Раздел 3
Выделение коллекторов.
Коллекторами называют породы, способные вмещать пластовые жидкости и обеспечивающие возможность их течения в пористой среде при создании перепада давления. Выделение коллекторов в разрезе осуществляется по качественным признакам или на основании количественных критериев. Последние определяются применяемыми технологиями добычи нефти и газа.
По условиям образования коллекторы нефти и газа чаще всего связаны с осадочными отложениями. Редко они встречаются в кристаллических породах фундамента или в изверженных образованиях. В последних случаях это коры выветривания, обладающие определённой системой пор и трещин, которые и позволяют получать притоки нефти и газа в скважинах, вскрывших подобные коллекторы.
Большая часть терригенных и карбонатных коллекторов порового типа. Но встречаются кавернозно-поровые, трещиноватые и смешанные коллекторы.
Определение эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин включает выделение коллекторов, оценку характера их насыщения и положения контактов между пластовыми жидкостями и газами в залежи.
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 сигнала 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 ассиметричны, сдвинуты в направлении движения прибора за счёт влияния интегрирующей ячейки. Границы пластов толщиной более 1 м необходимо определять по началу крутого подъёма и спуска кривой.
3.1. Выделение коллекторов по качественным признакам.
Прямым качественным признаком наличия коллектора является проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, которое фиксируется методами ГИС, способными реагировать на наличие глинистой или шламовой корки на стенке скважины. Такими методами являются МКЗ, КВ, ПС. При этом также учитывают пониженное значение показаний на кривой ГК, среднее значение на кривой НГК и повышенные показания на кривой АК. Очевидно также, что прямым признаком коллектора является приток пластовой жидкости или газа, полученный из пласта при испытании. В то же время, отсутствие притока при благоприятной геофизической характеристике не является достаточным основанием для отнесения пласта к неколлекторам. В таких случаях требуется проведение дополнительных или повторных исследований.
Прямые качественные признаки являются наиболее надёжным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых жидкостей. Таким доказательством является установление факта проникновения в пласт фильтрата бурового раствора, отражающегося на каротажных диаграммах.
Признаками проникновения фильтрата в пласт являются следующие характеристики:
Сужение диаметра скважины, зафиксированное на кривой кавернометрии и происходящее из-за образования глинистой или шламовой корки;
Разница показаний микрозондов, измеряющих физические характеристики на разной глубине.
Однако в интервалах с увеличенным диаметром скважин, например, против рыхлых или сильно трещиноватых и, особенно, кавернозных выкрашивающихся при проходке пород, судить о наличии корки практически невозможно.
Глинистая или шламовая корка может не образоваться при вскрытии продуктивных пластов на равновесии, когда репрессия на пласт близка к нулю. Отсутствие глинистой корки при наличии других прямых и косвенных свидетельств присутствия коллектора не является основанием для отнесения пласта к неколлекторам.
Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым и характеризуют породы, которые по своим ёмкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:
аномалии на кривой ПС;
низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК);
показания ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), превышающие фоновые;
затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже (АК).
Известны факты отсутствия прямых признаков проникновения фильтрата против высокопроницаемых коллекторов в длительно бурящихся скважинах вследствие кольматации пластов. То же самое происходит в случае применения утяжелённых буровых растворов. Кольматация пластов с ухудшенными свойствами происходит медленнее и они дольше сохраняют признаки коллекторов.
Пример проявления прямых и косвенных качественных признаков наличия коллекторов.