ГЛАВА 16.КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА СТАДИЯХ РАЗВЕДКИ, ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

ГЛАВА 16.КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА СТАДИЯХ РАЗВЕДКИ, ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

 

Tаблица 16 1

Параметр по которому дается прогноз	Область
	I	II	III
kв Рн rп	kв.o< kв< kв* Рн.пред>Рн>Рн rп.пред>rп>rп*	kв*< kв<kв** Рн*>Рн>Рн** rп*>rп>rп**	kв*<kв<1 Рн*>Рн>1 rп*>rп>1

 

В качестве критических используют значения k_{в кp} = k_в*, Р_н* =Р_н, ρ _п = ρ ρ _п*. Очевидно, что при k_в<k_в*, Р_н>Р_н*, ρ _п>  ρ _п* коллектор при испытании даст приток чистой нефти или газа (рис. 16.9). Менее строгим является критерий k_{в кр} = k_в* +Dk_в, где Dk_в = 0,02—0,05, и соответствующие ему критерии Р_{п кр} , ρ_{п кр}. В этом случае при k_в<k_{в кр}, Р_н>Р_{н кр}, ρ _п>  ρ _{п кр} возможно получение или безводного притока нефти (газа), или притока УВ с небольшим содержанием воды, таким, что приток, можно считать промышленным.

В случае если объект представлен совокупностью нескольких классов коллекторов с характерными интервалами значений k_п, k_пp, С_пл, то для каждого класса имеются индивидуальные зависимости P_п = f(k_в), k_{п рн}=f(k_в), k_{п рв} = f(k_в). Семейство зависимостей Р_н = f(k_в), дифференцированных по какому-либо параметру, например по α_сп, дополняется графиком Р_{н пред}= f(k_во), который является геометрическим местом точек, соответствующих образцам каждого класса с неснижаемой водонасыщенностью (рис. 16.10). На каждом графике Р_н=f(k_в) имеются точки с координатами k_в*, Р_н* и k_в**, P_н**, положение которых определяют по кривым относительной фазовой проницаемости для каждого класса

1- Р_н=f(k_в) для различных α_сп=const;2- Р_{н пред}=f(k_во);3-Р_{н кр}=f(k_кр);4-P_н** = f(k_в**).

 

Рис 16 10 Зависимости Р_н=f(k_в) для терригенных коллекторов с различной глинистостью:

I — нефть, II — нефть+вода, III — вода.

 

Соединяя точки с координатами Р_н*, k_в* и Р_н**, k_в**, получают зависимости P_п* = f(k_в*) и Р _н** = f(k_в**). Эти зависимости делят площадь, заключенную между графиками Р_н= f(k_в) для наиболее чистых коллекторов и Р_{н пред}=f(k_во), на известные нам области I, II, III (Рис 16.10). Прогноз результатов испытания коллектора по данным ГИС составляют в соответствии с тем, в какую из трех областей попадет точка с координатами Р_н, k_в или Р_н, ρ _сп, характеризующими исследуемый пласт.

К продуктивным коллекторам относят те, точки которых в системе координат Р_п—k_в располагаются в области I, т. е. левее графика P_н* = f(k_в*). Последний можно рассматривать как график критических значений P_{п кр} = P_н*, k_{в кр} = k_в*. Таким образом, если при диагностике коллекторов простого объекта, представленного одним классом коллекторов, пользуются единственным критическим значением параметра — k_вкр, Р_{н кр}или ρ _{п кр}, то для сложных объектов, представленных несколькими классами коллекторов, используют интервал критических значений указанных параметров, выбирая в каждом конкретном случае значения k_{в кр}, Р_{н кр}, ρ _п.кр, отвечающие определенному классу коллектора.

Как и в предыдущем случае, можно использовать более «мягкий» критерий k_{в кр} = k_в*+Dk_в и соответствующие ему Р_{н кp}, ρ _{п кр}; смысл которых объяснен выше.

Используют еще один вариант петрофизического способа, основанный на построении, показанном на рис 16. 11.

 

Рис 16 11. Палетка для разделения коллекторов по характеру насыщенности по данным методов сопротивления и пористости.

Кривые:1- r _{п max} = f(k_п),2- r_вп = f(k_п),3-r_п=f(k_п) для разных k_в = const ,4-r_вп = f (k_п) 5-граница коллектор-неколлектор.

I— нефть(газ), II — нефть(газ) — вода; III—вода. Шифр кривых — к_в

 

На основе комплексного анализа связей Р_п—k_п, P_н—k_в,k_{в о}— k_п, k_{п рн}(k_{п рг})—k_п, k_{п pв}—k_в в системе координат ρ _п—k_пстроят следующие графики

1 Зависимость удельною сопротивления полностью водонасыщенной породы от коэффициента пористости ρ _вп = f(k_п).

2 Зависимость удельною сопротивления предельно нефте(газо) насыщенного коллектора ρ _{п max} от коэффициента пористости. Зависимость ρ _{п max} = f(k_п), пересекая график ρ _вп= f(k_п), делит его на две ветви — левую, соответствующую породам-неколлекторам, и правую для пород, способных содержать углеводороды . Абсцисса точки пересечения графиков — граничное значение коэффициента пористости k_{п гр}, точнее его нижний предел

3 Семейство зависимостей ρ _п=f(k_п) c разным коэффициентом относительной водонасыщенности k_в = const для коллекторов, которые располагаются между графиками ρ _{п max} = f(k_п) и ρ _вп = f (k_п). Коэффициент относительной водонасыщенности рассчитывают по формуле к_в= (k_в—k_во)/(1—k_во). Величина k_в изменяется от 0 для предельно нефте(газо) насыщенных коллекторов до 1 для полностью водонасыщенных коллекторов В рассматриваемое семейство войдут и графики 1, 2 (рис 16 .11) с цифрами соответственно k_в= 1 и k_в = 0

4 На основе анализа кривых относительной фазовой проницаемости строят графики ρ _п* = f(k_п) и ρ _п**=f(k_п)). Возможно, что они совпадут с графиками ρ _п = f(k_п) для фиксированных значений к_в.

5 Проводят границу коллектор — неколлектор, соответствующую k_{п гр}, установленному одним из описанных способов. Это значение больше величины k_п, соответствующей точке пересечения графиков 1 и 2 (рис. 16.11).

График r_п* = f(k_п) можно рассматривать как ρ _{п кр} = f(k_п). Для определения характера насыщенности и прогнозирования результатов испытания коллектора точку с координатами ρ _п, k_п, соответствующими изучаемому пласту, наносят на график на рис 16.11. Область, в которую попадает точка, определяет характер насыщенности коллектора и позволяет дать прогноз результатов испытания. Если точка попадает за пределы поля ограниченного графиками 1, 2 и вертикальными линиями, пересекающими ось абсцисс при k_п = k_{п гр} и k_п = k_{п mа}х (для данного геологического объекта), это означает ошибку, допущенную в определении ρ _п или k_п

Возможны другие варианты рассмотренного подхода Так переходя от k_п к одному из геофизических параметров, связанных с k , например DI_ng в карбонатном, DT в карбонатном и терригенном, α _сп в терригенном разрезе, получим семейство графиков ρ _п= f (DI_ng), ρ _п= f(Dt),ρ _п=f(α _сп) для различных k_в = const и среди них графики ρ _п*=f(DI_nγ), ρ _п*=f(DT), ρ _п* = f(α _сп), которые можно использовать для разделения коллекторов на продуктивные и непродуктивные (см рис 16 .10)

Критические значения ρ _{п кр}, Р_нкр, k_{в кр} используют для разделения коллекторов с однородным характером насыщенности на продуктивные и водоносные. В коллекторах с неоднородной насыщенностью (нефть, вода или газ, вода) по критическим значениям ρ _{п кр}, Р_{н кр}, k_{в кр} устанавливают положение ВНК и ГВК, для чего выполняют следующие процедуры,

в пределах пласта коллектора с неоднородной насыщенностью по диаграммам больших зондов БЭЗ и индукционного определяют границы переходной зоны,

определяют ρ _п.max в зоне предельной нефте-(газо)насыщенности и r_вп ниже зеркала воды,

Соединяют прямолинейно точки с координатами ρ _п.max , H_I и ρ _вп,H₂, где H₁ и H₂ —глубины соответственно кровли и подошвы переходной зоны, на глубине, где ρ _п переходной зоны равно ρ _пкр, проводят ВНК или ГВК (Рис 16.12)

 

Рис 16 12 Определение ВНК по данным метода сопротивлений при наличии переходной зоны

Зоны 1 — предельного нефтенасыщения 2 — переходная 3 — водоносный коллектор 4— глина 5,6 — соответственно кровля и подошва переходной зоны 7 — ВНК

 

При отсутствии переходной зоны ВНК и ГВК проводят на уровне подошвы пласта высокого сопротисления, каким является продуктивная часть коллектора с неоднородным характером насыщенности.

Способ нормализации (функциональных преобразований)

для выделения продуктивных коллекторов основан на рассмотренной уже сравнения значении ρ _п и ρ _вп по разрезу Способ реализуется в следующих вариантах

1 В исследуемом интервале разреза проводят попластовую или непрерывную поточечную количественную интерпретацию диаграмм методов сопротивлений и методов пористости, в результате которой строят графики ρ _п = f(H) и ρ _вп = f(H) Эти графики совмещают, а интервалы расхождения значении ρ_п и ρ_вп (ρ _п > ρ _вп) рассматривают как продуктивные, но для окончательного заключения об их промышленной продуктивности требуется как и ранее, сравнение ρ_п с ρ_пkр. Интервалы с различием ρ _п и ρ _вп в пределах погрешности относят к водоносным коллекторам или неколлекторам

2 В исследуемом интервале разреза совмещают методом наложения кривые эффективною сопротивления ρ_эффокусированного зонда с большой глубиной исследования и одного из методов пористости. Перед наложением кривую ρ_эфперестраивают так, чтобы шкала пористости диаграммы ρ_эфсовпадала со шкалой пористости геофизического метода пористости, диагpaмма которого выбрана для сопоставления (отсюда и название <<способ нормализации»). Продуктивные коллекторы как и в предыдущем варианте, выделяют в интервалах превышения показаний ρ_эф над показаниями метода пористости Этот вариант используют при экспресс интерпретации данных ГИС (рис 16.13)

 

Рис 16 13 Выделение продуктивного коллектора в карбонатном разрезе сопоставлением нормализованных кривых БМ и НГМ

 

При благоприятных условиях способ радиального градиента сопротивления ρ используют для разделения коллекторов на продуктивные и водоносные. Наличие радиального градиента рассматривалось выше как признак коллектора. При соотношении r_ф/r_в=2 и незначительной глинистости коллекторов понижающие проникновение —признак продуктивного, а повышающее признак водоносного коллектора. Для коллекторов со значительной глинистостью этим приемом пользоваться нельзя, так как наиболее глинистые продуктивные коллекторы с большим содержанием остаточной воды характеризуются повышающим проникновением

 

Рис 16 14 Выделение коллекторов и разделение их на продуктивные и водоносные способом радиального градиента сопротивления Коллектор 1 — нефтеносный , 2 — водоносный ,3 — неколлектор 4 —линия r₁= r₂— границы зоны неоднозначности

 

Рис 16 15 Выделение коллекторов в терригенном разрезе по диаграммам разноглубинных фокусированных зондов и методов пористости 1—коллектор 2 — неколлектор

 

Для разделения коллекторов па продуктивные и водоносные по радиальному градиенту пользуются следующими приемами

1 Сопоставляют в прямоугольной системе координат приведенные значения удельного сопротивления, рассчитанные по диаграммам малого ρ₁, и большого ρ₂ зонта (рис 16. 14)

2 Сравнивают методом наложения (как в способе нормализации) диаграммы ρ_эф двух разноглубинных фокусированных зондов, зарегистрированные в одинаковом логарифмическом масштабе сопротивлений (Рис 16.15).

Способ радиальною градиента сопротивления используют также для предварительного выделения в разрезе продуктивных коллекторов при экспресс - интерпретации,

Способ разделения коллекторов на продуктивные и водоносные в терригенном разрезе путем сопоставления отношения ρ_пп/ρ_п с приведенной абсолютной амплитудой статической аномалии СП E_s является объединением способов радиального градиента и сопоставления ρ_п и k_п

Таким образом, в скважинах, пробуренных и исследуемых с РВО, основной источник информации для разделения коллекторов на продуктивные и водоносные — данные метода сопротивлений, но при обязательном условии комплексной интерпретации материалов всего комплекса ГИС. Основным препятствием для успешного решения задачи является бурение скважины на растворе с высокой водоотдачей при больших репрессиях, что приводит к образованию глубоких зон проникновения в коллекторы. В этом случае повысить достоверность выделения продуктивных коллекторов возможно только при использовании сверхбольших симметричных градиент-зондов в необсаженном стволе (рис 16. 16) или проведением специальных исследований ГИС (радиометрия и широкополосный AM) посте обсадки скважины(1)

 

Рис 16 16 Выделение продуктивного коллектора по диаграммам симметричных градиент-зондов (по Г. Е. Яковлеву):

1 — продуктивный коллектор, 2 - неколлектор, 3 — глина

 

Разделение продуктивных коллекторов на газоносные и нефтеносные по данным ГИС, полученным в открытом стволе с РВО не производят. Задачу решают по данным ОПК, по данным ГИС при бурении скважины па РНО или по материалам специальных исследований ГИС после спуска колонны (рис. 16 .17)

II. Скважина пробурена на РНО

 

Рис 16 17 Определение ВНК и ГНК по данным электро- и радиометрии в терригенном коллекторе

Коллектор: 1 —газоносный, 2 — нефтеносный, 3—водоносный; 4 — неколлектор,5-глина
Скважина пробурена на РНО

 

Выделение коллектора производят по количественным признакам с использованием методов определения пористости (Рис 16.18)

Разделение коллекторов по характеру насыщенности по данным ГИС существенно облегается в случае отсутствия зоны проникновения в коллекторах. Это позволяет использовать для разделения коллекторов по характеру насыщенности диэлектрический, нейтронные, гамма-гамма методы и тем самым повысить надежность разделения коллекторов на продуктивные и непродуктивные и получить возможность деления продуктивные коллекторов на нефтеносные и газоносные.

Способ разделения коллекторов на продуктивные водоносные по удельному сопротивлению с использованием критических значений ρ_п.кр, Р_нкр,k_нкр, k_вкp сохраняется без существенных изменений и для скважин с РНО, существуют лишь следующие ограничения: единственным источником информации о ρ_п является диаграмма индукционного зонда, поэтому ρ_п в коллекторах с высокой нефтегазонасыщенностью определяется с малой точностью, однако это несущественно отразится на точности решение задачи, поскольку величины ρ_п.кр и ρ_п в зоне двухфазного течения 11 (см. рис. 16.11) для подавляющего числа продуктивных горизонтов невелики; для газоносных отложений эффективность способа разделения коллекторов на продуктивные и водоносные путем coпоставления ρ_п и k_п снижается ввиду влияния на показания методов определения пористости (НМ, ГТМ, AM) газонасыщенности.

 

Рис 16 18 Расчленение терригенного разреза и выделение газоносных коллекторов в скважине с РНО по данным ГИС:

I— коллектор; II — неколлектор

 

Рис 16 19 Палетка для разделения терригенных коллекторов по характеру насыщенности по данным диэлектрического метода в скважине с РНО.

Кривые: 1 -e_{п min}=f(k_п),2-e_вп =f(k_п), 3 — e_п =f(k_п) для разных k_в=const, 4 — e_пкр =f(k_п); 5 — граница коллектор — неколлектор, 6 —границы зоны двухфазного точения;
I— нефть, II — нефть+вода, III — вода.
Шифр кривых — k_в

 

Появляется дополнительная возможность разделения коллекторов на продуктивные и водоносные в нефтеносных отложениях по данным ДМ, ИНМ, в газоносных— ДМ, НМ и ГГM Для разделения коллекторов па продуктивные и водоносные по данным ДМ , ИНМ рекомендуется подход, аналогичный изложенному выше для метода сопротивлений. При решении задачи по данным ДМ в комплексе с методами определения пористости рекомендуется в системе координат ε_п—k_п построить семейство графиков k_п = f(k_п) для различных k_в=const с выделением графиков ε_п* = f(k_п) и ε_п** = f(k_п), ограничивающих зону двухфазного течения, и использовать в дальнейшем график ε_п*=f(k_п) как геометрическое место точек критических значений ε_п.кp = ε_п* (рис. 16.19).

При разделении коллекторов на продуктивные и водоносные по ИНМ рекомендуется в системе координат τ_п—k_п нанести семейство кривых τ_п=f(k_п) для разных k_п = const с выделение кривых T_п* = f(k_п) и τ_п**=f(k_п), ограничивающих зону двухфазного течения, и использовать в дальнейшем график τ_п * = f(k_п) как τ_п.кp = f(k_п) (рис. 16.20).

 

Рис 16 20 Палетка для разделения терригенных коллекторов по характеру насыщенности по данным импульсивного нейтронного метода в скважине с РНО.

Кривые: 1 -t_{п min}=f(k_п),2-t_вп =f(k_п), 3 — t_п =f(k_п) для разных k_в=const, 4 — t_пкр =f(k_п); 5 — граница коллектор — неколлектор, 6 —границы зоны двухфазного точения;
I— нефть, II — нефть+вода, III — вода.
Шифр кривых — k_в

 

Подобно тому, как ρ_п *, ρ_п ** соответствовали k_в*,k_в** , значения ε_п * и ε_п **, τ_п * и τ_п ** отвечают соответственно величинам k_в* и k_в**

Разделение продуктивных коллекторов на нефтеносные и газоносные выполняют по данным комплексной интерпретации НМ или ГГМ с другими методами ГИС. Возможны следующие способы решения задачи.

1. Расчет объемной плотности d_ж и водородосодержания флюида w_ж насыщающего коллектор в каждом пластовом пересечении, соответствующем коллектору по данным комплексной интерпретации материалов ГИС. Составление графиков-изменения по разрезу d_ж и w_ж, позволяющих установить положение ГЖК и разделить коллекторы на газоносные и нефтеносные, если ГЖК соответствует ГНК.

2. Проведение исследований комплексом ГИС в скважине, пробуренной на РНО с последующей заменой на РВО (желательно с расширением ствола скважины) в интервале продуктивных отложений и выполнением комплекса ГИС в скважине с РВО Газоносные коллекторы выделяют в интервалах заметного изменения показаний ГГМ и НМ при неизменности этих показании в нефтеносных, водоносных коллекторах и неколлекторах.

Выделение продуктивных коллекторов по данным специальных ГИС, выполненных в обсаженной скважине

В практике разведки выделение продуктивных коллекторов выполняют обычно в разрезе разведочной скважины до спуска колонны по материалам ГИС, полученным в необсаженной скважине.

Специальные исследования ГИС в колонне и анализ их материалов с целью выделения продуктивных коллекторов выполняют в отдельных скважинах для решения следующих задач:

выявление на стадии доразведки пропущенных продуктивных пластов;

установление ГНК на газовом месторождении с нефтяной оторочкой или нефтяном месторождении с газовой шапкой на этапе его разведки и подготовки к подсчету запасов.

Для выделения пропущенных в разрезе разведочных скважин продуктивных коллекторов проводят исследования импульсными нейтронными методами для выделения нефтеносных и стационарными нейтронными методами — газоносных коллекторов. Продуктивные коллекторы выделяют по данным комплексной интерпретации материалов ИНМ или НМ, полученных в обсаженной скважине.

Исследования ИНМ однозондовым или двухзондовым прибором проводят на стадии доразведки в длительно простаивающих скважинах в условиях полностью расформированной зоны проникновения в коллекторах. Примеры таких исследований крайне редки, поскольку аппаратура ИНМ используется почти исключительно для контроля за перемещением ВНК на крупных, длительно разрабатываемых месторождениях нефти на стадии их разработки. Пропущенные при разведке нефтеносные коллекторы выделяют по данным совместного анализа материалов ГИС, полученных до обсадки скважины, и диаграмм ИНМ, зарегистрированных в колонне. Пример выделения пропущенного при разведке пласта по диаграммам ИНМ-КВ приведен на рис. 16.21.

 

Рис 16 21 Выделение продуктивных коллекторов в карбонатном разрезе обсаженной скважины по данным двухзондового ИНМ-КВ:

1 — коллектор; 2 — неколлектор

 

Значительно чаще в практике доразведки проводят исследования НМ в длительно простаивающих разведочных скважинах с целью выделения пропущенных при разведке газоносных коллекторов. В этом случае замер НМ выполняют, как правило, также однократно и газоносные коллекторы, пропущенные при составлении заключения по данным ГИС перед спуском колонны, обнаруживают по материалам комплексной интерпретации замера НМ в колонне, выполненного в условиях полностью расформированной зоны проникновения в коллекторах, и данных ГИС, полученных в открытом стволе скважины.

Задачу разделения коллекторов на газоносные и нефтеносные и определения положения ГНК, в пластовых пересечениях с неоднородным насыщением решают по материалам повторных исследований НМ, выполняемых по специальной программе: первый замер — до обсадки, второй —непосредственно после спуска колонны, третий и последующий — через разное время после спуска колонны. Исследования завершают, когда убеждаются, что показания НМ в пластах-коллекторах, закономерно изменявшиеся во времени по данным первых замеров, стабилизировались. При повторных замерах НМ в колонне (в отличие от однократных замеров), спустя длительное время после обсадки скважины, объектом исследования служат пласты-коллекторы, в которых во времени происходит расформирование зоны проникновения. Регистрируя изменение показаний НМ во времени в этих пластах, газоносные коллекторы выделяют по закономерному росту показаний НМ во времени и по различию нейтронной пористости k_n.п, установленной по диаграмме последнего замера, и k_п.общ по данным других методов ГИС или представительного керна (k_n.п<k_п.общ.).

Способ повторных замеров НМ в колонне — основное средство для установления ГНК по данным ГИС для объектов, расположенных на глубине до 3—4 км, в условиях, когда водородный индекс сжатого газа ω_н существенно отличается от водородных индексов воды ω_в и нефти ω_н в пластовых условиях. На большей глубине при пластовом давлении, близком к гидростатическому, а в зонах аномально высокого давления и при меньшей глубине различие ω_г и ω_в, ω_нстановится незначимым и физической предпосылки для разделения газоносных и нефтеводоносных коллекторов по материалам НМ нет.

Имеется пока весьма ограниченный опыт разделения коллекторов по характеру насыщенности по материалам широкополосного AM, полученным в колонне. Физическая предпосылка решения этой задачи — различие кинематических Dt_р, ω_s и динамических α_p, α_s параметров продольных и поперечных воды, получаемых по диаграммам, зарегистрированным с аппаратурой AKH-1 для газоносных, нефтеносных и водоносных коллекторов (рис. 16.22).

 

Рис 16 22 Схема определения ГНК и ВНК в терригенном коллекторе по данным широкополосного AM, полученным в обсаженной скважине (по О.Л.Кузнецову).

Коллектор: 1 — газоносный, 2 — нефтеносный, 3 — водоносный; 4 — глина

 

Дополнительной информацией для решения задачи является динамика изменения во времени указанных параметров по данным повторных замеров АКН в условиях формирования зоны проникновения в коллекторах. Следует, однако, отметить, что имеющийся пока ограниченный экспериментальный материал не позволяет говорить о возможности применения этого коллектора в производственных условиях. Так, эффект различия акустических параметров для нефте- и водонасыщенного коллектора, достаточный для успешного решения задачи, получают только при значениях газового фактора нефти выше некоторого порогового.

Определение эффективной толщины продуктивных коллекторов

Однородный коллектор с однородным насыщением. Пласт-коллектор, не содержащий прослоев неколлектора, насыщен пределах всего пластового пересечения только нефтью или только газом. В этом случае весь интервал пластового пересечения рассматривают как эффективную толщину с указанием « нефтенасыщенная» или «газонасыщенная».

Неоднородный коллектор с однородным насыщением. Пласт-коллектор содержит прослои неколлектора, породы-коллекторы насыщены только нефтью или только газом. Прослои неколлектора выделяют по комплексу ГИС с использованием описанных способов и суммарную толщину этих прослоев ∑h_пл исключают из общей толщины h неоднородного коллектора (рис. 16.23). Эффективную толщину рассчитывают по формуле h_эф = h—∑h_пл .

 

Рис 16 23 Определение эффективной толщины продуктивного коллектора в неоднородном пласте, содержащем прослои неколлектора

1— продуктивный коллектор (стрелками показана эффективная толщина) 2 — неколлектор, 3 — глины

 

При выполнении этой процедуры следует иметь в виду следующие ситуации.

1. Прослои неколлектора имеют толщину более 0,2 м, так что каждый можно выделить самостоятельно по комплексу ГИС. В этом случае при расчете h_эф поступают изложенным выше способом.

2. Прослои коллектора и неколлектора менее 0,2 м и образуют пачку тонкого чередования продуктивного коллектора и плотной породы. Каждый прослой коллектора и неколлектора невозможно выделить даже по данным микрометодов ГИС. В этом случае используют расчетные способы получения h_эф, применяя интегральные значения геофизических параметров в целом для всей пачки и конкретные уравнения, учитывающие литологию прослоев неколлектора.

Прежде чем рассмотреть приемы определения h_эфтонкослоистой пачки, укажем типичные примеры прослоев неколлектора, связанные с вещественным составом цемента этих прослоев, и особенности выделения их по данным ГИС.

Если прослои неколлектора в терригенном коллекторе представлены алевролитами с активным глинистым или глинисто-железистым цементом, то их выделяют по отсутствию качественных признаков коллектора, по значениям k_п<k_пгp, α_сп< <α_сп.гр и DI_γ>DI_γ.гр. Если коллектор полимиктовый со значительным содержанием калиевых полевых шпатов, то признак DI_γ>DI_γ.гр является ненадежным.

Если прослои неколлектора в терригенном коллекторе представлены песчаниками и алевролитами с неактивным карбонатным или силикатным цементом, их выделяют по всем признакам неколлектора, кроме α_сп.гр<α_сп и DI_γ>DI_γ.грпоскольку плотные прослои с карбонатным и силикатным цементом не отличаются по кривым СП и ГМ от чистого или слабоглинистого коллектора.

Для расчета ∑h_эф в слоистой пачке используют следующие приемы

1. Пачка представлена чередованием тонких прослоев чистого (слабоглинистого) продуктивного коллектора и прослоями глинистого алевролита или глины.

По данным одного из методов ГИС находят долю глинистых неколлекторских прослоев в пачке χ_гл и, зная общую толщину тачки h_пач, рассчитывают эффективную толщину по формуле

h_эф= h_пач(1-χ_гл )

Величину χ_гл определяют:

а) решая относительно χ_гл уравнение

1r/r_п= χ_гл/r_гл+(1-χ_гл )/ r_н.п

где r_п — среднее удельное сопротивление пачки; r_нп, r_гл— удельное сопротивление прослоев продуктивного коллектора и глинистого неколлектора;

б) по палеткам расчетных зависимостей, связывающих снижение α_сп амплитуды СП в пачке E_S по сравнению с максимальной амплитудой E_smax в пласте чистого песчаника α_сп = E_s/E_Smax с параметром χ_гл (см. рис. 4.12). Для определения χ_гл предварительно рассчитывают значения удельного сопротивления прослоев продуктивного коллектора в неизмененной части r_нп и в зоне проникновения r_нп.пл и глинистых прослоев r_гл (см. рис. 4.12).

2. Пачка представлена чередованием прослоев продуктивного коллектора и неколлектора с неактивным цементом.

Задача оценки доли плотных прослоев в пачке χ_пл для последующего расчета ∑h_эф по формуле (16.2) с подстановкой в нее χ_пл вместо χ_пл осложняется тем, что значения р_нп р_плмогут быть близки, вероятно и соотношение r_пл>r_нп. В этом случае возможны следующие подходы к решению задачи. При значительном и устойчивом различии r_нп и р_пл, т. е. при rr_пл> >r_нп или r_пл<r_нп, величину χ_пл можно определить, решая уравнение (16.2) при использовании в нем в качестве неизвестного вместо χ_гл. При ρ_нп=ρ_пл оценка χ_пл возможна решением относительно искомой величины χ_пл уравнения k_п=χ_плk_п.пл+ (1—χ_пл) k_{п нп}, где k_п, k_п.пл, k _п.нп — коэффициенты соответствен- но пористости пачки в целом (усредненное значение по данным одного из методов пористости ГИС), плотных прослоев и продуктивного коллектора.

Однородный коллектор с неоднородным насыщением. Пласт-коллектор не содержит прослоев неколлектора, но в разных интервалах насыщен разными флюидами.

1. Нефтеводяной пласт, контакт нефть — вода четкий. ВНК проводят на нижней границе зоны нефтенасыщения, которая выделяется на диаграммах сопротивления зондов с большим радиусом исследования как пласт высокого сопротивления. Следовательно, ВНК отбивают как нижнюю границу пласта высокого сопротивления. К эффективной нефтенасыщешюй толщине h_эф относят всю толщину нефтенасыщенной части коллектора.

2. Нефтеводяной пласт между предельно нефтенасыщенной и водоносной частями пласта имеет переходную зону. Правило определения ВНК изложено выше. За h_эф принимают интервал между кровлей пласта и ВНК.

3. Газоводяной пласт с четким контактом и переходной зоной. Правила определения ГВК, и газонасыщенной эффективной толщины коллектора h_эф аналогичны правилам определения ВНК и нефтенасыщенной эффективной толщины коллектора h_эф.

4 Газонефтяной пласт с ГНК Положение ГНК определяют по данным повторных замеров НМ в колонне. Эффективную газо- и нефтенасыщенную толщину h_эф.г и h_эф.н определяют интервалами между соответственно кровлей пласта и ГНК, ГНК и подошвой пласта.

5. Газонефтеводяной пласт с ГНК и ВНК- Изложенными выше приемами устанавливают ГНК и ВНК. За эффективную газонасыщенную толщину h_эф.г принимают интервал между кровлей пласта и ГНК, за эффективную нефтенасыщенную толщину h_эф.н — интервал между ГНК и ВНК (см. рис. 16.17).

 

 

ГЛАВА 16.КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА СТАДИЯХ РАЗВЕДКИ, ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

 

123456789Следующая ⇒

Поделиться: