книги / Геофизические исследования скважин

(один из прямых методов). А ппаратура АИПД, разработанная П.А.Бродским на базе ОПК, позволяет получить кривую вос­ становления давления в каждой точке разреза, где проводится от­ бор пластового флю ида, по которой можно рассчитать коэф ­ фициент эффективной проницаемости коллектора. При частоте отбора проб две-три на каждый метр разреза аппаратура АИПД обеспечивает получение детального профиля проницаемости по мощности продуктивного коллектора (рис. 109).

1 — песчаник, 2 — неколлектор, 3 — доломит; 4 — аргиллит

Использование коэффициента проницаемости, установленного по данным ГИС, при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений

Важнейшие особенности информации о коллекторе, которую обес­ печивают материалы ГИС (наиболее полное освещение данными по каждому пластовому пересечению, характеристика изменения изу­ чаемого параметра на всей площади, в пределах которой пробурены скважины), особенно ярко выступают при исследовании проницае­ мости объекта разработки.

211

Применение ГИС для определения параметра fcnp позволяет со­ ставить подробные карты кпрдля объекта разработки, разделить пло­ щадь эксплуатируемой залежи на классы коллекторов по проницае­ мости. Наличие таких карт обеспечивает возможность: а) выбора наиболее оптимальных точек на площади для заложения эксплуа­ тационной и нагнетательной скважин; б)прогнозирования хода раз­ работки объекта эксплуатации при законтурном заводнении; в) оцен­ ки наиболее вероятной степени выработки объекта эксплуатации в целом и на отдельных его участках, представленных коллекторами различных классов проницаемости.

В настоящее время данные ГИС широко используют при со­ ставлении проектов разработки и для анализа хода разработки мес­ торождений нефти и газа.

§4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КО ЭФ Ф ИЦИЕНТОВ НЕФТЕНАСЫЩ ЕНИЯ

ИГАЗОНАСЫ Щ ЕНИ Я

Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и нефтегазонасыщения по данным метода сопротивлений

для гидрофильных межзерновых коллекторов

По удельному сопротивлению рп продуктивного коллектора полу­ чают коэффициент водонасыщения кв пор, не устанавливая фазово­ го состояния углеводородов, присутствующих в порах.

Следовательно, в нефтенасыщенном коллекторе определяют ко­ эффициент нефтенасыщения fcH= 1 -fcB, в газонасыщенном — коэф­ фициент газонасыщения кт= 1 - к в,в нефтегазонасыщенном — коэф­ фициент нефтегазонасыщения fc„r= 1 — (при выражении значений всех коэффициентов в долях единицы).

Коэффициент водонасыщения квпо величине рп определяют сле­ дующим образом.

1.Определяют рп исследуемого пласта по данным БЭЗ или индук­ ционного метода.

2.Устанавливают кп пласта одним из рассмотренных выше спо­ собов; затем находят по корреляционной связи Р п— к п соот­

ветствующее значение Рп и с учетом рв вычисляют рвп по формуле (1.3). Если скважина пересекла пласт в водонефтяной зоне и интер­ вал пластового пересечения содержит полностью водонасыщенную часть, величину рвп определяют непосредственно по диаграммам БЭЗ или индукционного метода в этой части коллектора.

3.Рассчитывают Рн по формуле (1.6).

4.По зависимости Рн = /(/св) для данного класса коллектора, ко­ торую получают экспериментально в лаборатории на образцах данного коллектора, находят величину кв, соответствующую зна­ чению Р н.

5.Вычисляют параметры кн, ктили к„г(в зависимости от фазового состояния углеводородов) как 1- кв.

212

Существуют два способа получения зависимостей PH=/(fcB), кото­ рые различаются способами моделирования квв исследуемом образ­ це коллектора. В первом способе на каждом образце изменяют кв в пределах от кв= 100% до квтт= квсв;далее получают для крайних (1 и /свсв ) и двух-трех промежуточных значений кв соответствующие им величины Рн и составляют для каждого образца эксперименталь­ ный график PH=/(fcB). Затем, получив множество зависимостей PH= f(kB) для индивидуальных образцов коллектора, группируют их по классам коллекторов и для каждого класса составляют усреднен­ ный график PH=/(fcB) с характерным для этого класса значением п (см. рис. 5, 6).

Зависимости первого типа моделируют условия, близкие к усло­ виям переходной зоны, и могут быть применены в первую очередь для определения кв в коллекторах, расположенных в переходной зоне.

Зависимости второго типа составляют на основе семейства гра­ фиков PH=f{kB) для различных классов коллекторов. Эти зависимо­ сти Р н тах=/(& в,св) являются геометрическим местом точек, ограни­ чивающих семейства графиков слева и имеющих координаты Рн тах и квсв, характерные для данного класса коллекторов. Такие зависи­ мости моделируют условия в зоне предельного насыщения нефтя­ ной или газовой залежи и могут быть применены в первую очередь для определения квсв в коллекторах, расположенных в этой части залежи.

Определить по рп коэффициент квможно в необсаженных скважи­ нах, заполненных РВО, по данным БЭЗ и индукционного метода; в сква­ жинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами при заполнении их РВО или РНО, и в скважинах необсаженных, заполненных РНО, по­ лучить кв можно только по диаграммам индукционного зонда.

В настоящее время метод сопротивлений — основной метод ГИС, дающий информацию о параметрах кн,кг, /снг на стадии оперативной интерпретации данных ГИС в разведочных скважинах, законченных бурением, на стадии завершения разведки и подсчета запасов и, на­ конец, на стадии разработки месторождения в эксплуатационных необсаженных скважинах.

Метод сопротивлений используют для определения кн,кг, кн г в межзерновых терригенных коллекторах — чистых и глинистых пес­ чаниках и алевролитах, в карбонатных коллекторах с межзерновой или преимущественно межзерновой пористостью с кпоЪщ> 6— 10%.

Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и нефтегазонасыщения для слоистых глинистых терригенных коллекторов по данным методов сопротивлений и потенциалов собственной поляризации

Слоистый глинистый терригенный коллектор представлен чере­ дованием тонких прослоев коллектора (продуктивного или во­ доносного) и глины. Удельное сопротивление продуктивного слоис­ того коллектора рп определяется из уравнения

213

1 ..Хгл , 1-Х гл

(VI.47)

Рп Ргл Рнп

где рнп ргл — удельное сопротивление нефте-газонасыщенного про­ слоя коллектора и глинистого прослоя; %гл — доля общей мощности слоистого коллектора, приходящаяся на глинистые прослои.

Прослои коллекторов и глин в пачке глинистого продуктивного коллектора настолько малы по мощности, что выделяются они в луч­ шем случае только на диаграммах микроэлектрических методов (МБК и др.), которые не дают информации о неизмененной части кол­ лектора. По диаграммам БЭЗ, особенно больших зондов (АО>4 м), и индукционного метода удается определить лишь интегральное зна­ чение удельного сопротивления пачки рп

Используя уравнение (VI.47), можно решить его относительно рнп с последующим определением кв чистых продуктивных прослоев, если известен параметр хгл по методу СП; относительно хглс после­ дующим расчетом эффективной мощности пачки

Рис. 110. Палетка для определения величины рш1 по значению р„пачки и %гл в слоистом глинистом коллекторе.

Шифр кривых — рнп/ргл

214

где /1эф£ — мощность всей пачки, если рнп известно по данным пред­ ставительного керна.

На практике чаще идут по второму пути, оба варианта которого связаны с комплексной интерпретацией диаграмм методов сопротив­ лений и СП.

Величину рнп можно определить и графическим путем по палетке, представленной семейством расчетных графиков рп /р гл= /(х гл) Для различных отношений рнп /p ra=const (рис. 111).

Параметр %гл в слоистом глинистом коллекторе вычисляют путем

или fcrTi^x- Иногда рассчитывают значения кв и соответствующие ему величины кнкгили /снгвсей мощности пачки h„Е

Значение кИвсегда будет меньше fcHr.При использовании кн,кгили кшв формуле подсчета запасов применяют произведение кв hnЕ или krhnх и т. д.

215

Определение коэффициента газонасыщения по данным стационарных нейтронных методов

Значение кг в межзерновых терригенных и карбонатных кол­ лекторах с пористостью более 15 — 20% при двухфазном (газ— вода) и трехфазном (газ — нефть — вода) насыщении опреде­ ляют по результатам специальных исследований методами НГМ или ННМ -Т в обсаженной неперфорированной скважине. Ис­ следования проводят по схеме: первый замер — в необсаженном стволе, второй — сразу после спуска колонны, третий и по­ следующий — через определенные интервалы времени. Завер ­ шаются исследования при стабилизации показаний ННМ-Т во времени в газоносном коллекторе, что свидетельствует о полном расформировании зоны проникновения фильтрата бурового ра­ створа. О птимальны й временной и нтервал всего цикла ис­ следований может продолж аться в зависимости от проницае­ мости коллектора и начальных параметров зоны проникновения от 2— 3 недель до нескольких месяцев. Для коллектора с полнос­ тью расформированной зоной по диаграмме одного из последних замеров НМ определяют величину w w а затем, используя урав­ нение для чистых коллекторов

или уравнение для глинистых коллекторов

решают их относительно кг и получают соответственно формулы

K* m ( W T ~ W J

Ввыражениях (VI.52) — (VI.55) wr — объемное водородосодер-

жание газа при термобарических условиях изучаемого коллектора; w B— то же, для пластовой воды.

Величину кпобщ определяют по данным ГИС одним из рассмот­ ренных выше способов, значение кгл— по данным ГМ; величину wTn берут соответствующей минеральному составу глин данного коллек­ тора, w Bрассчитывают с учетом минерализации воды:

где С' — минерализация воды, г/см3.

Значение wTопределяют по специальной палетке или рассчиты­ вают по формуле для заданных термобарических параметров плас­

216

где z — коэффициент сверхсжимаемости, значения которого для дан­ ных величин Рпд, Тпли состава газа берут из таблиц. Формула (VI.57) справедлива для газа, состоящего из метана.

Из изложенного выше следует, что для решения рассмотренной задачи необходимо комплексировать НМ с ГМ и одним из методов пористости — ГГМ или AM. Возможность выделения газоносных кол­ лекторов и определения в них ктпо данным нейтронных методов со­ храняется для коллекторов, залегающих на глубине до 4 км. При бо­ лее глубоком залегании коллектора величина w T становится близ­ кой к объемному водородосодержанию нефти w Hи воды w B, поэтому задача не решается.

В коллекторах с трехфазным насыщением величина кг для чис­ тых и глинистых коллекторов рассчитывается по формулам

к = “ ^п.общ - К)+™„К]

(VI.58)

^п,общ(Ч -V > .)

fc„,o6n .(4 ~ W B )

Если значения wHи wBблизки, то расчет ведут по формулам (VL54) или (VI.55).

На практике используют различны е варианты способа оп­ ределения fcr по диаграммам НГМ или ННМ-Т, но физическая сущ­ ность их основана на изложенном выше.

Коэффициент кгпо данным НМ определяют в эксплуатационных скважинах при контроле разработки газовых месторождений (см. гл. X). В отдельных параметрических скважинах на стадии разведки начальное значение кгтакже получают по данным НГМ или ННМ-Т.

Определение коэффициента нефтенасыщения по данным импульсных нейтронных методов

Коэффициент нефтенасыщения кн определяют по данным им­ пульсных нейтронных методов (ИННМ, ИНГМ) в обсаженных непер­ форированных скважинах преимущественно для терригенных и вы­ сокопористых карбонатных коллекторов с кп>20% при Св> 50 -*■100 г/л и для условий полностью расформированной зоны проникновения.

Физической основой определения кп по данным ИНМ являются следующие уравнения:

для чистых коллекторов

где тп,тв, тн, тгл, тск — среднее время жизни тепловых нейтронов соот­ ветственно для коллекторов, пластовой воды, нефти (при термоба­

217

рических условиях залегания коллектора), глинистого цемента и ске­ лета.

Уравнения (VI.60), (VI.61) решаются относительно кн, подставляя в них значения кп и /сгл, полученные по данным других методов ГИС, тв и тн, определенные по формулам (VI.62), (VI.63), Параметры тск и тгл для минералов и жидкости имеют следующие значения (в мкс):

Величину тв для растворов NaCl или растворов с преобладанием NaCl рассчитывают по формуле

где Св — минерализация воды, г/см3.

Параметр тн для нефти с учетом химического состава нефти и пла­ стовых условий вычисляют по формуле

где х,у — число атомов углерода и водорода в молекуле нефти; 5Н— объемная плотность нефти в пластовых условиях.

Для нафтеновых нефтей СпН2п формула расчета тн имеет вид

тн=0,16/5н. (VI.64)

При биминеральном и более сложном составе скелета в форму­ лах (VI.59), (VI.61) в правой части появляются дополнительные сла­ гаемые, куда входят значения объемного содержания и параметра т соответствующих компонентов. Так, для чистого (неглинистого) доломитизированного известняка

Для решения уравнения типа (VI.63) относительно к„ при бими­ неральном составе скелета требуется дополнительная информация о составе скелета по данным ГГМ или петрографического изучения керна.

При трехфазном насыщении для чистого коллектора величину кя

218

где тг — среднее время жизни нейтронов в пластовых условиях. Ве­ личину тг рассчитывают по формуле

которая справедлива для пластовой температуры ( = 20-^40 "С. Зна­ чение fcr необходимо определять независимым путем, например, по данным НМ.

Импульсные нейтронные методы используют для определения те­ кущего значения кнпри контроле разработки крупнейших месторож­ дений, если пластовая и закачиваемая в нагнетательные скважины вода является минерализованной. Если пластовая или закачиваемая в нагнетательные скважины вода пресная или слабоминерализован­ ная, даже более простая задача разделения коллекторов нефтенос­ ных и водоносных не решается или решается ненадежно, поскольку метод находится в этом случае на пределе разрешающей способнос­ ти (тн= тв). Тем более неразрешимой становится задача определения кл по данным ИНЫМ. В настоящее время ИНЫМ используется для контроля за перемещением ВНК в условиях пресной законтурной воды.

Перспективной является возможность определения к н про­ дуктивного коллектора по диаграммам ИННМ в длительно про­ стаивающих обсаженных скважинах на стадии разведки и особен­ но доразведки месторождения, что, как указывалось выше, при комплексировании ИННМ и ННМ-Т нередко приводит к откры­ тию пропущенных ранее продуктивных пластов и целых залеж ей нефти.

Раздельное определение коэффициентов нефтенасыщения и газонасыщения

для коллекторов с трехфазным насыщением по комплексу данных электрометрии и радиометрии

В последние годы обнаружено довольно много геологических объектов с трехфазным насыщением — газовые залежи и газовые шапки нефтяных месторождений с остаточной нефтью. В этом слу­ чае возникает задача раздельного определения параметров ки и кг. Решается она по данным ГИС одним из следующих способов.

1.Определение параметра к„тпо данным метода сопротивлений.

2.Установление параметра к г по данным специальных ис­ следований ННМ-Т или параметра ка по данным специальных ис­ следований ИННМ в обсаженной скважине в условиях полностью расформированной зоны проникновения.

3.Расчет величины кн при известных значениях кт и кгили вели­ чины кТпри известных значениях кш и кн по формулам

Реализация этих способов требует помимо материалов стан­ дартного комплекса результатов специальных повторных ис­ следований НМ или ИНМ в колонне.

219

§ 5. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ ПО КОЛИЧЕСТВЕННЫМ КРИТЕРИЯМ

Выделение коллекторов по взятым прямо с диаграмм качест­ венным признакам — до настоящего времени основной способ обна­ ружения пластов-коллекторов в разрезах скважин геофизическими методами. Однако эти методы не могут быть применимы в скважи­ нах, бурящихся на технической воде или нефильтрующемся раство­ ре. Часть методов можно использовать только в отдельных парамет­ рических скважинах, где геофизические исследования проводятся расширенным комплексом.

Поэтому разработаны геофизические способы выделения коллек­ торов, основанные на использовании количественных критериев, т. е. значений различных параметров, соответствующих границе коллек­ тор — неколлектор. В качестве таких параметров используют: а) ко­ эффициент проницаемости кпр и соответствующие ему значения ко­ эффициентов пористости кп и глинистости (Сгл, /сгл или Г1гл) для про­ дуктивных и водоносных коллекторов; б)коэффициенты фазовой проницаемости по нефти и газу кпрн, кпрги соответствующие им зна­ чения коэффициентов нефтенасьпцения /сн, газонасыщения kr или водонасыщения квдля продуктивных коллекторов; в)геофизические параметры: относительные амплитуды на диаграммах собственных потенциалов а сп, гамма-метода ДЦ для продуктивных и водоносных коллекторов, удельное сопротивление рп и и параметр насыщения Рн для продуктивных коллекторов.

Все эти способы, связанные с использованием граничных значе­ ний параметров, характеризующих коллекторские свойства (кпр, кп) и литологию пород (Сгл,кгл,Т1гл ),а также сопряженных с ними значе­ ний соответствующих геофизических параметров, основаны на пред­ ставлении о нижнем пределе экономически рентабельного дебита нефти QHrp или газа Qrrp,который принят для данного района.

Используя типичные значения эффективной мощности h^ про­ дуктивного пласта в исследуемых отложениях, депрессии Др, при которых производится опробование и в дальнейшем будет проводить­ ся эксплуатация залежи, рассчитывают граничное значение удель­ ного коэффициента продуктивности для нефтеносного коллектора Лпр гР>соответствующее QHrp по формуле

Зная Т)пр гр, с учетом вязкости нефти рнв пластовых условиях рас­ считывают граничную величину ?спр Гр> характеризующую границу коллектор—неколлектор, по формуле

где R K— радиус контура питания скважины; Rc — радиус сква­ жины.

Для газоносного коллектора кпр гр вычисляют по формуле

220