп,эф (для газовых залежей) или динамической Кп,дин (для нефтяных залежей) пористости, где Кп,эф = Кп (1 - Kво), Кп,дин = Кп (1 - Kво - Kно), Kво - остаточная (неснижаемая) водонасыщснность, Кно - остаточная нефтенасыщенность.

В данном случае под величиной Kно понимают содержание остаточной нефти, неизвлекаемой из породы при заводнении. Значения Кно находят по результатам лабораторного моделирования процессов вытеснения нефти водой или прямым определением экстракционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного на ПЖ с водной основой.

Очевидно, что выполнение условия Кп,эфп,дин) > 0 свидетельствует о наличии в породе эффективного пустотного пространства, которое может быть занято нефтью или газом. Граничные значения Кп,гр и Кпр,гр отвечающие условию Кп,эфп,дин) = 0, устанавливают по корреляционным графикам между Кп и Кп,эфп,дин), Кпр и Кп,эфп,дин). Пример подобных построений приведен на рис. 1.10. Фактически описанный подход равноценен отысканию на графиках Kп - Kво и Kпр - Kво значений Кп и Кпр, для которых Kво становится меньше 1(или 1 - Kво).

2.Сопоставление пористости Кп и эффективной проницаемости Кпр,эф где Кпр,эф - проницаемость при наличии в пустотном пространстве исследуемого образца остаточной (неснижаемой) водонасыщенности.

Рис. 1.11. Сопоставление относительной эффективной проницаемости (Котнпр,эф) с пористостью Кп (вверху) и абсолютной проницаемостью Кпр(внизу)

По физическому смыслу величина пористости, соответствующая нулевому значению эффективной проницаемости, является граничной. Эта величина на статистическом уровне делит пласты на проницаемые и непроницаемые. Значения Кпр,эф находят по результатам лабораторного моделирования процессов фильтрации через образцы пород газа или нефти в присутствии остаточной воды. Принцип определения ясен из рис. 1.11.

Преимуществом данного способа по сравнению с первым является использование в качестве значимой фильтрационной, а не емкостной характеристики коллектора.


Рис. 1.10. Сопоставление динамической пористости Кп,дин с пористостью Кп

Рис. 1.12. Сопоставление остаточной Kво и текущей Кв водонасыщенности с проницаемостью Кпр. Даулетабадское месторождение

Рис. 1.13. Сопоставление приращений водонасыщенности ∆Кв и нефтенасыщенностиКн парных скважин с пористостью Кп. Оренбургское месторождение

. Установление наличия либо отсутствия проникновения фильтрата ПЖ в пласты, которые определяются по результатам специальных исследований керна. При этом оценивается превышение измеренных значений текущей водонасыщенности (Кв) над остаточной водонасыщенностью (Кпр,эф).

Возможны два варианта реализации определений, отличающихся способами измерения Kв и Kво. В одном из них Кк измеряется прямым дистилляционно-экстракционным способом на предварительно герметизированных на скважине образцах пород, отобранных из продуктивных пластов на водной ПШ, а Kво - на тех же образцах капилляриметрическим способом. Поскольку подвижная вода могла проникнуть только в проницаемые породы, то к коллекторам относят образцы, для которых (Кв - Kво )> 0. Абсцисса точки (Кв - Kво) = 0 определяет нижнее граничное значение проницаемости коллекторов (рис. 1.12).

Во втором варианте сопоставляются величины водо- и нефтенасыщенности, определенные прямым дистилляционно-экстракционным способом на образцах пород, отобранных из продуктивных коллекторов в соседних скважинах, которые пробурены на ПЖ с водной и нефтяной основой. Приращение ∆Кв или ∆Кн, установленное для коррелируемых пластов в двух скважинах, свидетельствует о наличии проникновения водного или углеводородного

фильтрата ПЖ в пласт, т.е. о том, что этот пласт является коллектором. Приведенное на рис. 1.13 сопоставление по 3-м парам базовых скважин, пробуренных на Оренбургском месторождении на водной и углеводородной ПЖ, свидетельствует о том, что коллекторы присутствуют практически во всем диапазоне изменения пористости.

4.Анализ результатов измерения минерализации воды в поровом пространстве образцов керна. Вследствие проникновения в поры коллектора фильтрата ПЖ. обладающего иной по сравнению с пластовой водой минерализацией, текущая минерализация воды в порах будет различной в породах-коллекторах и неколлекторах. При разбуривании разрезов на пресной (по сравнению с пластовой водой) ПЖ минерализация воды в коллекторах будет меньшей, чем в неколлекторах (рис. 1.14); при разбуривании на минерализованной ПЖ - наоборот.

5. Сопоставление относительной глинистости

ηгл = Кгл/(Кгл + Кп)

с Кп или Кпр. На этом сопоставлении (рис. 1.15) линии постоянных значений ηгл делят совокупность точек для пород в разрезе на коллекторы и неколлекторы, а область, соответствующую коллекторам, - на подобласти (классы) существования пород с различными коллекторскими свойствами.

Значения ηгл гр изменяются от района к району и от степени метаморфизма пород. Для молодых (кайнозойских) терригенных продуктивных отложений со значительным содержанием монтмориллонитового цемента ηгл,гр составляет 0,3 - 0,4 (Северный Кавказ); для большей части продуктивных отложений мезозоя и верхнего палеозоя Волго-Уральской провинции, Западной Сибири, Мангышлака оно равно 0,4 - 0,5 при глубине залегания коллекторов до 4000 м; для глубоко залегающих (более 4000 м) пород палеозоя и мезозоя Днепровско-Донецкой разрезов Волго-Уральской провинции, ДДВ, Мангышлака с высокой минерализацией пластовых вод (Cв > 100 - 150 г/см3) и незначительной активностью глинистого каолинитово-гидрослюдистого цемента зависимость выполаживается в области небольших значений ηгл и становится более крутой в области неколлекторов. С уменьшением минерализации пластовых вод (большинство нефтегазовых месторождений Западной Сибири) и ростом активности глин зависимость спрямляется, имея примерно одинаковый наклон во всем диапазоне изменена ηгл. При дальнейшем снижении минерализации вод и повышении активности глинистого материала (нефтяные месторождения о. Сахалин, ачимовская толща Большого Уренгоя) зависимость αп и ηгл становится вогнутой с ростом крутизны в области коллекторов.

Рис. 1.14. Сопоставление минерализации воды в поровом пространстве образцов керна СCl с проницаемостью Кпр (по Коростышевскому)

Рис. 1.15. Сопоставление коэффициентов пористости Кп и массовой глинистости Cгл для разделения терригенных пород на коллекторы и неколлекторы по параметру ηгл, (продуктивные отложения девона).

Коллекторы: 1 - хорошие (Кпр > 200мД); 2 - средние и плохие (200мД > К^ > 2мД); 3 - неколлектор впадины (ДДВ), Северного Кавказа и Прикаспия ηгл,гр достигает 0,5 - 0,6.

6. Сопоставление относительной глинистости ηгл с относительной амплитудой кривой собственной поляризации пород (αпс), определяемой как αпс =∆Uпс/Es , где ∆Uпс - амплитуда ПС в интерпретируемом пласте, Es - максимальная амплитуда ПС в исследуемом интервале разреза против наиболее чистых неглинистых песчаников.

Конкретный вид зависимости между ηгл, и αпс несколько различается для разных районов (рис. 1.16).

В среднем для коллекторов с рассеянной глинистостью характерны значения αпс,гр = 0,4 - 0,5; для слоистых глинистых коллекторов - 0,2 - 0,3. При равных условиях αпс,гр несколько ниже для газоносных отложений чем нефтеносных. Конкретные значения αпс,гр для изучаемых отложений находят, пользуясь способами определения граничных значений геофизических характеристик по корреляционным зависимостям между αпс,гр, Кпр, Кп, Кгл и результатами испытаний пластов.

Рис. 1.16. Сопоставление относительной глинистости ηгл с относительной амплитудой ПС апс для продуктивных отложений Широтного Приобья (1), Южного Мангышлака (2), ачимовской свиты Большого Уренгоя (3), Лянтор (4).

7. Сопоставление общей пористости, определенной по комплексу НГК-АК, с пористостью по БК (объемная водонасышенность, равная произведению Кп Кв). Методика предложена В.И. Дузиным для выделения порово-трещинно-каверновых карбонатных коллекторов нижнего девона Западно-Лекейягинского месторождения (Ненецкий автономный округ Архангельской области). Эта методика была рассмотрена на экспертно-техническом совете ГКЗ МПР России и рекомендована для использования при подсчете запасов. К коллекторам относятся интервалы, где Кпнгк+ак - КпКв > 3%. Граничное значение приведенной разности (3%) принято как произведение средних для рассматриваемых коллекторов величин пористости (Кп,ср = 8%) и остаточной нефтенасыщенности (Кно,ср = 36%). Таким образом, в качестве эффективных толщин выделяются интервалы разреза, содержащие подвижную нефть.

К сожалению, точно такие же коллекторы, как в нефтенасыщенной по испытаниям части разреза, выделяются в его водонасыщенной части. Авторы методики объясняют эту ситуацию повышающим проникновением фильтрата ПЖ в пласт. В связи с изложенным оценка характера насыщенности по стандартному комплексу ГИС не реализуется и положение ВНК определяется только по данным испытаний. Пример выделения и оценки коллекторов по описанной схеме приведен на рис. 1.17.

Существуют и другие способы обоснования количественных критериев коллектора, основанные на установлении наличия эффективного пустотного пространства в породе или эффективной проницаемости.

Рис. 1.17. Выделение коллекторов и оценка параметров по скважине Леккейягинского месторождения (по В. И. Дузину и Е.П. Симоненко)

1.3.3 Особенности выделения коллекторов с использованием количественных критериев

Выделение коллекторов с использованием количественных критериев носит статистический, а не детерминистский, как при использовании качественных признаков, характер. Однако, если определение граничных значений выполнено методически верно на надежной петрофизической основе, то результаты выделения являются статистически надежными. Суммарная по достаточно большой выборке эффективная толщина определяется без смещения, хотя очевидно, что при использовании граничных значений для отдельных пластопересечений возможны ошибки обоих знаков.


Рассматривая способы обоснования количественных критериев коллектора, нельзя не отметить частовстречающуюся ошибку в обосновании эффективных толщин с использованием не одного, а нескольких количественных параметров или одновременного использования прямых признаков и количественного критерия (например, Кпр,гр). Действительно, получив каким-либо способом граничное значение параметра, можно, используя различные зависимости, найти соответствующие ему граничные значения и параметров. Очевидно, что если граничное значение какого-либо параметра получено на статистическом уровне с разделением обучающей выборки на проницаемые и непроницаемые пласты (образцы) одновременное использование в качестве граничных двух или более параметров непременно приведет к искусственному занижению эффективных толщин. Точно так же нельзя, выделив эффективные толщины в какой-либо скважине (интервале) по количественному критерию, исключать из них затем пласты из-за отсутствия против них прямых признака коллектора.

Рис. 1.18.Сопоставление пористости и проницаемости

Для обоснования изложенных положений приведем следующие доводы. Пусть граничное значение пористости Кп,гр, равное, например, 6%, получено по результатам статистической обработки данных выделения коллекторов по прямым качественным признакам. При этом, естественно, суммарная эффективная толщина коллекторов, выделенная по Кп,гр, соответствует реальному соотношению в разрезе проницаемых и непроницаемых интервалов. Построим для изучаемой части разреза попластовое сопоставление пористости и проницаемости рис. 1.18). Суммарная эффективная толщина коллекторов как следует из вышеизложенного, состоит из пластов, лежащих на графике выше линии 1 -1, для которых выполняется условие Кп > Кп,гр.

Кроме этого из сопоставления следует, что граничному значению пористости формально соответствует граничная проницаемость Кп,,гр = 0,07 мД.

Пусть для пластов изучаемого разреза кроме пористости определена и проницаемость (по данным ЭК, ГДК или по керну). Возникает желание повысить достоверность выделения коллекторов и кроме Кп гр дополнительно использовать в качестве граничного и Кпр,гр. В этом случае из числа проницаемых неминуемо будут исключены пласты, лежащие на графике левее линии 2-2. Ясно, что в этом случае суммарная эффективная толщина коллекторов будет искусственно занижена. Еще большее занижение возникнет при использовании еще одного количественного критерия (например, при определении глинистости по ГИС и наличии петрофизической связи Кп - Кгл).

Несмотря на очевидность изложенных положений, во многих отчетах по подсчету запасов допускается одновременное применение нескольких количественных критериев. Еще чаще количественные критерии применяются вместе с качественными признаками, что также неверно.

Рассмотрим еще одну особенность выделения коллекторов с использованием количественных критериев. Пусть на одном из месторождений количественный критерий (граничное значение пористости Кп,гр) был установлен по базовым скважинам, в которых геолого-технические условия проведения ГИС позволили выделить коллекторы традиционным способом по наличию глинистых корок, связанных с проникновением фильтрата ПЖ в проницаемые пласты. Значение Кп определялось с использованием статистической обработки путем построения куммулят для двух подвыборок пластов: с наличием и отсутствием глинистых корок.

Важно указать, что суммарная эффективная толщина при выделении коллекторов по прямым признакам и с использованием Кп одинакова, так как количество пластов-коллекторов с Кп < Кпгр равна количеству пластов-неколлекторов с Кп> Кп гр.

Однако наиболее важно то, что средняя пористость пластов с Кп > Кп гр будет больше средней пористости коллекторов, выделенных по прямым качественным признакам. Естественно, что и величины Кнг при выделении коллекторов по количественному критерию будут искусственно завышены по сравнению с реальными.

Рис. 1.19. Определение граничного значения αПС способом пересечения куммулят по числу пластов. Лянторсское месторождение.

При выделении коллекторов по количественным критериям при правильной оценке суммарной эффективной толщины изучаемого объекта ряд выделяемых в качестве коллекторов пластов собственно коллекторами не является, однако по толщине эти пласты компенсируются проницаемыми пластами с Кп < Кп гр. Рассмотрим еще раз сопоставление разрезов одной из скважин, в которой hэф было выделено по прямым качественным признакам и по количественному критерию (рис. 1.20). Для обоих вариантов выделения ∑hэф практически равны, однако распределения в разрезе проницаемых интервалов существенно отличаются друг от друга.

Рис. 1.20. Сопоставление результатов выделения коллекторов по прямым качественным признакам (а) и количественному критерию (б)

В этом случае в процессе разведочных работ могут быть допущены следующие ошибки, существенно влияющие на результат.

•           Истинная отметка кровли первого коллектора на 41 м ниже установленной по ГИС с использованием количественного критерия Кп гр. В результате будет допущена ошибка в построении структурной карты и подсчетного плана.

•           При опробовании в колонне интервала 1313 - 1337 м приток пластового флюида не должен быть получен из-за отсутствия в интервале пластов-коллекторов. На этом основании будет сделан ошибочный вывод о необходимости исключения из суммарной эффективной толщины выделенных по данным ГИС пластов-коллекторов и, как следствие, вывод о неадекватности алгоритма выделения проницаемых интервалов.

•           При возможном опробовании интервала 1356 - 1386 м будет получен приток пластового флюида, и тогда из-за отсутствия в интервале выделенных пластов-коллекторов порового типа будет сделан вывод о развитии в нем коллекторов, например, трещинного типа.

Таким образом, установлены следующие особенности методики обоснования подсчетных параметров и в целом технологии проведения геологоразведочных работ при выделении коллекторов по количественным критериям.

1)      Поинтервальные испытания пластов в колонне, выполняемые с целью подтверждения нефтегазоносности участков разреза или площади изучаемой залежи, следует выполнять в скважинах, где эффективные толщины выделены по прямым качественным признакам. В скважинах, где эффективные толщины выделены по количественным критериям, испытания целесообразно проводить в интервалах, ФЕС которых выше максимальных для пластов-неколлекторов (с Кп > 7% на рис. 1.19).

2)      Геологические построения, связанные с выделением и прослеживанием отдельных продуктивных пластов (профили, схемы опробования и т.п.), следует проводить по скважинам, эффективные толщины в которых выделяются по прямым качественным признакам.

3)      Величины Кп и Кнг по данным ГИС следует определять по скважинам, эффективные толщины в которых выделяются по прямым качественным признакам. В скважинах, где выделены по граничным значениям ФЕС, возможна приближенная оценка Кн и Кнг при учете характера распределения в разрезе проницаемых и непроницаемых интервалов.

4)      Выделение коллекторов возможно с использованием только одного статистического критерия;

использование нескольких критериев, в том числе совместно с выделением по прямым качественным признакам, неправомочно.

Граничные значения основных параметров (Кп,гр и Кпр,гр) изменяются в широких пределах. Для карбонатных газонасыщенных коллекторов Кпр,гр в большинстве случаев равно 0,2 -1,0 мД, для нефтенасыщенных - 0,4 - 2,0 мД. Этим значениям соответствуют граничные значения пористости, равные 3 - 8% для газонасыщенных пород, 4 - 5% для нефтенасыщенных доломитов и 6 - 8% - для нефтенасыщенных известняков. Минимальные значения Кп наблюдаются для крупнопоровых рифовых коллекторов, максимальные - для тонкопоровых и тонкозернистых пород. Нельзя исключить и то, что низкие значения Кп,гр могут частично объясняться определенной трещиноватостью карбонатных пород.

Для неглинистых газонасыщенных терригенных коллекторов Кпр,гр составляет 1 - 5 мД, для нефтенасыщенных - 2 -10 мД. Соответствующие им граничные значения пористости изменяются еще в больших пределах: они тем меньше, чем древнее и интенсивнее метаморфизованы породы. Так, для нижнекембрийских песчаников Восточной Сибири Кп гр равно 4 - 6% в газонасыщенных и 5 - 7% в нефтенасыщенных интервалах. Для нефтенасыщенных девонских песчаников Урало-Поволжья Кл составляет 10 - 12%, а для песчаников нижнего карбона - 15 - 17%, Для газоносных сеноманских песчаников Западной Сибири величина Кпгр равняется 20 - 27%, для более глубоко залегающих нефтенасыщенных меловых песчаников и алевролитов она уменьшается до 18% и в юрских отложениях - до 11 - 13%.

.4 Разделение коллекторов по структуре порового пространства

Тип коллектора определяется на основе анализа всей имеющейся геолого-геофизической информации по изучаемому объекту или интервалу разреза.

По данным ГИС с достаточной степенью достоверности возможно разделение коллекторов на три основных типа: поровый, порово-каверновый, трещинный. Более дробное уверенное разделение коллекторов по структуре порового пространства возможно по комплексу данных ГИС, ГТИ, петрофизических исследований и испытаний лишь в редких благоприятных случаях при наличии достаточной информации.

Поровые коллекторы обычно выделяются по наличию прямых качественных признаков. По косвенным количественным критериям выделяют их только в скважинах, в которых по имеющимся материалам ГИС невозможно надежно установить проникновение ПЖ в пласты из-за технологических условий бурения скважин или недостаточности выполненных исследований. При этом пористости пластов превышают нижние граничные значения (Кп > Кп,гр). Петрофизическим признаком порового коллектора является наличие тесных корреляционных связей между фильтрационными и емкостными параметрами пород, а также между физическими свойствами и емкостными параметрами пород.

Порово-каверновые коллекторы не имеют устойчивых прямых качественных признаков и выделяются, как правило, с использованием косвенных количественных критериев. Основные геофизические признаки: расхождение значений Кп, определенных по данным РК (НК, ГГКП) и по АК, на величину, превышающую погрешности определения этого параметра (±2 - 3% от объема пород); как правило Какпркп; превышение общей пористости (поданным РК) над Кп,гр. Другие геофизические признаки (состояние стенки скважины, величина затухания продольных колебаний и др.) являются неустойчивыми и считаются вспомогательными. Для порово-кавернового типа коллекторов характерна меньшая теснота корреляционных связей между физическими параметрами пород и их фильтрационными и емкостными свойствами.

Трещинные коллекторы по геофизическим признакам характеризуются: повышенным затуханием продольных и поперечных акустических колебаний; повышенной интенсивностью волн Лэмба-Стоунли; неравномерным увеличением фактического диаметра скважины; наличием трещин на стенках ствола скважины, фиксируемым на диаграммах высокоразрешающих акустических и электрических сканеров; низкой общей пористостью пластов (меньше нижнего граничного значения, установленного для коллекторов порового типа). Все перечисленные геофизические признаки трещинного коллектора не являются обязательными. Обязательным считается факт установления проникновения фильтрата ПЖ или получения притока флюида при низкой (меньшей граничного значения) общей пористости пород. Наличие трещиноватости в керне и повышенной за счет этого фактора его проницаемости еще не является критерием наличия в разрезе трещинных коллекторов. Трещинные коллекторы не имеют косвенных количественных критериев. Для них не характерны определенные значения Кп,гр взаимосвязь между Кп и Кпр отсутствует. При разбуривании интервалов с трещинными коллекторами часто отмечаются поглощение промывочной жидкости и увеличение скорости бурения, фиксируемые на диаграммах ГТИ.

.5 Выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров тонкослоистых и трещинных коллекторов по данным высокоразрешающих методов ГИС

Рис. 1.21. Сопоставление результатов выделения пластов по данным FMI (4 правые колонки) с фотографиями керна (левая колонка). Шельф о.Сахалин


.5.1 Выделение тонких пластов с использованием микросканеров

В последнее время при исследовании тонкослоистых разрезов все шире начинают применяться электрические и акустические микросканеры, разработанные компанией Schlumberger. При использовании этих приборов возможно получение непрерывной картины поверхности пород стенки скважины. Так, электрический микросканер FMI охватывает практически весь периметр скважины и дает развертку поверхности ствола, аналогичную развертке поверхности керна. При этом возможно выделение отдельных деталей разреза размером от 0,5 см и более.

Высокие возможности выделения тонких пластов различной литологии по данным микросканера подтверждаются непосредственным сопоставлением с фотографиями керна. В качестве примера рассмотрим возможности выделения тонких элементов разреза в интервале общей толщиной 5 м по одному из месторождений шельфа острова Сахалина (рис. 1.21). Из анализа рисунка следует, что в разрезе по данным FMI надежно выделяются:

•           массивные продуктивные песчаники (темные зоны на развертке FMI и светлые - на фотографиях керна);

•           относительно выдержанные по толщине интервалы неколлекторов, представленных плотными аргиллитами (светлые зоны на развертке FMI и темные - на фотографиях керна);

•           тонкие прослои коллекторов во вмещающих непроницаемых породах и наоборот.

Важно указать, что в данном примере изменение литологических характеристик разреза, устанавливаемых по внешнему виду керна, подтверждается результатами определения основных ФЕС - пористости и проницаемости. В частности, пропласток толщиной в 10 см (2166,05 - 2166,15 м) при проницаемости в 500 мД очевидно должен быть отнесен к коллекторам.

По результатам исследований высокоразрешающими методами производится расчленение разреза на пропластки и создается попластовая модель. Данные современных высокоразрешающих методов ГИС, как правило, представлены набором кривых. Например, картина, получаемая микросканером, состоит из более чем 100 кривых; запись наклономера состоит из 4 - 8 кривых в зависимости от модификации прибора. Для разделения на пропластки используется лишь одна кривая. Выбирается та кривая, которая характеризуется наилучшим качеством и коррелируется с данными стандартных методов ГИС, или рассчитывается новая кривая из комбинации исходных. Важно отметить, что разбивка на пласты базируется на относительных различиях между смежными пластами по двум возможным алгоритмам - мин/макс значений или точки перегиба (равенства нулю второй производной). Абсолютные значения свойств или природа контраста не существенны для алгоритма определения границ. В случае, если по кривым наклономера или микросканера обнаруживаются различия свойств смежных слоев, программа автоматически выделит границу.

На рис. 1.22 показан пример создания слоистой модели на основании диаграммы микросканера с шагом дискретизации 3 см. Значения удельного сопротивления, зарегистрированного его электродами нормированы по показаниям микробокового каротажа. Границы пропластков определяются на основе кривой нормализованного удельного сопротивления, зарегистрированного прижимным башмаком микросканера, SRES (слева), с помощью одного из двух алгоритмов (мин/макс амплитуды и точки перегиба). Для уменьшения числа выделяемых пластов входные данные микросканера сглаживаются для удаления высокочастотного шума (< 3 см).

 

1.5.2 Оценка параметров тонких пластов

После выделения в разрезе пластов различной толщины необходима оценка их петрофизических характеристик по результатам ГИС. Результаты большинства методов ГИС, несмотря на достаточно большую глубинность, в условиях тонкослоистого разреза или в одиночных тонких пластах не обеспечивают надежного выделения и оценку геофизических параметров тонких прослоев коллекторов.

Рис. 1.22. Пример разбивки на пласты при построении слоистой модели.

а - диаграмма микросканера, б - разбивка на пласты по алгоритму min/max амплитуды, в - разбивка на пласты по алгоритму точки перегиба

С другой стороны, микрометоды - микрозонды, микробоковой, пластовый наклономер, а также электрический и акустический микросканеры обеспечивают выделение тонких пропластков, однако из-за малой глубинности не позволяют оценить геофизические параметры коллекторов в незатронутой проникновением части пласта.

Для оценки петрофизических параметров прослоев коллекторов тонкослоистых разрезов компанией Schlumberger разработана методика SHARP; в основу которой положен принцип последовательных итерационных конволюций геофизических параметров геологической модели разреза.

Методика предусматривает комплексное использование результатов микрометодов с высокой разрешающей способностью и методов ГИС, обладающих достаточной глубинностью для оценки геофизических характеристик пород. По кривым микрометодов или по данным микросканеров проводится детальное расчленение разреза и строится морфологическая модель разреза. Затем строится первое приближение геофизической модели тонкослоистого разреза. Геофизические параметры глинистых и плотных пропластков задаются по значениям в толстых пластах, залегающих по соседству с исследуемым интервалом. Геофизические параметры коллекторов задаются на основании результатов интерпретации комплекса ГИС по стандартной методике и петрофизической модели. Затем с помощью специальных фильтров проводится конволюция параметров геофизической модели разреза и получение расчетных кривых отдельных методов ГИС, сравнение расчетных и зарегистрированных кривых, уточнение отдельных параметров модели разреза и повторная конволюция. Итерация повторяется до получения приемлемой невязки между расчетными и зарегистрированными кривыми методов ГИС. Последовательность этапов работы по методике SHARP представлена в табл. 1.2.

Важно отметить, что для выделения тонких пропластков используются не только данных микросканера, но и микробокового каротажа и микрозондов. При этом получаются вполне приемлемые и сопоставимые оценки параметров тонких пропластков. В то же время наиболее тонкие пропластки (h < 5 см), выделяемые по микросканеру, по МБК не выделяются. Другими словами, методика SHARP позволяет проводить анализ тонкослоистого разреза с вертикальным разрешением самого высокоразрешающего метода ГИС из комплекса, имеющегося в наличии.

К основным ограничениям методики SHARP относятся следующие:

•           Результаты анализа SHARP не единственны и могут быть эквивалентны, т.к. одинаковые (в пределах погрешности) реконструированные (рассчитанные) кривые могут быть получены при использовании различных моделей разреза. По мере уменьшения толщины использованных в модели пропластков неопределенность анализа значительно возрастает.

•           В настоящее время реализована только индивидуальная процедура свертки для каждого из методов ГИС.

•           Фильтры одномерной свертки являются лишь аппроксимациями истинных геометрических факторов приборов.

•           Радиальные характеристики методов ГИС непосредственно не учитываются.

•           Использование процедуры одномерной свертки с помощью фильтров для разных методов позволяет получать геофизические параметры тонких пластов с разной погрешностью в зависимости от физических основ метода и модификации аппаратуры, что необходимо учитывать при дальнейшем использовании результатов SHARP при количественной интерпретации и оценке применимости данной методики для конкретного объекта.

Таблица 1.2

Этап


Действия


1

Создание первого приближения слоистой модели среды. Установление границ пропластков по кривым ГИС высокого вертикального разрешения (микросканер, акустический сканер, микробоковой каротаж, наклономер и т.п.).


2

Задание значений различных геофизических параметров в зависимости от комплекса ГИС по выделенным пластам. Первое интерактивное редактирование морфологической модели.


3

Выполнение одномерной свертки пластовой модели разреза со специальными фильтрами, определяющимися вертикальными геометрическими характеристиками для конкретного типа аппаратуры. Получение расчетных (реконструированных, восстановленных) кривых отдельных методов.


4

Сравнение реконструированной и зарегистрированной кривых. Оценка сходимости по минимуму среднеквадратичного отклонения.


5

Изменение принятых значений геофизических параметров по пластам для соответствующего метода ГИС в случае большой невязки. Повторение шагов 1-4 для данной кривой. Реализация процесса итераций до получения минимальной невязки.


6

Повторение процесса для всех методов комплекса ГИС.


.5.3 Возможности микросканеров при исследовании трещинных коллекторов

Применение высокоразрешающих методов при исследовании сложных карбонатных коллекторов позволяет принципиально повысить эффективность комплекса ГИС. В трещинных коллекторах с помощью микросканеров не только можно увидеть трещины на стенке скважины, но и количественно оценить некоторые параметры трещиноватости. При исследовании каверново-поровых коллекторов удается установить форму и размеры каверн, участки развития коллекторов порового типа. Существующая методика количественной обработки комплекса ГИС и данных микросканера позволяет оценить долевое участие каверновой и поровой составляющих в общем объеме пустот коллектора.

Трещины распознаются как аномалии проводимости, плоскость которых пересекает залегание пластов. На рис. 1.23 вертикальные и субвертикальные трещины выделяются более темными участками, что свидетельствует об их раскрытости. Исследования показывают, что открытые трещины заполняются флюидом с большей проводимостью при бурении скважин на ПЖ с водной основой. Поэтому электропроводность трещин выше по сравнению с электропроводностью матрицы породы. При бурении скважин на ПЖ с нефтяной основой открытые трещины также выделяются достаточно четко, скорее всего, за счет деэмульгации в трещинном пространстве воды, которая добавляется в ПЖ для улучшения ее реологических свойств.

Таким образом, можно констатировать, что четкость выделения трещин определяется контрастом электропроводности открытых трещин и матрицы породы. Поэтому могут быть случаи, когда трещины не отражаются на материалах микросканирования в случаях, если они заполнены нефтью. Трещины, залеченные глинистым или другим электропроводящим веществом, могут быть ошибочно отнесены к открытым. В этих случаях выделить и провести количественную оценку трещиноватости невозможно, однако считается, что вероятность таких искажений невелика.


Рас. 1.23 Имидж FMI в трещиноватом доломите. Трещины открытые, субвертикальные, с раскрытостью 0.6-0.8 мм

Количественная интерпретация результатов исследований микросканеров включает в себя определение углов падения и азимутов простирания, оценку плотности и кажущейся раскрытости трещин. Определение углов падения и азимутов простирания трещин проводится с помощью методики аналогичной методике интерпретации результатов пластового наклономера. На рис. 1.23 приведены результаты определения пространственного расположения трещин. В рассматриваемом примере трещины практически вертикальные с простиранием ЮЗ-СВ.

Принципиальная возможность оценки кажущейся раскрытости трещин определяется следующим выражением:

W = adA/hE/kpbmpl-bхо.

где W - кажущаяся раскрытость трещин в мм; а = 0.218; 1/к, b - переводные коэффициенты, индивидуальные для каждого типа приборов, учитывающие охват ствола скважины и фактический диаметр скважины в точке замера; рт- сопротивление ПЖ, Ом*м; pхо - сопротивление ближней зоны плотной части породы, Ом*м; Е - суммарное превышение электропроводности в трассе трещины над полем плотной портик внутри выделенного прямоугольного окна; h - длина линейного сегмента трассы трещины в окне; dA - площадь текущего прямоугольного окна.

Оценка кажущейся раскрытости трещин и их плотности проводится с помощью программы Borview в автоматическом режиме. Перед запуском программы проводится калибровка изображений с помощью кривых бокового каротажа средней глубинности LLS или микросферического MSFL метода. В интерактивном режиме интерпретатором проводится трассировка трещин, классификация их по характеру раскрытости: открытые - электропроводящие (темные на изображениях) и залеченные (закрытые) - электронепроводящие (светлые); задаются и контролируются величины сопротивлений рт и pvo.

Затем программа проводит полную количественную интерпретацию подготовленного изображения по заданным параметрам и в результате оценивает следующие характеристики разреза:

•           пространственные характеристики положения

трещин;

•           кажущуюся раскрытость трещин непрерывно по

разрезу;

•           среднюю плотность трещин;

•           средний объем трещин - "трещинную емкость".

Высокие разрешающие возможности микроэлектрических сканеров позволяют проводить визуальный контроль техногенных трещин, которые обычно (в отличие от естественных трещин) регистрируются только на двух башмаках сканера и не секут оси скважины.

.5.4 Возможности микроэлектрических сканеров при исследовании каверново-поровых коллекторов

Использование микроэлектрических сканеров при исследовании кавернозно-поровых пород позволяет получить непрерывно по разрезу скважины принципиально новую качественную и количественную характеристику коллекторов этого типа. На рис. 1.24 показаны результаты исследования участка разреза, представленного кавернозно-поровыми доломитами. На изображении (трек 2) каверны четко выделяются более темными участками. Более светлыми участками выделяются коллектора порового типа и почти белыми пятнами характеризуется плотная матрица. Как видно из примера, каверны располагаются хаотично, в отличие от трещин, которые на имиджах отражаются в виде определенной системы.

Появление микросканеров с высокими разрешающими возможностями позволили разработать новую методику анализа их результатов для количественной оценки емкостного пространства каверново-поровых коллекторов. Методика базируется на использовании классического уравнения Арчи-Дахнова pп/pв = а/Кпn*Квm и реализуется с помощью программы PoroSpect. Программа реализует следующие основные этапы обработки.

Рис. 1.24. Результаты исследования каверново-порового коллектора микроэлектрическим имиджером

Откалиброванные электрические изображения, полученные с помощью пластового микросканера FMI или FMS, представляют картину электропроводности пород на стенке ствола скважины - карту проводимости. Поскольку глубинность метода измеряется несколькими сантиметрами, то измеренные величины проводимости характеризуют электрические параметры зоны проникновения, а скорее всего, в коллекторах - полностью промытой зоны. Тогда величина проводимости, зарегистрированная каждым электродом прибора FMI или FMS, может быть пересчитана в значения пористости. Поскольку в нефтеносных пластах величина Кв промытой зоны неизвестна, пересчет к значениям пористости осуществляется по формуле:

Kпi =KпГИС(pзпбкni)1/m

где Kпi - коэффициент пористости; т - коэффициент уравнения Арчи-Дахнова; pзпбк, σni - удельное электрическое сопротивление зоны проникновения, измеренное зондом бокового каротажа со средней глубинностью исследования, и проводимость, замеренная каждым электродом прибора FMI; KпГИС - пористость по данным нейтронного, плотностного или других методов ГИС.

В результате изображение переводится из масштаба проводимости в масштаб пористости и получается картина азимутального распределения пористости по стволу скважины - "карта пористости скважины".

На следующим этапе строится распределение коэффициентов пористости по глубине интервала в окне глубин 3 см. На рис. 1.24 показаны дифференциальные распределения пористости (гистограммы) в виде цветовой закраски, дублированной кривыми (трек 3). Интегральные кривые распределения коэффициентов пористости показаны на треке 4.

После построения распределений проводится их анализ с целью выделения из величины общей пористости доли, приходящейся на каверны. В каверново-поровых породах распределения пористости характеризуются большой дисперсией, а часто и двухвершинными распределениями. В породах порового типа распределения одновершинные и характеризуются низкой дисперсией. Выделение каверновой составляющей из общей емкости пустот каверново-поровых коллекторов базируется на решении статистической задачи разделения сложного распределения величины (в данном случае пористости) на простые составляющие. Программа выделяет распределение коэффициента пористости для поровой части из суммарного распределения пористости, рассчитывает статистические характеристики этого распределения (среднее арифметическое, стандартное отклонение) и устанавливает граничное значение пористости для разделения последней на матричную и вторичную. Часть распределения для значений пористости выше установленного граничного значения принимается за распределение вторичной пористости и по нему рассчитывается средняя величина каверновой составляющей.

Рассчитанные величины общей и каверновой емкости в виде непрерывных кривых выводятся в 5-й трек графической формы результатов обработки имиджей с помощью программы PoroSpect. На рис. 1.24 показаны результаты выполненной интерпретации.

2. Изученность и нефтегазоносность месторождения (пласта БС8)

.1 Геолого-геофизическая изученность

Лянторское месторождение введено в промышленную экспедицию в 1978 году. На Лянторском месторождении пробурено 80 разведочных и 819 эксплуатационных скважин.

Разработка месторождения осуществляется по площадной девятиточечной системе по сетке скважин 400х400м. С начала разработки залежи происходит интенсивный приток газа газовой шапки воды к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет их эксплуатацию, ухудшает технико-эксплуатационные показатели добычи нефти, оказывает негативное влияние на величину извлечения нефти.

Контроль за выработкой запасов нефти геофизическими методами организован на месторождении с начала ввода его в разработку. По результатам геофизических исследований добывающих скважин выявлено, что пласт не включается в работу полностью в скважинах, где перфорацией вскрыты интервалы с различным насыщением; отсутствие притока в отдельных интервалах обусловлено различием в фильтрационно-емкостных характеристиках в разрезе пласта. Основными причинами обводнения скважин является подтягивание подошвенной воды на участках с контактным залеганием нефти и воды, прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам, а также затрубная циркуляция воды в интервал перфорации как снизу, так и сверху не всегда фиксируется по термометрии. С 1988 года выявлено перетоков воды сверху в 101 добывающей скважине. Скважины с затрубной циркуляцией составляют 28% от фонда исследованных скважин. Наличие затрубного перетока воды в интервал перфорации снижает эффективность выработки запасов нефти.

В нагнетательных скважинах закачиваемую воду пласты принимают практически по всей эффективной перфорированной толщине. В водонефтяной зоне с контактными запасами закачиваемая вода уходит и ниже интервала перфорации. В таких скважинах только около 40% закачиваемой воды поглощается нефтенасыщенной частью пласта. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная часть пласта, основной объем воды (до 90%) поглощается газонасыщенным интервалом, а подошвенная часть пласта закачиваемую воду практически не принимает. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная и нефтенасыщенная части пласта, приемистость по всей эффективной толщине, в количественном отношении до 90%, приходится на газонасыщенную часть. Это снижает эффективность вытеснения нефти из пласта.

При проведении на месторождении эксперимента по нестационарному заводнению на пласт в 1987 году выявлено, что закачиваемая вода по газонасыщенной части пласта может мигрировать на значительные расстояния, вплоть до 3200 м. То есть, продвижение фронта воды происходит с существенным опережением по газовому слою по сравнению с нефтяным. По данным геофизических исследований (РК) замещение газа на воду отмечается в 144 нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся на нижележащие пласты. Впоследствии закачиваемая вода мигрирует по газовому слою к соседним добывающим скважинам. В следствии этого и происходит изменение насыщения изначально газонасыщенных интервалов на водонасыщенные, выявленное по данным геофизических исследований в 204 добывающих скважинах. Поступление воды вызвано наименьшим фильтрационным сопротивлением газонасыщенных интервалов.

К аналогичным последствиям привело разбуривание с 1986 года только краевых участков месторождения, вызванное выполнением мероприятий по сокращению непроизводительных отборов природного газа.

В 1989 году пробурены кусты скважин, расположенные в центре Январской площади, в 1994-1995 годах на Востокинской площади. Выявилось, что во вновь пробуренных скважинах изменено первоначальное насыщение пластов АС9, АС10. Эти пласты были представлены полностью или частично промытой зоной. В большинстве скважин коллектора пласта АС10 насыщены водой; нефтью с водой, а в газонасыщенной части - газом с водой. Изменение произошло из-за миграции закачиваемой воды из разрабатываемых участков в непробуренную зону.

В результате строительства и испытания в 1995 году скважин куста №427 выявлено, что закачиваемая с 1989 года вода внедрялась в газовую шапку и в нефтяную оторочку на расстояние более 2000 метров. Сопоставление интервалов пласта, промытых закачиваемой водой, и интервалов перфорации нагнетательных скважин указывает на то, что фронт закачиваемой воды продвигается по напластованию.

.2 Нефтегазоносность

К настоящему времени в пределах Сургутского свода открыто более 40 месторождений нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений - многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская и васюганская свиты, пласты БС1-2 и АС4-12).

На Лянторском месторождении нефтегазоносность изучена по данным бурения 80 разведочных и 819 эксплуатационных скважин. Одна из разведочных скважин - №17 - полностью вскрыла осадочный чехол, скважины №№ 40, 76, 1875, 3001, 3004 вскрыли тюменскую свиту, 17 скважин вскрыли валанжинские отложения. Остальные разведочные скважины остановлены в верхней части готерив-барремских отложений, после вскрытия основных продуктивных пластов АС9-11.

Испытанием скважин, по керну и каротажу доказано также нефтегазоносность валанжинских пластов БС1-8, БС2-8, пород ачимовской пачки и юры.

В отличии от большинства месторождений Сургутского свода, подавляющее большинство запасов нефти и газа на Лянторском месторождении сконцентрировано в узком возрастном и глубинном диапазоне - и пластах АС9-11 верхней части вартовской свиты. В этих гидродинамически связанных между собой песчаных пластах выявлена и разведана единая, колоссальная по размерам (площадь около 1200 км2) газонефтяная залежь, протягивающаяся с севера на юг на 60.5 км. и с запада на восток на 27 км.

Наиболее широкий контур отмечается по продуктивному пласту АС9, и ниже лежащим пластам АС10 и АС11 площадь залежей заметно сокращается и по последнему из них продуктивны лишь наиболее приподнятые участки структуры.

С севера-востока к основной залежи примыкает небольшая Тутлимская газонефтяная залежь, а с юга - Комарьинская.

Предполагается, что обе пластовые залежи сводовые, с небольшими по размерам площадями нефтеносных зон. Скважина №72 пробурена в водонефтяной зоне. Размеры залежи в пласте БС18 - 5.0х8.5км. при высоте 9.6м. в пласте БС28 - 4.5х7.3км. при высоте 5.5м. Ловушки в них заполнены нефтью не до замка.

Не исключена возможность, что на Тайбинском и Таняунском поднятии при бурении до пластов БС18 и БС28 могут быть обнаружены недозаполненные по высоте и по площади залежи. При оценке предполагаемых запасов категории С2 на этих залежах были внесены поправки на площадь нефтеносности, замеренную внутри замыкающих изогипс по аналогии с коэффициентами заполнения структурных ловушек в пластах БС18 и БС28 на Тутлимской площади.

В остальной части неокомского разреза, несмотря на сравнительно большое количество глубоких скважин, промышленных скоплений нефти и газа не обнаружено.

Глинизация разреза низов осадочного чехла снижает перспективы нижнемеловых и юрских образовании. В этой части разреза крупных залежей по площади Лянторского месторождения, по-видимому, нет. Однако исключать полностью обнаружения залежей не следует, т.к. даже при бурении небольшого количества скважин со вскрытием глубоких частей разреза получены нефтепроявления из ачимовской толщи (валанжин) и из юрских отложений.

При первом утверждении запасов по Лянторскому месторождению в геофизической экспертизе было обращено внимание эксперта-геофизика на необходимость изучения нефтегазоносности пачки глинистых коллекторов

АС7-8, залегающих непосредственно над продуктивной толщей пластов АС9-11 и отдельной от них глинистой перемычкой толщиной 4-10м, а в ряде скважин перемычка имеет толщину не более 1 м.

Опробование пластов АС7-8 осуществлялось в неблагоприятных структурных условиях на погружениях крыльев Лянторской (скв.80) структуры.

Для выяснения характера насыщения были рассмотрены материалы ГИС в интервале пластов АС7-8 по всем разведочным скважинам.

В ряде слоев коллекторов, входящих в состав пластов АС7-8 встречаются слои толщиной 1-2м. c оп=0.7-0.45. Эти слои относительно чистых коллекторов непосредственно контактирует с более глинистыми коллекторами, которые имеют п=3-4 омм, характерные для водоносных пород.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что пачка пластов АС7-8 не представляет интереса на площади Лянторского месторождения для поиска в них залежей нефти и газа.

Пласт АС9 характеризуется наиболее широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44 м. Нефть залегает в виде оторочки кольцеобразной формы, которая окаймляет чисто газовые зоны. Запасы нефти пласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чисто нефтяная зона выделяется условно при рассмотрении пласта АС9 отдельно от пласта АС10.

Пласт АС9 на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанистости 0,73 и расчлененностью 2,2. В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.

Глинистые разделы внутри пласта АС9 на уровне ГНК незначительные по толщине (1-3м), по площади распределены хаотично, подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 19,5 м, составляя в среднем 4,6 м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 м при среднем значении 6,8 м. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, среднее значение открытой пористости и проницаемости соответственно составляет 24,3% и 301х10-3 мкм2 (по керну).

В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС10 связаны с водонефтяной и газо-водонефтяной зонами.

Строение пласта АС10 изменчиво по площади. При среднем значении коэффициента песчанистости 0,74 и расчлененности 4,1 в центральных частях поднятий коэффициент песчанистости увеличивается до 0.8-0.9, расчлененность уменьшается до 1.1. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22 м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м, составляя в среднем 8,0 м. Подгазовая зона характеризуется наибольшими значениями нефтенасыщенной толщины и контактным залеганием нефти и газа - на 94,6% площади толщина глинистого раздела на уровне ГНК менее 4-х м. Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,8% и 387-10-3 мкм2 (по керну).

Пласт АС11 продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективная толщина достигает 30 м и более. Средневзвешенный по площади и разрезу коэффициент песчанистости составляет 0,57 при расчлененности 5,0. Нефть в пласте АС11 подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. Основная доля запасов нефти приходится на газо-водонефтяную и водонефтяную зоны. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 21,1 м, составляя в среднем 5,6 м. Проницаемая часть пласта АС11 представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта является более или менее однородным, отсутствуют как прослои высокопроницаемых песчаников, так и глинистых алевролитов. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,7% и 254х10-3 мкм2 (по керну).

Залежь пластов АС9-АС11 является основным объектом разработки на месторождении. В его разрезе выявлены также небольшие нефтяные залежи в пласте БС8 вартовской свиты и в пластах БС16-20 ачимовской толщи мегионской свиты нижнего мела, запасы нефти которых не превышают 0,3% запасов месторождения. Эти залежи в разработку не введены.

С глубиной изменение плотности и пористости довольно неравномерно; наибольшие изменения характерны для глубин 0-3км. Среди терригенных осадочных пород песчаники всегда характеризуются несколько меньшей плотностью по сравнению с глинистыми породами.

Это прослеживается как для молодых отложений, так и для более древних.

Комплекс ГИС:

пласт

МКЗ

АК

ГК

БКЗ

ИК

БК

НКТ

ГГКП

КВ

БС8

+

+

+

+

+

+

+

-

+

пористость пласт коллектор

3. Интерпретация данных

.1 Определение Кп

В предприятии с помощью петрофизических данных были получены следующие зависимости для определения коэффициента пористости в пласте БС8:

КП=(2.68-ГГКП)/1.68

КП2=(АК-180)/0.175*((αПС-0.05)^(-0.5))

Кп=25.98+3.87*ΔJГК-31.4*ΔJГК2

КП=10*αпс+17

.2 Обоснование Кнг и оценки насыщения

В предприятии принята традиционная методика определения Кнг:

Методика основана на функциях Рп=аКп-m, Рн=аКв-n

Порядок:

.Определяется Кп по ГИС (ρв, ρп известны)

.Находится Рп=f(Кп)

.Находится ρвпп ρв

4.Рнпвп

5.Кв=f(Рн)

.Кнг=1-Кв

Условия:

.Функции Рп=f(Кп) и Кв=f(Рн) должны быть получены при Св=Св.пл.

. Функция Рп=f(Кп) должна быть получены при пластовых условиях

.Для определения Кп нужно доказать, что кривая большого зонда ВИКИЗ есть ρп и рассчитать Кп=(аρввп)1/m (Кп найденное по другим методам не должно совпадать).

Эмпирически были получены зависимости: Рпп-1,82 Квн-0.532; также не плохо работает зависимость: КН=18,3+72,2*αпс.

Вывод

Задача выделения коллекторов выполнена. Довольно перспективной оказалась методика выделения коллекторов по прямым качественным признакам, но в связи с редкими исследованиями МКЗ и КВ, также хорошо работают косвенные количественные критерии (граничные значения Кп гр и αПС гр).

Список использованной литературы

1.       Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

Похожие работы на - Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!