Выделение газоносных пластов

 

В песчано-глинистом разрезе газоносные коллекторы, так же как и нефтеносные, отмечаются высокими кажущимися и удель­ными электрическими сопротивле­ниями . Песчано-глинистые коллекторы по нефтегазоносности разделяют с помощью нейтронных методов. По сравнению с нефтеносными, газоносные горизонты характеризуются более высокими интенсивностями , плотностью тепловых и надтепловых нейтронов (рис. 55). Выделение их по данным электрических и радиоактив­ных методов осложняется тем, что в процессе бурения газ легко оттесняется от стенок скважины фильтратом бурового раствора.

В карбонатном разрезе выделение газоносных горизонтов зна­чительно сложнее. Высокими сопротивлениями и здесь характери­зуются не только нефтегазоносные, но и плотные разности известняков и доломитов. На кривых нейтронных методов газоносные и плотные карбо­натные разности также отмечаются одинаково: высокими значениями , и .

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ, НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ И ПРОНИЦАЕМОСТИ

 

Определение коллекторских свойств пластов по геофизическим данным обычно проводят по эталонным кривым зависимостей показаний геофизиче­ских методов от рассматриваемого параметра, которые составляют для каж­дого района и каждого типа горных пород отдельно. Построение таких кри­вых возможно двумя способами: 1) по данным лабораторных исследований физических и коллекторских свойств пород, отобранных из параметриче­ских и разведочных скважин; 2) по результатам статистических сопоста­влений показаний геофизических методов против пластов с известными параметрами, с численными значениями последних. В обоих случаях точность количественной оценки определяют числом точек п, по которым строят эталонную кривую, их разбросом, а также достоверностью сведений о чис­ленных значениях параметров, лежащих в основе построения эталонных кривых. Согласно теории математической обработки статистических данных связь считается достаточно тесной и надежной, если коэффициент корреля­ции г превышает значение г > 0,8, а число точек .

Достоверность сведений о средних значениях параметров пласта опре­деляют числом исследованных образцов керна, отобранных из пласта. При­нято считать, что для достаточно однородных пластов сведения о величине средних значений его параметров достаточно достоверны, если на 1 м раз­реза приходится одно или более определений. С повышением неоднород­ности пласта число образцов керна должно быть увеличено.

При построении эталонных кривых и при последующей интерпретации показания геофизических методов предварительно приводят к единым скважинным условиям измерений и к условиям пласта бесконечной мощности.

Численные значения параметров пласта, определенные по данным ка­кого-либо геофизического метода, при возможности обязательно контро­лируют данными других геофизических методов, особенно таких, которые базируются на различии физических свойств пород.

Определение коэффициента пористости () Коэффициент пористости пород Ап принципиально возможно опреде­лять с помощью многих электрических и радиоактивных методов исследо­вания скважин. Однако эффективность таких определений в конкретных геологических условиях для разных методов неодинакова. Обычно в песчано-глинистом разрезе наилучшие результаты дают электрические, а в карбонат­ном — радиоактивные методы

 

По данным БЭЗ

Пористость пород определяют по корреляционным кривым зависимости , составленным для водоносных пород исследуемого района. Для отложений, насыщенных пластовыми водами резко различной минера­лизации, кривые зависимости составляют раздельно. Параметр пористости Рп рассчитывают как отношение (3)

 

Величину удельного сопроти­вления водоносного пласта опре­деляют по данным БЭЗ. Числен­ные значения удельного сопро­тивления пластовых вод в пре­делах одного месторождения для рассматриваемого комплекса отло­жений чаще всего бывают постоян­ными и определяются одним из следующих методов:

а) по лабораторным исследо­ваниям удельных сопротивлений образцов пластовых вод с учетом температуры на глубине залегания пласта;

Рис. 56. Зависимости и применяемые для оценки удельного сопротивления пластовых вод.

б) по солевому составу пластовых вод с помощью номограмм, приве­денных на рис. выше, также с учетом температуры пласта; в) по данным метода СП.

В последнем случае наиболее точные результаты получаются при ис­пользовании двух кривых СП, зарегистрированных в одной скважине при ее заполнении растворами с резко различными сопротивлениями. По зна­чениям и , снимаемым с этих кривых против исследуемого пла­ста, и по сопротивлениям фильтрата бурового раствора и строят зависимость В полулогарифмическом масштабе эта зависимость выражена прямой. Искомую вели­чину находят как абсциссу точки пересечения этой прямой с осью . дельное сопротивление фильтрата бурового раствора определяют по величине бурового раствора .

При отсутствии двух кривых СП, зарегистрированных в скважине с различным буровым раствором, величина может быть найдена по кри­вым зависимости

, приведенным на рис. 56, а для разных значений .

Здесь: — амплитуда аномалии против исследуемого пласта с учетом влияния мощности пласта и его сопротивления; — поправоч­ный коэффициент за мощность h и удель­ное сопротивление пласта (численные значения находят по палетке. — коэффициент приведения уравнения к линейному виду. Численные значе­ния находят по величине отношения предполагаемого значения концентра­ции солей в пластовых водах и в фильтрате бурового раствора (рис.57), б); - коэффи­циент э. д. с. собственной поляризации; dt — температурный коэффициент, чи­сленные значения которого прибли­женно могут быть рассчитаны по фор­муле (где Т = 273°); t — тем­пература в скважине на глубине иссле­дуемого пласта.

Величина изменяется в зави­симости от химического состава пласто­вых вод, насыщающих исследуемые отложения, и от степени заглинизированности последних. Для чистых незаглинизированных песков и песчаников, залегающих среди тонкодисперсных глин, в практике за величину при­ближенно принимаются 70 мв.

 

По данным микрозондов

Величину пористости определяют также по коррелятивным кривым за­висимости . Однако параметр пористости Рп в этом случае рассчитывают как отношение:

где — удельное сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора, определяемое по данным одновременных исследований скважины микропотенциал-зондом и микроградиент-зондом ; — удельное сопротивление фильтрата раствора, определяемое по величине сопротивле­ния бурового раствора , и q — поправочный коэффициент, учитывающий влияние на сопротивление жидкости в зоне проникновения невытесненной пластовой воды. В нефтеносных пластах при расчете Рп учитывают также влияние на сопротивление жидкости в зоне проникновения остаточного нефтенасыщения пласта. Практически численные значения параметра по­ристости по данным микрозондов могут быть найдены с помощью номо­грамм.

По известному значению удельного сопротивления бурового раствора (определяют по величине на кривой микроградиент-зонда против размытых глин) с помощью номограммы А определяют удельные со­противления глинистой корки и фильтрата бурового раствора . Затем рассчитывают отношения и кажущихся сопротивлений против исследуемого пласта, полученных микроградиент ()- и микропотен­циал ()-зондами, к сопротивлению ; по кавернограмме определяют диа­метр скважины dc и с помощью номограмм Б и А находят отношение coпротивления зоны проникновения фильтрата раствора к сопротивлению . Далее рассчитывают отношения ( — удельное сопротивление пластовых вод) и с помощью номограмм Г и Д последовательно пределяют отношения и . При исследовании водоносных пород отношение является искомым параметром пористости Рп, по величине которого с помощью одной из кривых зависимости определяют коэффициент пористости kп. Для нефтеносных пород в найденное описанным выше способом значение Рп с помощью номограммы Е вводят поправку за влияние остаточного нефтенасыщения (КOH).

Метод применим для оценки пористости водоносных и нефтеносных песчаников и известняков с гранулярной пористостью.

 

По данным метода СП

Оценка пористости производится по коррелятивным кривым зависимости показаний метода от коэффициента пористости пород К_П, составленным для исследуемых отложений. Показания метода выражаются в величине амплитуды отклонения кривой СП от условной нулевой линии (обычно от линии чистых глин) или в относительных единицах Асп, например, в отношении амплитуды против исследуемого пласта к максимальной амплитуде , наблюдаемой против чистых незаглинизированных песчаников:

В некоторых случаях величина относится к амплитуде , наблюдаемой против выдержанного в пределах исследуемой площади опорного горизонта:

В первом случае в значения вводят поправки за влияние сопротивления бурового раствора kQ, за мощность пласта kh и за его сопротивление :

Рис. 58 Палетка для количественной ин­терпретации данных измерения кажуще­гося сопротивления микрозондами. А — кривые для опреде­ления и по ; В —палетка кривых зави­симостей при = const и = const; В — номограмма внесения поправок за ве­личину диаметра сква­жины; Г—номограмма пересчета; Д — номограмма внесе­ния поправки за непол­ное вытеснение поровых вод и влияние поверх­ностной проводимости; Е—номограмма внесения поправок за остаточное нефтенасыщение коллек­тора. Микроградиент-зонд AO,025MO,025N и микропотенциал-зонд AO,05MO,4N.

 

 

Численные значения коэффициента kQ могут быть найдены по кривым за­висимостей (например, рис. 59, а):uq=/(qp)-

Произведение поправочных коэффициентов может быть найдено по палетке, приведенной на рис. 59, в. Кривые зависимостей для отложений Ромашкинского и Шкаповского месторождений приведены на рис. 59, б.

В случае использования относи­тельного параметра необходи­мость введения поправки за влия­ние сопротивления бурового раствора отпадает. Влияние мощности и со­противления коллектора на величины и учитывают делением на коэффициент , численные значения которого для заданных отношений находят по кривым. Зависимость , составленная В.Н. Дахновым, приведена на рис. 60.

 

По данным НГМ

Оценку пористости производят по кривым зависимости интенсивности от коэффициента пористости пород, составленным для данных скважинных условий измерений и соответствующей измерительной аппаратуры. В тех случаях, когда на­хождение коррелятивной за­висимости путем статистических сопоставлений значений и или модели­рованием затруднено, для при­ближенной оценки пористости карбонатных пород может быть использована кривая

Зависимости приведенные на рис. 61, а. Эта кривая применяется при исследованиях НГМ в необсаженных скважинах, пробуренных долотом диаметром 146,05— 298,44 мм, аппаратурой всех типов (зонд 60 см) при условии, что диаметр скважины против исследуемого пласта равен номинальному. В тех случаях, когда в показания НГМ необходимо вводить поправки за увеличением диа­метра скважины или за наличие глинистой корки, эталонные кривые для приближенной оценки пористости пород составляют для каждой скважины отдельно, исходя из известного характера зависимости .

Для наиболее распространенного в Советском Союзе случая исследо­вания необсаженных скважин диаметром 146,05—298,44 мм зондом 50— 60 см, такие кривые строят одним из следующих способов (рис. 61, б и в):

1. В разрезе исследуемой скважины выбирают два опорных горизонта известной и различной пористостью и . Значения коэффициентов пористости этих горизонтов должны лежать в пределах 40% > >5%. По численным значениям и , снимаемым с кривой НГМ про­тив этих горизонтов, и значениям и на бланке бумаги в масштабе х = lg Кп, у = .проводят прямую, которая и является эталонной для данной кривой НГМ.

В качестве одного из опорных горизонтов обычно используют размытые глины, диаметр скважины против которых превышает 400 мм; по отно­шению к НГМ водородосодержание такого горизонта эквивалентно коэффи­циенту пористости Кп = 40%.

За другой опорный горизонт принимают следующие пласты:

а) в случае оценки пористости карбонатных коллекторов — пласты известняков или доломитов, а также пласты, отмечаемые на кривых НГМ максимальными интенсивностями . Коэффициент пористости этих пластов условно принимают равным 2,5%. Построенная таким образом эталонная прямая пригодна для определения пористости известняков, у которых >5% (рис. 61, 6);

б) песчано-глинистый или алевролитовый пласт с известными значе­ниями kn. В этом случае в численное значение , определенное по керну методом Преображенского, вносят поправку за наличие в породе кристаллизационной воды:

Здесь — среднее объемное содержание в глинистой фракции исследуе­мых отложений кристаллизационной воды. Среднее для исследуемого рай­она значение находят по данным лабораторных анализов пелитовой фракции. Для отложений палеогена Волго-Уральской нефтегазоносной области — 11%. Для отложений продуктивной толщи Азербайджана ~15%. Ста — глинистость опорного горизонта в %—находят по дан­ным методов СП или ГМ.

2. Методика построения эталонной кривой принципиально та же, что и в первом случае. За первый опорный горизонт принимаются пласты с вы­сокой пористостью, величина которой установлена по керну или одним и» ранее описанных способов. За второй опорный горизонт принимаются пла­сты плотных известняков или ангидритов, характеризуемые на кривых НГМ максимальными интенсивностями . Значение коэффициента по­ристости этого горизонта устанавливают равным минимальному значе­нию , встречаемому в исследуемом разрезе всего месторождения (обычно 1 — 1,5%). Эталонную кривую, так же как и в предыдущем случае, строят по двум точкам с координатами (, ) и (, = 1 —1.5%), в виде прямой. Однако построение ведут в масштабе х = , у = lg (см. рис. 61, б).

При исследованиях нейтронным гамма-методом обсаженных скважин эталонную кривую зависимости по двум точкам строят так же, как и в первом случае исследования необсаженных скважин. За первый опорный горизонт здесь принимают заполненную цементом каверну с услов­ной пористостью 50%; за второй — пласты известняка или доломита, ха­рактеризующиеся максимальной интенсивностью . Принимаемая пори­стость пластов 1 — 1,5% (см. рис. 61, в).

При наличии кривых НГМ, полученных двумя зондами разных разме­ров — L1 и 12, оценка пористости пород может проводиться по кривым за­висимости , составленным для данных условий измерений.

В этом случае исключается влияние минерализации бурового раствора и пластовых вод, повышается точность оценки коэффициентов пористости пород в области их высоких значений (рис. 62).

Вне зависимости от способа построения эталонных кривых в значения коэффициентов пористости , определенные по этим кривым, для заглинизированных пород вносят поправку за глинистость по формуле:

(28)

Здесь: — значение коэффициента пористости пород, исправленное за глинистость (величина, близкая к коэффициенту эффективной пористости пород); и — объемные содержания в глинистой фракции исследуемых отло­жений гигроскопической и кристаллиза­ционной воды. Суммарное содержание в глинистой фракции связанной воды = для данного стратиграфического ком­плекса отложений хорошо выдерживается в пределах достаточно обширных геологических районов и определяется для каждого месторождения по данным лабораторных исследований не­скольких образцов глинистой фракции. Для палеозойских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной области оно близко к 23,5%; для отложений продуктивной толщи Азербайджана (рис. 64).

Наиболее эффективно данные НГМ применяются для оценки пори­стости незаглинизированных карбодатных отложений, а также во всех дру­гих случаях, когда использование для этой цели данных электрометрии невозможно.

 

Сущность методики оценки пористости пород по данным этих методов сводится к составлению коррелятивных зависимостей интенсивности есте­ственного , рассеянного или искусственно созданного в методе изото­пов гамма-излучения от коэффициента пористости пород для конкрет­ных скважинных и геологических условий измерений.

Данные гамма-метода могут быть использованы для оценки пористости только таких пород, изменение пористости в которых определяется преиму­щественно степенью их заглинизированности. Для пород с различным соста­вом цементирующего вещества кривые зависимости составляют отдельно.

Данные метода рассеянного гамма-излучения используют для оценки пористости пород только при условии исследования необсаженных сква­жин и постоянства толщины глинистой корки и песчаных сальников против исследуемых пород. Для пород различной минералогической плотности кривые составляют раздельно.

В методе изотопов кривые зависимости составляют от­дельно для каждой скважины. В процессе измерений проводят строгий кон­троль за постоянством концентрации радиоактивных изотопов в буровом растворе.

 

Определение коэффициентов нефтенасыщения () и газонасыщения ()

 

Определение коэффициентов и производят с помощью кривых за­висимостей для нефтеносных или

Численное значение удельных сопротивлений нефтенасыщенного или газонасыщенного пластов определяют по боковому электрическому зондированию или с помощью другого метода, имеющего большую глубину исследования. Величину удель­ного сопротивления того же пласта при 100% заполнении его пор пластовой водой рассчитывают по формуле:

(29)

где Рп определяют из зависимости Рп = / (Лп) по известному значению коэффициента пористости пласта. Иногда, при отсутствии сведений о пори­стости пласта, значение определяют как среднее по всему пласту, исполь­зуя значение удельного сопротивления исследуемого пласта по законтурным скважинам. Второй способ менее точный.

 

Определение коэффициента проницаемости ()

Коэффициент проницаемости песчаных коллекторов может быть опре­делен с помощью методов сопротивлений, потенциалов вызванной поляри­зации и потенциалов собственной поляризации.

 

 

Все эти методы разработаны для определенных типов коллекторов и часто не могут быть перене­сены в другие районы.

В методе сопротивлений определение коэффициента про­ницаемости нефтенасыщенных песчаников производят по известной величине параметра нефтенасыщенности Рн и коэффициента пористости . Эти опре­деления основываются на наличии корреляционной зависимости между содержанием в пласте связанной воды и величиной коэффициента проница­емости, впервые изученной Г. С. Морозовым. Определения могут быть про­изведены только в пластах, находящихся выше зоны водо-нефтяного кон­такта, где влиянием подошвенной воды можно пренебречь. Имеется не­сколько номограмм для определения проницаемости нефтеносных песчани­ков по методу сопротивлений, причем их отличие в основном обусловлено разным характером распределения связанной воды. Примеры двух номо­грамм изображены на рис. 65.

Весьма приближенное определение коэффициента проницаемости водоносных песчаников может быть произведено по величине извилистости поровых каналов Т

Под извилистостью понимают отношение средней статистической длины поровых каналов между двумя параллельными плоскостями к кратчай­шему расстоянию между этими плоскостями : (30)

Извилистость может быть определена по известным величинам параметра
пористости Рп и коэффициента пористости , найденным независимыми
способами: (31)

Рис. 66. Пример зависи­мости коэффициента прони­цаемости от квадрата изви­листости Т. I — 4 — зависимости для разных горизонтов; 5 — кривая средних значений

 

 

В некоторых типах песчаников, имеющих относительно постоянное значение коэффициента пористости, наблюдается коррелятивная зависимость ме­жду величиной извилистости Т и коэффициентом проницаемости , кото­рую можно использовать для оценки последнего (рис. 66).

В методе потенциалов вызванной поляризации для определения коэффициента проницаемости песчаных коллекторов ис­пользуют коррелятивную зависимость , построенную для данного коллектора, или зависимость , построенную с учетом изменения коэффициента пористости. Значение на диаграммах ВП находят по формуле:

(32)

где — разность вызванных потенциалов, отсчитанная по диаграмме ВП, мв; — разность потенциалов омического происхождения, на­блюдаемая против того же пласта в момент протекания поляризующего тока, мв; а — коэффициент, учитывающий изменение глубины проникновения фильтрата бурового раствора D (рис. 67); b — коэффициент, учитывающий изменение ионного состава бурового раствора; для растворов, обработанных углещелочным реагентом в обычной дозировке, среднее зна­чение b= 6,3, а без добавки щелочи b=l; — удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора и остаточной пластовой воды, ом • м

В методе собственных потенциалов используют зависимости величины диффузионно-адсорбционной активности и при­веденной аномалии от проницаемости, наблюдаемые в некоторых песчаных коллекторах (рис. 68). Удовлетворительные. результаты в этом случае могут быть получены только при определении коэффи­циента проницаемости пород < 100 мд. В области больших проницаемостей возможна очень боль­шая погрешность в определении .

Методика определения коэффи­циента проницаемости карбонатных пород по геофизическим данным не разработана.

 

 

ОЦЕНКА ГЛИНИСТОСТИ

 

Количественную оценку содержа­ния в породах пелитовой фракции Сгл проводят по данным методов СП и ГМ.

В первом случае используют коррелятивные зависимости и , составляемые для каждого исследуемого района

Во втором случае для оценки глинистости пород используют корреля­тивную зависимость . Обобщение результатов многочисленных исследований показывает, что для песчано-глинистых пород, в которых от­сутствуют значительные примеси глауконитовых, монацитовых, карнотитовых и других высокорадиоактивных песков, песчаников и конгломератов, зависимость при условии выражения ее в относительных едини­цах Параметр вычисляют таким образом:

 

где — показания гамма-метода, снимаемые с кривой ГМ против исследуе­мого пласта; — показания метода, зарегистрированные против опорногс пласта чистых глин, характеризующегося на кривой ГМ максимальной интен­сивностью; - показания метода, зарегистрированные против чистых песчаников или известняков, характеризующихся на кривой ГМ минималь­ной интенсивностью.

В тех случаях, когда содержание глинистой фракции в опорном пласте, характеризующемся максимальной интенсивностью не равно 100% параметр умножают на поправочный множитель К и глинистость опре­деляют по кривой , соответствующей данному значению К. Величину К принимают равной содержанию пелитовой фракции в опорном пласте глин, выраженному в долях единицы. Так, при глинистого пласта, равном 90%, К = 0,9; при = 80% К = 0,8 и т. д.

При расчете параметра показания гамма-метода для исследуемого и опорных пластов предварительно приводят к единым скважинным условиям измерений и к условиям пласта бесконечно большой мощности.

 

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

 

Запасы нефти в залежи объемным методом подсчитывают по формуле

 

(33)

где — запас нефти в m; — удельный вес нефти в пластовых усло­виях; — площадь элементарного (i-го) участка залежи; — средняя по i-му участку залежи эффективная мощность нефтенасыщенной части пла­ста; и — средние по i-му участку залежи значения коэффициентов пористости и нефтенасыщения. За исключением величины все пара­метры, входящие в формулу подсчета запасов нефти, в благоприятных усло­виях могут быть рассчитаны по данным промысловой геофизики.

Площадь залежи S или ее отдельных участков Si определяют планиме­трированием структурных карт в пределах контура нефтеносности; построе­ние структурных карт базируется на результатах промыслово-геофизической корреляции. Контур нефтеносности определяют по данным совместного ана­лиза геологических (описание керна), промысловых (испытание скважин) и геофизических (определение положения водонефтяного контакта) данных. При подсчете запасов залежей, находящихся в эксплуатации, результаты определения положения водонефтяного контакта по отдельным скважинам должны быть приведены к дате подсчета запасов; последнее, осуществляют на основании предварительного изучения скорости подъема водонефтяного кон­такта. В районах с высокой минерализацией пластовых вод скорость подъема водонефтяного контакта наиболее эффективно можно изучать по данным мно­гократных исследований разрезов скважин нейтронным гамма-методом иди методом плотности тепловых нейтронов.

Средние для залежи или для ее элементарных участков значения пара­метров и и наиболее точно рассчитывают по картам равных эффективных мощностей , коэффициентов пористости