Глава XVI.
ВЫДЕЛЕНИЕ И ПРОМЫШЛЕННАЯ ОЦЕНКА НЕФТЕНОСНЫХ И ГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
§ 101. ВЫДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНОСНЫХ И ГАЗОНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Вероятную нефтеносность и газоносность коллекторов устанавливают по данным комплексного анализа результатов геофизических исследований скважин и при необходимости опробования выделенных интервалов пластовыми испытателями. Из геофизических методов наиболее информативны методы электрического сопротивления (для нефти и газа), нейтронные и термический (для газа), газометрия и люминесцентный (для газа и нефти).
МЕТОД СОПРОТИВЛЕНИЙ
Нефтеносные коллекторы по данным метода сопротивлений могут быть выделены следующими способами: а) по критическому значению РН,КР параметра насыщения коллектора; б) по отношениям PН/PН,ПР или kB,ПР/kВ и в) по кажущемуся сопротивлению ρК,В пластовой воды.
Способ критического значения РН,КР. Вероятная промышленная нефтегазоносность коллектора определяется условием
РП=ρП/ρВП>РН,КР (394)
где PH,КР — минимальное (критическое) значение параметра РН насыщения, при котором возможны промышленные притоки нефти или газа. РН,КР равно 3—5 для нефти и 2—4 для газа. В зависимости от литологии коллектора пониженные значения РН,КР типичны для глинистых коллекторов, повышенные — для чистых гидрофобных коллекторов.
При вычислении параметра РН электрическое удельное сопротивление ρП коллектора находят одним из способов, указанных в гл. II. Сопротивление ρВП определяют различными приемами в зависимости от следующих исходных данных.
1. Известны коэффициенты kП пористости коллектора и удельное сопротивление ρВ вод, содержащихся в коллекторе.
Исходя из литологии коллектора, по значению kП находят параметр Ра (см. § 91 1) и далее рассчитывают ρВЦ = РЦρВ.
2. Известно сопротивление ρВ вод, насыщающих коллектор; коэффициент kП пористости неизвестен. Для решения задачи необходимо знать удельное сопротивление ρПП зоны, полностью промытой фильтратом, или среднее удельное сопротивление ρПП зоны проникновения фильтрата глинистого раствора и величину поверхностной проводимости
ПП,НП (ПП,ЗП)-
При известном значении ρПП для неглинистого коллектора (и слабоглинистого при глинистых растворах достаточно высокой минерализации).
здесь РН,ПП — параметр остаточного нефтегазонасыщения в зоне, промытой фильтратом глинистого раствора.
В глинистых коллекторах
где ρВ,ПП —- электрическое удельное сопротивление пластовых вод, определенное по амплитуде аномалии ∆UСП; КСП — коэффициент потенциалов собственной поляризации, приведенной к температуре пласта {см. рис. 77); R = ρФ/ρП — величина, определенная по данным ∆UСП и КСП по номограмме, приведенной на рис. 149.
243
При известном значении ρЗП
(нижний и верхний пределы относятся соответственно к нефтеносному и водоносному коллекторам).
В неглинистых коллекторах и коллекторах, насыщенных высокоминерализованным фильтратом глинистого раствора, РП,Ф= РП. В этом случае
Если известно, что ρВ < ρВ,Ф или ρВ < ρФ, то выполнение условий ρП > ρЗП, или ρП > ρПП является указателем возможной нефтеносности данного объекта.
3. Известен коэффициент kП пористости породы; неизвестно сопротивление ρВ пластовых вод. В этом случае по кривой потенциалов собственной поляризации одним из способов, изложенных в гл. IV, определяют сопротивление ρВ пластовых вод. Вычислив РП по известному значению kП с учетом ρВ рассчитывают
ρВП=РПρВ
В тех случаях, когда литология коллектора, коэффициент его пористости и удельное сопротивление пластовых вод достаточно постоянны по площади коллектора, вероятное нефгегазонасыщение его может быть установлено путем сопоставления электрического удельного сопротивления ρП изучаемого коллектора в исследуемой скважине с его сопротивлением ρП,ИСП в скважине, где данный пласт был испытан. Коллектор будет, вероятно, нефтеносен при ρП>ρП,ИСП если он нефтеносен в скважине, в которой имеет сопротивление ρП,ИСП. Если в этой скважине коллектор водоносен, то возможная его нефтеносность в изучаемой скважине определяется условием ρП>РН,КРρП,ИСП. Повышение сопротивления коллектора по восстанию пласта при отсутствии изменений в литологии — один из критериев, предопределяющих вероятную нефтегазоносность коллектора.
Способ отношений PН/PН,ПП (kB,ПП/kB)n. Вероятное нефтегазонасыщение коллектора устанавливается по отношению параметра РН насыщения коллектора за зоной проникновения фильтрата глинистого раствора к его величине PH,ПП в пределах этой зоны, или по отношению коэффициентов водонасыщения коллектора kВ,ПП и kВ в этих зонах. Чем больше отношения РН/РН,ПП и kВ,ПП/kВ. тем выше вероятность нефтенасыщения коллектора. Отношение
при условии же достаточно полной промывки коллектора фильтра том глинистого раствора
Полагая для продуктивного коллектора РН/РН,ПП > 1,5-2 получаем критерии вероятной его продуктивности
Выделение продуктивных коллекторов осложняется при их высокой глинистости, когда ρП и ρПП существенно зависят от проводимости глин.
В наиболее общем случае, когда глинистые прослои чередуются : песчаными и составляют долю χГЛ в общей мощности коллектора, причем песчаные прослои содержат рассеянный глинистый материал, создающий дополнительную электропроводность, определяемую проводимостями ПП,П и ПП,НП, знаменатель, стоящий под логарифмом в формуле (380), равен отношению РНПП,ПρВ/РН,ПЦПП,ПЦρВ,Ф и, следовательно,
откуда
При полном вытеснении пластовой воды в зоне проникновения фильтрата формула (402) преобразуется к виду
244
на котором основан следующий графический способ выделения вероятно нефтегазоносных коллекторов.
Рис. 179. Определение вероятной нефтегазоносности коллектора по амплитуде аномалии ∆UСП
На бланке полулогарифмической бумаги (рис. 179) проводят зависимости, удовлетворяющие уравнению
В пласте, вероятная нефтегазоносность которого изучается, определяют ∆UСП и на бланк наносят точку р с координатами ∆UСП и ρПП,ГЛ/ρП,ГЛ. Разность ординат точки р и
прямой ∆UСП = — КСП lg (ρПП,ГЛ/ρП) при заданном отношении ρПП,ГЛ/ρП,ГЛ тем больше, чем больше PН/PH,ПП- Отношение отрезков pb/ab
Уравнение (406) решают графически с помощью номограммы, приведенной в [44].
Способ кажущегося сопротивления ρВ,К пластовой воды.
Вэтом способе сопротивление ρВ,В, рассчитанное по формуле ρВ,К = ρП/РП, сопоставляют с истинным электрическим удельным сопротивлением ρВ этой воды. Чем больше неравенство ρВ,Н > ρВ, тем более вероятно нефтегазонасыщение коллектора.
Всоответствии с неравенством (394) условия вероятной продуктивности коллектора будут следующими:
а) для нефтенасыщенных коллекторов
ρВ,К>(3-5)ПП,ПρВ;
б) для газоносных коллекторов
ρВ,К>(2-4)ПП,НρВ
В тех случаях, когда вероятность нефтегазонасыщения устанавливают для объекта, хорошо изученного по результатам много численных опробований, для повышения точности решения задачи используют способ интегральных графиков распределения. С этой целью для каждого из классов изучаемого объекта, соответствующих продуктивному (нефтегазоносному) и непродуктивному (водоносному) состояниям, строят интегральные графики распределения и по параметрам РП, ρП, ρК,ОПТ, РН/РН,ПП и далее находят критические значения xКР изучаемых параметров и эффективность ef их использования (см. рис. 145, б).
При выделении нефтеносных и газоносных коллекторов методом сопротивлений необходимо обращать внимание на следующие обстоятельства.
1. При частом чередовании нефтеносных и газоносных песков и песчаников малой мощности с прослоями глин низкого удельного сопротивления удельное сопротивление всей пачки резко понижается. Пласты, мало отличающиеся поддельному сопротивлению от вмещающих глин, могут быть высокопродуктивными (рис. 180).
Рис. 180. Примеры продуктивных песчано-глинистых коллекторов низкого электрического сопротивления
245
2. Чем выше минерализация пластовых вод, тем при меньшем сопротивлении коллектора будет выше вероятность его промышленной нефтегазоносности. Пластовые воды обычно мало отличаются по сопротивлению от воды, насыщающих вмещающие породы. Поэтому чем ниже общий фон диаграмм ρК, тем вероятнее получение нефти и газа при относительно невысоком удельном сопротивлении коллектора.
3. При повторных измерениях ρП (ρЭФ) проводящихся в условиях, когда бурение скважин осуществляется на достаточно минерализованном растворе, в газоносных и нефтеносных коллекторах наблюдается уменьшение кажущегося и эффективного сопротивлений во времени. Исключением являются крупнотрещинные коллекторы, в которых радиус зоны проникновения фильтрата глинистого раствора превышает наибольшую глубину исследования скважин электрическими методами.
Газоносные коллекторы могут выделяться более высокими электрическими сопротивлениями, чем нефтеносные (рис. 181), за счет их меньшего влагонасыщения [2, 3].
Рис. 181. Пример выделения в коллекторе газо-, нефте- и водонасыщенной части по данным электрометрии и радиометрии скважин.
Песчаник: 1— газоносный, 2 — нефтеносный, 3 — водоносный; 4 — глины; 5 — песчаные глины
Показателями возможной нефтеносности и газоносности кол лектора также являются следующие признаки:
а) некоторое увеличение в нефтеносной части ∆ρ на кривых микрозондирования (наиболее четко устанавливается при пере сечении скважиной водонефтяного или газоводяного контактов);
б) значительное превышение фиктивного диаметра dФ скважины, определенного по боковому электрическому зондированию, относительно ее истинного диаметра dС, измеренного каверномером при условии бурения скважин на высокоминерализованных глинистых растворах.
МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ СОБСТВЕННОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ
Нефтегазонасыщение коллекторов, выделенных на диаграммах UСП, обычно приводит к изменению амплитуды, а иногда и знака аномалии ∆UСП. Обычно амплитуда аномалии ∆UСП в нефтеносных коллекторах относительно водоносных уменьшается тем больше, чем меньше мощность пласта, выше .его глинистость и степень нефтенасыщения.
Из этого правила имеются исключения: так, например, в некоторых нефтеносных пластах караганских и чокракских отложений Грозненской области потенциалы UСП более отрицательны, чем в водоносных [2]. Увеличение амплитуд аномалий UСП в нефтеносных коллекторах (при ρФ> ρВ) здесь объясняются различной концентрацией солей в материнских водах нефтенасыщенных пластов и в более молодых водах, омывающих нефтяные залежи.
МЕТОД ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
На диаграммах эффективной диэлектрической проницаемости нефтегазоносные коллекторы выделяются минимальными значениями регистрируемого параметра, тем наименьшим, чем выше коэффициент нефтегазонасыщения и ниже глинистость коллектора.
246