книги / Геофизические исследования скважин

где рг— вязкость газа в пластовых условиях; z — коэффициент сверх­ сжимаемости газа; Тпл и Тат— абсолютные температуры пласта и на устье скважины; Рщ, и —пластовое и забойное давления; а — эм­ пирическая константа.

Полученное таким образом граничное значение кпргр является условным, соответствующим принятому коэффициенту г)пр т. е. современному техническому уровню разработки месторождений не­ фти и газа и состоянию экономики нефтяной и газовой промышлен­ ности. С развитием совершенных методов разработки и изменением экономических критериев граничные значения Qrp>T)np,rp>krip,rp будут изменяться. Однако для конкретных геологических объектов в раз­ личных районах эти значения могут быть на ближайшие 3— 5 лет и более приняты постоянными. Оценка величины кпртр, выполненная таким образом для продуктивных отложений нефтедобывающих районов, показала, что значение fcnprp существенно ( приблизитель­ но на порядок) различается для нефтеносных и газоносных объек­ тов. Для нефтеносных коллекторов различных районов величина кп изменяется в пределах 2— 10 мкм2.Так, например, для продук­ тивных отложений девона Ромашкинского месторождения кп со­ ставляет 3-—5 мкм2 для мезозойских отложений месторождении За­ падной Сибири 3— 8 мкм2, Южного Мангышлака — 10 мкм2. Для га­ зоносных коллекторов большинства районов /спргрравно 0,1 — 1 мкм2. Граничные значения геофизических параметров устанавливают на основе корреляционной связи между геофизическим параметром и соответствующим параметром, характеризующим коллекторские свойства (к„кпр), с учетом глинистости (Сгл,/сгл,Г|гл).

Корреляционную связь между геофизическими параметрами (Рн, а сп, А1у) коэффициентом проницаемости для изучаемых продуктив­ ных отложений устанавливают, сопоставляя величину /спр, рассчи­ танную по данным гидродинамических исследований скважин (по кривой восстановления давления), с установленным для этого же интервала значением геофизического параметра. Эти интервалы дол­ жны быть достаточно однородными по геофизической характерис­ тике. Получив корреляционную связь между Рн и fcnp, а сп и кпри т. п., в соответствии с уравнением регрессии для заданного критического значения кпр определяют критическую величину Рн кр,асп кри т. д.

Для выделения коллекторов может быть использовано граничное значение пористости пласта кпгр. Для этого по диаграммам геофизи­ ческих методов определения пористости (интервального времени ДТ, интенсивности, вторичного гамма-излучения 1пу, рассеянного гамма излучения Г^и др.) выделяют в исследуемом интервале разреза кол­ лекторы, исходя из граничного значения кп гри соответствующих ему граничных значений АТгр, относительной амплитуды — А1пу гр на кри­ вой НГМ, объемной плотности 5Пгрна диаграмме ГГМ. Величины ДТгр, Д1пу> гр, 8П,р находят соответственно по корреляционным связям меж­

221

ду АТ и кп А1пу и объемным водосодержанием гдн2о (с учетом глинис­ тости), параметрами 5Пи кп для изучаемых пород. На диаграммах методов АТ, /пу, в пределах исследуемого интервала разреза про­ водят линию, параллельную оси глубин, соответствующую гранич­ ному значению АТгр, А1пу или 8Пгр и разделяющую всю совокупность

Рис. 112. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе по критическому (граничному) значению коэффициента пористости кпгр.

1 — продуктивный коллектор (fcn>fcnrp ), 2 — водоносный коллектор, 3 — неколлектор

Заштрихованные участки кривых соответствуют коллекторам

222

пластов в разрезе на коллекторы (для них Д Т>Тгр, Д7пу<Д7пу гр, 5„<5Пгр) и неколлекторы. Если на диаграмму нанесена шкала кп, раз­ деляющую линию проводят непосредственно по значению кп= кп гр на этой шкале (рис. 112).

Выделение коллекторов с использованием граничной величины ка гр получило распространение главным образом для карбонатных разрезов.

Диаграммы геофизических методов 17сп и 7упозволяющих расчле­ нить отложения по глинистости, широко используют для выделения коллекторов в терригенном разрезе.

Терригенный разрез

При бурении скважин на пресном глинистом растворе (Рф>рв)кол­ лекторы выделяются в терригенном разрезе на диаграмме С7сп пони­ женными значениями потенциала (отрицательной аномалией Д(7СПпо отношению к линии глин).

При постоянстве минерализации пластовых вод, а такж е ли­ тологии вмещающих пород в изучаемом разрезе амплитуда анома­ лии Д77сп отражает относительную глинистость r[rjI:

Величина Г)глявляется комплексным параметром, объединяющим параметры, характеризующие пористость kn и глинистость кгл

223

верхнего палеозоя т]гл rp=0,4-i-0,5 (Волго-Урал, Западная Сибирь, Мангьпнлак) при глубине залегания коллекторов не более 3— 4 км; для глубокозалегающих пород (более 4 км) палеозоя и мезозоя величина г)гл ф может достигать 0,5 — 0,6 и более (Днепровско-Донецкая впадина, Се­ верный Кавказ, Прикаспий).

При интерпретации диаграмм Ucn предпочитают использовать не абсолютную величину Es а относительную амплитуду а сп, которая рассчитывается как отношение амплитуды в интерпретируемом пла­ сте Es к максимальной амплитуде Esmax в исследуемом участке раз­ реза, соответствующей наименее глинистым коллекторам. Исполь­ зование а сп вместо Es позволяет исключить влияние на результаты интерпретации диаграмм [7СП сторонних факторов (погрешности в масштабе напряжений диаграммы 17сп, различия в минерализации бурового раствора в скважинах месторождения и др.)

Величина а сп тесно связана с Т)гл для отложений, удовлетворяющих указанным выше условиям. Характер связи зависит от минерализа­ ции пластовых вод и активности глинистого цемента. Для отложений с высокой минерализацией пластовых вод (Св> 100— 150 г/л) и незна­ чительной активностью глинистого материала (цемент каолинитовогидрослюдистый) характерно выполаживание графика зависимости для коллекторов в области небольших значений Т)гл и увеличение его крутизны в области неколлекторов. В качестве примеров могут слу­ жить продуктивные отложения большинства месторождений ВолгоУрала, Мангышлака, Днепровско-Донецкой впадины.

С уменьшением минерализации пластовых вод и ростом активно­ сти глинистого материала зависимость «с,= /0)гл) спрямляется, имея примерно одинаковый наклон во

224

пределах от 0,3 до 0,8, причем при прочих одинаковых условиях ве­ личина а СПгрдля нефтеносных коллекторов будет выше, чем для газо­ носных. Для продуктивных отложений нефтегазоносных провинций а сп гр>0,5 в нефтеносных и а сп ^>0,4 в газоносных коллекторах. Мень­ шие значения характерны главным образом для продуктивных кол­ лекторов со слоистой или смешанной глинистостью, где они могут достигать 0,2 для газоносных и 0,3 для нефтеносных коллекторов.

Таким образом, наличие отрицательной (при Р ф > рв) аномалии СП в пласте не является признаком коллектора, и к пластам-коллекто­ рам относят лишь те, для которых Ctcn> а сп гр. Исключение составля­ ют песчаники и алевролиты с преобладанием карбонатного или си­ ликатного цемента, которые, обычно являясь неколлекторами или плохими коллекторами, отмечаются максимальными для данного разреза значениями Es и а сп. Присутствие таких пластов, которые по диаграмме СП можно ошибочно отнести к коллекторам, характерно для продуктивных разрезов большинства нефтегазоносных районов Волго-Урала, Западной Сибири, Мангышлака и др. Эти пласты ис­ ключают из числа коллекторов по диаграммам микрозондов и мето­ дов пористости, на которых они характеризуются как плотные по­ роды с низкой пористостью.

Критическое значение а сп гр для изучаемых отложений можно най­ ти также одним из следующих способов, не пользуясь величиной Лгл,гр и зависимостью а сп=/(лгл). Для испытанных объектов сопоставляют величину а сп с удельным коэффициентом продуктивности т]пр; для заданного значения лпр,гр в соответствии с полученной зависимостью находят а сп ,р ; если нижний предел Г|пр,гр Для данного геологического объекта не определен, а сп гр находят, продолжая график а сп=/(г|пр) Д° пересечения с осью ординат, т. е. для г|пр= 0 (рис. 115).

Совмещают распределе­ ние а сп для коллекторов с распределением а сп для неколлекторов, при этом абс­ цисса точки пересечения рас­ пределений определяет вели­ чину а спгр.

Диаграммы СП для выде­ ления коллекторов в терригенном разрезе нельзя ис­ пользовать в скважинах, про­ буренных с соленым буровым раствором, с нефильтрую - щимся раствором на нефтя­ ной основе, и в обсаженных скважинах.

Преимущество гамма-ме­ тода заключается в возмож­ ности использования его для выделения коллекторов в тех51

условиях, когда метод потенциалов собственной поляризации непри­ меним. Диаграммы ГМ, как и СП, применяют для качественного выде­ ления коллекторов в интервалах минимальных значений есте­ ственной гамма-активности. Однако с развитием способов ко­ личественной комплексной интерпретации данных промысловой геофизики стало очевидно, что для надежного выделения коллекторов по диаграммам ГМ (как и СП) необходимо для каждого конкретного разреза знать граничное значение относительной амплитуды А1Г

Величину Д1 находят: а) на основе корреляционной связи меж­ ду А1у и кгл, используя критическое значение кглгр; б) путем сопос­ тавления А1ус удельным коэффициентом продуктивности Г)прдля ис­ пытанных объектов; в) путем сравнения распределения А1удля кол­ лекторов и неколлекторов. Приемы нахождения А1у гр в последних двух способах аналогичны рассмотренным для метода потенциалов собственной поляризации, поэтому ограничимся пояснениями к при­ менению первого способа. В этом случае основой для установления Д1у гр является связь между А1у и объемной кгл или массовой Сгл глинистостью. Критические значения &гл гр или Сгл гр устанавлива­ ют обычно на основании сопоставления значений кт или Сгл со зна­ чениями кпр, определенными на образцах, и использования величи­ ны кгл или Сгл, соответсвующей принятому для изучаемых коллек­ торов значению кпр.

Применение диаграмм 1удля выделения коллекторов имеет следу­ ющие ограничения. По диаграмме 1у, как и по диаграмме 17сп, можно ошибочно выделить в качестве коллекторов плотные песчаники и алев­ ролиты с карбонатным цементом; избежать этой ошибки можно, учи­ тывая диаграммы микрозондов, кривые 1пу и АТ (как и при анализе диаграммы Ucn). В разрезах с полимиктовыми песчаниками и алевро­ литами диаграмма 1у в ряде случаев не обеспечивает однозначного выделения коллекторов (Западная Сибирь, Мангышлак), поскольку коллекторы с повышенным содержанием частиц полевого шпата ха­ рактеризуются повышенной радиоактивностью и нередко могут быть ошибочно отнесены к сильноглинистым породам-не-коллекторам.

Наиболее надежное выделение межзерновых коллекторов в терригенном разрезе обеспечивается при комплексной интерпретации геофизических диаграмм с использованием рассмотренных выше критериев. Межзерновой коллектор в терригенном разрезе выделя­ ется по диаграммам метода ядерно-магнитного резонанса (ЯММ) в модификации измерение сигнала свободной прецессии (ССП).

Для выделения коллекторов могут быть также использованы диа­ граммы продолжительности проходки и «фильтрационного метода» (фиксирование количества жидкости, поглощаемого в процессе бу­ рения породами), регистрируемые специальными автоматическими станциями контроля параметров бурения (АСПБ).

Рассмотренные приемы выделения межзернового коллектора эф ­ фективны при изучении терригенных разрезов со слабой и сред­ ней уплотненностью и со слабой и средней степенью метаморфизма пород на глубинах до 4— 5 км при бурении на пресном глинистом ра­

пь

створе. В практике все чаще приходится изучать терригенные отло­ жения, залегающие на глубине свыше 4— 5 км, уплотненные, часто не содержащие межзерновых коллекторов. Часть скважин бурится с использованием в качестве промывочной жидкости технической воды, нередко минерализованной. В этих условиях задача выделе­ ния коллекторов, в частности межзерновых, существенно усложня­ ется. Основные способы выделения коллекторов для этих условий по существу аналогичны тем, которые разработаны для выделения и изучения карбонатных коллекторов сложных типов (они рас­ сматриваются ниже).

В скважинах, бурящихся с раствором на нефтяной основе, для выделения межзерновых терригенных коллекторов можно исполь­ зовать лишь некоторые из перечисленных методов: 1) выделение кол­ лекторов по диаграмме 1ус использованием граничного значения кгл гр глинистости; 2) выделение коллекторов по графикам кп, составлен­ ным на основе интерпретации диаграмм Iny, Irt, АТ с использованием граничного значения кпгрпористости. Диаграммы микрозондов и ка­ верномера в таких скважинах не дают информации о коллекторе, а диаграмму Ucn в этих условиях получить не удается.

Карбонатный разрез

Межзерновые карбонатные коллекторы

Особенность межзерновых карбонатных коллекторов по срав­ нению с терригенными заключается в более низком граничном зна­ чении пористости кпгр (обычно 6— 8 % вместо 10 — 18 % для терри­ генных и более низкие значения кпв целом для коллекторов). Другая особенность межзерновых карбонатных коллекторов — их значи­ тельно меньшая в целом степень глинизации по сравнению с терри­ генными, что позволяет с большей надежностью использовать диаг­ раммы ядерных и акустических методов для выделения коллекто­ ров и определения их пористости.

Нижний предел коэффициента пористости кп, характеризующий границу коллектор — неколлектор для карбонатных межзерновых пород, изменяется в широких пределах (3— 15 %), что отражает боль­ шое разнообразие в структуре порового пространства для различ­ ных видов карбонатных пород. Сопоставление коэффициента пори­ стости кп с коэффициентом остаточного водонасыщения кводля раз­ личных карбонатных пород с межзерновой пористостью показыва­ ет, что параметры эти довольно тесно связаны, линии регрессии kB0= f(kn) имеют примерно одинаковую форму, но существенно раз­ личаются по положению в системе координат кво— ки(рис. 116). По­ ложение графика fcBO=/(fcn) на координатной плоскости зависит глав­ ным образом от преобладающего размера пор карбонатных пород. Наиболее низкими значениями fcBOв одном и том же диапазоне пори­ стости характеризуются наиболее крупнопористые рифовые отло­ жения Башкирии и доломиты межсолевых продуктивных отложе­ ний Белоруссии. Выше всех кривых расположен график kBO= f(kn) для

227

наиболее мелкозернистых и тон­ копористых мелоподобных изве­ стняков, способных даж е при значительной (до 20— 25 %) по­ ристости удерживать большое количество связанной воды. Про­ межуточное положение кривых K 0= f(K ) характерно для боль­ шинства межзерновых карбо­ натны х коллекторов, пре­ имущественно известняков. Кри­ вые fcBO=/(fcn)позволяют оценить наиболее вероятны й нижний предел пористости /спгр если предположить, что коллектор имеет fcBO<50%. Для рассмотрен­ ных видов пород найденная та­ ким образом величина кпгризме­ няется от 2— 4 % для рифовых отложений и крупнопористых доломитов до 15% для мелопо­ добных известняков; для боль­ шинства карбонатных межзер­

новых коллекторов (продуктивные отложения палеозоя Волго— Уральской нефтегазоносной области, мезозоя Средней Азии) харак­ терны значения /спгр= 6 — 8 % (см. рис. 116).

Методика выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разрезе в основном аналогична той, которую применяют в терригенном разрезе: используют комплекс признаков первой группы — ха­ рактерные показания микрозондов, каверномера при бурении на гли­ нистом растворе и диаграммы Iny) АТ, 1^ с учетом граничного значения /сп гр. Однако в связи с отмеченными особенностями карбонатного раз­ реза для выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разре­ зе применяют дополнительно разработанные специальные методичес­ кие приемы. Наибольшее распространение получил способ нормализа­ ции, идея которого заключается в сопоставлении кривой удельного сопротивления рп реальных пород в изучаемом разрезе с вычислен­ ной кривой рвп, полученной с учетом диаграмм Iny, АТ или Iw.

Совпадение значений рп и рвп означает отсутствие коллектора, расхождение кривых рп и рвп соответствует интервалам межзерно­ вых коллекторов. Практически способ реализуется следующим об­ разом. В качестве диаграммы рп используют кривую рэ экраниро­ ванного зонда, зарегистрированную или перестроенную в логариф­ мическом масш табе сопротивлений. Роль диаграммы метода пористости обычно играет кривая кпНгм. Модуль логарифмическо­ го масштаба кривой рэ выбирают так, чтобы кривые рэ и кп нгм име­ ли одинаковый масштаб пористости,т. е. были бы нормализованы по шкале пористости. Это позволяет наложить кривую рэна кривую

228

в доломиты), совмещать кривые рэ и 1пу необходимо в пределах не­ больших участков разреза с одинаковой литологией, иначе в ряде плотных участков при изменении литологии возникает системати­ ческое расхождение кривых, не означающее появление коллекторов.

Комплексное применение способов нормализации и критического значения пористости для выделения межзерновых коллекторов в кар­ бонатном разрезе весьма эффективно и широко применяется в прак­ тике. При бурении на глинистом растворе коллекторы выделяют ука­ занным комплексом, учитывая прямые признаки коллектора по дан­ ным микрозондов и каверномера. При бурении на воде выделение коллекторов обеспечивается только данным комплексом, поскольку диаграммы микрозондов и каверномера малоинформативны.

Диаграммы L и Ucn используют в карбонатном разрезе как вспо­ могательные. Обычно по диаграммам 1уи Ucn исключают из рассмот­ рения участки с повышенной глинистостью кт , точнее, с повышен­ ным содержанием нерастворимого остатка fcH0, рассматривая в каче­ стве потенциальных коллекторов только неглинистые отложения.

Карбонатные коллекторы со вторичной пористостью и коллекторы смешанного типа (сложные)

Наиболее высокопродуктивные залежи нефти и газа в карбо­ натных породах связаны главным образом с коллекторами, имеющи­ ми вторичную эффективную пористость, или с коллекторами сме­ шанного типа. Методика выделения карбонатных коллекторов сме­ шанного типа зависит от того, какой тип пористости преобладает в данном коллекторе. Если преобладает межзерновая эффективная пористость, коллектор выделяется тем же комплексом признаков на диаграммах геофизических методов, что и обычный межзерновой коллектор. Трещинные и кавернозно-трещинные коллекторы с плот­ ной непроницаемой матрицей (межзерновая эффективная порис­ тость отсутствует или распределена в объеме коллектора в виде от­ дельных изолированных очагов) выделяются по следующим призна­ кам. При вскрытии на пресном глинистом растворе аномалия Ucn отрицательная; величина ее может быть резко завышена за счет при­ сутствия значительной фильтрационной компоненты; на кавернограмме диаметр скважины номинальный или увеличенный; возмож­ но увеличение диаметра во времени.

При вскрытии на соленой воде коллекторы смешанного типа, со­ держащие трещины, часть которых сечет ствол скважины, отмеча­ ются участками резкого снижения показаний рэ нормализованной диаграммы экранированного зонда при совмещении ее с кривой 1пу. Характерные признаки трещинно-кавернозного коллектора — ин­ тенсивное поглощение бурового раствора и резкое снижение продол­ жительности проходки при бурении.

Карстовые коллекторы, развивающиеся в результате интен­ сивных процессов выщелачивания трещинно-кавернозных пород, приурочены, как правило, к наименее глинистым по данным диаг­ рамм Ucn и 1уучасткам карбонатного разреза. В процессе бурения от­

230