Расчленение продуктивной части разреза скважины

Расчленение продуктивной части разреза скважины – это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методов изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные, нагнетательные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.

Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами. Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований. При этом имеем в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам.

Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности (рис 2.20).

 

Рис. 2.20 Пример использования диаграммы стандартного каротажа для построения разреза скважины и выделения продуктивных горизонтов:

1 – глина; 2 – известняк; 3 – песчаник нефтеносный; ВНК – водонефтяной контакт

Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы – по наибольшему отклонению кривой ПС от линии глин, по минимальной гаммаактивности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины.

Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гамма-каротажную кривую.

Коллекторы в карбонатном разрезе (известняки и доломиты) имеют различные структуры пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофизическим материалам весьма сложно.

Петрофизические свойства микрокавернового ("порового") карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расчленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены по данным микрозондирования.

Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации: электрометрия, нейтронный каротаж, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное использование данных радиометрии и акустического каротажа и др.

Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.

Если разрез сложен часто чередующимися песчано-глинистыми и карбонатными породами, задача выделения коллекторов осложняется.

Глины на каротажных диаграммах характеризуются следующими признаками:

· на диаграммах КС и ИК против глин обычно регистрируются низкие значения кажущегося сопротивления, которые увеличиваются при повышении плотности и карбонатности глин;

· на диаграммах ПС глинам отвечают положительные аномалии (кривая занимает правое положение);

· высокое значение гамма-излучения.

Песчаники характеризуются:

· широким диапазоном кажущегося сопротивления; для газоносных и нефтеносных пород обычно характерны высокие значения КС, для водоносных – низкие;

· отрицательными аномалии ПС, уменьшающимися при увеличении глинистости песчаного пласта;

· уменьшением диаметра скважины из-за образования глинистой корки.

Карбонатные породы (известняки и доломиты) характеризуются:

· широким диапазоном изменения КС в зависимости от типа и значения пористости, характера насыщения; нефтегазонасыщенные породы имеют более высокие значения, чем водонасыщенные;

· отрицательными аномалиями ПС, уменьшающимися при увеличении глинистости;

· низкими значениями гамма-излучения, возрастающими с увеличением глинистости;

· зависимостью величины диаметра скважины от структуры пустотного пространства.

Результаты расчленения геофизического разреза скважины и выделения пород коллекторов изображаются на каротажной диаграмме в левой ее стороне в виде литологической колонки.

На каротажной диаграмме каждой из скважин проводится вертикальная линия, соответствующая полученному кондиционному значению αПС. Пласты, против которых линия ПС располагается левее линии кондиционного предела αПС, относят к коллекторам.

При изучении разрезов скважин выделяются:

1) общая толщина горизонта (пласта) – расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических границах;

2) эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта;

3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная суммарной толщине прослоев нефтегазонасыщенных коллекторов. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК или ГВК.

Кондиционными называют граничные значения свойств нефтегазонасыщенных пород, разделяющих их на коллекторы и неколлекторы, а также на коллекторы с разными промысловыми характеристиками. Эти граничные значения называют также нижними пределами значений свойств продуктивных коллекторов.

Проведение границ между коллекторами и неколлекторами или между коллекторами разной продуктивности по кондиционным значениям разных свойств дает неодинаковые результаты, так как связи между различными свойствами пласта носят стохастический характер – фиксированному значению одного параметра соответствует несколько значений других параметров. Например, породы с одинаковыми значениями коэффициента проницаемости могут различаться по значениям коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, коэффициента вытеснения и др. Пропластки с одинаковой проницаемостью или пористостью различаются по значениям удельных коэффициентов продуктивности. Нередки случаи, когда из пород, по граничным значениям проницаемости отнесенных к неколлекторам, получают промышленные притоки нефти, а из пород, по граничным значениям пористости отнесенных к коллекторам, притоков не получают.

Большинство исследователей пришло к выводу, что для определения границы между коллекторами и неколлекторами следует использовать геофизические показатели, отражающие совокупность сложно взаимодействующих свойств пород, или какой-то комплексный параметр, характеризующий емкостно-фильтрационные свойства породы одним числом. Предельные значения параметров коллекторов необходимо обосновать в каждой скважине для каждого пласта на основе комплексного использования данных лабораторного анализа керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин.