Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

 

Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.

 

Формы залегания воды в породах.

В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в различных формах (рис. 2). В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя. Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной воды покрывается слоем рыхлосвязанной литосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая (пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основной массы сорбционно-замкнутую (капельно-жидкую) воду.

В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей.

Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.

Подземные воды попадают в горные породы как в процессе осадконакопления (седиментационные воды), так и в результате последующего проникновения их в формирующиеся или уже сформировавшиеся горные породы (инфильтрационные и элизионные воды).

Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.

Элизионные воды - это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке.

При инфильтрационных и элизионных процессах вследствие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и по разрезу месторождения меняется.

Виды вод нефтяных и газовых месторождений.

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды - один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).

К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними - воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его.

К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.

 

Химическая классификация подземных вод.

Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классификаций подземных вод.

Характеристика вод по Пальмеру. Выделяется 6 солевых групп – S₁ – первая соленость, S₂ – вторая соленость, первая щелочность – А₁, вторая – А₂, третья соленость S₃, третья щелочность – S₄.

Характеристики вод по Пальмеру – это солевые группы, полученные путем комбинирования отдельных ионов и выражающие химические свойства вод – соленость, жесткость, щелочность, кислотность.

Комбинируют ионы по правилам Фрезениуса – в порядке убывания их химической активности аниона: Се­­^–, SO₄^–, HCO₃; катиона: Na⁺, Mg⁺⁺, Ca⁺⁺; ион J^– после Се^–, HS^– после HCO₃^–, К⁺ перед Na^–, NH₄⁺ после Na⁺. По правилу Фрезениуса Се^– соединяют с неоном Na⁺, при избытке хлора – с Mg⁺¹, при избытке Na⁺ соединяют остаток с SO₄ и т.д.

Первая соленость представлена солями сильных оснований и сильных кислот: хлоридом натрия и сульфитом натрия.

Вторая соленость представлена солями щелочноземельных металлов и сильных кислот – это хлориды и сульфаты кальция и магния. Это жесткая вода.

Первая щелочность - соли щелочных металлов и слабых кислот – питьевая сода NaHCO₃. При наличии соды вода имеет щелочную реакцию. Если есть S₂ вода жесткая, если есть А₁ вода - щелочная (мягкая).

Вторая щелочность – соли щелочноземельных металлов и слабых кислот (гидрокарбонаты кальция и магния).

Третья соленость получается при соединении сильных анионов с очень слабыми катионами и ионами трехвалентных металлов: хлориды и сульфаты железа, алюминия, свободная серия и соляная кислота. Вода кислая, кислотная.

Третья щелочность – соединения слабых анионов с трехвалентным катионом. Значение её ничножно.

Среди нефтяников общее признание получила классификация В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирование химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.

В основу классификации положены три основных коэффициента, в %-экв/л: rNa/rCI, (rNa - rCl)/rSO₄, (rCL - rNa)/rMg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме.

Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре генетических типа вод.

 

Классификация подземных вод по В.А.Сулину

 

	Тип вод	rNa/rCl	rNa-rCl	rCl - rNa
rSO4	rMg
I	сульфатно-натриевый	> 1	< 1	-
II	гидрокарбонатно-натриевый	> 1	> 1	-
III	хлоридно-кальциевый	< 1	-	> 1
IV	хлоридно-магниевый	< 1	-	< 1

 

При небольших отклонениях коэффициентов от единицы, т.е. в зонах перехода от одного типа к другому, воды следует относить к переходным типам.

Каждый тип вод по преобладающему аниону делится на три группы - хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся на подгруппы - натриевую, магниевую и кальциевую. Подгруппу следует выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется с преобладающим анионом, а не с другими.

 

Физические свойства пластовых вод.

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора.

Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах - от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (С1^-, SO₄^2-, НСО₃-, Na⁺, Са²⁺, Мg²⁺).

Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО₃^2- ), ионы калия (К⁺) и железа (Fe²⁺ и Fe³⁺). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).

Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).

· Газосодержание пластовой воды не превышает 1, 5-2, 0м³/м³, обычно оно равно 0, 2-0, 5м³/м³. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

· Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

· Сжимаемость воды - обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3¸ 5)10^-4МПа^-1.

Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

· Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0, 8 до 1, 2.

Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

· Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры.

В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

· Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0, 2-1, 5 мПа× с.

· Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением - уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

· Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом× м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

 

4. ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ.

 

4.1. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН

 

Электрический каротаж основан на изучении кажущегося удельного сопротивления пород (КС) и потенциала электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины. Удельное сопротивление горных пород изменяется в широких пределах - от долей до десятков и сотен тысяч омметров. Такое различие в удельных сопротивлениях горных пород облегчает их изучение по данным электрического каротажа. Пески, рыхлые песчаники, глины и аналогичные им обломочные породы в зависимости от удельного сопротивления жидкости, находящейся в породах, имеют большее или меньшее сопротивление. Карбонатные породы чаще всего характеризуются более высокими сопротивлениями по сравнению с обломочными породами. Породы, содержащие нефть или газ, характеризуются, как правило, повышенными сопротивлениями.

Зная силу тока, можно определить удельное сопротивление среды по формуле:

(Ом м),

где К - коэффициент зонда (м)

Δ U - разность потенциалов (мв)

I - сила тока (ма)

При каротаже всегда приходится иметь дело с неоднородной средой, т.е. с пластами пород различного удельного сопротивления, и глинистым раствором, заполняющим скважину. Формулу для определения удельного сопротивления однородной среды используют и для среды неоднородной. Полученное при этом значение удельного сопротивления пород отличается от истинного, поэтому его называют кажущимся удельным сопротивлением (КС)

Кажущееся сопротивлениезависит от удельного сопротивления и мощности пластов, от диаметра скважины и удельного сопротивления глинистого раствора, заполняющего скважину, от проникновения глинистого раствора (его фильтра) в пласт и расположения электродов зонда.

При электрическом каротаже одновременно с регистрацией КС записывается диаграмма ПС. Измерение ПС сводится к замеру разности потенциалов между электродом, который опущен в скважину, и электродом, находящимся на поверхности Измеренные величины, представленные в виде кривых кажущегося удельного сопротивления КС и естественной поляризации ПС, образуют электрокаротажную диаграмму.

При электрическом каротаже применяют зонды, различающиеся расстояниями между электродами и характером их взаимного расположения.

Зонды бывают двух типов: градиент-зонды и потенциал-зонды.

Помимо рассмотренных методов электрических измерений, применяют боковое каротажное зондирование (БКЗ), получившее широкое развитие при каротаже скважин на нефтяных и газовых месторождениях.

Радиоактивные методы каротажа

В настоящее время широкое распространение получили два метода радиоактивного каротажа: гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК). При гамма-каротаже измеряют относительную естественную радиоактивность пород, пересеченных скважиной, а при нейтронном гамма-каротаже определяют интенсивность вторичного гамма-излучения, вызванного действием нейтронов на породу.

Радиоактивностью называют самопроизвольный или искусственно вызванный распад атомных ядер химических элементов, сопровождающийся радиоактивным излучением.

Радиоактивные элементы испускают альфа-, бета- и гамма-лучи (α -, β - и γ -лучи).

При радиоактивном каротаже наблюдают только γ -излучение, поскольку этот вид лучей обладает достаточной проникающей способностью и может быть зарегистрирован в буровых скважинах.

Два других вида излучений поглощаются корпусом прибора, осадной колонной и слоем бурового раствора между прибором и стенкой скважины.

Определение изменения интенсивности естественного - γ -излучения пород вдоль ствола скважины называют гамма-каротажем. Все вещества, встречающиеся в природе, в том числе и горные бороды, содержат некоторое количество радиоактивных элементов.

Однако концентрация этих элементов чрезвычайно мала. Тем не менее приборы, используемые при гамма-каротаже, позволяют определять радиоактивность горных пород и разделять породы по степени содержания в них радиоактивных элементов.

Полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность γ -излучения пластов вдоль ствола скважины, называется гамма-каротажной кривой.

По величине естественной радиоактивности осадочные горные породы можно разделить на следующие группы:

1) породы очень высокой радиоактивности (бентонит, вулканический пепел);

2) породы высокой радиоактивности (глубоководные тонкодисперсные глины, калийные соли);

3) породы средней радиоактивности (мелководные континентальные глины, мергели, известняковые и песчанистые глины);

4) породы низкой радиоактивности (пески, песчаники, известняки, доломиты);

5) породы очень низкой радиоактивности (гипсы, каменная соль, ископаемые угли, ангидрит).

Из данных ГК следует, что увеличение содержания глинистых или илистых частиц в осадочной породе приводит к увеличению ее радиоактивности. Отмечена также зависимость между радиоактивностью горной породы и ее цветом; чем темнее порода, тем выше ее радиоактивность; это не относится к породам, темный цвет которых обусловлен содержанием в них нефти.

Применение радиоактивного каротажа особенно целесообразно, когда данные электрического каротажа неблагоприятны для изучения геологического разреза, например, когда скважина заполнена сильно минерализованным глинистым раствором, в карбонатных разрезах, в обсаженных скважинах, документация которых недостаточно полная.

Наиболее полные геологические сведения могут быть получены при совместном изучении данных радиоактивного и электрического каротажа.

Рассмотренный выше комплекс геофизических исследований далеко не исчерпывает всего объема промыслово-геофизических работ, выполняемых в скважинах с целью изучения разреза.

В настоящее время широко проводятся специальные электрометрические исследования при помощи микрозондов, разрабатывается метод бокового каротажа, в ряде случаев используются термические методы, метод вызванных потенциалов (ВП), магнитный каротаж п т. д.

Эти работы производят чаще всего для детального изучения таких разрезов, для которых обычный каротаж не дает желаемых результатов.

Микрозонд - специальный каротажный зонд малой длины. Во время замера он прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигается уменьшение влияния глинистого раствора на результат измерений.

Кривые КС, записанные при помощи микрозонда, позволяют детально расчленить разрез и выделить в нем тонкие прослои, которые не отмечаются на обычных диаграммах.

По двум кривым, одновременно замеренным микропотенциал-зондом и микроградиент-зондом, можно определить в разрезе местоположение плотных и проницаемых пластов, уточнить их литологию, 'получить приближенные сведения об удельном сопротивлении зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт и оценить пористость пласта.

Боковой каротаж является одной из разновидностей электрического каротажа по методу сопротивлений. Благодаря специальному размещению электродов влияние ограниченной мощности пласта и скважины при боковом каротаже сведено к минимуму. Это дает возможность регистрировать диаграмму, позволяющую выделять в разрезе очень тонкие прослои и оценивать их сопротивление.

Боковой каротаж дает хорошие результаты при сильно минерализованных глинистых растворах и тонкослоистых разрезах, когда результаты обычного каротажа по методу сопротивлений сильно искажаются влиянием скважины.

Индукционный каротаж не требует прямого контакта электродов с породами и применяется для исследования скважин, не обсаженных колонной, заполненных непроводящим глинистым раствором (на нефтяной основе), или сухих.

Индукционный каротаж может быть также применен для изучения удельного сопротивления пластов, пересеченных скважиной, заполненной глинистым раствором, приготовленным на воде.

Термокаротаж осуществляют: 1) по методу естественного теплового поля, 2) по методу искусственного теплового поля и 3) по методу эффекта охлаждения.

Естественное тепловое поле изучают главным образом для определения геотермического градиента (ступени) в скважине. Геотермический градиент определяют в условиях установившегося теплового режима в скважине, для чего используют простаивающие (законсервированные) скважины.

Искусственное тепловое поле может быть создано в скважине при заполнении ее глинистым раствором, температура которого отличается от температуры окружающих пород, а также при экзотермической реакции схватывания цемента. В связи с тем, что разные горные породы имеют разную теплопроводность, по полученным температурным кривым можно выделить пласты с большей или меньшей теплопроводностью и судить, таким образом, о литологии пород, слагающих разрез.

Эффект охлаждения возникает в связи с выделением газа из пласта при вскрытии и разработке нефтяных и газовых залежей и понижением температуры против этого пласта.

Магнитный каротаж производят для изучения магнитных свойств пород, пересеченных скважиной. Его данные используют с целью сопоставления разрезов скважин и уточнения литолого-петрографической характеристики пластов.

Для изучения технического состояния скважин применяются:

Инклинометрия - определение углов и азимутов искривления скважин.

Кавернометрия - установление изменений диаметра скважин.

Цементометрия - определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами: выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.

 

Геологическая интерпретация данных каротажа

Процесс интерпретации данных каротажа условно подразделяют на два этапа: геофизический и геологический.

Под геофизической интерпретацией понимают определение физических свойств пласта по данным геофизических замеров (истинных удельных сопротивлений пластов по БКЗ, амплитуды аномалий естественных потенциалов по ПС, естественной радиоактивности по ГК, .интенсивности вторичного γ -излучения по НГК и т. д.).

Геофизическая интерпретация выполняется главным образом специалистами-геофизиками и описана в специальных руководствах.

Под геологической интерпретацией понимают определение геологических 'свойств пласта (литологии, коллекторских свойств. глинистости, нефте-, газо- и водонасыщенности и др.), устанавливаемых по результатам геофизической интерпретации, геологических и лабораторных исследований.

Комплекс геологической интерпретации геофизических данных включает также изучение разрезов скважин (расчленение разреза и определение последовательности залегания пластов), геологии отдельных районов и региона в целом (построение внутрирайонных и межрайонных корреляционных схем и т. д.).

Геологическая интерпретация, охватывающая по сравнению с геофизической более широкий круг вопросов, осуществляется геофизиками и геологами-нефтяниками

 

4.2. 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.

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 следует иметь 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

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.

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

 

4.3. ДЕТАЛЬНАЯ КОРРПЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН

 

Составление адекватной модели залежи воз­можно лишь при наличии надежной детальной корреляции продуктивных разрезов пробуренных скважин»

Под детальной корреляцией понимается сопоставление продуктивной части разрезов скважин в целях выделения одноименных пластов (прослоев) и прослеживания границ их залегания (стратиграфических, литологических, тектонических) по площади и построения в виде карт, профилей, схем и т.д. статической модели, отражающей строение продуктивной части разреза (продуктивного пласта).

В зависимости от решаемых задач различают региональ­ную, общую и детальную корреляцию.

Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического рас­членения разреза, определения последовательности напласто­вания литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Ведущую роль при этом играет биостратиграфическая идентификация сопоставляемых отло­жений. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.

Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях разведочных работ в пределах месторождений с целью выде­ления в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забо­ев. Сопоставление ведется по биостратиграфическим и лито стратиграфическим признакам, получаемым при обработке керна и по данным геофизических исследований (ГИС). Ре­зультаты общей корреляции используются при решении раз­ведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки, а также учитываются при детальной корреляции.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в пери­од разработки. Основная задача детальной корреляции - обеспечить построение модели, адекватной реальному про­дуктивному горизонту. При этом должны быть решены зада­чи выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдель­ного пласта, положения стратиграфических и других несогла­сий в залегании пород и др.

При детальной корреляции основное место отводится хроностратиграфическим и литостратиграфическим призна­кам, определенным по промыслово-геофизическим данным с привлечением результатов исследования керна.

На основе детальной корреляции делаются все геологичес­кие построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят обос­нованность принимаемых технологических решений при разработке залежей нефти и газа, точность подсчета запасов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи и др.

 

Основные положения, учитываемые при детальной корреляции.

 

Основой детальной корреляции является выявление и учет последовательности напластования пород. Разрезы, сложенные осадочными образованиями, представляют собой чередование прослоев разного возраста и различного литолого-фациального состава.

При согласном залегании пород последовательность их напластования не нарушена, т.е. каждый вышележащий про­слой отлагается непосредственно на нижележащем.

При несогласном залегании пород последовательность на­пластования нарушена в результате перерывов в осадконакоплении, размывов, дизъюнктивных нарушений с нарушением сплошности пластов. Несогласное залегание проявляет­ся в существенном различии углов наклона вышележащих и подстилающих слоев, выпадении из разреза отдельных про­слоев, пластов, пачек или их частей.

Расположения границ между од повозра­стными прослоями. Внутри интервалов разреза с согласным залеганием слоев при незначительном изменении толщин коррелируемых интервалов в разрезах скважин границы между разновозрастными прослоями примерно параллельны друг другу.

Если общая толщина продуктивного горизонта в целом меняется мало и в его пределах нет несогласий в залегании пород, границы составляющих его пластов и прослоев прак­тически параллельны кровле и подошве продуктивного гори­зонта.-

Преимущественная параллельность синхроничных границ свойственна большинству продуктивных горизонтов.

Если толщина всех прослоев интервала (и в целом продук­тивного горизонта) с согласным залеганием пород законо­мерно изменяется в определенном направлении, то границы между ними имеют веерообразный характер.

Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, сла­гающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, ко­торые могут полностью или частично замещаться на корот­ких расстояниях алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами.

В карбонатных разрезах границы между прослоями (пластами) зачастую становятся нечеткими вследствие вторич­ных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: