книги / Геофизические исследования скважин
..pdfРпп/Рф> |
(VI.8) |
следовательно, информации о кон(ког) и Р0Н(Р0Г) не требуется.
Определение кПпо величине рзп.
Величину кПпо известному значению рзп находят по той же схе ме, что и по рпп. Различия состоят в следующем.
1.Величину рзп определяют по данным электрических методов с несколько большим радиусом исследования по сравнению с микрозон дами — по диаграммам малых зондов БЭЗ или зонда ближней зоны.
2.В формулах (VI.7) расчета Рп вместо рпп используют рзпа вмес
то Рф — величину рВф — удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора с остаточной пластовой водой, не вытесненной из зоны проникновения. Значения кон и ког, применяемые в этих фор мулах, несколько отличаются от соответствующих коэффициентов для промытой зоны; для зоны проникновения они при прочих рав ных условиях выше, чем для промытой зоны того же коллектора. Определение кп по рзп можно разбить на два этапа.
Сначала рассчитывают фиктивный параметр пористости РПф по формуле
■^пф- Р з п /Р ф >
не учитывающей присутствия остаточной пластовой воды, нефти (или газа) в зоне проникновения продуктивного коллектора.
Затем находят истинное значение Рп умножением Рпф на по правочный коэффициент q:
q = (— -k° " L . |
(VI.10) |
Рвф / Рф
Для глинистых коллекторов в знаменателе выражения (VI. 10) в качестве множителя подставляют еще параметр Я, который нахо дят по палетке рис. 4 для известных значений рвф и Сгл. В практике интерпретации удобнее использовать сразу величину q, определяя ее не расчетом по формуле (VI. 10), а по эмпирической связи между q и fcn(рис. 99); эту связь получа
ют с использованием известных значений рзп, Рп, рф и рп для со вокупности пластов-коллекто ров с различной пористостью, величина кпкоторых известна по данным другого геофизического метода — акустического, гамма- гамма-метода или представи тельного керна.
Для водоносного коллектора |
|
|
параметр Рппо величине р„ф рас |
|
|
считывают по формуле |
|
Рис. 100. П ример эмпирической за |
|
|
висимости параметра q от к„для про |
Л , = Рзп / Р в ф |
( V I .1 1 ) |
дуктивны х коллекторов Западной |
|
|
Сибири |
Используемая в формулах (VI. 10), (VI. 11) величина рвф оп ределяется выражением
РфРв
(VI.12)
Рф* +(1_ z)pB
где z — доля остаточной пластовой воды в зоне проникновения. Для расчета рвф при заданных значениях рф и рв обычно используют эм пирические зависимости рвф/рф=/(рф/рв), составленные для различ ных классов межзерновых коллекторов.
Определение коэффициента трещинной пористости по данным метода сопротивлений
для трещинных коллекторов
Трещинным называется коллектор, который состоит из непрони цаемых блоков (матрицы) с неэффективными межзерновыми порами и трещин, рассекающих эти блоки. Такой коллектор типичен для кар бонатных пород. Системы трещин, ориентированных в одном направ лении (или в двух), а иногда расположенных хаотично, образуют эф фективную часть объема пор, которая может быть заполнена нефтью или газом. В матрице такого коллектора нефть и газ обычно отсутству ют. В зоне исследования электрическими методами трещины трещин ного коллектора как продуктивного, так и водоносного обычно запол нены фильтратом бурового раствора с удельным сопротивлением рфи соответствующей минерализацией, а матрица насыщена пластовой во дой с удельным сопротивлением рв.Такая модель трещинного коллек тора явилась основой создания двух способов определения коэффи циента трещиноватости кпт трещинного коллектора по данным мето да сопротивлений. Первый способ связан со вскрытием разреза, содержащего трещинный коллектор, бурением на минерализованном буровом растворе с удельным сопротивлением рф,равным рв или близ ким к нему. Удельное сопротивление рзпт трещинного коллектора в зоне проникновения фильтрата бурового раствора в этом случае вы ражается формулой
Рзп.т ^*п,бл Р в / й п Л б л + D |
(VI.13) |
где Рпбл— параметр пористости непроницаемых блоков с межзерновой пористостью /сп бл; А — безразмерный коэффициент, величина которо го зависит от ориентации в пространстве трещин и изменяется в преде лах от 0,5 до единицы, причем нижний предел соответствует случаю двух систем трещин, ориентированных перпендикулярно к направле нию электрического тока и параллельно ему, а верхний — случаю од ной системы трещин, расположенных параллельно направлению тока.
Решая уравнение (VI. 13) относительно кптполучаем выражение для расчета кптпо результатам однократного исследования методом сопротивлений на минерализованном буровом растворе:
' ( Рв |
1 Л |
(VI.14) |
Кт А |
|
^п.бл
192
Величину рзп определяют по диаграммам электрических зондов с малым и средним радиусом исследования, дающих информацию о зоне проникновения в трещинном коллекторе, которая обычно глуб же, чем в межзерновом. Параметр Рпбл рассчитывают по формуле
Рп,бл=1/Ьт п,бл |
(VI.15) |
используя значения кпбл,полученное другим геофизическим методом или по представительному керну. Показатель степени т берут в со ответствии с экспериментальной зависимостью Рпбл= f(k n6jl) для матрицы изучаемого коллектора. Значение А выбирают на основе априорных представлений о наиболее вероятной ориентации трещин в данном коллекторе. Для хаотичного расположения трещин А = 0,67.
Преимущество метода в его простоте. Недостаток — необхо димость знать величину к„ бл которая в принципе не равна величине общей пористости А:п общ=кп т’+А:п бл(1-/сп т), трещинного коллектора, устанавливаемой по данным нейтронных методов и рассеянного гам ма-излучения, хотя отличие кпо6щ от /сп бл небольшое, поскольку кпт не превышает 0,5— 1%.
Этого недостатка лишен метод двух растворов, технология про ведения которого заключается в следующем. Зону трещинного кол лектора вскрывают бурением на минерализованном растворе с удельным сопротивлением р'ф,которое может быть больше или мень ше рв; проводят исследование методом сопротивлений, определяя величину р'зпт. Затем продолжают бурение с проработкой ствола скважины в трещинной зоне с более пресным раствором, имеющим удельное сопротивление р'ф, обеспечивая большую репрессию на трещинный коллектор, чтобы гарантировать замену в трещинах в зоне проникновения раствора с удельным сопротивлением р'ф на ра створ с удельным сопротивлением р"ф. Проводя исследование мето дом сопротивления при пресном растворе, определяют р" . Далее рассчитывают кптпо формуле
1 РфРф(Рзп,т Рзп,т)
(VI.16)
Рзп,тРзп,т(Рф —Рф)
Последовательность смены растворов может быть изменена на обратную. Недостаток метода двух растворов — их громоздкость и дороговизна.
Определение коэффициента открытой пористости по данным метода собственных потенциалов для межзерновых терригенных коллекторов
В межзерновых терригенных коллекторах с глинистым цементом типа заполнения пор имеется возможность определения коэффи циента открытой пористости по величине относительной аномалии собственных потенциалов а сп. Необходимые условия этого: ^нали чие статистической связи между пористостью кп и глинистостью Сгл изучаемых коллекторов во всем диапазоне изменения пористости коллекторов; 2) однородный минеральный состав глинистого цемен-31
13 — Добрынин В.М. |
193 |
та и отсутствие или по крайней мере подчиненное значение других видов цемента; 3) различие в минерализации бурового раствора и пластовой воды (минерализация бурового раствора должна быть ниже минерализации пластовой воды, при этом Р ф > р в); 4) постоян ство или изменение в узких пределах минерализации пластовых вод в интервале изучаемых продуктивных отложений. Соблюдение этих условий обычно гарантирует достаточно тесную статистическую связь между параметрами о^л и кп. При наличии такой связи опре деление кп по величине асп сводится к следующему.
Для выбранного пласта-коллектора находят статистическое зна чение Es аномалии СП (см. §7, гл. I) и вычисляют относительную амп литуду
®СП S s / Я . max
где Esmax — максимальная статистическая амплитуда СП в чистом коллекторе.
По зависимости между а сп и кп определяют кп в данном пласте. Основное ограничение применения этого способа даже при наличии перечисленных условий — особенность связи между параметрами
асп и кп, соответствующей чистым и слабоглинистым коллекторам.
Вэтой области кп зависит главным образом от отсортированности и окатанности скелетных зерен, песчаников и алевролитов и в мень шей степени — от содержания глинистого материала.
Рассмотренная особенность связи а сп с кппрактически не позво ляет дифференцировать чистые и слабоглинистые (Сгл<2+3 %) терригенные коллекторы по значению кпс помощью диаграммы СП, по скольку для всех этих коллекторов 0^ =1 (рис. 100).
возможно как в продуктивных, так и в водо носных коллекторах,только связь между Осп и fcn должна быть по лучена для объектов изучаемого класса, поскольку для одних и тех ж е коллекторов эти связи не сколько различаются в зависимо сти от характера насыщения кол лектора. Статистическую связь между а сп и кп устанавливают по пластам, пористость которых из вестна по данным другого геофи зического метода или по предста вительному керну.
Масштаб применения рассмо тренного способа в последние
годы сократился благодаря вве- ю в комплекс ГИС новых ме-
для терригенных пород |
тоДов определения пористости, |
|
1 - |
коллектор; 2 - неколлектор: |
однако в тех Районах, где большая |
3 |
линия регрессии |
часть скважин не исследована но |
194
выми методами, для определения кп продуктивных коллекторов ме тод СП продолжают использовать.
Определение общей пористости породы по данным стационарных нейтронных методов
По данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т) определяют объемное водосодержание w n терригенных и карбо натных пород, коллекторов и неколлекторов с любой структурой порового пространства. В породе, не содержащей в скелете минералов с химически связанной (кристаллизационной) водой, объемное во досодержание равно коэффициенту общей пористости и>=кпобщ В породах, содержащих в скелете химически связанную воду, к„общ меньше w n на величину объемного содержания в породе химически связанной воды. Типичные примеры пород, содержащих химически связанную воду, — терригенные глинистые породы, карбонатные породы, содержащие нерастворимый остаток, часть которого пред ставлена глинистыми минералами, гипс. Для глинистых терригенных пород /спобщ рассчитывают по формуле
^,общ=«>п-«>гАл |
(VI.18) |
где w n — объемное содержание химически связанной воды в глине данного минерального состава; кгл — коэффициент объемной глини стости породы.
Для карбонатных пород, содержащих нерастворимый остаток, кп общ вычисляют по формуле
^п, общ ^ п —^но^но |
(VI.19) |
где w но — объемное содержание химически связанной воды в нера створимом остатке; кно — коэффициент объемного содержания не растворимого остатка.
Для карбонатных пород, содержащих гипс, кпо6щ вычисляют по формуле
^п, общ ^ п —^гапс ^"гипс |
(V I .20) |
где параметры гогипси кГИПСимеют смысл, аналогичный изложенному для формул (1V.18), (IV. 19), но применительно к гипсу.
Величины wm, w HOопределяют в лаборатории на пробах глинистого цемента или нерастворимого остатка из образцов керна изучаемых по род либо вычисляют по уравнениям (VI.18) и (VI.19) относительно этих величин, используя коэффициент кп найденный по данным другого геофизического метода. Значение и>шпс берут из таблиц. Коэффициен ты кгл, кно находят по диаграммам методов СП или ГМ, коэффициент /Сги„с — по данным комплексной интерпретации ННМ-Т и ГГМ или по результатам петрографического анализа представительного керна.
Коэффициент кп ^ по данным НГМ или ННМ-Т определяют по следующей схеме.
В пласте, выделенном в разрезе для исследования, находят w n способами, изложенными в гл. II настоящего учебника. Кривую
195
1щ—/(и>) или Im = f(w ) в зависимости от того, диаграмма какого мето да используется, выбирают по альбому палеток с учетом типа сква жинного радиометра, диаметра скважины и состава жидкости, за полняющей ее, минерального состава скелета породы.
При отсутствии в породе минеральных компонентов с химически связанной водой полагают кпобах=шп. При наличии в породе таких компонентов величину кп вычисляют по одной из приведенных выше формул, соответствующей изучаемой породе.
Определение кп общ по диаграммам ННМ-Т изложенным спо собом возможно для породы, в частности, для коллектора с мономинеральным составом скелета, не считая примесей минералов с химически связанной водой. Так, терригенный коллектор должен содержать зерна только (или преимущественно) кварца, карбонат ный коллектор должен быть чистым известняком или доломитом. Определение кп ^ по данным ННМ-Т возможно как для продук тивных, так и водоносных коллекторов, в скважинах, заполненных РВО и РНО, необсаженных и обсаженных. Это обстоятельство по зволяет использовать ННМ-Т для определения кп продуктив ных коллекторов не только в разведочных и эксплуатационных скважинах месторождения, но и в старых обсаженных скважинах на стадии доразведки месторождения, что нередко позволяет в ком плексе с ИННМ обнаруживать новые продуктивные горизонты, про пущенные на стадии разведки, особенно в карбонатном разрезе.
Определение общей пористости породы по данным гамма-гамма-метода
По данным ГГМ определяют объемную плотность 8Ппороды, по величине которой, зная минеральный состав скелета и состав флюи да в прискважинной зоне, исследуемой радиометром ГГМ, рассчи тывают коэффициент общей пористости кп. Обычно по диаграмме ГГМ устанавливают kn ^ породы с мономинеральным составом или с преобладанием (более 90% объема скелета) какого-либо минерала в скелете В этом случае кпобщвычисляют по формуле
^п,общ=(5ск-8 п)/(5ск-5 ж), |
(VI.21) |
где 8СК— объемная плотность минерального скелета; 5Ж— плотность флюида, заполняющего поры в прискважинной зоне.
Для коллекторов в скважине, пробуренной на РВО, величину 5Ж полагают равной единице, считая флюид пресной водой; если же имеются данные об остаточном нефтеили газосодержании в зоне, исследуемой ГГМ (практически в промытой зоне), рассчитывают 8Ж с учетом коэффициента остаточного нефтеили газонасыщения и величины 5Нили 5Гв пластовых условиях. Объемную плотность 5П определяют по диаграмме ГГМ в исследуемом пласте, 5СКберут в со ответствии с известным минеральным составом породы. Так, в слу чае неглинистых и слабоглинистых пород для песчаника как квар цевого, так и полимиктового 5СК= 2,65, для известняка — 5СК= 2,71, для доломита — 5СК= 2,85. Для биминеральной породы (глинистый песча
196
ник, доломитизированный известняк) и тем более для породы с более сложным минеральным составом задачу по данным одного гамма-гам- ма-метода решить нельзя, поскольку необходимо определить мине ральный состав скелета, что требует наличия большего числа урав нений (не одно) и соответственно наличия диаграмм нескольких ме тодов ГИС.
Определение /спобщ по данным индивидуальной интерпретации ГГМ проводят по следующей схеме: 1) определяют по диаграмме ГГМ величину 5Пв выделенном для исследования пласте; 2)описанными выше способами находят значения 8СКи 8Ж; 3) подставляют получен
ные значения 5П, 8СК, 8Жв формулу (V1.21) и рассчитывают величину
Ь
"'п.общ.
Метод ГГМ для определения 7спо6щ, как и ННМ-Т, можно ис пользовать в необсаженных скважинах, пробуренных на РВО или РНО в терригенном и карбонатном разрезе. Основное условие при менимости метода для решения указанной задачи — наличие апри орной информации о минеральном составе изучаемого коллектора Таким образом, метод достаточно универсален, и широкое исполь зование его ограничено только недостатком серийной скважинной аппаратуры.
Определение коэффициента пористости по данным акустического метода
Акустический метод в модификации регистрации интервального времени ДТ продольных волн (обеспеченной серийной аппаратурой) позволяет определять коэффициент пористости в карбонатных и терригенных породах с пористостью 5— 25% при хорошем акустическом контакте между зернами минерального скелета, который характерен для сцементированных пород. В слабосцементированных (пески, алев ролиты, терригенные породы с высокой глинистостью), а также в плот ных карбонатных породах с интенсивной трещиноватостью, для кото рых характерен слабый акустический контакт между зернами или блокам и породы и как следствие интенсивное ослабление акустичес кого сигнала, акустический метод неприменим для определения ко эффициента пористости. Все интервалы залегания в разрезе таких пород характеризуются повышенными или высокими значениями а — коэффициента ослабления амплитуды упругой волны.
В породах, для которых возможно применение акустического ме тода для определения кп, в зависимости от класса коллектора и струк туры его порового пространства устанавливается тот или иной вид пористости. Так, в межзерновом коллекторе, терригенном или кар бонатном, при отсутствии трещин и каверн по величине ДТ опреде ляют открытую межзерновую пористость, которая, как правило, не отличается от общей пористости за исключением отдельных видов коллектора, в основном карбонатного, имеющего закрытые поры В кавернозно-межзерновом карбонатном коллекторе при отсутствии трещин или незначительной трещиноватости по величине ДТ нахо дят значение кп, близкое к межзерновой пористости матрицы, если
197
пустоты (условно каверны) имеют значительные размеры. В слож ном трещинно-кавернозно-поровом карбонатном коллекторе в зави симости от коэффициента трещиноватости и ориентации трещин, а также размеров и взаимного расположения каверн по значению АТ определяют или величину, близкую к кп ^ либо к кп мз матрицы, или какое-то промежуточное между ними значение кп.
Физической основой определения кп по данным акустического метода является уравнение среднего времени
ДТп= ДТск(1 -к п)+ДТжкП1 |
(V1.22) |
где ДТп — величина, получаемая по диаграмме интервального вре мени; ДТСКи ДТЖ— интервальное время в скелете породы и флюиде, заполняющем поры.
Решая уравнение (V1.22) относительно кп, получаем формулу для расчета кп:
кп=(ДТп-Д Гск)/(ДТж-ДТск) |
(V1.23) |
Для получения уравнения (VI.22) применяют следующие спо собы.
При мономинеральном скелете породы берут табличное значение ДТск, соответствующее минеральному составу изучаемого объекта, определяют по специальной палетке или рассчитывают по формуле ДТЖс учетом минерализации воды и термобарических условий и под ставляют найденные значения в формулу (V1.22). В величину кп, рас считанную по формуле (V1.23) с использованием значений констант ДТСКи ДТЖ, затем вводят поправку за термобарические условия. Для породы с биминеральным и полиминеральным составом скелета этот способ неприменим, если неизвестен минеральный состав.
Сопоставляют по ряду пластов изучаемого разреза, охваты
|
вающих весь диапазон исполь |
|
&Т,мкс/м |
зуемых параметров, значения |
|
ДТПи кп (коэффициент кп опре |
||
|
делен по данным другого гео |
|
|
физического метода). Обрабаты |
|
|
вая статистически полученные |
|
|
результаты, получают уравне |
|
|
ние регрессии AT =f{k„) в виде |
|
|
выражения (VI. 22) с конкретны |
|
|
ми зн ачен и ям и ДТСК и ДТЖ |
|
|
(рис. 101). Преимущество такого |
|
|
способа заключается в том, что |
|
Рис. 101. Семейство зависимостей |
автом ати чески учиты ваю тся |
|
термобарические условия и нео |
||
ДТ=/(кп) для терригенных продук |
||
днородный минеральный состав |
||
тивных отложений широтного При- |
||
обья при различной глубине Н их |
скелета. |
|
залегания (по В.М. Добрынину и |
Сопоставляют по ряду пластов |
|
Г.П. Ставкину). |
изучаемого разреза, относящихся |
|
Шифр кривых — Н, м |
либо к неколлекторам, либо к во |
198
доносным коллекторам, значения ДТПи 1 /р п с охватом всего диапазо на изменения рп(исключая продуктивные коллекторы). При статис тической обработке результатов сопоставления получают график уравнения регрессии, при продолжении которого до пересечения с осью ординат ДТ устанавливают ДТСК.Величину ДТЖопределяют, как в первом способе. В этом способе при расчете ДТск также авто матически учитываются минеральный состав скелета породы и тер мобарические условия.
Определяют на образцах пород представительного керна из ис следуемого геологического объекта значения параметров ДТПи кп на специальной установке, воспроизводящей термобарические условия, близкие к пластовым. После статистической обработки результатов измерений получают одно (или несколько) уравнений регрессии ДТ=/(/сп) для фиксированных значений рЭф и ^отражающих термо барические условия на различной глубине (см. рис. 101). Последний способ получения уравнений (V1.22) и (V1.23) для расчета кп пред почтителен.
Величину кп по диаграмме ДТПопределяют следующим образом. Сначала выделяют в разрезе изучаемый пласт и выбирают уравнение среднего времени, соответствующее минеральному составу и термо барическим условиям залегания данного пласта. При реализации первого способа используют следующие значения констант:
Порода |
ДТСК, мкс/м |
Песчаник, алевролит |
|
кварцевый и полимиктовый |
......................................... 170— 182 |
Известняк.................................................................. |
150— 160 |
Доломит........................................................................... |
128— 143 |
Ангидрит............................................................................. |
164 |
Гипс....................................................................................... |
172 |
Каменная соль..................................................................... |
208 |
Для первых трех классов пород указан диаазон изменения ДТск, соответствующий породам с разным акустическим контактом меж ду зернами: чем меньше ДТСКдля данного класса, тем лучше акусти ческий контакт и, следовательно, степень цементации породы.
Затем определяют значение ДТПи по формуле (VI.23) или графи ческой зависимости ДТ= (кп) рассчитывают кп При определении кп первым способом в полученное значение вводят поправку за термо барические условия.
Данные стандартного акустического метода используют для оп ределения кп в необсаженных скважинах, пробуренных с раствора ми на водной и нефтяной основах. Есть принципиальная возможность определения кп по диаграммам широкополосного акустического ме тода, содержащим информацию о кинематических и динамических параметрах продольных и поперечных волн в обсаженных скважи нах. Однако отсутствие практически применимой методики опреде ления кп в обсаженных скважинах и необеспеченность геофизичес кой службы серийной аппаратурой АКН-1 широкополосного акус
199
тического метода не позволяют пока использовать его для решения указанной задачи в обсаженных скважинах.
Определение коэффициента пористости коллекторов сложного минерального состава
и со сложным строением порового пространства
Решение поставленной задачи рассмотрим на нескольких при мерах для отдельных типичных классов коллектора.
Определение коэффициента общей пористости коллектора с биминералъным скелетом
Карбонатный разрез — доломитизированный известняк. Осно вой определения кпоб по данным комплекса ГГМ-НГМ или ГГМННМт является наличие семейства графиков 8п=((спобщ) для чисто го известняка, чистого доломита и карбонатных пород с различным фиксированным содержанием СаС03 и доломита, шифр которых 8СК= const и fc = const. Это семейство графиков дополняется другим семейством кривых 5П= f(k nннм) Для фиксированных значений fcnобщ, где /сп ННМ— коэффициент пористости, определенный нейтронным методом. Значение 5Попределяют по диаграмме ГГМ, величину к'п.ннм — по эталонированным диаграммам НГМ и ННМ-Т. Эталонировочные кривые Sn=/(fc'nHHM)и Inn= f(k'n<ННм) получают путем на турного моделирования конкретных видов скважинной аппаратуры ГГМ и ННМ-Т для пород, поры которых полностью насыщены пре сной водой. Семейство этих графиков показывает, что зависимость 8n=/(fc'nHHM) закономерно изм еняется с ростом степени доло митизации благодаря в основном увеличению минеральной плотности породы, а также изменению нейтронных параметров породы. Вели чину /спобщ с помощью семейства графиков (рис. 102) определяют по следующей схеме: 1) устанавливают в исследуемом пласте по диаг рамме ГГМ значение 5Пи по диаграмме ННМ-Т — значение к 'п Ннм1 2) наносят на семейство графиков точку с координатами 8Пи к'пннм, соответствующими данному пласту. Ш ифры кривых первого и вто рого семейств, на которые непосредственно легла точка, или интер полированных кривых, проходящих через точку, позволяют найти значения 8СКобъемного содержания доломита в скелете Сдоли кП0бщ.
Задача решается надежно при отсутствии других компонентов в скелете — гипса, ангидрита, соли или низком (менее 5%) их содер жании.
Аналогичный подход возможен и при определении кпобщдругих более редких в практике сочетаний минералов в карбонатном кол лекторе — кальцит и гипс, кальцит и ангидрит, доломит и ангидрит и т. п.
Терригенный разрез — глинистый кварцевый песчаник или алев ролит . Глинистый песчаник или алевролит с кварцевыми зернами и глинистым цементом можно рассматривать как биминеральную си стему. Значения 8СКи нейтронные параметры кварца и глины, как правило, существенно различаются, поэтому для изучения глинис-
200