Лекция 28

Применение данных каротажа для выделения коллекторов, оценки коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности. Понятие «коллектор», «неколлектор», «продуктивный коллектор» Признаки выделения межзернового коллектора Выделение неглинистых песчаных коллекторов Выделение глинистых коллекторов

При бурении нефтяных и газовых скважин основной задачей каротажа является выделение в разрезе скважины коллекторов и оценка характера их насыщения (вода, нефть, вода)

«Коллекторами» называют пласты, представленные породами, способ-ными содержать нефть и газ и отдавать их. Основными свойствами коллекто-ров являются пористость и проницаемость. Обычно коллекторами являются:

-пески, песчаники, алевролиты,

- пористые доломиты и известняки,

-трещинные породы.

Наиболее типичными представителями непроницаемых пород (не коллекторов) являются:

- гипсы, аргиллиты,

- малопористые плотные известняки, доломиты и песчаники (если они не трещинные)

- гипсы, ангидриты.

Терригенный разрез – это песчано-глинистый разрез.

Признаки выделения межзернового коллектора по геофизическим материалам можно разделить на две группы:

- Первая группа объединяет прямые качественные признаки, основанные на более высокой проницаемости коллектора по сравнению с вмещающими породами и на проникновении в коллектор фильтрата глинистого раствора.

- Вторая группа включает косвенные количественные признаки коллектора, основанные на отличии коллектора от вмещающих пород по пористости и глинистости; это позволяет выделить пласты-коллекторы в интервалах с повышенной пористостью и пониженной глинистостью по диаграммам соответствующих геофизических методов.

Для выделения коллекторов помимо геофизических методов можно использовать диаграммы продолжительности бурения и «фильтрационного метода» (фиксирование количества жидкости, поглощаемого в процессе бурения породами), регистрируемые специальными автоматическими станциями контроля параметров бурения.

Выделение неглинистых песчаных коллекторов

В песчано-глинистых (терригенных) отложениях коллекторы в основном выделяются по кривой ПС. При обычном наблюдаемом случае, когда минерализация пластовых вод больше минерализации ПЖ и ПС прямая (+↔-), песчаные и алевритовые пласты, являющиеся коллекторами, выделяются минимумами на кривой ПС, глины (непроницаемые породы) – максимумами.

Обычно значения потенциалов ПС против глин располагаются на одной линии – линии глин, соответствующей участкам кривой с наиболее высоким потенциалом. Значения потенциалов против песчаных и алевролитовых пластов располагаются на некоторой другой линии. В зависимости от того, к какой из этих линий ближе показания кривой ПС для данного пласта, его следует или коллектором, или глинистым пластом.

Если минерализация ПЖ больше, чем минерализация ПВ, то ПС получается обратной: глины отмечаются минимумами, а песчаные и алевролитовые пласты (коллекторы) – максимумами на кривой ПС (+↔ -).

В ряде случаев, когда минерализация ПЖ (при заполнении скважины минерализованной ПЖ) близка к минерализации ПВ -- кривая ПС не может Выделение коллекторов в терригенном оазрезе по диаграммам стандартного комплекса ГИС.

Коллектор: 1- нефтеносный, 2- водоносный, 3-алевролит глинистый, 4-песчаник с карбонатным цементом, 5-глина, 6-участки диаграмм, соответствующие коллектору

быть использована для расчленения разреза на песчаные и глинистые пласты. В этих случаях коллекторы выделяют по кривой ГК, на которой глины отмечаются максимумами показаний, а песчаные и алевролитовые пласты (коллекторы) – минимумами. Большую помощь в выделении коллекторов оказывает кавернограмма.

Неглинистые песчаники и алевролиты почти всегда достаточно порис-ты и проницаемы, чтобы быть потенциальными коллекторами нефти и газа. Поэтому качественное выделение песчаников и алевролитов при литологи-ческом расчленении разрезов способствует выделению песчаных коллекто-ров.

Дополнительными признаками коллекторов являются:

- наличие глинистой корки

- положительные приращения на диаграммах МКЗ (ρ_МПЗ >ρ_МГЗ)

или комплекса МБК – БК (ρ_БК >ρ_МБК)

Окварцованные, засолонённые и карбонизитрованные песчаники могут обладать низкой общей пористостью (5 – 10 %) и при отсутствии в них гли-нистых включений. Их относят к коллекторам при наличии прямых призна-ков:

- глинистой корки

-отрицательных аномалий ПС

- приращений на диаграммах МКЗ или МБК-БК. (рис 2.2)

Выделение глинистых коллекторов

К глинистым коллекторам относят песчаники и алевролиты, содержа-щие значительное количество глинистого материала

- рассеяного в порах породы (дисперсная глинистость), или

- расположенного в виде отдельных гранул (структурная глинистость),

- прослоев (слоистая глинистость).

Выделение глинистых коллекторов производят по тем же признакам и критериям, которые используются для чистых коллекторов, но усложняется тем, что амплитуда ПС против них значительно меньше, чем против неглинистых (чистых) песчаных пластов при том же соотношении минерализаций ПВ и ПЖ. А при большой относительной глинистости показания ПС против глинистых коллекторов получаются близкими к показаниям против глин. Решение усложняется тем, что с увеличением относительной глинистости прямые и косвенные признаки коллекторов постепенно исчезают:

- уменьшается величина отрицательной аномалии ПС

- исчезают глинистые корки и вызванные ими положительные прира-щения МКЗ

- показания ΔIгк,ΔIнгк,Δt приближаются к значениям нехарактерным для коллекторов.

Глинистость определяется по диаграммам:

- ПС – относительная глинистость

- ГК – объёмная глинистость

При большой относительной глинистости (> 0,4) не всегда удаётся разделить заглинизированные коллекторы и сильноглинистые непроницае-мые породы.

Выделение глинистых коллекторов однозначно производится по кри-вым ЯМК, который основан на измерении ядерной намагниченности горных пород в разрезе скважины.

Предпосылкой для выделения коллекторов, главным образом межзер-новых, по величине какого-либо параметра породы, например, коэффициента пористости или коэффициента глинистости, является то, что терригенному типу коллектора соответствует определенная область значений этого параметра, при этом границе «коллектор – неколлектор» отвечает определённое граничное значение используемого параметра – коэффициента пористости или коэффициента глинистости.

Зная граничное значение параметра по которому проводится деление пород на коллекторы и не коллекторы на диаграмме ГИС проводят уровень, соответствующий этому значению, который позволяет выделить в разрезе коллекторы по признаку:

k_п >k_{п гр}

Коэффициент пористости k_п терригенных пород определяется в основном глинистостью породы. Величина k_п терригенных пород закономерно снижается с ростом глинистости коллектора, характеризуемой параметрами: - массовая глинистость С_гл

- объёмная глинистость k_гл

- относительная глинистость η_гл.

В свою очередь, с уменьшением пористости и ростом глинистости в коллекторе возрастает доля капилляров малого размера (r<1мкм), не пропускающих пластовые флюиды, и снижается достигая в конце концов нуля, доля фильтрующих капилляров (r>1мкм), обеспечивающих способность породы быть проницаемой (величина k_пр >0).

Получают граничные значения пористости и глинистости на основе граничного значения k_пр коэффициента проницаемости, которое определяют:

1. статическим путём

2. по величине минимального рентабельного дебита нефти и газа.

3. на основе петрофизических связей.

Выделение коллекторов по диаграммам методов пористости по критической величине k_п получило распространение главным образом для карбонатных разрезов и для разновидностей терригенного разреза, представленного уплотнёнными породами с низким содержанием глинистого материала. Для типичных терригенных разрезов этот способ выделения коллекторов применяют редко, так как при учёте влияния глинистости на показания перечисленных методов возникают трудности.

Диаграммы геофизических методов глинистости -- самопроизвольной поляризации, гамма- метода – напротив, широко применяют для выделения коллекторов в терригенном разрезе.

Геофизические свойства гранулярного карбонатного коллектора являются наиболее характерными, близкими к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов.

Особенностью межзерновых карбонатных коллекторов по сравнению с терригенными являются:

– более низкое граничное значение коэффициента пористости k_п* (обычно 6-8% вместо 10-18% для терригенных) и более низкие значения k_п в целом для коллекторов.

-- значительно меньшая в целом степень глинизации, что позволяет с большей надёжностью использовать диаграммы основных методов пористости – нейтронных и акустических – для выделения коллекторов и определения их пористости.

-- слабая связь коллекторских свойств с содержанием глинистого материала (нерастворимого осадка) при малой глинистости.

Нижний предел изменения коэффициента пористости k_п, характеризующий границу раздела коллектор - неколлектор для карбонатных межзерновых пород, колеблется в широких пределах (3 – 15%), что свидетельствует о большом разнообразии структур порового пространства для различных видов карбонатных пород.

Методика выделения межзерновых коллекторов в карбонатном разрезе в основном аналогична применяемой для терригенного разреза: используется комплекс прямых признаков – характерные показания микрозондов, каверномера при бурении на глинистом растворе и приёмы выделения по диаграммам методов пористости с учётом критического значения k_п*.

Выделенные в разрезе скважины коллекторы необходимо разделить на водоносные и нефтегазонасыщеннные, т.е продуктивные. Нефтегазонасы-щенные (продуктивные) коллекторы в свою очередь подразделяются на промышленно продуктивные и бесперспективные в отношении получения нефти и газа в количестве достаточном для промышленных целей.

Выявленный нефтегазоносный горизонт в зависимости от назначения скважины:

- рекомендуется к опробованию, или

- намечают для эксплуатации

Полученные в нём данные используют для:

- оценки нефтяной и газовой залежи и

- подсчёта запасов нефти и газа

В наиболее простом случае водоносные коллекторы имеют низкое удельное сопротивление, а нефтегазоносные – высокое. Задача оценки нефтегазоносности легко решается, если известно удельное сопротивление пласта.

Однако, в общем удельное сопротивление не является характерной величиной для оценки нефтегазоносности пласта, т.к. диапазон значений удельного сопротивления нефтегазоносного пласта такой же как и для удельного сопротивления малопористых и многих водоносных пластов.

Нефть и газ оказывают примерно одинаковое влияние на удельное сопротивление породы. Различить по удельному сопротивлению нефтеносные и газоносные пласты обычно не представляется возможным.

Если бы поровое пространство породы было целиком заполнено неф-тью или газом, то удельное сопротивление её было бы весьма большим. Но в порах нефтеносных и газоносных пластов, кроме нефти и газа содержится некоторое количество минерализованной пластовой воды. Обволакивая зёрна породы, она образует сеть тонких каналов и плёнок, пронизывающих породу по всем направлениям. Наличием этой сети и объясняется проводимость нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов. Основные принципы выделения и оценки характера насыщения межзерновых карбонатных коллекторов по данным ГИС те же, что и для терригенного разреза. Эти коллекторы характеризуются обычно неглубоким проникновением, а их удельное сопротивление ρ_п и ρ_вп при насыщении соответственно нефтью (газом) или водой различаются во много раз, поэтому продуктивные и водоносные коллекторы легко выделить по величине ρ_к и даже по величинам ρ_эф на диаграмме индукционного метода или ρ_к больших градиент-зондов. То есть прогнозная оценка нефтегазоносности основана:

- на различии удельных сопротивлений коллекторов, насыщенных водой и нефтью (или газом). В скважинах, пробуренных на пресных ПЖ, удельное сопротивление ρ_пв<< ρ_ф. В этих условиях ρ_п > ρ_зп или ρ_п > ρ_пз указывает на возможное нефтегазонасыщение коллектора. В общем случае заключение о нефтегазоносности пород получают, сравнивая, во сколько раз ρ_п пласта больше его значения ρ_вп при 100%-ой водонасыщенности (т.е. по коэффициенту увеличения сопротивления Р_н). Значения Р_н>1 указывают на присутствие нефти или газа в пласте. Однако пласт отдаёт нефть и газ только при условии, что Р_н превышает некоторое критическое значение Р_н.кр, величина которого зависит от геологических характеристик пласта и физико-химических свойств пластовой воды и нефти. Способность воды, нефти и газа перемещаться в поровом пространстве пород под действием приложенного давления (относительная проницаемость) неодинакова при различном содержании этих флюидов в порах.

Под суммарной мощностью ∑h нефтегазонасыщенного коллектора понимается разность между высотными отметками залегания кровли и подошвы коллектора в изучаемой скважине (при полном насыщении коллектора нефтью и газом) или разность между высотными отметками залегания кровли коллектора и водонефтяного и газонефтяного контактов (при плавающей залежи).

Кровля и подошва коллектора устанавливаются по данным интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. При этом преимущества отдаются диаграммам наиболее информативных геофизических параметров. Для терригенного разреза это диаграммы ЭК (особенно микрометодов) ρ_к (ρ_эф), ПС (U_пс), ГК (I_гк), для карбонатного – диаграммы НК (I_nγ), ГГК (I_γγ), АК (∆t). При искривлении скважины необходимо вводить поправку, используя данные инклинометрии.

Под эффективной мощностью неоднородного коллектора подразумевается суммарная мощность (по вертикали) нефте- и газонасыщенных просло-ев, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах исследуемой нефтегазонасыщенной части коллектора. Все прослои, включаемые в эффективную мощность, должны обладать достаточным набором признаков коллектора. В качестве таких признаков используют: комплекс качественных признаков проникновения фильтрата ПЖ в пласт (появление глинистой корки; изменение электрического сопротивления в радиальном направлении по данным БКЗ, МК, БМК-БК и повторных замеров БК; изменение сопротивлений по методике «каротаж- испытание-каротаж»; изменение показаний НК при повторных измерениях; наличие свободных флюидов по данным ЯМК; количественные критерии [ k_п > k_п.гр и достижение рядом геофизических характеристик (α_пс,І_гк,І_нгк, ∆t, σ) значений, характерных для границы «коллектор-неколлектор»]. Правомочность применения перечисленных признаков для определения h_эф обосновывают результатами испытаний каждого пласта (прослоя) в нескольких скважинах на месторождении.

Выделение трещинных карбонатных коллекторов

.