книги / Геофизические исследования скважин

вые 1уи 1пу). Затем на диаграммах одного и того же метода по различ­ ным скважинам, расположенным в определенной последовательнос­ ти, отвечающей порядку размещ ения скважин по профилям на месторождении или разведочной площади, выделяют геофизические реперы, характеризующие в разрезе пласты, наиболее выдержанные на изучаемой площади. Диаграммы располагают на большом листе с учетом альтитуды каждой скважины, но без учета расстояний между скважинами, размещая их так, чтобы подошва или кровля основного репера в различных скважинах оказывалась на одной горизонталь­ ной линии. По каждой скважине рядом с диаграммой часто располага­ ют литологическую колонку, составленную по данным ГИС, на кото­ рой нанесены основные стратиграфические границы и обозначены все реперы. Завершается составление корреляционной схемы проведени­ ем линий, соединяющих границы соответствующих реперов, — стра­ тиграфических и литологических (рис. 96). Если какой-либо репер или пласт не прослеживается в разрезе отдельной скважины на профиле, при подходе к этой скважине данный репер или пласт выклинивают.

Рис. 96. Корреляция разрезов скважин Прикумской области по данным ГИС (по С. С. Итенбергу).

I, II — реперы

181

Опираясь на корреляционные схемы по скважинам разведочной площади или месторождения, составляют сводный геолого-геофизи­ ческий разрез, геологические профили, структурные карты, а для продуктивного горизонта — карты равной нефте-, газонасыщенной мощности с положением контуров и границ выклинивания коллекто­ ров, карты равного удельного нефтегазосодержания, карты равных значений пористости и проницаемости коллектора. Геологические по­ строения, выполняемые на основе корреляционных схем, используют при подсчете запасов нефти и газа объемным методом и при проекти­ ровании разработки нефтяных и газовых месторождений.

Однако, информативность геологических построений на разных ста­ диях разведки или разработки нефтяных и газовых месторождений различается. Например, на стадии разведки среднего по размерам мес­ торождения эти построения базируются на нескольких десятках раз­ ведочных скважин. Получается достаточно схематичная геологическая модель месторождения. На стадии разработки уже имеются тысячи эксплуатационных скважин. Проводится множество уточнений в мо­ дели месторождения. Помимо детализации геологического строения в модель вводятся изменения и дополнения, обусловленные процессами добычи нефти или газа, обводнения продуктивных пластов. Периодраз­ работки продолжается несколько десятков лет, в течение которых по­ стоянно возникает необходимость корректировать геологическую мо­ дель месторождения и «подправлять» проект разработки. Это требует значительных затрат труда персонала, руководящего разработкой ме­ сторождения. Существенную помощь в этой работе в последние годы (в связи с внедрением в производство мощной вычислительной техники) оказывают, так называемые, компьютерные программы «динамичес­ кой визуализации» геологических и технологических построений. При­ менение компьютерных технологий при моделировании месторожде­ ний позволяет в реальном масштабе времени использовать геологичес­ кие модели для корректировки процесса разработки.

В настоящее время для построения моделей месторождения ис­ пользуются программы: «DV-GEO» (ОАО ЦГЭ — Россия), «Пангея» (ОАО «Пангея» — Россия), «Workbench» (фирма Bakers Huges — Ве­ ликобритания), «Eclipse» (фирма Shlumberger) и другие. Внедрение компьютерных систем моделирования месторождения в производ­ ство позволяет не только облегчить «ручной труд» квалифицирован­ ных специалистов, но и повысить технологическую эффективность разработки месторождений углеводородов. Основной объем входной информации для этих систем составляют данные геофизических методов исследования скважин.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ:

1.Назовите характерные признаки терригенных, карбонатных и гидрохимических отложений на диаграммах геофизических методов.

2.Приведите основные признаки коллектора межзернового типа, вскрытого при бурении на пресном глинистом растворе, по геофизи­ ческим данным.

182

3. В чем заключается способ установления радиального градиента сопротивления для выделения коллекторов? Какие методы ГИС при­ влекаю тся при этом?

4. Изменяются ли показания методов ГИС в плотных пластах и в интервалах коллекторов при проведение повторных исследований? Какие задачи решают по данным временных исследований?

5. В чем заклю чается корреляция геофизических диаграмм?

Скакой целью выполняют корреляцию диаграмм?

6.Каково назначение компьютерных систем моделирования мес­ торождений?

Г л а в а VI

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ И НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Разработаны геофизические методы определения коэффициен­ тов пористости и нефтегазонасыщения продуктивных коллекторов. Коэффициент пористости находят по данным индивидуальной ин­ терпретации отдельных геофизических методов для простых кол­ лекторов и по данным комплексной интерпретации геофизических методов в коллекторах, имеющих сложную структуру порового про­ странства или сложный минеральный состав. Коэффициент нефте­ газонасыщения получают в основном по данным метода сопротивле­ ний. Раздельно коэффициенты нефте- и газонасыщения определя­ ют по данным нейтронных методов или путем комплексирования метода сопротивлений со стационарными нейтронными методами.

§ 1. ГЛИНИСТОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ

Глинистость межзернового терригенного коллектора характери­ зуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относит­ ся к фракции с размерами зерен d3<0,01 мм.

Количественно глинистость характеризуется массовым содержа­ нием Сгл (массовая глинистость) в твердой фазе породы, выражае­ мым в процентах или долях единицы:

С гл — H l< 0ioi / ^ т ф

где m<o,oi — масса фракции с d3< 0,01 мм; тптф— масса твердой фазы породы, включая и фракцию с с23 < 0,01 мм.

Для характеристики объемного содержания глинистого материа­ ла в породе используют коэффициент объемной глинистости кгл, ко­ торый при равенстве минеральных плотностей 6СК=5ГЛчастиц ске­ летной и глинистой фракции будет

183

В петрофизике и промысловой геофизике используют также па­ раметр относительной глинистости

характеризующий степень заполнения глинистым материалом про­ странства между скелетными зернами и выражаемый в долях еди­ ницы.

Глинистый материал в коллекторе занимает отдельные обо­ собленные участки, образуя агрегаты глинистых частиц, прони­ занные субкапиллярами, с коэффициентом пористости1 кпгл.

Зная кп, ктл, кптл можно оценить предельное значение эффектив­ ной пористости fcnэфф межзернового коллектора с глинистым цемен­ том заполнения пор:

Параметры Сгл, ктл, кп гл и Г1глхарактеризуют рассеянную глинис­ тость в межзерновых коллекторах. В слоистом глинистом коллекто­ ре, представленном чередованием чистых прослоев коллектора и глины, относительное содержание по мощности глинистых прослоев в пачке характеризуют параметром %гл. В общем случае различия

коэф ф ициентов пористости песчаных и глинистых прослоев (knn*fcnгл) параметры г|гл и хгл для пачки связаны соотношением

Лгл= Хгл(1-^п,гл )/[Хгл + fcn.n(1-Хгл)1) (VI.4)

В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого ма­ териала содержится в преобразованных зернах полевого пшата и в обломках глинистых пород, которые при гранулометрическом ана­ лизе попадают в скелетную фракцию с d3<0,01 мм, поэтому по дан­ ным стандартного гранулометрического анализа глинистость таких пород характеризуется неверно.

Глинистые минералы в осадочных породах обычно присутствуют в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной поверхностью, которая адсорбирует молекулы воды и обменные катионы. Физичес­ ки связанная адсорбированная вода и обменные гидратированные катионы образуют на поверхности твердой фазы глинистых мине­ ралов слои с аномальными физическими свойствами (аномальные слои), отличающимися от свойств свободной воды. Присутствие в субкапиллярах глинистых коллекторов аномальных слоев воды ока­ зывает существенное влияние на физические свойства глинистого коллектора, обусловливая их отличие от соответствующих физичес­ ких свойств чистого коллектора (сжимаемость, электрические, элек­ трохимические и акустические свойства, плотность, проницаемость, эффективная пористость).

1 Ранее эту величину обозначали кпци называли коэффициентом пористости це­ мента

184

Глинистые минералы содержат химически связанную воду и ра­ диоактивные элементы, что существенно влияет на показания ме­ тодов радиометрии. Так, присутствие химически связанной воды обусловливает отличие пористости глинистых пород, полученной нейтронными методами, от их общей пористости, а увеличение со­ держания глинистого материала в породе приводит к закономер­ ному росту ее радиоактивности.

С ростом содержания глинистого материала закономерно умень­ шаются эффективная пористость, проницаемость и способность по­ роды быть коллектором.

Таким образом, содержание в породе глинистого материала яв­ ляется одним из основных факторов, определяющих способность породы быть промышленным коллектором, но, с другой стороны, гли­ нистость коллектора оказывает существенное влияние на физичес­ кие свойства породы и петрофизические связи, лежащие в основе интерпретации данных ГИС. Это обусловило широкое применение методов ГИС для определения параметров глинистости продуктив­ ных коллекторов, основанное на корреляционных связях показаний отдельных геофизических методов с параметрами глинистости. По­ лучаемую информацию о глинистости используют при решении за­ дачи об отнесении изучаемого объекта к коллектору или неколлектору, для оценки класса данного коллектора и для корректировки результатов количественной интерпретации ГИС с учетом конкрет­ ных значений глинистости.

Прежде чем перейти к рассмотрению геофизических способов определения глинистости, рассмотрим недостатки определения по­ нятия «глинистость», изложенного в начале данной главы и широко применяемого в нефтегазовой геологии и геофизике. Эти недостатки обусловлены особенностями методики определения глинистости в лабораториях производственных и исследовательских организаций и заключаются в следующем.

Навеска породы перед гранулометрическим анализом обрабаты­ вается 5%-ным раствором соляной кислоты; при этом растворяются не только карбонатные соединения, но и высокодисперсные компо­ ненты — некоторые глинистые минералы (лептохлориты), гидроокис­ лы железа и алюминия, которые по ряду признаков следовало бы включить в глинистую фракцию. Иногда содержание таких раство­ римых высокодисперсных компонентов соизмеримо с содержанием фракции d3<0,01 мм или выше.

В полимиктовых и вулканогенных песчаниках и алевролитах часть глинистых минералов входит в состав скелетных зерен и не учитывается при стандартном гранулометрическом анализе.

Выделение фракции d3< 0,01 мм позволяет лишь определить мас­ совое содержание в породе этой компоненты, но не дает пред­ ставления о ее дисперсности. В действительности, для различных пород эта фракция может иметь различный минеральный состав (глинистые минералы группы монтмориллонитов, гидрослюд и као­ линита с примесями неглинистых минералов) и дисперсность.

185

Таким образом, используемое понятие «глинистость» в общем случае не является объективной характеристикой содержания вы­ сокодисперсного материала в породе и выполняет эту роль лишь для кварцевых или преимущественно кварцевых песчаников и алевролитов с достаточно однородным минеральным составом фракции d3 < 0,01 мм при отсутствии или незначительном содержа­ нии растворимых высокодисперсных компонентов. Более объектив­ ными характеристиками содержания в породе активных минераль­ ных компонент, в первую очередь глинистых минералов, являют­ ся: емкость катионного обмена, отнесенная к единице объема породы Qn или объема пор дп; гигроскопическая влажность породы, отне­ сенная к единице объема породы Qr или объема пор qr. Значения Qn, gn,Qr, qr выражают обычно в мг • экв/см3. Вполне закономерно, что значения таких геофизических параметров, как относительная ам­ плитуда Ucn или индекс свободного флюида (ИСФ), устанавливае­ мый по диаграмме ядерно-магнитного метода, имеют более тесную корреляционную связь с величинами qn,gn, Qr, gr, чем с параметра­ ми глинистости.

Параметры Qn, qn,Qr,gr не получили пока широкого применения в практике для характеристики глинистости пород, что обусловлено, вероятно, ограниченным масштабом экспериментальных определе­ ний этих величин в лабораториях петрофизики, физики пласта и ли­ тологических исследований. В то же время в ряде работ отечествен­ ных и зарубежных исследователей показана возможность и целесо­ образность использования этих параметров в качестве более эффективной характеристики содержания в породе дисперсного ма­ териала. Однако в настоящее время параметры глинистости Стл,ктлГ|гл в практике изучения продуктивных коллекторов используют чаще, поэтому в учебнике рассмотрены наиболее широко применяемые методы определения глинистости пород. Необходимость определе­ ния глинистости как одной из характеристик продуктивных коллек­ торов и пород, вмещающих эти коллекторы, обусловлена следующим.

Содержание и минеральный состав глинистого материала в терригенных, а также в определенной мере в карбонатных и вулкано­ генных породах в значительной степени контролирует их коллектор­ ские свойства и потенциальное нефтегазосодержание (породы-кол­ лекторы), способность их выполнять роль литологических экранов (породы-покрышки). Поэтому при оперативной промышленной оцен­ ке продуктивных пластов на стадиях подсчета запасов и проектиро­ вания разработки нефтяного или газового месторождения информа­ ция о глинистости имеет такое ж е значение, как сведения о подсчет­ ных параметрах продуктивных коллекторов.

Больщая часть петрофизических уравнений, лежащих в основе комплексной геологической интерпретации результатов ГИС, содер­ жит какой-либо параметр глинистости, поэтому значение этих па­ раметров — обязательное условие надежного определения коэффи­ циентов пористости, проницаемости, нефтегазонасыщения по дан­ ным ГИС.

186

В настоящее время для определения глинистости используют сле­ дующие методы ГИС.

Метод собственных потенциалов. По диаграммам СП опреде­ ляют относительную глинистость Г|гл для пород с рассеянной глинис­ тостью, используя зависимости, показанные на рис. 97, содержание глинистых прослоев хТЛв пачке, содержащей слоистую глинистость, по палеткам, одна из которых представлена на рис. 111. Комплексируя метод СП с одним из методов пористости (ННМ-Т, ГГМ или AM), можно одновременно определять объемную ктлили массовую Сгл гли­ нистость и общую пористость породы.

“ СП

Рис. 97. Корреляционная связь между параметрами асп и Г|гл. 1—коллектор; 2 —неколлектор; 3—линия регрессии

Метод естественной радиоактивности —гамма-метод. По дан­ ным ГМ, в породах, содержащих как рассеянный, так и слоистый гли­ нистый материал, определяют объемную глинистость кТЛна основе корреляционной связи между показаниями Д и величиной 1сгл (рис. 98). Возможно комплексирование методов ГМ и СП, или ГМ и ННМ-Т для одновременного определения параметров кГЛ(СГЛ) и кп.

Комплекс нейтронного метода и гамма-гамма метода позволяет одновременно определять параметры Сгл (кгл) и кПо6щв породах с мономинеральным составом скелета, не содержащим газ, способом, из­

187

§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КО ЭФ Ф И Ц И ЕН ТА ПОРИСТОСТИ

Коэффициент открытой пористости межзерновых коллекторов определяют по данным метода сопротивлений, межзерновых терригенных коллекторов при наличии благоприятных условий— по дан­ ным метода собственных потенциалов. Коэффициент общей порис­ тости устанавливают по результатам стационарных нейтронных методов (НГМ и ННМ-Т, метода рассеянного излучения) в коллекто­ рах мономинерального состава как межзерновых, так и со сложным строением пор — в общем случае трещинно-кавернозно-межзерно­ вых. По данным акустического метода в простых межзерновых кол­ лекторах определяют коэффициент открытой пористости, в слож­ ных трещинно-кавернозно-поровых с мономинеральным составом — величину, промежуточную между коэффициентами открытой и об­ щей пористости, которая в зависимости от особенностей строения пор ближе к коэффициенту открытой или общей пористости.

Коэффициент общей пористости коллекторов сложного мине­ рального состава находят, комплексируя методы нейтронный и гам- ма-гамма-метод, нейтронный и акустический, гамма-гамма-метод и акустический.

Коэффициент трещиноватости в сложных карбонатных и терригенных коллекторах определяют по данным специальных ис­ следований методом сопротивлений при заполнении ствола сква­ жины двумя растворами различной минерализации (метод двух ра­ створов). Коэффициент общей пористости разделяют на компоненты

— коэффициент вторичной (эффективной) пористости и коэффици­ ент межзерновой пористости матрицы в сложных карбонатных кол­

188

лекторах, комплексируя методы ядерные, акустические и сопротив­ ления.

Определение коэффициента открытой пористости по данным метода сопротивлений

для межзерновых коллекторов

Основой для определения коэффициента открытой пористости кп по данным метода сопротивлений является связь между удельным сопротивлением полностью водонасыщенной породы рвп, параметром пористости (относительным сопротивлением) Рп и удельным сопро­ тивлением воды рв, насыщающей породу (см. гл. I, § 1).

Все способы определения кп коллекторов по удельному со­ противлению породы содержат следующие общие для них операции.

Удельное сопротивление коллектора определяют в зоне пласта, насыщенного полностью или преимущественно водой с известной минерализацией.

Для изучаемого коллектора используют зависимость Pn- f ( k n), по­ лученную с учетом пластовых условий. Реализацию любого из спо­ собов определения fcn по данным метода сопротивлений завершают расчетом параметра Рп изучаемого коллектора и определением ко­ эффициента кп, соответствующего данному Рп, с помощью извест­ ной зависимости Pa—f(k n).

Различают способы определения к„ по удельному сопротивлению рвп коллектора за контуром залежи, по удельному сопротивлению промытой зоны рпп и зоны проникновения рзп коллектора.

Определение кПпо величине рвп.

1. Определяют удельное сопротивление коллектора рвп, полностью насыщенного пластовой водой, в одной из законтурных скважин по диаграммам электрических зондов с большим радиусом исследова­ ния — зондов БЭЗ размером АО>4 м или индукционного зонда. Вы­ полнение этого условия необходимо для получения гарантированно­ го значения рвп неизмененной части коллектора за пределами зоны проникновения фильтрата бурового раствора.

2.Рассчитывают удельное сопротивление рв пластовой воды изу­ чаемого продуктивного горизонта. Д ля м есторож дений, н а ­ ходящихся в завершающей стадии разведки или переданных в раз­ работку, значение рв обычно известно. Для месторождений, нахо­ дящихся в начальной стадии разведки, величину рв определяют: а) по зависимости рв=/(Св) при известной температуре пласта (см. рис. 2) в исследуемой скважине в соответствии с известным значе­ нием Св, полученным по данным химического анализа пробы плас­ товой воды; б) по данным непосредственного измерения рв в лабо­ ратории 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 Рп по формуле Рп = рвп/р в.

4.По зависимости Рп = /(7сп), полученной для исследуемого класса коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образцах породы с

189

учетом пластовых условий, определяют значение кп, соответствую­ щее вычисленному параметру Рп.

Преимущество способа — его простота, основной недостаток — возможность определения кп только в законтурной части залежи, которая может характеризоваться значениями кп, отличающимися от значений кп в пределах залежи. Этого недостатка лишены спосо­ бы определения кп по удельному сопротивлению промытой зоны р 1Ш и зоны проникновения рзп продуктивного коллектора.

Определение кПпо величине рпп.

1.Определяют величину рпп по диаграмме одного из микроэлектрических методов, предпочтительнее МБК.

2.В продуктивном коллекторе полагают, что порода в промытой зоне насыщена фильтратом бурового раствора и остаточной нефтью или газом, содержание которых характеризуется коэффициентами остаточного нефтенасыщения конили газонасыщения кот.В соответ­ ствии с этим величина рпп выражается формулой

где Рон — параметр остаточного нефтенасыщения (в газоносном кол­ лекторе вместо Рон используют Рог— параметр остаточного газона­ сыщения), причем эти параметры связаны соответственно с кон или когсоотношениями

Рон= 1/(1 - к„ )» Рог= 1/(1 - когГ.

3. Рассчитывают параметр Рп по формулам

Для глинистого коллектора в знаменателе выражений (VI.7) в каче­ стве множителя вводят параметр поверхностной проводимости П, оп­ ределяемый изложенным выше способом для заданных значений р ф и Сгл(см. рис. 4). Величину р ф, используемую в этой формуле, определяют по палеткам кривых Р ф = /( р р) для различных значений t= const, пост­ роенных по экспериментальным данным, зная удельное сопротивление бурового раствора р р по диаграмме скважинного резистивиметра.

Значения кон(кот) и п берут на основании данных эк сп ер и ­ ментального изучения керна из исследуемого продуктивного го­ ризонта или используют его значение в сходных коллекторах про­ дуктивных отложений других хорошо изученных площадей. Ч ащ е всего прим еняю т коэф ф и ц и ен т к0И(к0Т), равны й 0,2 — 0,3, и 71=1,6-5-2.

4. Выбирают зависимость Рп=/(кп) для исследуемого класса кол­ лектора, полученную экспериментально на образцах изучаемых от­ ложений при насыщении их водой с удельным сопротивлением, рав­ ным среднему значению удельного сопротивления рф фильтрата бу­ рового раствора на данном месторождении. По выбранной зависимости определяют величину fcn, соответствующую вычисленному парам ет­ ру Рп. Для водоносных коллекторов решение задачи упрощ ается — величину Рпрассчитывают по формуле

190