Лекция 29

Применение данных каротажа для выделения коллекторов, оценки коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности. Выделение глинистых коллекторов. Эффективная мощность неоднородного коллектора. Параметры пласта определяемые методами ГИС.

Величина коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг характеризует отношение объёма пор, занятых нефтью или газом, ко всему объёму пор породы. В зависимости от избирательной смачиваемости поверхности пор водой или нефтью различают породы гидрофильные и гидрофобные. В природных условиях подавляющая часть горных пород гидрофильна, т.е. твёрдые частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Полностью гидрофобные коллекторы, в которых плёнка нефти обволакивает твёрдые частицы породы, встречаются очень редко. В пластовых условиях более вероятной может быть частичная гидрофобизация коллектора (например, в чистых или слабоглинистых коллекторах с высоким коэффициентом нефтегазонасыщенности или в коллекторах с вязкой нефтью, содержащей повехностно-активные вещества).

Для полностью гидрофобного коллектора величина коэффициента нефтегазонасыщенности равна единице. Во всех остальных случаях в коллекторе всегда содержится некоторое количество воды, определяемое

Выделение коллекторов: 1- коллектор, 2-и 3-неколлектор

коэффициентом остаточной водонасыщенности (или просто коэффициентом водонасыщенности) К_в. Коэффициент водонасыщенности характеризует содержание в породе неподвижной воды К_в.св, связанной с поверхностью пор силами молекулярного сцепления, и подвижной воды К_в.под. таким образом,

К_в = К_в.св + К_в.под (13.1)

Для гидрофильных и частично гидрофобных пород справедливо равенство:

К_нг + К_в = 1. (13.2)

При нахождении коллекторов в зоне с предельной нефтегазонасыщенностью, где отсутствует подвижная остаточная вода, К_в = К_в.св. Величину К_в.св называют также коэффициентом неснижаемой минимальной водонасыщенности.

Данные электрометрии позволяют оценивать коэффициент нефтенасыщенности К_н в нефтеносном коллекторе, коэффициент газонасыщенности К_г в газоносном и коэффициент нефтегазонасыщенности К_нг в породе, содержащей и нефть, и газ.

По нейтронным методам в обсаженных скважинах можно определять К_г в газо- и нефтегазонасыщенных коллекторах. В нефтегазонасыщенных коллекторах определив К_нг по данным электрометрии, а К_г по данным нейтронных методов, можно установить величину К_н. Разработаны способы оценки К_н по данным ИННК в комплексе с одним из методов пористости, основанные на различии нейтронных параметров в нефти, газе и воде, которое увеличивается с ростом минерализации пластовых вод.

Интенсивное развитие получили диэлектрические методы (волновой диэлектрический ВДК, диэлектрический индуктивный ДИК), физической основой которых является различие горных пород и насыщающих флюидов по величине диэлектрической проницаемости. Диэлектрическая проницаемость горных пород определяется в основном их влагонасыщенностью. В связи с этим данные диэлектрических методов позволяют устанавливать коэффициент водонасыщенности и характер насыщенности коллекторов.

Выделение межзерновых коллекторов (на кривых отмечены штриховкой) в карбонатном разрезе путём совмещения нормализованных по пористости кривых БК и НГК

В ходе интерпретации данных геофизических исследований необходимо решить ряд важнейших задач по определению параметров коллекторов, необходимых для подсчета запасов нефти и газа конкретного месторождения и оценки его промышленной перспективности. Как уже отмечалось выше, наилучших показаний удается достигать в случае комплексных исследований и интерпретации полученных результатов. Однако каждый из методов ГИС в большей или меньшей степени способен определить необходимый параметр. Важнейшими являются следующие:

- коэффициент глинистости;

- коэффициент пористости;

- коэффициент нефтегазонасыщения;

- положение ВНК, НГК, ГВК;

- эффективная мощность.

Коэффициент глинистости в настоящее время определяют двумя методами – методом собственных потенциалов и методом естественной радиоактивности (гамма-метод).

Основой для определения коэффициента открытой пористости по данным метода сопротивлений является связь между удельным сопротивлением полностью водонасыщеной породы , параметром пористости (относительным сопротивлением) и удельным сопротивлением воды , насыщающей породу.

Все способы определения коллекторов по удельному сопротивлению содержат в себе следующие общие для них операции.

Удельное сопротивление определяют в зоне пласта, насыщенного полностью или преимущественно водой с известной минерализацией. Для изучаемого коллектора используют зависимость , полученную с учетом пластовых условий. Реализацию любого из способов определения по данным метода сопротивлений завершают расчетом параметра изучаемого коллектора и определением , соответствующего данному , с помощью известной зависимости . Порядок нахождения с помощью индукционного каротажа следующий:

1) определяют удельное сопротивление коллектора , полностью насыщенного пластовой водой, в одной из законтурных скважин по диаграммам электрических зондов с большим радиусом исследования – индукционным (или БЭЗ размером м). Выполнение этого условия необходимо для выполнения гарантированного значения неизмененной части коллектора за пределами зоны проникновения фильтрата бурового раствора.

2) рассчитывают удельное сопротивление пластовой воды изучаемого продуктивного горизонта. Для месторождений, находящихся в завершающей стадии разведки или переданных в разработку значение обычно известно. Для месторождений, находящихся в начальной стадии разведки величину определяют: а) по зависимости при известной температуре пласта в исследуемой скважине в соответствии с известным значением , полученным по данным химического анализа пробы пластовой воды; б) по данным непосредственного измерения в лаборатории на пробе пластовой воды, полученной опробователем на кабеле (ОПК); в) по амплитуде аномалии собственных потенциалов, зарегистрированной в изучаемом пласте на диаграмме СП.

3) вычисляют параметр .

4) по зависимости , полученной для исследуемого класса коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образцах породы с учетом пластовых условий, определяют значение , соответствующее вычисленному параметру .

Определение коэффициента нефтегазонасыщения основывается на следующем: по удельному сопротивлению коллектора получают коэффициент водонасыщения пор, не устанавливая фазового состояния углеводородов, присутствующего в порах. Следовательно, в нефтенасыщенном коллекторе определяют коэффициент нефтенасыщения , в газонасыщенном – коэффициент газонасыщения , в нефтегазонасыщенном - коэффициент нефтегазонасыщения .

Коэффициент водонасыщения находят так:

1) определяют исследуемого пласта по данным индукционного каротажа;

2) устанавливают пласта одним из рассмотренных выше способов; затем находят по корреляционной связи соответствующее значение и с учетом вычисляют по формуле

. (13.3)

Если скважина пересекла пласт в водонефтяной зоне и интервал пластового пересечения содержит полностью водонасыщенную часть, величину определяют непосредственно по диаграммам индукционного метода в этой части коллектора;

3) рассчитывают по формуле

, (13.4)

где П – коэффициент поверхностной проводимости.

4) по зависимости для данного класса коллектора, которую получают экспериментально в лаборатории на образцах данного коллектора, находят величину , соответствующую значению ;

5) вычисляют параметры , или (в зависимости от фазового состояния углеводородов) как .

Существует два способа получения зависимостей , которые различаются способами моделирования в исследуемом образце коллектора. В первом способе на каждом образце изменяют в пределах от до ; далее получают для крайних (1 и ) и двух-трех промежуточных значений соответствующие им величины и составляют для каждого образца экспериментальный график . Затем, получив множество зависимостей для индивидуальных образцов коллектора, группируют их по классам коллекторов и для каждого класса составляют усредненный график с характерным для этого класса значением n (рис.18.5).

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

Зависимости второго типа составляют на основе семейства графиков для различных классов коллекторов. Эти зависимости являются геометрическим местом точек, ограничивающих семейство графиков слева и имеющих координаты и , характерные для данного класса коллекторов. Такие зависимости моделируют условия в зоне предельного насыщения нефтяной и газовой залежи и могут быть применены для определения в коллекторах, расположенных в этой части залежи.

Когда коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, что наблюдается в «водоплавающих» нефтяных залежах по данным метода сопротивлений определяют положение водонефтяного (ВНК) и газоводяного

(ГВК) контактов. Контакт нефть-вода в природных коллекторах не является четким, поскольку переход между нефтью и газом в коллекторе постепенный. Это объясняется влиянием капиллярных сил на распределение воды в порах в нижней части нефтенасыщенного коллектора. Таким образом, при пересечении коллектора скважиной в водонефтяной части залежи характерно наличие трех зон: зоны максимального нефтенасыщения (максимальные значения и минимальные значения и ), переходной (значения , и меняются по разрезу от величин, характерных для нефтеносной части, до их значений, характерных для водоносного коллектора) и зоны полного влагонасыщения, для которой , и . Границами переходной зоны являются подошва зоны максимального нефтенасыщения коллектора и кровля водоносной части коллектора – зеркало воды.

Зависимость параметра насыщения (или ) от коэффициента водонасыщенности (или нефтенасыщенности ) пород.

а – для песчано-глинистых и карбонатных пород (по В.Н. Дахнову): 1 – песчано-глинистых гидрофильных; 2 – слабогидрофобных; 3 – гидрофобных; 4 – карбонатных; б – для песчаных коллекторов с различной глинистостью (по Б.Ю. Вендельштейну); области: I – нефть(газ); II – нефть (газ) + вода; III – вода.

Границу, выше которой получают промышленный приток нефти с водой, принимают за водонефтяной контакт (ВНК). Положение ВНК по диаграммам индукционного метода определяют так: устанавливают границы переходной зоны, определяют значения в зоне максимального нефтенасыщения и в водоносном коллекторе. Исходя из полученных значений , и с учетом линейного закона изменения удельного сопротивления переходной зоны составляют график . На основе результатов опробования или кривых фазовой проницаемости устанавливают критические значения и для данного типа коллектора, которые соответствуют нижней границе интервала, дающего при испытании чистую нефть или нефть с водой. ВНК проводят на глубине, кото- рой соответствует величина на графике .

Газоводяной контакт (ГВК) по данным индукционного метода определяют так же, как и водонефтяной.

Газонефтяной контакт (ГНК) устанавливают по данным комплекса индукционного и нейтронного методов. Индукционный метод не позволяет разделить газо- и нефтенасыщенные коллекторы, но дает возможность определить насыщение всей мощности рассматриваемого объекта углеводородами. Положение ГНК устанавливают в результате специальных исследований одним из стационарных нейтронных методов (НГМ или ННМ-Т), выполняемых по специальной программе: первый замер до спуска колонны, второй – непосредственно после укрепления скважины колонной; последующие замеры выполняют через интервалы времени, обеспечивающие появление и рост повышенных показаний в газоносной части коллектора по сравнению с нефтеносной. Исследования заканчивают при стабилизации повышенных показаний в газоносной части коллектора, отмечаемой повышенными показаниями НГМЭ.

Определение ГНК и ВНК в терригенном коллекторе при комплексировании методов сопротивлений и нейтронного гамма- метода (по В.Н. Дахнову). Песчаник: 1 – газоносный; 2 – нефтеносный; 3 – водоносный; 4 – глина; 5 – неколлектор. Заштрихованные участки кривых соответствуют коллекторам.

Эффективную мощность находят следующим образом: вначале определяют положение границ пласта, затем расстояние между границами принимают за его мощность. Границы пластов при мощности более 4 м на кривых фокусированных зондов определяются по середине аномалии, где ее ширина равна фактической мощности пласта. В пластах меньшей мощности определенная таким образом мощность оказывается меньше фактической – фиктивная мощность пласта. Достоверное выделение пластов малой мощности возможно лишь в случае, когда изучаемые пласты представлены породами более низкого сопротивления по сравнению с вмещающими породами, а их мощность превышает 1-1,5 м.

При определении мощности наклонного пласта необходимо учитывать его угол падения. В том случае, когда угол падения пласта не превышает , форма аномалий на кривых ИК не отличается от таковых в горизонтальном пласте. Однако, используя при определении мощности наклонного пласта правила, предназначенные для горизонтального пласта, мы получаем представления о его видимой мощности. По полученному значению видимой мощности можно найти истинную мощность по формуле

, (18.1)

где – истинная мощность пласта,

- его видимая мощность,

α – угол падения пласта.

Если угол падения пласта превышает , то определение его истинной мощности усложняется. В. Н. Дахновым была разработана методика определения мощности крутопадающих пластов, которая вычисляется по формуле

, (18.2)

где – истинная мощность пласта,

- его видимая мощность,

α – угол падения пласта,

- диаметр скважины,

k – поправочный коэффициент, учитывающий поправку, вносимую в мощность пласта за счет искажения кривой.

Методика В. Н. Дахнова используется для приближенных оценок.

:

Кривая зависимости поправочного коэффициента k в уравнении от угла падения пласта α (по В.Н. Дахнову).