Материал: Геология пласта

Изменение в пласте показаний во времени на диаграммах (БКЗ, или ИК) повторных замеров, выполненных в необсаженной скважине при постоянстве во времени показаний этого зонда во вмещающих в пласт породах, является признаком коллектора, свидетельствующим о формировании во времени зоны проникновения. При анализе материалов учитывают изменения удельного сопротивления и других параметров ПЖ, которые произошли за период цикла повторных замеров. Повторную регистрацию диаграмм сопротивлений зондов электрометрии дополняют повторными замерами ПС.

Повторные замеры нейтронными методами со стационарным и импульсным источником нейтронов, выполненные через различное время после спуска колонны, позволяют зафиксировать изменение показаний в коллекторах в разрезе обсаженной скважины. Замеры радиометрическими и акустическими методами в не обсаженном стволе скважин малоэффективны для выделения коллекторов.

Выделение коллекторов по количественным критериям.

При отсутствии прямых качественных признаков коллекторов выделение их реализуется на статистическом уровне с использованием количественных критериев коллектора. Выделение коллекторов с использованием количественных критериев основано на следующих предпосылках:

1) в исследуемом разрезе породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов значениями фильтрационно-емкостных свойств, а, следовательно, и значениями геофизических характеристик, отражающих эти свойства;

2) граница между коллекторами и не коллекторами на статистическом уровне характеризуется граничными значениями фильтрационно-емкостных (проницаемость Кпргр, пористость Кпгр, объемная глинистость Кглгр, относительная глинистость ηгл* и др.) или геофизических (относительная амплитуда αспгр, интервальное время ΔТгр, объемная плотность δпгр, двойной разностный параметр ГМ, НГМ, ННМ соответственно ΔJγгр, ΔJnγгр, ΔJnnгр, и др.) характеристик.

3.2.2 Выделение коллекторов в пластах ПК1-3

В рассматриваемых нами скважинах имеются замеры методами микрозондирования и кавернометрия; кроме того выполнены замеры БКЗ, а в отдельных скважинах - ВИКИЗ. Качество замеров достаточно высоко. Все это обеспечило возможность выделения коллекторов в рассматриваемых нами скважинах по прямым качественным признаков. Тем немение, нами были рассмотрены возможности привлечение косвенных количественных критериев.

Для определения граничных значений пористости Кп гр и проницаемости Кпр гр в дипломном проекте привлекались керновые данные по пласту ПК1-3.

Для нефтеностной части залежи была рассчитана динамическая пористость Кп дин = Кп (1-Кво - Кно), где Кво и Кно - соответственно коэффициенты остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности. Под величиной Кно подразумевается количество нефти, не извлекаемой из коллектора при заводнении. Петрофизические данные по значениям Кно в коллекторах ПК1-3 отсутствует. В связи с этим, обоснование граничной пористости для газонасыщенной части было выполнено с помощью зависимости Кп=f (Кп эф).

При оценке граничных признаков коллекторов использовался и петрофизический способ с помощью связей типа «керн-керн»: Кп=f(Кп эф), Кпр=f(Кп эф), Кво=f(Кпр).

По керновым данным, приведенным в отчете по подсчету запасов нами выполнено расчет коэффициента эффективной пористости и выполнено сопоставление коэффициентов пористости и эффективной пористости (рис.3.1).

Рис.3.1 Зависимость Кп = f(Кп эф) для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

месторождение нефтегазоносный порода коллектор

На нем выделены точки аномальные к основному массиву данных. Особенностью приведенного сопоставления является отсутствие данных в области низкой пористости поэтому экстраполяции линий регрессии зависимости, построены по основному поле точек, приводит к завышение граничных точек, формально полученное значения ее равно Кпгр=23%. Очевидно что она требует подтверждение другим данными. С этой целью нами было выполнено сопоставление коэффициентов пористости, определенных по данным ГИС, в массивах коллекторов и неколлекторов (рис.3.2). Выделение коллекторов было выполнено по прямым признакам. Из рисунка 3.2 следует, что наиболее вероятное значение Кп гр =21,5%, т.е. несколько ниже, чем по данным исследований керна.

Рис.3.2 Обоснование граничной пористости Кпгис в массивах коллекторов и неколлекторов для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхского месторождений по данным ГИС.

Граничное значение коэффициента пористости для нефтеносных коллекторов может быть, в первом приближении, на 2-3% больше чем для газоносных.

Использование имеющихся керновых данных для обоснования Кпр гр (рис.3.3.) приводит к явному завышению граничной проницаемости

Рис.3.3 Зависимость Кпр = f(Кп эф.) для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

Очевидно, что достоверность определения граничного значения коэффициента проницаемости не высокая, что не позволяет воспользоваться нам этой зависимостью. Поэтому мы были вынуждены рассмотреть сопоставление коэффициентов проницаемости и пористости (рис.3.4).

Рис 3.4 Зависимость Кпр=f(Кп) для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

На этом сопоставлении выделяется группа точек, характеризуемых повышенной проницаемостью, выделенные желтым квадратиком. Предположительно это в той или иной степени карбонатизированные коллектора, либо образцы с трещинноватостью. Из приведенного сопоставления следует, что при Кп гр = 21% Кпр гр=1 мД.

Обоснования количественных критериев коллекторов заключается в разделении разреза скважины на проницаемые и непроницаемые пласты по прямым качественным признакам или результатам опробований (испытаний) с последующим построением по ним куммулят какого- либо параметра (пористости, aпс и др.). Построенные таким способом дифференциальные и интегральные распределения относительного параметра ПС для двух подвыборок коллекторов и не коллекторов приведено на рисунке 3.5. На пересечении куммулят определяется aпс гр = 0.29.

Рис.3.5 Дифференциальные распределения относительного параметра ПС коллекторов и неколлекторов для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождения.

Рис. 3.6 Кумулятивное (интегральное) распределение в коллекторах и не коллекторах αпс для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождения.

Таблица 3.1

Граничные величины петрофизических параметров

Учитывая корреляционный характер связи между параметрами можно принять, что пласт принадлежит к коллекторам, если его открытая пористость превышает 21-22%, проницаемость более 1 мД (таблица 3.1).

Коллекторы выделялись по прямым качественным признакам в скважинах №16,28,52,70,73. В скважине №29 выделение коллекторов было выполнено по граничному значению αпс. На рисунке 3.7 приведено сравнение выделения коллекторов по прямым качественным признакам и косвенным количественным критериям. Видно, что суммарная эффективная мощность по прямым признакам (Нэф=93,7 м) превышает толщину коллекторов, выделенную по αпс гр (Нэф)

Рис.3.7 Сопоставление результатов выделение коллекторов по прямым качественным признакам и по количественным критериям (αпсгр). Скважина 16. Эффективные толщины (справа колонка выделения по прямым качественным признакам (Нэф=93,7м), слева по αпсгр(Нэф=80,4м)

3.2.3 Определение коэффициента пористости коллекторов

Краткие методические основы

Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости Кп, который численно равен отношению объема пор к общему объему породы и выражается в долях единицы или процентах:

Кп=Vпор/Vп (3.1)

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ различают эффективную Кпэф и динамическую Кпдин пористость. Наличие эффективной пористости отличает породы-коллекторы от неколлекторов. Доля объема породы, представленная эффективными открытыми порами, характеризуется коэффициентом эффективной пористости:

Кпэф=КпоЧ(1-Кво) (3.2)

где Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности.

В нефтенасыщенном коллекторе часть эффективной пористости представляет динамическую пористость:

Кпдин=КпЧ(1-Кво-Кно) (3.3)

где Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Определение коэффициента пористости коллекторов нефти, газа и погребенных вод геофизическими методами основывается на различии физических свойств среды, заполняющей поровое пространство, и твердой фазы коллектора.

Физические свойства твердой фазы зависят от минерального состава и дисперсности. Резко отличаются и физические свойства среды (вода, нефть, газ), заполняющей поровое пространство. В связи с этим для определения пористости коллекторов необходимо знать ряд сторонних факторов.

Определение коэффициента пористости Кп по методу потенциалов собственной поляризации.

Определение Кп по диаграммам метода ПС возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между Кп и содержанием в породе глинистого материала. Благоприятны для определения Кп по диаграмме ПС следующие условия:

) значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными пористостью и глинистостью;

) наличие в разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных опорных пластов - чистого и слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и слабопесчаной глины; постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых отложений.

Основа определения Кп по диаграммам ПС - корреляционная связь относительной амплитуды ПС - αпс и Кп. Корреляционную связь αпс- Кп получают сопоставляя значения αпс и Кп по пластам, в которых Кп определено другим методом ГИС или по данным представительного керна. Затем зависимость αпс- Кп в виде графика или уравнения регрессии используют для определения Кп по значению αпс в пластах, где параметр Кп неизвестен. Определение Кп по αпс возможно как в продуктивных, так и водоносных коллекторах. Если в области Кп > Кп гр и αпс >αпс гр, т.е. для пород- коллекторов αпс изменяется в широких пределах (от 0,3 до 1), определение Кп по величине αпс имеет смысл.

Определение коэффициента пористости Кп по акустическому методу.

Основу метода определения коэффициента пород по данным акустического метода составляет наличие тесной зависимости между величинами uр (или интервального времени DTп ) и Кп. Скорость распространения упругих продольных волн uр в горных породах зависит от их минерального состава и структуры.

В ряде случаев необходимо определить интервальное время пробега упругой волны в минеральном скелете породы DTск для конкретного интервала геологического разреза. Это достигается сопоставлением интервального времени, отсчитанного по диаграмме акустического каротажа DT, со значениями пористости Кп, определенными по керну или одним из геофизических методов. Полученные данные используются для нахождения по DT параметра Кп.

Если пористость по разрезу изменяется слабо, значение Dtск определяют для каждого относительно однородного пласта:

DTск = (DT - КпЧDTж)/(1-Кп) ,                                                    (3.4)

где DTж - время пробега упругой волны в жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

Результаты опытных работ, проведенные по данным скважинных исследований, подтверждают существование сложной зависимости скорости распространения упругих волн от глинистости. Поэтому для коллекторов с любой глинистостью используют обобщенное уравнение среднего времени:

DT = (1- Кп - Кгл)Ч DTск+КглЧDTгл+КпЧDTж                                    (3.5)

где DTгл - интервальное время глин, зависящее от характера распределения глинистого материала в породе (в агрегатном состоянии).

Для расчета Кп с учетом влияния глинистости на показания методов существует уравнение распространенное по Западной Сибири, которое описывает связь между Кп, ∆T и αпс (Фоменко В.Г, Шальновой С.Г) :

∆Т = 0.175ЧсЧ Кп 2Ч(αпс - 0.05)-0.5+180 ,                                  (3.6)

                                               (3.7)

где 0.175с - комплексный параметр, который, в целом, учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как ∆Tск.

Для расчетов пористости по АК в НПЦ «Тюменьгеофизика» предлагается уравнение следующего вида:

Кп = [(ΔТ - 180)Ч(аЧαсп + в)]0,5 (3.8)

Для обоснования коэффициентов уравнения требуется настройка по кривым нормального уплотнения «чистых» песчаников и глин. С достаточной точностью эти коэффициенты могут быть рассчитаны следующим образом:

а = Кп.ч2 / (ΔТпч - 180) - Кп.гл2 /(ΔТпч - 180), (3.9)

в = Кп.гл.2 / (ΔТгл - 180), (3.10)

где ΔТпч и ΔТгл - значения интервального времени по АК на уровне показаний метода, соответственно, против пластов чистых песчаников и глин; Кп.ч и Кп.гл - пористости «чистых» песчаников и глин.

Определение коэффициента пористости Кп по нейтронному каротажу.

Осуществляется с помощью традиционного уравнения: Кп=ωƩ-ωтф, где ωƩ и ωтф - соответственно водородосодержание суммарное и водородосодержание твердой фазы пород. На основании этих же значений определяют по каждой скважине уровень водородосодержания, соответствующий линии «чистых» песчаников и глин (ωпч и ωгл). Величину водородосодержания твердой фазы ωтф определяют с помощью данных ПС или ГК с использованием линейных зависимостей вида:

ωтф = а - вЧαпс, или ωтф= а - вЧαгк (3.11)

с учетом, которого уравнение Кп= w - wтф можно записать как

Кп = w - а + вЧαпс (3.12)

Коэффициенты «а» и «в» в этих уравнениях рассчитывают для каждой скважины отдельно следующим образом:

а = ωгл - Кп.гл , (3.13)

в = ωгл - ωпч + Кп.ч. - Кп.гл. (3.14)

Важным обстоятельством, которое необходимо учитывать при определении пористости методом НКТ, является следующее. В скважинах, вскрывших эксплуатируемый объект, возможно увеличение газонасыщенности прискважинной зоны за счет разгазирования нефти при падении пластового давления. Такие интервалы пласта отмечаются повышенными показаниями на кривых НКТ и определение пористости в них рассматриваемым методом не представляется возможным.

Определение коэффициента пористости Кп по гамма-гамма плотностному каротажу (ГГК-П).

Метод ГГК-П обеспечивает определение пористости пород в интервалах с номинальным диаметром скважины, т.е. в коллекторах, в плотных породах и в неразрушенных аргиллитах. Вертикальное разрешение метода обеспечивает возможности изучения пористости пластов толщиной от 0,6 до 0,8 м. Описанная методика имеет ограничения при изучении газонасыщенных коллекторов, сильно глинистых пород и пород, содержащих в твердой фазе минералы с аномальной плотностью.