3. Виділення глинистих колекторів

Окрема група пісковиків , яка вміщає значну кількість глинистого матеріалу, відноситься до глинистих колекторів. Найбільш часто зустрічається тип глинистого колектора представлений тонким перешаруванням глинистих і піщанистих прошарків.

Виділення глинистих колекторів ускладнюється тим, що амплітуда відхилення кривої ПС напроти них значно менша, ніж проти неглинистих чистих пластів при однаковому співвідношенні мінералізації пластової води і бурового розчину. У зв’язку з чим покази методу ПС напроти таких пластів будуть близькими до значень самочинних потенціалів глин.

Глинисті колектори виділяються шляхом комплексного співставлення кількісного аналізу даних, отриманих в результаті геофізичних досліджень свердловин. Додаткову інформацію по колекторах отримують, аналізуючи криву кавернограми. На цій кривій напроти глин спостерігається збільшення діаметру свердловини і навпаки – проти пластів-колекторів звуження діаметру за рахунок утворення глинистої кірки.

За даними гама-каротажу (ГК) можна якісно оцінити породи, а саме за наступними ознаками:

• низькі значення інтегрального гама випромінювання притаманні неглинистим і малоглинистим породам;

• високі значення інтегрального гама-випромінювання характерні для чистих глин, аргілітів;

• підвищені значення інтенсивності гама поля на кривих НГК;

• підвищені значення інтервального часу на кривих акустичного каротажу.

Високі значення І_j не завжди однозначно вказують на глинистий тип колектора, їх величину може обумовлювати також поліміктовий склад породи, в якій відмічається наявність акцесорних мінералів, до складу яких входить радій, торій та калій-40.

3. Виділення карбонатних колекторів

За результатами геофізичних досліджень свердловин карбонатний тип колектора суттєво не відрізняється від піщаного. Виходячи з цього, для їх ідентифікації необхідно використовувати аналогічні результати комплексних геофізичних досліджень. Карбонатні колектора діляться на:

• високопористі (з гранулярною пористістю);

• тріщинно-кавернозні.

Для виділення пористих пластів використовують наступні ознаки:

• низькі покази на діаграмах мікрокаротажу;

• пониження швидкості розповсюдження пружних хвиль (великий інтервальний час пробігу поздовжньої хвилі);

• пониження показів на кривій нейтронного каротажу (як виняток складають газонасичені пласти).

Напроти пластів-колекторів криві ГК і НГК відхиляться до мінімальних значень. Низько-пористі карбонатні породи чітко виділяються на фоні пористих, по малому інтервальному часі пробігу поздовжньої ультразвукової хвилі. На кривій НГК малопористі породи відмічаються максимумами (Рис. 2.1).

Електричні методи не є ефективними при виділенні карбонатних колекторів. Виняток складають виділення водоносних пластів (10-20 Омм ) та щільних непроникних літотипів.

Карбонатні породи-колектори малої потужності, а також пласти представлені частим перешаруванням пористих і щільних літотипів виділяються так, як і карбонатні пласти значної потужності. Однак на кривих методів ГДС вони представлені однотипними геофізичними параметрами, що не завжди дозволяє їх деференціювати. В цьому випадку необхідно використовувати нові більш інформативні ядерно-фізичні методи – гама-спектрометрію та ядерно-магнітний каротаж.

Рисунок 2.1 Приклад виділення колекторів у неглинистому карбонатному розрізі

КС – крива опору, знята зондом А4М0,5N; ГК – крива гама-каротажу; НГК – крива нейтронного гама-каротажу; КВ – кавернограма; 1 – водоносний пористий вапняк; 2 – нафтоносний пористий вапняк 3 – вапняк;