Прямые признаки выделения коллекторов.

Для выделения терригенных коллекторов и карбонатных коллекторов с блоковым типом пористости исп-ся качественные (прямые) признаки:

- Отрицательная аномалия ПС по отношению к линии глин, свидетельствующая о наличии фильтрации. Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых коллекторов.

- Наличие глин корки на стенке скв, т.к. в проницаемый пласт поступает фильтрат ПЖ, а глинистые частицы оседают на стенке скв. Глин корка устанавливается по диаграммам каверномера, профилемера, коркомера. На кавернограмме и профилеграмме корка устанавливается по соотношению d_с< d_н, на коркограмме h_гк> 0 (h_гк – толщина глин корки).

- Изм-е уд эл сопр-я пласта в радиальном направлении, к-рое устанавливается по данным кривых сопр-я, полученных зондами с разл глубиной исследования (БКЗ; МБК, БК; БК, ИК). Сопр-я глин корки, промвтой зоны, зоны проникновния и неизменной части пласта различаются. Это происходит из-за проникновения (повышающего или понижающего) фильтрата ПЖ в пласт.

- Изм-е во времени показаний каротажных диаграмм, записанных одним и тем же зондом, вследствие различия глубины проникновения фильтрата ПЖ в пласт коллектор.

- Положительное приращение на кривых микрозондов, т.е. превышение показаний микропотенциал-зонда r_к^МПЗ над показаниями микроградиент-зонда r_к^МГЗ (r_к^МПЗ> r_к^МГЗ). Это происх из-за того, что радиус исследования r_и^МПЗ=10 см, а r_и^МГЗ=3, 75 см. Т.о., против пласта коллектора МПЗ измеряет сопр-е бур р-ра в скв r_с, сопр-е глин корки r_гк, сопр-е промытой зоны r_пп, сопр-е зоны проникновения r_зп и, возможно, при малом диаметре зоны проникновения – сопр-е неизменной части пласта r_п. МГЗ измеряет r_с и r_гк. В плотном и глинистом пластах показания МГЗ и МПЗ совпадают, т.к. в плотном они измеряют сопр-е самого пласта, а в глинистом – сопр-е в каверне.

Определение коэффициента проницаемости коллектора с использованием диаграмм ПС, ГК.

Если продуктивный горизонт представлен терригенными коллекторами с глинистым цементом, содержание к-рого меняется в широком диапазоне, наблюдается корреляционная связь м/у коэф-том проницаемости k_пр с коэф-тами глинистости – С_гл, k_гл, η _гл, а след-но, с гф параметрами, хар-щими глинистость коллектора – коэф-том затухания амплитуды ПС a_ПС и двойным разностным параметром Δ J_γ . Для коллекторов отдельных м-ний более тесной явл-ся связь м/у k_пр и комплексным параметром α _СП/Δ J_γ .

k_пр опр-ся следующим образом:

3) По значениям, снятым с диаграмм ГК и ПС для изучаемого пласта, опр-ся значения DJ_g и α _СП по ф-лам:

DJ_g=(I_g-I_gmin)/(I_gmax-I_gmin), где I_g - значение интенсивности g-излучения в исследуемом пласте; I_gmin – min-ое значение g-излучения в разрезе, соответствующее плотным известнякам, доломитам; I_gmax – max-ое значение g-излучения в разрезе, соответствующее пласту чистых глин.

α _сп=DU_ПС/DU_{ПС, max}, где DU_ПС – амплитуда потенциалов СП в изучаемом глинистом пласте; DU_{ПС, max} - амплитуда потенциалов СП в опорном пласте (чистом коллекторе известной пористости).

Если необходимо, опр-ют значение α _СП/Δ J_γ .

4) По величине выбранного параметра находят k_пр по соответствующим завис-тям: DJ_g=f(k_пр), α _сп=f(k_пр), α _СП/Δ J_γ =f(k_пр).

Особенности рассмотренных способов:

· Опр-е k_пр по диаграммам ПС и ГК возможно для любых участков нефтяной (газовой залежи) – как предельно НГ-насыщенных, так и недонасыщенных: в переходной зоне, за контуром залежи;

· благоприятными усл-ями для применения способов является преобладание глинистого и практически отсутствие других видовцемента, особенно силикатного и карбонатного.

 

 

Билет №12.

Выделение пластов и обработка кривых БК.

Кривые ρ _к против пластов, залегающих м/у вмещающими породами одинакового сопр-я, симметричны относительно середины пласта. При разном сопр-нии вмещающих пород симметрия нарушается: максимум кривой смещается в сторону породы с более высоким сопр-ем, если толщина пласта менее 4 м. Против пачки пластов набл-ся чередование симметричных максимумов и минимумов. По данным трехэлектродного экранированного зонда границы пластов находятся по точкам, соответствующим началу крутого подъема кривой по отношению к оси глубин. При использовании семи- и девятиэлектродного зондов от этих точек следует отступить на расстояние L_з/2=А₀О₁ вверх и вниз в стороону пластов низкого сопр-я (А₀ – центральный электрод, О₁ – середина интервала М₁N₁). Отсчет существенных значений ρ _к против однородного пласта производится по точкам экстремумов: ρ _к.max - в пластах высокого сопр-я; ρ _к.min – в пластах низкого сопр-я. В пачках чередующихся тонких прослоев снимают среднее значение ρ _к.ср.

Снятое с диаграммы значение ρ _к исправляется сначала за влияние скв по спец номограмме. Для получения исправленного значения после первой поправки ρ _к необходимо знать d_с и ρ _р. Величина поправки за диаметр скв k_d=ρ _к1/ρ _к=f(d_с, ρ _к/ρ _р), поэтому ρ _к1=k_dρ _к. Вторая поправка за влияние толщины пласта k_h=ρ _к2/ρ _к1=f(h, ρ _вм). Для вычисления ρ _к2 опр-ют h, ρ _вм, ρ _к1/ρ _вм, находят по номограмме величину k_h=ρ _к2/ρ _к1, затем ρ _к2=k_hρ _к1. Значение ρ _к2=ρ _к - кажущееся сопр-е, приведенное к бесконечной толщине пласта с исключенным вкладом скважины, оно равно ρ _п, если в пласте отсутствует зона проникновения или равно ρ _зп, если она имеет диаметр D, превышающий радиус исследования зонда БК. Обычно экранированные зонды дают КС более близкие к ρ _зп, чем к ρ _п.

⇐ Предыдущая123

Поделиться: