Тонкослоистые пласты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

разреза по четкому снижению ρэф на диаграмме, полученной с минерализованным раствором при совпадении показаний ρэф в плотных породах (рис. 57).

Характерные признаки трещинно-кавернозного коллектора – интенсивное поглощение бурового раствора и резкое увеличение скорости проходки при бурении.

Рис. 57. Выделение трещинных карбонатных коллекторов (штриховка) и определение коэффициента трещиноватости Кпт по диаграммам БК (метод двух растворов): ρф – сопротивление фильтрата бурового раствора, ρэф – сопротивление породы по БК

Оценка характера насыщения коллекторов. Оценка ха-

рактера насыщения коллектора сводится к разделению коллекторов на продуктивные, из которых при испытании получают промышленный приток нефти или газа, и водоносные, дающие

155

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

чистую воду, воду с пленкой нефти или признаками газа. Решается задача о целесообразности спуска колонны в еще не обсаженную скважину и опробование промышленных нефтегазоносных объектов.

Оценка характера насыщения коллектора основана на определении удельного сопротивления ρп породы в ее неизменной части и на сравнении полученных значений ρп и вычисленных значений параметра насыщения Рн с критическими величинами ρп* и Рп*, характеризующими для исследуемых коллекторов границу между коллекторами промышленно продуктивными

инепромышленными. В наиболее простом случае водоносные коллекторы имеют низкое удельное сопротивление, а нефтегазоносные – высокое. Надежное определение ρп по диаграммам БКЗ возможно лишь для достаточно мощных и однородных объектов. При наличии плотных высокоомных прослоев в пласте-коллекторе ρп необходимо получать по диаграммам ρэф индукционных (ИК)

иэкранированных (БК) зондов. Благоприятным условием определения ρп является наличие неглубокого проникновения бурового раствора в пласт.

При сопоставлении нормализованных по пористости кривых сопротивлений кривых БК или ИК с кривой НГК или ∆t (АК) продуктивные коллекторы отмечаются существенным увеличением показаний ρэф на кривой по сравнению с базисной кривой пористости при практическом совпадении сравниваемых графиков в водоносных коллекторах и плотных породах (см. рис. 56).

Для большей части продуктивных коллекторов характерно снижение во времени показаний зондов со средним и большим радиусом исследования на диаграммах повторных измерений. По методике каротаж–испытание–каротаж продуктивный коллектор выделяется по значительному увеличению показаний ρэф на диаграмме БК или ИК, зарегистрированной после испытания в данном интервале (рис. 58).

156

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Весьма перспективны временные исследования обсаженных скважин нейтронными и низкочастотными акустическими методами с целью выделения продуктивных коллекторов на основе изучения процесса расформирования зоны проникновения в коллекторах.

Рис. 58. Выделение коллектора в карбонатном разрезе способом каротаж–испытание–каротаж

Если определить характер насыщения отдельных коллекторов в разрезе скважины по кривым ГИС не удается, для установления продуктивности коллекторов используют данные прямых методов газометрии, испытателей пластов на трубах и кабеле.

Определение эффективной мощности продуктивных кол-

лекторов. Величина hэф в однородном пласте-коллекторе определяется как мощность этого пласта, границы которого установлены по диаграммам ГИС на основании вышеизложенных правил.

В неоднородном пласте-коллекторе, содержащем прослои неколлектора, для расчета hэф из общей мощности пласта исключают мощность прослоев неколлекторов. Неколлекторы выделяют по данным микрокаротажа с учетом всего комплекса ГИС.

157

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

8.2.Установление водонефтяного

игазожидкостного контакта

Источником первичной информации о залежах нефти и газа служат геологические и промыслово-геофизические исследования, проводимые в скважинах разными методами. Так, при вычленении эксплуатационных объектов широко используется метод, основанный на использовании информации об абсолютных отметках поверхностей водонефтяных контактов (ВНК). Понятие о ВНК появилось вскоре после открытия первых нефтегазовых залежей. Нефть, газ и вода дифференцируются в коллекторе по плотности, и поэтому наблюдается различие давлений сверху вниз в любой точке коллектора для различных флюидов [24]. М. К. Хьюбберт в своих работах показал, что каждая частица флюида в пласте обладает определенной потенциальной энергией и движение флюидов происходит в направлении уменьшения этой энергии [90]. Такое представление о движении флюидов хорошо согласуется с гидравлической теорией миграции и накопления УВ [83]. Регистрация изменений градиентов давления для каждого из флюидов позволяет прогнозировать положение ВНК, проводить картирование гидродинамических ловушек и интерпретацию потенциометрических поверхностей.

Для установления точного положения ВНК необходимо иметь полные сведения об основных свойствах флюидов и характере их поведения, воздействия и реакции в различных физических условиях. В статических условиях гидравлическая среда характеризуется неподвижным флюидом и постоянным уровнем потенциальной энергии. При динамическом режиме, характеризующимся неуравновешенностью различно направленных сил, происходит движение флюидов под влиянием разности потенциальных энергий. Если в поисково-разведочных скважинах проследить за давлением флюидов в пластах и горизонтах представляет трудность, то можно установить условия нахождения флюидов в пласте и определить, находятся ли пластовые воды в движении. Другим следствием этих представлений является образование негоризонтальных контактов между

158

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

углеводородами и водой. В качестве примера наличия наклонного ВНК М. К. Хьюбберт [90] приводит месторождение Кайро в штате Арканзас (рис. 59), месторождение Тин-Фуйе в алжирской Сахаре, месторождение Уйруби (Канада), а В. С. Мелик-Пашаев [66] – месторождения восточной части Русской платформы (Бавлинское, Ромашкинское, Шкаповское и др.). По данным К. Б. Аширова [1], наклон контактов и более низкие ВНК приурочены к крутым крыльям месторождений, по которым происходит подток нефти (Жигулевская, Большекинельская и др. дислокации Куйбышевского Поволжья). В Пермском Прикамье при изучении залежей нефти месторождений Веслянского вала на фоне общего погружения вала в северном и се- веро-восточном направлениях отмечено погружение ВНК, причем на крыльях наблюдается более четкий ВНК нежели в сводовых частях залежи.

Рис. 59. Типы гидродинамического накопления нефти и газа в пологоскладчатых мощных песчаных коллекторах

(по М. К. Хьюбберту): А – газ всецело контактирует с нефтью;

Б– газ частично контактирует с нефтью (ГНК и ВНК наклонные): 1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода. Направления течения: 4 – нефти,

5 – газа, 6 – воды

159

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Точному установлению положения ВНК препятствует наличие значительной зоны перехода от нефти к воде. Переходная зона отсутствует, если нефть отделена от воды глинистым пропластком или весь пласт-коллектор имеет высокую проницаемость. В противном случае, по данным С. А. Султанова [71], размер переходной зоны может составлять десятки метров и фиксироваться на диаграммах электрокаротажа промежуточными значениями.

Как указывал М. Маскет [65], образование переходной зоны нефть–вода – результат длительного перераспределения нефти и воды в ловушке. Мигрирующая в ловушки нефть вытесняла из пористой среды находящуюся там воду. Однако часть воды (ее принято называть погребенной, связанной или реликтовой) оставалась в порах благодаря капиллярным силам в виде пленки в местах контактов зерен, а также в субкапиллярных порах.

Длительное перераспределение флюидов в залежи приводит к равновесию гидродинамических, капиллярных и гравитационных сил, и поэтому за ВНК принимается поверхность, выше которой нефтенасыщенность растет от нуля до некой максимальной для данного пласта величины. Правильное определение ВНК и учет переходной зоны имеет важное значение при подсчете запасов УВ.

При более детальном изучении переходной зоны выяснилось, что она состоит из трех подзон, характеристики которых представлены в табл. 2.

Согласно этой таблице, ВНК находится в нижней части подзоны двухфазного притока, когда получают нефть с водой. Такой подход (три подзоны в переходной зоне) согласуется с теоретическими моделями, формализованными М. К. Хьюббертом по плотности флюидов.

Если пласт-коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, что наблюдается в водонефтяной зоне «водоплавающей» нефтяной залежи, по данным электрометодов устанавливают положение водонефтяного (ВНК) для нефтеносного или

160

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

газожидкостного (ГЖК) контактов для газоносного коллектора. Контакт нефть–вода в природных коллекторах не является четким, переход от нефтегазоносной к водоносной части пласта происходит постепенно на некотором интервале, который назы-

161

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вается переходной зоной. Переходная зона в зависимости от геологического характера пласта и физико-химических свойств нефти и пластовой воды имеет мощность от одного до десятка метров; чем больше проницаемость пласта и чем меньше разница в плотностях нефти и воды, тем при прочих одинаковых условиях меньше мощность переходной зоны (рис. 60).

За условный ВНК (ГЖК) принимают уровень переходной зоны, на котором ее удельное сопротивление соответствует критической нефтегазоносности.

Для большинства месторождений этот уровень соответствует точке, расположенной выше нижней границы переходной зоны на

1–1,5 м.

Рис. 60. Определение ВНК при наличии зоны предельной нефтенасыщенности (1), переходной зоны (2) и водоносного коллектора (3)

162

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

8.3. Определение пористости и нефтенасыщенности коллекторов по данным ГИС

Определение пористости терригенных пород. В настоящее время коэффициенты пористости Kп определяются, в основном, по следующим геофизическим методам:

–по удельному сопротивлению;

–по сопротивлению зоны проникновения;

–по абсолютным значениям аномалии ПС;

–по относительным значениям аномалии ПС (Апс );

–по показаниям гамма-каротажа ГК.

В некоторых случаях пористость определяют по скорости распространения упругих продольных волн (АК), по показаниям плотностного гамма-каротажа (ГГК), по плотности нейтронов (ННК), по показаниям искусственного электромагнитного поля (ЯМК) и др., т. к. обычно эти методы ГИС проводятся в единичных скважинах изучаемых месторождений [9, 18, 42].

Применение двух первых основных методов ограничено, т. к. зависимость между параметром пористости Рп (относительным сопротивлением) и коэффициентом пористости Kп получают в результате экспериментальных исследований и в терригенных отложениях с высоким содержанием глинистого материала. Величина Рп существенно зависит от минерализации пластовой воды, что приводит к значительным ошибкам при определении Kп.

Из двух методов определения Kп по диаграммам ПС предпочтения заслуживает метод относительных значений аномалий ПС (Апс), поскольку при использовании метода абсолютных значений ПС не удается избежать влияния погрешностей в установке масштаба записи кривых ПС и в замерах удельного сопротивления бурового раствора. В основе метода определения пористости по ГК лежат корреляционные связи между пористостью терригенных пород

иглинистостью Kп = f (Сгл) с одной стороны, и между глинистостью

иестественной радиоактивностью горных пород ∆Iγ = f (Сгл) – с другой [9, 41]. Наиболее широко используется методы определения Kп по относительным показаниям ПС и ГК.

163

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Определение Kп по ПС. В терригенных отложениях Kп определяют по кривой ПС методом двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются глинистые породы, например малиновского надгоризонта, и карбонатные плотные породы (непроницаемые известняки), например турнейского яруса. Для определения пористости используется относительная величина амплитуды ПС Апс (рис. 61). Для учета влияния мощности пласта на величину амплитуды Uпс.пл вводится поправочный коэффициент kh, полученный расчетным путем, для учета влияния нефтенасыщенности пород на величину амплитуды Uпс.пл – поправочный коэффициент kн, определенный по палетке.

Рис. 61. Кривая ПС в терригенных отложениях визейского яруса:

----- – кривая ПС в турнейских известняках;

— — – линия «чистых» глин

164