16.1. Выделение, оценка характера насыщенности и определение эффективной толщины межзерновых гидрофильных коллекторов. Определение водонефтяного и газожидкостных контактов. Б. Ю. Венделыитейн            

16.2. Выделение, оценка характера насыщенности и определение эффективной толщины сложных коллекторов. Определение водонефтяного и газожидкостных контактов Б. Ю. Венделыитейн                                                       

16.3. Влияние термобарических условий на физические свойства пород.

В. М. Добрынин, Б. Н. Куликов.                                                                                   

16.4. Определение коэффициента пористости коллекторов.

Б. Ю. Венделыитейн.                                                                                                   

16.5. Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности.

Б. Ю. Венделыитейн                                                                                                    

16.6. Определение коэффициента проницаемости

Б. Ю. Венделымтейн                                                                             

16.7. Изучение неоднородности коллекторов. Г. М. Золоева                       

16.8. Прогнозирование и оценка аномальных порового и пластового давлений по геофизическим данным. В. М. Добрынин        

 

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

 

16.1. ВЫДЕЛЕНИЕ, ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ТОЛЩИНЫ МЕЖЗЕРНОВЫХ ГИДРОФИЛЬНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОГО И ГАЗОЖИДКОСТНЫХ КОНТАКТОВ

При разработке способов выделения коллекторов и разделения их по характеру насыщенности по данным ГИС учитывались тип коллектора, характер ПЖ, использованной при бурении скважины, вскрывшей продуктивные отложения, — раствор на водной или нефтяной основе, принималось также во внимание, в открытом или обсаженном стволе выполнены ГИС.

Наибольший опыт по выделению по данным ГИС накоплен для межзерновых продуктивных коллекторов в скважинах, пробуренных на РВО.

Межзерновой коллектор выделяют по данным ГИС по качественным признакам и с помощью количественных критериев.

Качественные признаки коллектора обусловлены проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты-коллекторы и формированием (или расформированием) во времени возникающей при этом зоны проникновения. Используют следующие признаки, установленные по данным стандартного комплекса ГИС в необсаженной скважине:

1) сужение ствола скважины против пласта-коллектора благодаря образованию глинистой корки на границе скважина— порода, уменьшение диаметра скважины по отношению к номинальному фиксируется на кавернограмме или профилеграмме;

2) превышение показателей микропотенциал-зонда рк мпз над показаниями микроградиент-зонда рк мгз при их небольших значениях (рис. 16.1);

3) наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемое путем сравнения показаний однотипных разноглубинных зондов или приближенных значений rп, вычисленных на основании этих показаний.

Все эти признаки надежны, если скважина бурилась на пресном глинистом растворе (rp200 С>0,5 Ом*м) с низкой водоотдачей (не более 2—3 см3 за 30 мин) при минимальных репрессиях на пласты-коллекторы. При использовании в качестве ПЖ минерализованного глинистого раствора с высокой водоотдачей (в пределе—технической воды) нельзя гарантировать возможность выделения коллекторов по второму и третьему признакам. Реализация второго признака затруднена ввиду образования толстой глинистой корки, вследствие чего различие rк млз и rк мгз становится незначительным или вовсе отсутствует (показания обоих микрозондов определяются глинистой коркой). При использовании минерализованной технической воды значения rк мпз, rк мгз также мало различаются.

Рис 16 1 Выделение коллекторов в терригенном разрезе по данным ГИС:

1 — коллектор, 2 — неколлектор; 3 — глина

 

Третий признак обычно слабо выражен при наличии в пластах-коллекторах глубокого проникновения, являющегося следствием высокой водоотдачи ПЖ (оба зонда — с малым и большим радиусом исследования —дают информацию о зоне проникновения). Первый признак коллектора имеет место даже при бурении на растворе с высокой водоотдачей — в этом случае нередко в пластах-коллекторах возникает толстая глинистая корка. При бурении на технической воде корка в коллекторах отсутствует, если в разрезе скважин пет пластов глин; при наличии в разрезе глин техническая вода приобретает свойства плохого глинистого раствора с высокой водоотдачей и коллекторы отмечаются толстой коркой.

Кроме качественных признаков коллектора, используемых при интерпретации данных стандартного комплекса ГИС, коллекторы можно выделить по материалам повторных замеров ГИС в открытом стволе, реже — в обсаженном. Повторные замеры ГИС относятся к классу специальных исследований, выполняемых по определенной программе в оценочных или базовых скважинах. В открытом стволе обычно проводят повторные замеры трехэлектродными, экранированными и индукционными зондами. Для выделения коллекторов используют диаграммы одного и того же зонда, зарегистрированные через различное время после вскрытия изучаемого интервала разреза при бурении. Коллекторы выделяют в интервалах изменения показании данного зонда при стабильности показаний во вмещающих породах-неколлекторах. При анализе материалов учитывают изменения удельного сопротивления и других параметров ПЖ. которые произошли за период цикла повторных замеров. Повторную регистрацию диаграмм сопротивлений зондов электрометрии дополняют повторными замерами СП.

Изменение показаний зонда в интервале коллектора отражает формирование зоны проникновения в породе-коллекторе во времени. Поскольку эффективность повторных замеров в их (обычной, рассмотренной выше модификации низкая, выполняют повторные замеры по усложненной программе, в которой между первым и последующим замерами предусмотрено дополнительное воздействие на породы. Такие усложненные повторные замеры называют <<исследование (каротаж)—воздействие — исследование (каротаж)>>

Используют следующие способы воздействия.

1. Смена ПЖ на другую с измененными физическими свойствами (так изменяют удельное сопротивление или радиоактивность раствора) с расширением ствола скважины в интервале исследования. В качестве метода ГИС, дающего информацию о положении коллекторов в разрезе, используют тот, который наиболее чувствителен к изменению выбранною физического свойства ПЖ — метод сопротивлений при изменении удельного сопротивления рр, гамма-метод при изменении радиоактивности qγi Рассмотренную модификацию повторных замеров называют методом двух растворов, активаторов или метки.

2 Создание между первым и вторым замерами дополнительной репрессии или депрессии в интервале исследования, ч то приводит соответственно к более интенсивному формированию или расформированию зоны проникновения в коллекторах. Измерения по этим программам называют соответственно <<исследование — продавка — исследование>> (<<каротаж — давление — каротаж>>), <<исследование — испытание -- исследование>>; (<<каротаж — испытание — каротаж>>).

 Рис 16 2 Выделение коллектора (заштрихован) по диаграммам способа <<исследование — испытание — исследование>>:

 1, 2—кривые первого и второго замеров

 

Правило выделения коллекторов по материалам рассмотренных исследований то же, что и при анализе диаграмм обычных позорных замеров — коллектора выделяют в интервалах изменения показаний повторного замера по сравнению с предыдущим при сохранении стабильными показаний во вмещающих породах-неколлекторах (рис. 16.2).

Повторные замеры в обычном варианте и с воздействием используют, как правило, для выделения сложных коллекторов. Для выделения межзерновых коллекторов их применяют в исключительных случаях, когда эти коллекторы не удается обнаружить по данным стандартного комплекса ГИС. Повторные замеры в обсаженной скважине проводят обычно для разделения коллекторов по характеру насыщенности, поэтому они будут рассмотрены в соответствующем разделе.

Качественные признаки коллектора не могут быть эффективно использованы для выделения в разрезе пластов-коллекторoв, во-первых, при бурении скважин на некачественном растворе, а также при создании огромных репрессий на породы, во-вторых, в скважинах, пробуренных на РНО. Это привело к необходимости разработки способов выделения коллекторов, основанных на применении количественных критериев.

Использование количественных критериев выделения межзерновых коллекторов основано на следующих предпосылках.

1. Межзерновой коллектор отличается от вмещающих пород-неколлекторов величинами коэффициентов проницаемости, пористости, глинистости и связанных с ними геофизических параметров

2. Для каждого геологического объекта существует граничное значение (или узкий диапазон граничных значений) одного из указанных параметров, которые делит породы на коллекторы и неколлекторы.

3. Граничное значение параметров kпp, kп, Сгл или αсп, DIγ, Dtи других устанавливают: а) на основе совместного анализа данных ГИС, керна и результатов испытания, полученных с испытателями па трубах в открытом стволе или при перфорации обсаженной скважины (статистический способ); б) в результате анализа петрофизических связей указанных коллекторских и геофизических параметров с коэффициентом остаточной водонасыщенности kво (петрофизический способ).

4. Зная граничное значение параметра, проводят на диаграмме ГИС линию, соответствующую этому значению, которая делит породы в исследуемом интервале разреза на коллекторы и неколлекторы.

Достоверность выделения коллектора по количественным признакам определяется в первую очередь надежностью используемых граничных значений.

Статистический способ определения граничного значения какого-либо параметра используют, если имеется значительный массив испытанных пластов, т. е. на завершающей стадии разведки. Наиболее простой вариант этого способа— составление распределений по параметру, вычисляемому по геофизическим данным, для объектов, давших при испытании приток нефти, газа или воды и не давших притока («сухих»). Абсцисса точки пересечения распределений определяет искомое граничное значение. Распределение чаще всего строят по величине коэффициента пористости, определяемого по одному из методов ГИС (НМ, AM, ГГМ) или по комплексу двух из этих методов, как в карбонатном, так и в терригенном разрезе.

Более совершенный вариант статистического способа — сопоставление параметра, граничное значение которого определяют с удельным коэффициентом продуктивности hпр для всех испытанных объектов, результаты испытания которых полагают достоверными. Сопоставление проводят обычно только по продуктивным пластам.

Величину ηпр для объектов, давших при испытании нефть, рассчитывают по формуле ηпр = Q/[ (рпл—рсhэф], где Q — суточный дебит; рпл, рс — давление пластовое и в стволе скважины при испытании; hэф— эффективная толщина объекта испытания.

Рис 16 3 Определение αсп.гр статистическим способом путем сопоставления α с коэффициентом продуктивности hпр. Точки на графике соответствуют испытанным пластам

 

Значение ηпр для газоносных объектов рассчитывают по формуле ηпр = Q/[(p2пл—р2сhэф], где смысл обозначений тот же, что и в предыдущей формуле.

Получаемое таким образом граничное значение должно совпадать с установленным по пересечению распределений того же параметра для объектов, давших приток, и бесприточных( Рис 16.3).

Более жесткий подход в определении граничного значения связан с использованием понятий минимальный рентабельный дебит Qmin и минимальный рентабельный коэффициент продуктивности; ηпp min. Для нефтяных объектов значение ηпр min определяется соотношением ηпр min = Qmin[(pпл—рс)hэф], а для газовых -соотношением ηпр min = Qmin/[ (p2пл—p2с)/hэф] .

Величину Qmin устанавливают, исходя из рентабельной себесюимости нефти или газа для данного региона с учетом технологических, экономических, геологических факторов.

Граничное значение ηпр min позволяет рассчитать граничное значение коэффициента фазовой проницаемости kпр.гр по формуле

Граничное значение hпр.гр является ключевым и определяет граничные значения других параметров (пористости, глинистости и т. п.) при наличии удовлетворительной корреляции между этими параметрами и коэффициентом проницаемости для коллекторов изучаемого геологического объекта.

Петрофизический способ определения граничных значений параметров реализуется при условии бурения в начальной стадии разведки специальной оценочной (базовой) скважины с полным отбором и детальным изучением керна из продуктивного горизонта, являющегося объектом исследования, и расширенным комплексом ГИС в интервале этого горизонта. Керн исследуют по специальной программе с целью получения основных петрофизических связей, обеспечивающих основу геологической интерпретации данных ГИС. Для определения граничного значения параметра используют петрофизическую связь данного параметра с коэффициентом остаточного (неснижаемого) водонасыщения kв.о. Рассмотрим эту процедуру па примере связи kп и kв.о (рис. 16.4). В качестве первого приближения значения kп гр берут значение, соответствующее kв.о=1 или величине kп.эф = 0 при расчете kп эф по формуле: kп.эф = kп(1—kв.о.)

Рис 16 4Определение kп.гp на основе корреляционной связи между параметрами kп и kг.о

 

Однако эта величина будет заниженной, ее необходимо откорректировать с учетом кривых зависимости относительной фазовой проницаемости по нефти (газу) и воде от kв, полученных для данного объекта (см. рис. 16.4). Учитывая, что kпр.н, kпр.г обычно равны пулю при kв>0,7—0,8, рекомендуется брать значение kв гр соответственно величине kв = 0,7—0,8 по зависимости kп—kво типа керн — керн для данного объекта (рис. 16.4). В рассматриваемом примере kп.гр = 7% вместо полученных ранее 5,5%. Аналогичным образом можно установить граничное значение α сп или DIγ по связи α сп—kв.о типа геофизика — керн или DIγ—kв.о — соответствующее kв.о.гр = 0,7—0,8 (рис. 16.5).

Для карбонатного разреза определяют обычно kп.гр, чтобы затем использовать его для выделения коллекторов по диаграмме одного из методов пористости — НМ, AM или ГГМ. Для терригенного разреза обычно определяют kп.гр для использования его при интерпретации диаграмм AM или α сп гр, Dгр Для выделения коллектора по диаграммам СП, ГМ.

Рис 16 5Определение α сп гр на основе корреляционной связи между параметрами α сп и kвo :

1                 - коллектор, 2 — неколлектор

 

Преимущество петрофизического способа определения граничных значений параметра — возможность его реализации на ранней стадии разведки и использования его как в режиме оперативной, так и сводной интерпретации к подсчету запасов.

Возможен также синтез статистического и петрофизического способов установления граничных значений параметров. Он реализуется следующим образом:

а) на основе принятого для данного геологического объекта минимального рентабельного дебита и соответствующего ему удельного коэффициента продуктивности по формуле (16.1) рассчитывают граничное значение коэффициента проницаемости — абсолютной kпр.гр или фазовой kпр.н.гр, kпр.г.гр;

б) по соответствующим петрофизическим связям находят kпр.гр и другие величины, соответствующие kпр.гр.

По мере накопления результатов ГИС, испытания в открытом и обсаженном стволе и другой геолого-геофизической информации, получаемой в процессе бурения разведочных скважин, значения kпр.гр, kв о.гр,kп.гр. и других параметров уточняются, при этом стремятся к минимизации несогласия между этими значениями, что обеспечит максимальную достоверность выявления в разрезе коллекторов.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что граничные значения параметров для межзерновых гидрофильных коллекторов колеблются в довольно широких пределах: kпpгp= 0,001—0,01 мкм2 для нефтеносных коллекторов и 0,0001—0,001 для газоносных; kв.о.гp = 0,6—0,8; kпгр = 4—25% Для терригенных (как правило, чем древнее отложения и выше степень их метаморфизма, тем ниже kгпгр), 3—10% для карбонатных пород (чем крупнее размер зерен и средний радиус пор, тем ниже kп.гр). Значения α спгр и k гл гр для терригенных коллекторов с рассеянной глинистостью составляют соответственно 0,7—0,4 для нефтяных и 0,6—0,3 для газовых объектов (α сп) и 0,3—0,6 для нефтяных и 0,4—0,7 для газовых объектов (kгл); чем древнее отложения (при этом чем выше минерализация пластовых вод и ниже активность глинистого материала), тем выше α стр и ниже kгл.гр.

Рис 16 6Выделение коллекторов (заштрихованы) в терригенном разрезе по значению hгл.гр=0,5. График hгл=f(H) составлен Л..Т. Петровым по данным интерпретации ГИС

Рис 16 7 Выделение коллекторов в карбонатном разрезе по значению kп.гр=6% и разделение их на продуктивные и водоносные по диаграмме ИМ (скважина пробурена на РНО).

Коллектор: 1 — продуктивный, 2 — водоносный, 3 — неколлектор

 

Используя граничные значения параметров, к коллекторам относят породы с kпр>kпр.гр, kгт>kп.гр, kв <kв.о.гр в терригенном и карбонатном разрезе, породы с kгл<kгл.гр , kгл<kгл.гр, Сглгл.гр. α сп> α сп DIγ<DIγ. гp в терригенном разрезе с коллекторами с преобладанием в качестве цемента рассеянной глинистости (Рис 16.6, Рис 16.7).

После выделения межзерновых коллекторов в разрезе скважины, пробуренной на РВО, выполняют разделение коллекторов по характеру насыщенности.

Выделенные в разрезе межзерновые коллекторы по данным ГИС разделяют на продуктивные и водоносные, а продуктивные делят на нефтеносные и газоносные. Рассмотрим способы решения задачи для необсаженных скважин, пробуренных на РВО и РНО, и для обсаженных скважин, пробуренных на РВО и исследуемых в колонне, заполненных РВО

I.         Скважина пробурена на РВО.

Способом критических значений параметров характер насыщения породы определяют по следующей схеме.

1. Определяют удельное сопротивление рп неизмененной части коллектора.

2. Рассчитывают удельное сопротивление рвп коллектора при условии полного насыщения его пластовой водой по формуле рвп. = рпрв. Значение рп берут соответственно величине kп, установленной по данным методов пористости ГИС или представительного керна, используя зависимость pп = f(kп) для изучаемых отложений.

3. Сравнивают значения рп и рвп, при этом возможны следующие варианты:

а) рпвп, коллектор водоносен;

б) рпвп, коллектор нефтегазоносен, но неизвестно, является ли он промышленно продуктивным.

4. Для того чтобы установить промышленную продуктивность коллектора, сравнивают: значение рп с критическим удельным сопротивлением ρп.кр; значение параметра насыщения Pн вычисленное по формуле Pн = an/knв (а и n— эмпирические константы для данного типа отложений), с критическим значением Рн кр; значение kв, найденное в соответствии с вычисленным Рн с критическим значением kв.кр. Если ρ п> ρ п.кр, Рн> >Pн кр, kв<kв.кр, коллектор промышленно продуктивен, т. е. при испытании даст безводный приток нефти или газа или приток нефти или газа с незначительным количеством воды.

Если ρ вп< ρ п< ρ п.кр, 1<Рнн.кр, kв.кр<kв<1, то коллектор характеризуется остаточной нефтегазонасыщенностью, не обеспечивающей промышленного притока.

При оперативной интерпретации ГИС промышленно продуктивный коллектор рекомендуется к испытанию, а на стадии сводной интерпретации при подсчете запасов включается в эффективную толщину. Непромышленно продуктивный коллектор рекомендуют к испытанию только с целью уточнения геофизических критериев продуктивности.

Критические (граничные) значения ρ п кр, Pн кр,kвкр устанавливают статистическим и петрофизическим способами.

Статистический способ состоит в совместном анализе-данных ГИС и результатов испытания по интервалам разреза, опробованным в открытом стволе или в колонне. Этот анализ завершается составлением распределений параметров rп, Pн, kв для объектов, давших при испытании промышленный приток УВ и воду. Пересечение распределений дает соответственно значения ρ пкр, Рнкр, kв.кр; зона перекрытия распределений определяет достоверность заключения о характере насыщенности коллектора в изучаемом геологическом объекте (рис. 16.8).

Рис 16 8 Определение ρ п кр статистическим способом

1,2 — интегральные распределения для водоносных (1) и то продуктивных (2) коллекторов

 

Недостатками статистического способа, широко используемою в практике, являются возможность применения его только на поздней стадии разведки и влияние на достоверность определения критических значений параметров качества испытаний.

Петрофизический способ состоит в совместном анализе зависимостей Pн—kв, Pп—kп, kво—kп и коэффициентов относительной фазовой проницаемости kп рн, kп pг, kрв.в от kв.

Если объект представлен одним классом коллектора, то в этом случае достаточно располагать зависимостями Pн = f(kв), kпр = f(kв) , kп рн = f (kв) (система нефть — вода) или kпр г = f(kв), kп рв=f(kв) (система газ — вода) в диапазоне kво<kв<l.

По кривым относительной фазовой проницаемости выделяют три интервала kв:

область I однофазного течения нефти (газа) при kво<kв<kв*;

область II двухфазного течения нефть+вода или газ + вода kв* <kв<kв**;

область III однофазного течения воды kв**<kв<1.

Рис 16 9 Зависимости kпрн=f(kв),kпр пр =f(kв) (а) и рв= f(kв) (б).

I—нефть, II-нефть и газ III—вода

 

Значениям kв*, kв** соответствуют значения Рн*, Рн** на графике Pн = f(kв) (Рис 16.9). Соответствующие величинам Рн*, Рн** значения ρ п*, ρ п** рассчитывают по формуле ρ п = Рв ρ вп. Для оценки характера насыщенности и прогнозирования результатов испытания по данным ГИС пользуются табл. 16.1.

Tаблица 16 1

Параметр по которому дается прогноз

Область

I

II

III

kв

Рн

rп

kв.o< kв< kв*

Рн.преднн

rп.пред>rп>rп*

kв*< kв<kв**

Рн*>Рнн**

rп*>rп>rп**

kв*<kв<1

Рн*>Рн>1

rп*>rп>1

 

В качестве критических используют значения kв кp = kв*, Рн* =Рн, ρ п = ρ ρ п*. Очевидно, что при kв<kв*, Рнн*, ρ п> ρ п* коллектор при испытании даст приток чистой нефти или газа (рис. 16.9). Менее строгим является критерий kв кр = kв* +Dkв, где Dkв = 0,02—0,05, и соответствующие ему критерии Рп кр , ρ п кр. В этом случае при kв<kв кр, Рнн 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 kп, kпp, Спл, то для каждого класса имеются индивидуальные зависимости Pп = f(kв), kп рн=f(kв), kп рв = f(kв). Семейство зависимостей Рн = f(kв), дифференцированных по какому-либо параметру, например по αсп, дополняется графиком Рн пред= f(kво), который является геометрическим местом точек, соответствующих образцам каждого класса с неснижаемой водонасыщенностью (рис. 16.10). На каждом графике Рн=f(kв) имеются точки с координатами kв*, Рн* и kв**, Pн**, положение которых определяют по кривым относительной фазовой проницаемости для каждого класса

1- Рн=f(kв) для различных αсп=const;2- Рн пред=f(kво);3-Рн кр=f(kкр);4-Pн** = f(kв**).

Рис 16 10 Зависимости Рн=f(kв) для терригенных коллекторов с различной глинистостью:

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

 

Соединяя точки с координатами Рн*, kв* и Рн**, kв**, получают зависимости Pп* = f(kв*) и Р н** = f(kв**). Эти зависимости делят площадь, заключенную между графиками Рн = f(kв) для наиболее чистых коллекторов и Рн пред=f(kво), 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 Рн, kв или Рн, ρ сп, характеризующими исследуемый пласт.

К продуктивным коллекторам относят те, точки которых в системе координат Рп—kв располагаются в области I, т. е. левее графика Pн* = f(kв*). Последний можно рассматривать как график критических значений Pп кр = Pн*, kв кр = kв*. Таким образом, если при диагностике коллекторов простого объекта, представленного одним классом коллекторов, пользуются единственным критическим значением параметра — kвкр, Рн 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 kв кр, Рн кр, ρ п.кр, отвечающие определенному классу коллектора.

Как и в предыдущем случае, можно использовать более «мягкий» критерий kв кр = kв*+Dkв и соответствующие ему Рн 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(kп),2- rвп = f(kп),3-rп=f(kп) для разных kв = const ,4-rвп = f (kп) 5-граница коллектор-неколлектор.

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

 

На основе комплексного анализа связей Рп—kп, Pн—kв,kв о— kп, kп рн(kп рг)—kп, kп pв—kв в системе координат ρ п—kп строят следующие графики

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

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

3 Семейство зависимостей ρ п=f(kп) c разным коэффициентом относительной водонасыщенности kв = const для коллекторов, которые располагаются между графиками ρ п max = f(kп) и ρ вп = f (kп). Коэффициент относительной водонасыщенности рассчитывают по формуле кв= (kв—kво)/(1—kво). Величина kв 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 kв = 1 и kв = 0

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

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

График rп* = f(kп) можно рассматривать как ρ п кр = f(kп). Для определения характера насыщенности и прогнозирования результатов испытания коллектора точку с координатами ρ п, kп, 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 kп = kп гр и kп = kп mах (для данного геологического объекта), это означает ошибку, допущенную в определении ρ п или kп

Возможны другие варианты рассмотренного подхода Так переходя от kп к одному из геофизических параметров, связанных с k , например DIng в карбонатном, DT в карбонатном и терригенном, α сп в терригенном разрезе, получим семейство графиков ρ п= f (DIng), ρ п= f(Dt),ρ п=f(α сп) для различных kв = const и среди них графики ρ п*=f(DI), 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, Рнкр, kв 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, Рн кр, kв 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 вп ниже зеркала воды,

Соединяют прямолинейно точки с координатами ρ п.max , HI 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 ρп и ρвп п > ρ вп) рассматривают как продуктивные, но для окончательного заключения об их промышленной продуктивности требуется как и ранее, сравнение ρп с ρпkр. 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 ρэф фокусированного зонда с большой глубиной исследования и одного из методов пористости. Перед наложением кривую ρэф перестраивают так, чтобы шкала пористости диаграммы ρэф совпадала 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 ρэф 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 rф/rв=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 ρэф 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 ρппп с приведенной абсолютной амплитудой статической аномалии СП Es является объединением способов радиального градиента и сопоставления ρп и kп

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 ρп.кр, Рнкр,kнкр, kвкp сохраняется без существенных изменений и для скважин с РНО, существуют лишь следующие ограничения: единственным источником информации о ρп является диаграмма индукционного зонда, поэтому ρп в коллекторах с высокой нефтегазонасыщенностью определяется с малой точностью, однако это несущественно отразится на точности решение задачи, поскольку величины ρп.кр и ρп 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 ρп и kп 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 -eп min=f(kп),2-eвп =f(kп), 3 — eп =f(kп) для разных kв=const, 4 — eпкр =f(kп); 5 — граница коллектор — неколлектор, 6 —границы зоны двухфазного точения;
I— нефть, II — нефть+вода, III — вода.
Шифр кривых — kв

 

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 εп—kп построить семейство графиков kп = f(kп) для различных kв=const с выделением графиков εп* = f(kп) и εп** = f(kп), ограничивающих зону двухфазного течения, и использовать в дальнейшем график εп*=f(kп) как геометрическое место точек критических значений εп.кp = εп* (рис. 16.19).

При разделении коллекторов на продуктивные и водоносные по ИНМ рекомендуется в системе координат τп—kп нанести семейство кривых τп=f(kп) для разных kп = const с выделение кривых Tп* = f(kп) и τп**=f(kп), ограничивающих зону двухфазного течения, и использовать в дальнейшем график τп * = f(kп) как τп.кp = f(kп) (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 -tп min=f(kп),2-tвп =f(kп), 3 — tп =f(kп) для разных kв=const, 4 — tпкр =f(kп); 5 — граница коллектор — неколлектор, 6 —границы зоны двухфазного точения;
I— нефть, II — нефть+вода, III — вода.
Шифр кривых — kв

 

Подобно тому, как ρп *, ρп ** соответствовали kв*,kв** , значения εп * и εп **, τп * и τп ** отвечают соответственно величинам kв* и kв**

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 dж и водородосодержания флюида wж насыщающего коллектор в каждом пластовом пересечении, соответствующем коллектору по данным комплексной интерпретации материалов ГИС. Составление графиков-изменения по разрезу dж и wж, 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 kn.п, установленной по диаграмме последнего замера, и kп.общ по данным других методов ГИС или представительного керна (kn.п<kп.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 ωн существенно отличается от водородных индексов воды ωв и нефти ωн в пластовых условиях. На большей глубине при пластовом давлении, близком к гидростатическому, а в зонах аномально высокого давления и при меньшей глубине различие ωг и ωв, ωн становится 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 Dtр, ωs и динамических αp, αs 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 ∑hпл исключают из общей толщины h неоднородного коллектора (рис. 16.23). Эффективную толщину рассчитывают по формуле hэф = h—∑hпл .

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 hэф 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 hэф, применяя интегральные значения геофизических параметров в целом для всей пачки и конкретные уравнения, учитывающие литологию прослоев неколлектора.

Прежде чем рассмотреть приемы определения hэф тонкослоистой 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 kп<kпгp, αсп< <αсп.гр и DIγ>DIγ.гр. Если коллектор полимиктовый со значительным содержанием калиевых полевых шпатов, то признак DIγ>DIγ.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 αсп.грсп и DIγ>DIγ.гр поскольку плотные прослои с карбонатным и силикатным цементом не отличаются по кривым СП и ГМ от чистого или слабоглинистого коллектора.

Для расчета ∑hэф 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 χгл и, зная общую толщину тачки hпач, рассчитывают эффективную толщину по формуле

hэф= hпач(1-χгл )

Величину χгл определяют:

а) решая относительно χгл уравнение

1r/rп= χгл/rгл+(1-χгл )/ rн.п

где rп — среднее удельное сопротивление пачки; rнп, rгл— удельное сопротивление прослоев продуктивного коллектора и глинистого неколлектора;

б) по палеткам расчетных зависимостей, связывающих снижение αсп амплитуды СП в пачке ES по сравнению с максимальной амплитудой Esmax в пласте чистого песчаника αсп = Es/ESmax с параметром χгл (см. рис. 4.12). Для определения χгл предварительно рассчитывают значения удельного сопротивления прослоев продуктивного коллектора в неизмененной части rнп и в зоне проникновения rнп.пл и глинистых прослоев rгл (см. рис. 4.12).

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

Задача оценки доли плотных прослоев в пачке χпл для последующего расчета ∑hэф по формуле (16.2) с подстановкой в нее χпл вместо χпл осложняется тем, что значения рнп рпл могут быть близки, вероятно и соотношение rпл>rнп. В этом случае возможны следующие подходы к решению задачи. При значительном и устойчивом различии rнп и рпл, т. е. при rrпл> >rнп или rпл<rнп, величину χпл можно определить, решая уравнение (16.2) при использовании в нем в качестве неизвестного вместо χгл. При ρнппл оценка χпл возможна решением относительно искомой величины χпл уравнения kпплkп.пл+ (1—χпл) kп нп, где kп, kп.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 hэф 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 hэф принимают интервал между кровлей пласта и ВНК.

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

4 Газонефтяной пласт с ГНК Положение ГНК определяют по данным повторных замеров НМ в колонне. Эффективную газо- и нефтенасыщенную толщину hэф.г и hэф.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 hэф.г принимают интервал между кровлей пласта и ГНК, за эффективную нефтенасыщенную толщину hэф.н — интервал между ГНК и ВНК (см. рис. 16.17).

 

 

16.2. ВЫДЕЛЕНИЕ, ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ТОЛЩИНЫ СЛОЖНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОГО И ГАЗОЖИДКОСТНЫХ КОНТАКТОВ

Понятие «сложный коллектор» объединяет различные классы коллекторов, которые по характеристике не укладываются в понятие «межзерновой коллектор». В понятие «сложный коллектор» принято включать: терригенные межзерновые коллекторы с высокой глинистостью, карбонатные коллекторы трещинные, трещинно-кавернозные, трещинно-кавернозно-поровые, вулканогенные и вулканогенно-обломочные коллекторы.

В настоящем разделе рассматриваются только те коллекторы, которые невозможно выделить в разрезе способами, рекомендуемыми выше для выделения межзерновых коллекторов, на основе материалов стандартного комплекса ГИС.

Трещинный коллектор

Коллектор представлен системой блоков плотной непроницаемой породы (матрица) с kпрбл = 0, kп.эф.бл = 0 и с конечным значением пористости блоков kпбл>0, рассеченных системой трещин различной раскрытости, протяженности и пространственной ориентации. Значение kпт<kп.бл и kпт<0,5— 1%.

Предварительные признаки наличия в разрезе трещинного коллектора следующие:

при отсутствии в исследуемом интервале пород, которые имеют характеристику межзернового коллектора по признакам первой (качественные) и второй (количественные) групп, в процессе бурения наблюдаются интенсивные поглощения ПЖ, иногда до полной потери циркуляции;

резкое увеличение продолжительности проходки отдельных участков разреза;

при испытании в открытом, а затем и в обсаженном стволе получают значительный приток пластового флюида (нефти, газа, пластовой воды) или фильтрата ПЖ, поглощенного при бурении

Для выделения в разрезе интервалов развития трещин и присутствия трещинного коллектора опираются на материалы специальных исследований ГИС в открытом стволе, данные службы геолого-технологического контроля, учитывая при этом материалы стандартного комплекса ГИС. Сведения о поведении скважины в процессе бурения и результаты испытания в открытом стволе и в колонне.

Признаки трещинного коллектора при выделении его по данным специсследований и стандартного комплекса ГИС следующие.

1. Значение dc на кавернограмме равно или несколько выше номинального dн, причем превышение dc над dн незначительно, непостоянно по разрезу и закономерно возрастает во времени по данным повторных замеров каверномером или профилемером при отсутствии или низком содержании глинистого материала по данным ГИС.

2 Значение rп, определенное по данным метода сопротивлении, близко к расчетному, rп.расч = rв/kпm при вскрытии разреза бурением на пресном глинистом растворе (rф>5—10rв). При замене раствора на минерализованный с расширением ствола скважины при повторном замере методом сопротивлений фиксируется четкое снижение rrп в участках развития трещиноватости или по всему разрезу, если трещиноватость охватывает весь разрез. При вскрытии разреза бурением на минерализованном растворе с минерализацией, близкой к минерализации пластовых вод (rф=rв), все трещиноватые участки разреза фиксируются значениями rп<<rв/ kпm или минимумами rrп на фоне высоких значений rп в интервалах, где трещиноватость отсутствует.

3 Отсутствует радиальный градиент сопротивления по диаграммам разноглубинных микрозондов (МПЗ, МГЗ), экранированных зондов (БМ, МБМ).

4. По диаграммам методов определения пористости (НМ, ГГМ, AM) трещинные породы характеризуются низкими значениями коэффициента общей пористости (5—10%).

Рис 16 24 Пример выделения трещинного коллектора (заштрихован) по комплексу ГИС

Рис 16 25 Характеристика трещинного коллектора (заштрихован) по данным широкополосного AM (по И П Дзебано)

 

5 На диаграмме стандартного AM (аппаратура СПАК.) кривая коэффициента поглощения энергии продольных волн отмечает увеличение αр в интервалах трещиноватости при хаотическом расположении трещин и других видах ориентации трещин при условии, что часть трещин пересекает путь преломленной продольной волны, кинематические Dtр и динамические αр параметры которой регистрируются при исследованиях аппаратурой СПАК. При указанной ориентировке трещин возможно также небольшое снижение Dtр по сравнению с значением, вытекающим из уравнения среднего времени для данною kп породы (Рис 16.24).

6 На диаграмме широкополосного AM трещиноватые зоны фиксируются участками разного ослабления четкости изображения на фазокорреляционной диаграмме, ростом коэффициентов поглощения энергии продольных и поперечных воли αр и αs и увеличением декремента затихания волны Лэмба lL (Рис 16.25) . Здесь так же, как и в случае стандартного AM, отмечаемые эффекты тем значительнее, чем больше доля трещин, секущих путь упругой волны, чем больше их раскрытость и густота

7 На диаграммах сигналов свободной прецессии ЯМР трещинный коллектор, как правило, не отмечается сигналом ИСФ выше порогового (1%), поскольку значения коэффициента трещиноватости kпт обычно не превышают 0,5—1%.

8. На диаграммах методов глинистости СП и ГМ зоны трещиноватости обычно не отмечаются характерными показаниями.

Чаще всего на диаграммах СП и ГМ зонам развития трещин соответствуют низкие показания СП и ГМ, свидетельствующие о небольшом содержании или полном отсутствии глинистого материала (нерастворимого остатка). При повторных измерениях СП в интервалах трещиноватости нередко фиксируют закономерное изменение показаний СП во времени при постоянстве этих показаний в плотных участках разреза, не содержащих трещин. Отрицательные аномалии СП (при rф>rв) в зонах трещиноватости иногда достигают огромных значений Еs, которые существенно превышают расчетное значение Es, вычисленное для данных условий, исходя из диффузионной природы СП, что позволяет предположить появление существенной и нестабильной во времени фильтрационной компоненты СП (Рис 16.26.)

Рис 16 26 Выделение трещинного коллектора по гигантской аномалии СП фильтрационного происхождения (по В. М. Ильинскому, Ю. Л. Лимбергеру)

1,2 — первый и второй замеры СП

 

9. На диаграммах повторных замеров, выполненных по схеме исследование (каротаж)—воздействие — исследование (каротаж), трещиноватые участки разреза обычно отмечаются изменением показаний при повторном замере при постоянстве показаний в участках разрезов, не содержащих трещин. На практике для выделения трещиноватых зон этим способом чаще всего, кроме рассмотренного уже способа двух растворов, применяют следующие варианты:

исследование — давление — исследование, исследование — испытание — исследование с применением в обоих случаях повторных замеров БМ или ИМ (см. рис. 16.2);

измерение ГМ —смена раствора на активированный (радон) —измерение ГМ, замену раствора производят при расширении ствола скважины в интервале повторного исследования и небольшом увеличении репрессии на породы.

10. Зоны трещиноватости выделяют по материалам комплексной интерпретации результатов исследования наклономером и скважинным акустическим телевизором.

11. Зоны трещиноватости отмечаются интенсивным поглощением ПЖ на диаграмме фильтрационного метода и снижением продолжительности проходки на диаграмме детального механического каротажа, которые получают при работе станции геолого-технологического контроля в процессе бурения скважины.

Заметим, что все рассмотренные признаки трещинного коллектора характерны для зон трещиноватости в карбонатном разрезе. Однако трещинные коллекторы обнаружены в отложениях другой литологии: плотных метаморфизованных песчаниках и алевролитах, плотных аргиллитах с повышенным содержанием силикатного и карбонатного материала, в некоторых разновидностях гидрохимических отложений (ангидриты), в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах.

Для трещинного коллектора независимо от его литологии характерны следующие признаки:

dс>dн при возможном росте dс во времени;

резкое снижение rп.т трещинного коллектора по данным повторного замера фокусированными и другими зондами после замены пресной ПЖ на соленую или заметное уменьшение rп.тпо сравнению с расчетным значением rпв скважине, пробуренной на соленом растворе с rф=rв;

Повышенное значение αL на диаграмме широкополосного АМ;

значительная и изменяющаяся во времени фильтрационная компонента Еs.ф СП;

присутствие трещин, устанавливаемое по комплексу наклономер—CAT;

интенсивное поглощение ПЖ и пониженная продолжительность проходки по данным службы геолого-технологического контроля.

Независимо от литологии отложений выделение трещинного коллектора по данным ГИС существенно осложняется, если коллектор содержит только вертикальные и субвертикальные трещины. В этом случае источниками информации о наличии таких трещин при благоприятных условиях могут служить данные наклонометрии, CAT, службы геолого-технологического контроля. Материалы широкополосного AM используют для прогнозирования степени раскрытости вертикальных и субвертикальных трещин путем расчета давления бокового распора с использованием значений Dtр и Dts и сравнения его с пластовым давлением (см. гл. 11). Присутствие фильтрационных э. д. с. может быть поисковым признаком трещинного коллектора и в этом случае.

Индикатором трещинных участков разреза с трещинами любой ориентации могут быть также аномалии температуры, фиксируемые па термограмме, регистрируемой в необсаженном стволе сразу после вскрытия разреза бурением при неустановившемся тепловом режиме (см. гл. 12).

Оценка характера насыщенности трещинного коллектора по данным ГИС практически не проводится. Возможными способами оценки характера насыщенности трещинного коллектора и определения ВНК (ГВК) в массивной залежи нефти (газа), представленной трещинным коллектором, могут быть:

исследования сверхбольшими симметричными четырех-электродными зондами или сверхбольшими потенциал-зондами для фиксации среднего уровня значений rн, в продуктивной части залежи и ниже ВНК (ГВК);

исследования по схеме «исследование — испытание — исследование» при регистрации диаграмм сопротивлений зондов с большой глубинностью.

В настоящее время основное средство установления продуктивности трещинного коллектора и определения ВПК, ГВК, ГНК в массивной залежи — результаты испытания ИПТ в открытом стволе и перфорации в колонне.

Эффективную толщину трещинного коллектора определяют только в целом для всей массивной залежи как интервал нефтеносности или газоносности от кровли залежи до ВНК или ГВК. При подсчете запасов массивной залежи с трещинным коллектором для каждой скважины, расположенной внутри контура нефтеносности (газоносности), рассчитывают линейный эффективный объем по формуле

предполагая, что трещиноватость охватывает весь объем залежи и, следовательно, вся толщина от кровли залежи до контакта эффективная.

Трещинно-кавернозный коллектор

Отличие трещинно-кавернозного коллектора от трещинного заключается в том, что вдоль отдельных трещин, реже — вне системы трещин присутствуют полости, как близкие по форме к сфере, так и отличающиеся от нее. Эти полости условно называют кавернами и характеризуют их объемное содержание в породе коэффициентом кавернозности kп.к, который иногда называют каверновой пористостью.

В трещинно-кавернозном коллекторе отношение kпк/kпт составляет обычно 5—10, достигая большей величины в закарстованных известняках, где и доля карстовых полостей в объеме породы и размеры этих полостей могут быть весьма значительными. Проницаемость и продуктивность трещинно-кавернозного коллектора так же, как и трещинного, определяются раскрытостью и густотой трещин, емкость — коэффициентом кавернозности kпк

Наиболее типичен трещинно-кавернозный коллектор для карбонатных, отложений, прежде всего для известняков и доломитизированных известняков, в которых наиболее интенсивно протекают процессы выщелачивания минерального скелета, приводящие к образованию каверн и более сложных пустот выщелачивания. Встречается этот тип коллектора также в некоторых гидрохимических (гипс) и карбонатно-гидрохимических отложениях. В вулканогенных отложениях возможно присутствие подобия трещинно-кавернозного коллектора в эффузивных или политизированных породах. Маловероятно присутствие рассматриваемого типа коллектора в терригенных песчано-глинистых отложениях и аргиллитах.

Для трещинно-кавернозного коллектора в карбонатном и карбонатно-гидрохимическом разрезе характерны многие признаки трещинного коллектора, по при этом признаки эти иногда выглядят четче или несколько видоизменены, а кроме того, имеются характерные признаки трещинно-кавернозного коллектора, отсутствующие в трещинном коллекторе.

Признаки трещинно-кавернозного коллектора, характерные и для трещинного коллектора, следующие:

dc=dв и dс имеет тенденцию роста во времени, профиль скважины резко изменчивый, в отдельных интервалах возможно резкое увеличение dc;

резкое снижение rп при вскрытии на растворе с rф= rв или замене на этот раствор пресного, на котором первоначально пробурена скважина;

нарушение четкости волновой картины на диаграмме ФКД вплоть до полного ее исчезновения, резкое увеличение αр, αs и αL:

резкое снижение продолжительности проходки, интенсивное поглощение ПЖ вплоть до полной потери циркуляции.

Признаки отличия трещинно-кавернозного коллектора от трещинною следующие:

коэффициент общей пористости по данным ядерных методов НМ, ГГМ kпn, kпγγ может быть значительным и при интенсивной закарстованности в отдельных интервалах достигает десятков процентов;

коэффициент пористости по данным стандартного и широкополосного AM kп.ам по приближается к kпn, kпγγ то становится меньше среднего значения kп по данным ядерных методов, причем это различие тем больше, чем больше kп, размеры полостей выщелачивания и удаленность их друг от друга; в идеальном случае kпАМ совпадает с kпбл тогда как kп, kпГГМ=kп (рис. 16. 27); диаграмма сигнала свободной прецессии ЯМР отмечает аномалиями ИСФ отдельные значительные полости выщелачивания, если они находятся в зоне исследования на фоне участков, где сигнал ИСФ не превышает порогового (1%),

диаграммы методов определения глинистости СП и ГМ, фиксируя низкими показаниями в целом интервалы трещинно кавернозного коллектора, отмечают незначительным повышением показаний участки интенсивного поглощения глинистого раствора и возникновения глубокой зоны кольматации; показания ГМ могут закономерно расти во времени вследствие неравномерной глинизации породы по трещинам и крупным сообщающимся полостям, на диаграмме СП может резко изменяться во времени отрицательная аномалия за счет роста во времени фильтрационной компоненты Uсп, еще более интенсивного, чем в трещинном коллекторе;

наклономер и акустический телевизор, как и в случае трещинного коллектора,— один из важнейших средств обнаружения и изучения трещинно-кавернозного коллектора, однако получаемая информация значительно более сложна и требует

тщательного анализа в комплексе с данными других методов ГИС,

весьма эффективен метод активаторов в любом варианте, так как в отличие от трещинного коллектора получаемые эффекты на диаграмме повторного замера после воздействия (нагнетания в эффективное пространство трещинно-кавернозного коллектора активированной жидкости) значительны; наиболее целесообразно выделение рассматриваемых коллекторов с применением нейтронно-активных элементов (хлор, бор, кадмий) и проведением повторных замеров импульсными или стационарными нейтронными методами;  более эффективен, чем для выделения трещинного коллектора, способ исследование — испытание —исследование при расформировании зоны проникновения воздействием ИПТ; сохраняют свое значение повторные исследования стационарными и импульсными нейтронными методами в колонне, рекомендованные ранее для выделения продуктивных коллекторов в разрезах обсаженных скважин.

Для выделения продуктивных трещинно-кавернозных коллекторов по данным ГИС используют приемы, рекомендованные для межзерновых коллекторов. Эффективность применения этих приемов тем выше, чем больше значение kп и доля в нем kпк

Правила определения эффективной толщины зависят от характеристики объекта. Наиболее обоснован в большинстве случаев отказ от получения hэф продуктивного трещинно кавернозного коллектора как самостоятельного подотчетного параметра и расчет для каждой скважины линейного эффективного объема и линейных запасов так, как это рекомендуется для трещинного продуктивного коллектора. Для массивной залежи нефти газа в трeщинно-кавeрнозном коллекторе с высокими значениями kп и kпк допустим подход к определению hэф, используемый для массивной нефтегазовой залежи с межзерновым коллектором

Трещинно-кавернозно-межзерновой коллектор

В том наиболее сложном типе коллектора присутствует система трещин и полостей, как в трещинно кавернозном коллекторе, а блоки с межзерновой пористостью проницаемы и содержат эффективные поры. Обычно используют те приемы выделения коллекторов, разделения их на продуктивные и водоносные, определения положения контактов и hэф, которые наилучшим образом отвечают излучаемому объекту. В общем случае чем больше доля kп.эф.мз в общем балансе kпэф коллектора, тем больше оснований для использования способов, разработанных для выделения по данным ГИС межзерновых продуктивных коллекторов и определения их hэф. Основная задача дальнейшего изучения продуктивного коллектора со смешанным составом эффективных пор—разделение величины kп на ее компоненты kп мз, kпк, kпт, построение обоснованной модели коллектора и резервуара и прогнозирование извлекаемых запасов нефти или газа с учетом этой модели,

Трещинно-кавернозно-межзерновой коллектор широко распространен в карбонатных, карбонатно-гидрохимических отложениях. В вулканогенных и вулканогенно- обломочных, а также в некоторых типах песчаных пород возможно присутствие коллекторов, обладающих характерными чертами рассматриваемого типа.

За последние годы получена обширная информация, позволяющая утверждать, что классические межзерновые терригенные коллекторы являются межзерново- трещинными. В этих коллекторах основная эффективная емкость и, следовательно, основные запасы УВ приурочены к межзерновым блокам, трещины же, играя второстепенную роль в формировании эффективной емкости коллектора, обеспечивают высокую проницаемость и продуктивность. Полагают, что это в основном вертикальные и субвертикальные трещины, образующие иногда четко ориентированные зоны дробления, прослеживаемые на значительные расстояния и оказывающие существенное влияние на ход разработки месторождения.

Выделение вертикальных и субвертикальных трещин в разрезах скважин на месторождениях с межзерновыми коллекторами и трассирование их в пределах резервуара —объекта разработки возможны лишь при комплексировании современной сейсморазведки, ВСП, сейсмоакустики и расширенного комплекса ГИС, включающего широкополосный AM и исследования наклономером и акустическим телевизором. В настоящее время эти исследования начинают осваивать и выполнять ведущие геофизические организации.

При изучении методами ГИС сложных коллекторов последние 20 лет широко используют современные математические методы обработки информации. Для изучения сложных геологических объектов, особенно представленных карбонатными, вулканогенными и вулканогенно-обломочными отложениями, важно на стадии разведки выделить основные классы пород, в том числе коллекторов, и сформулировать критерии их выделения по комплексу ГИС. Для этого используют программы распознавания и кластерного анализа [III]. По мере изучения геологического объекта и накопления геолого-геофизической информации и результатов испытания удается достаточно полно охарактеризовать каждый класс коллектора, оценить его промышленное значение, пределы изменения, модальные и средние значения подсчетных параметров [18, 111].

В программах деления коллекторов на классы в разрезах со сложными коллекторами, кроме данных стандартного и рассмотренного выше расширенного комплекса ГИС, учитывают также результаты, если они имеются, исследований методами ГИС гамма-спектрометрическим и нейтронным гамма-спектрометрическим, которые особенно информативны при изучении продуктивных горизонтов в вулканогенных и вулканогенно осадочных породах.

 

 

16.3 ВЛИЯНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИИ НА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД

При разведке и промышленной оценке нефтегазовых месторождении методами ГИС возникает необходимость учета влияния термобарических условий —горного и пластового давления и температуры — на физические свойства коллекторов. Учет пластовых условий осуществляется при этом с помощью введения поправок в значения параметров породы, полученные по общепринятым методикам в атмосферных условиях [2, 29, 64]. В общем случае термобарические поправки определяются обратимыми (упругими) и необратимыми (остаточными) деформациями. Последние при соблюдении соответствующей технологии отбора, хранения и обработки керна в большинстве случаев играют подчиненную роль. В настоящем справочнике приведены данные только по упругим (обратимым) деформациям осадочных коллекторов с межзерновым типом структуры порового пространства.

Величина объемной упругой деформации зависит от среднего нормального напряжения р, пластового давления рпл и температуры Т в породе. Среднее нормальное напряжение р определяется массой вышележащих пород и тектоническими силами. Прямые методы определения р в скважинах пока не разработаны, и обычно пользуются приближенными схемами деформации. Если считать гравитационные силы основными, то можно получить. р=1/3(1+2k)gHδпср, где H — глубина, на которой определяют среднее нормальное напряжение; δп ср — средняя плотность вышележащих пород; k — коэффициент бокового распора, k = n(1—n) (n — коэффициент Пуассона); g — ускорение свободного падения.

Часто при определении среднего нормального напряжения в осадочных породах предполагают, что в силу релаксации главные нормальные напряжения равны между собой. Для этого случая k—>1 и

где рz — вертикальное главное нормальное напряжение; hi — мощность i-гo литологически однородного интервала разреза, имеющего плотность δпi.

Давление жидкости в порах породы рпл противодействует среднему нормальному напряжению, приложенному к сцементированному скелету. Поэтому на деформацию породы оказывает влияние разность р — рпл, которая носит название эффективного напряжения:

где δп i и δв i — плотность породы и жидкости, насыщающей поры i-го литологически однородного интервала разреза. Это уравнение можно преобразовать, если воспользоваться средними по разрезу значениями плотности осадочных пород и пластовых жидкостей δп с р и δв ср: рэф = g(δdп iп.ср—δв ср)/h.

Температуру на глубине залегания пласта определяют путем прямых измерений в скважине либо расчетным путем с использованием данных о среднем геотермическом градиенте в районе исследования.

Обратимые изменения физических свойств коллекторов при кратковременном всестороннем сжатии или растяжении, которые можно воспроизводить в лабораторных условиях, зависят от трех аргументов: эффективного напряжения hэф, абсолютной величины порового давления рпл и температуры Т [2, 29]. Указанные аргументы в общем случае могут независимо измеряться.

Если ограничиться лишь определением обратимых изменений физических свойств пород, происходящих вследствие упругих объемных деформаций и изменения температуры, то полные изменения какого-либо свойства X в зависимости от изменения термобарических условий можно представить в виде [29]:

 (16_4)

где Х(0) и Х(р, рпл, Т) —какое-либо физическое свойство породы при атмосферных и пластовых условиях; k1 = X(pэф)/X(0)— относительное изменение физического свойства породы при воздействии эффективного напряжения и при постоянных значениях рпл и Т; k2 = Х(рпл)/X(0) — то же при изменении пластового давления и при постоянных значениях рэф и Т; k3 = X(T)(X(0) —то же при изменении температуры и при постоянных рпл и р.

Коэффициент k1 характеризует основную долю изменения физических свойств породы при сжатии ее скелета или при расширении, например при выбуривании керна; k2,k3 — определяют изменение свойств породы за счет деформации твердой фазы под воздействием соответственно гидростатического давления и температуры. Поскольку два последних фактора действуют в едином процессе —при выносе керна на поверхность, то для удобства коэффициенты k2 и k3 можно объединить. Тогда уравнение (16.4) примет вид:

 (16_5)

Второй сомножитель в уравнении (16.5) для большинства коллекторов существенно меньше, чем первый, из-за низкой сжимаемости зерен породообразующих минералов и небольшого коэффициента их температурного расширения.

Объемная деформация породы определяется коэффициентом сжимаемости скелета βск, пор βп и твердой фазы βтв [Г29]:

где V, Vп и Vтв— объемы соответственно скелета, пор и твердой фазы породы, а индексы у скобок показывают, что производные взяты при постоянных значениях соответствующих термобарических факторов.

Рис 16 27 Зависимость коэффициента сжимаемости пор βп осадочных пород от эффективного напряжения pэф :  а — песчаники хорошо отсортированные и окатанные; б — песчаники глинистые плохо отсортированные и окатанные; в — песчаники и алевролиты низкопористые с глинисто-карбонатным цементом; г — аргиллиты алевритистые, сильно уплотненные; д — известняки и мергели плотные, низкопористые; е — известняки и доломиты плотные, кавернозные; ж — полимиктовые песчаники Западной Сибири; з — полимиктовые алевролиты Западной Сибири; и — кварцевые песчаники Волгоградской области; к — полимиктовые песчаники Южного Мангышлака

 

Между коэффициентами сжимаемости справедливо следующее соотношение: βск = kпβптв.

Основные породообразующие минералы обладают низкой сжимаемостью [29] и, следовательно, основные деформации коллектора и связанные с ними изменения физических свойств обусловлены деформациями сцементированного скелета породы, т е порового пространства. Поэтому коэффициент сжимаемости пор коллектора представляет наибольший интерес с точки зрения оценки изменений физических свойств породы при воздействии эффективного напряжения.

На рис. 16.28 представлены экспериментальные данные о коэффициенте сжимаемости пор разных осадочных пород, показывающие, что с ростом эффективного напряжения βп уменьшается по гиперболическому закону: βп = βпmах рэф min/pэф, где βп max и рэфmin— координаты точки , Начиная с которой справедлив гиперболический закон.

Значения βп определяются также содержанием в поровом пространстве породы глинистого материала: βпmax = βп max / (l — hгл), где β'п max —максимальный коэффициент сжимаемости пор чистых от глинистых примесей коллекторов; hгл — относительная глинистость коллектора.

Коэффициент сжимаемости пор терригенных пород при прочих равных условиях контролируется отсортированностью породы, уменьшаясь с улучшением последней, а также составом и типом цемента, увеличиваясь при переходе от контактного и регенерационного к базально-поровому типу [64].

Коэффициент сжимаемости пор карбонатных пород может существенно зависеть от их трещиноватости и кавернозности [29].

Увеличение температуры с глубиной (до 120—150°С в опытах) приводит к весьма небольшому (не более чем на 5—10%) увеличению коэффициента сжимаемости пор песчаных коллекторов. Коэффициент сжимаемости пор известняков и доломитов увеличивается при этой температуре на 10—17%.

Наличие воды в порах коллектора повышает их сжимаемость. Коэффициент сжимаемости скелета водонасыщенных песчаников на 10—13% выше, чем сухих [29],

Коэффициент пористости коллектора в пластовых условиях kп (p, pпл, Т) можно определить из уравнения

где kп(0) — пористость в атмосферных условиях.

Экспериментально чаще всего определяют изменение пористости при воздействии эффективного напряжения при постоянных значениях рпл и Т. Эти изменения характеризуются коэффициентом k1 и составляют в большинстве случаев основную долю изменения пористости в термобарических условиях.

Абсолютное уменьшение коэффициента пористости Δkп песчано-глинистых пород при погружении можно оценить теоретически через коэффициент сжимаемости:

Значение kп уменьшается при увеличении ηгл, а величина β'п max/(1 —ηгл) возрастает. При прочих равных условиях это уменьшает диапазон изменения Δkп для песчано-глинистых пород с разной пористостью. Так, для сцементированных песчаников с пористостью от 10 до 30% и относительной глинистостью 0,40—0 при погружении на глубину 2—4 км Δkп=0,4— 1% при среднем значении 0,7%.

На рис. 16.29 изображены данные экспериментального изучения разными авторами влияния эффективного напряжения на обратимые изменения пористости песчано-глинистых пород. Состав изученных пород меняется от чистых кварцевых девонских песчаников Татарии и Волгоградской области до глинистых полимиктовых песчаников и алевролитов пласта АВ1 Самотлорского месторождения в Западной Сибири. Возраст пород меняется от девонского (Татария) до верхнемелового (Западная Сибирь), а глубина залегания —от 1,6 км (пласт AB1) до 4— 5 км (песчаники Предкарпатья). Коллекция включает в себя широкий спектр литолого-петрографических признаков и геологических условий залегания песчано-глинистых коллекторов.

Рис 16 28 Сопоставление коэффициентов пористости песчано-глинистых пород при атмосферных условиях kп(0) и при эффективном напряжении на глубине залегания kпэф).

Неглинистые кварцевые песчаники из нефтегазовых месторождений: 1 — Волгоградской области. 2 — Татарии, 3 — Калмыкии; полимиктовые песчаники и алевролиты: 4, 5 — Самотлорское месторождение (Западная Сибирь), пласты соответственно AB1 и БВ8. 6 — Таллинское месторождение, тюменская свита; 7 — кварцево-полевошпатовые песчаники Предкарпатья.

 

Из рисунка видно, что между пористостью в атмосферных условиях и пористости при эффективном напряжении, соответствующем глубине залегания, имеет место эмпирическая зависимость kпэф) =kп(0)—0,7, или kпэф)/kп(0) =k1=1—0.7/kп(0), где kп (0) и kпэф) выражены в процентах.

Рис 16 29 Изменение коэффициента пористости песчано-глинистых пород при воздействии пластового давления и температуры в функции глубины залегания Н (средний геотермический градиент 3°С/100 м). Шифр кривых — ηгл

 

Коэффициент корреляции этой зависимости достигает для данного случая 0,99.

Дополнительный учет пластового давления и температуры увеличивает значение термобарической поправки в пористости породы [29]. На рис. 16.30 показаны значения k2, k3, вычисленные теоретически в зависимости от глубины залегания и глинистости.

Полные обратимые изменения пористости коллектора при одновременном воздействии эффективного напряжения, пластового давления и температуры можно оценить, воспользовавшись палетками на рис. 16.31.

Рис 16 30Палетки для оценки упругих изменений коэффициента пористости k1k2k3 песчано-глинистых пород.

Породы: а — хорошо отсортированные и окатанные, б — среднеотсортированные и окатанные, в — плохо отсортированные и окатанные
Шифр кривых — ηгл

В табл. 16.2 приведены значения произведения k1k2k3, характеризующие эти изменения.

 

Tаблица 16 2
Значения произведения k1k2k3 для приведения коэффициента пористости песчано-глинистых пород к пластовым условиям (вычислено для Г=3°С/100 м
)

Глубина, км.

k1k2k3 для ηгл

0

0,2

0,5

0,7

от

до

среднее

от

до

среднее

от

ДО

среднее

от

до

среднее

2

0,995

0,978

0,986

0,990

0,996

0,978

0.976

0,940

0,958

0,955

0,895

0,925

4

0,993

0,962

0.978

0,984

0,948

0,966

0,963

0,907

3,930

0,925

0,830

0,878

6

0,990

0,952

0,971

0,978

0,934

0,956

0,950

0,880

0,915

0,900

0,780

0,840

8

0,988

0,948

0,968

0,973

0,923

0,948

0,935

0,855

0,895

0,870

0,720

0,795

 

Коэффициент проницаемости при воздействии пластовых условий kпр(р, рэф, Т) определяется выражением

где kпр(0) —проницаемость породы в атмосферных условиях.

Основное влияние на проницаемость оказывает рэф, поэтому k1 может существенно отличаться от единицы. Среднее значение k1для песчано-глинистых пород можно оценить теоретически [29]:

где α —показатель структуры (сцементированности) порового пространства (- 1,8≤ α ≤-1).

Если исходя из описанного принять средние значения для коллекторов: fп(0)=20%; kпэф) ==20—0,7= 19,3% и α ср=1,5, то найдем среднее значение k1 = 0,8l. В более общем случае k1 зависит от величины пористости и степени сцементированности породы.

На рис. 16.32 показано сопоставление коэффициентов проницаемости песчано-глинистых пород в атмосферных условиях и при эффективном напряжении на глубине залегания по данным исследований, о которых шла речь при определении коэффициента пористости. Экспериментальные данные хорошо описываются уравнением kпрэф) = 0,81kпр1,01 (0)≈0,8kпр(0) или kпрэф)/kпр(0) =k1= 0,8, которое можно использовать для грубой оценки пластовых условий при определении проницаемости песчано-глинистых коллекторов. Коэффициент корреляции зависимости достигает 0,98.

Рис 16 31 Сопоставление коэффициентов проницаемости песчано-глинистых пород при атмосферных условиях kпр(0) и при эффективном напряжении на глубине залегания kпрпф)

Условные обозначения см. на рис. 16.29

 

Для более точных определений следует учитывать все термобарические факторы. Результаты расчетов полных обратимых изменений коэффициентов проницаемости в зависимости от эффективного напряжения, пластового давления и температуры, выполненные на основе экспериментальных и теоретических исследований [29], приведены на рис. 16.33 и в табл. 16.3.

Рис 16 32 Палетки для оценки упругих изменений коэффициента проницаемости k1k2k3 песчано-глинистых. пород.

Условные обозначения см. на рис. 16.31

 

Tаблица 16 3
Значения произведений k1k2k3 для приведения коэффициента проницаемости песчано-глинистых коллекторов к пластовым условиям (вычислено для Г=3°С/100 м)

 

k1 k2k3для ηгл

Глубина,

0

0,2

0,5

км

от

до

среднее

от

до

среднее

от

до

среднее

2

0,94

0,86

0,90

0,87

0,81

0,84

0,78

0,72

0,75

4

0,91

0,78

0,84

0,80

0,71

0,76

0,67

0,61

0,64

6

0,88

0,72

0,80

0,76

0,66

0,71

0,58

0,42

0,55

8

0,86

0,68

0,76

0,71

0.61

0,66

0,51

0,45

0,48

 

Плотность породы δn при извлечении керна уменьшается вследствие снижения эффективного напряжения и гидростатического давления и увеличивается при снижении температуры. Поэтому уравнение, определяющее изменение плотности в зависимости от термобарических условии, можно записать в виде:

На рис. 16.34 показаны результаты расчетов величины k1k2, выполненных В. М. Добрыниным [29] для двух случаев: при заполнении породы пластовой водой с βж = 4*10-4 МПа-1 и нефтью с βж =10-3МПа-1. Значения других коэффициентов составляли: βтв = 0,3*10-4МПа-1 (по аналогии с кварцем), δтв = =2,65*103 кг/м3, δж= 1,1 *103кг/м3 для воды и δж = 0,85*103 кг/м3 для нефти.

Рис 16 33 Графики изменения плотности песчано-глинистых пород при давлении всестороннего сжатия.

βж, МПа-1;а —4*10-4, 6—1*10-3
kп, %: 1— 30, 2 — 20, 3— 10.
Шифр кривых — давление внутрипоровое жидкости, МПа

 

Расчеты показывают, что температурные изменения плотности при извлечении керна с глубины до 8 км составляют 0,5— 2,4% для случая: αтж = 5*10-4 1/°С, Гср = 0,03 °С/м. βтв = 2,65*03 кг/м3 и dж=1,1*103 кг/м3.

Коэффициент остаточной водонасыщенности kво керна, отобранного при бурении с раствором на нефтяной основе, меняется главным образом за счет увеличения пористости при снятии эффективного напряжения в процессе выбуривания породы. В этом случае можно записать:

где kв.о — остаточная (неснижаемая) водонасыщенность, определенная прямым методом по керну, отобранному с РНО, или любым из косвенных методов: центрифугированием, с полупроницаемыми мембранами и т.д.; k1 — коэффициент, определяющий изменение пористости при эффективном напряжении на глубине залегания.

С учетом изложенного выше (при описании определения коэффициента пористости) можно записать

Это уравнение можно использовать для оценки изменения водонасыщенности кернов песчано-глинистых коллекторов в пластовых условиях.

Относительная глинистость песчано-глинистых пород ηгл при их извлечении на поверхность меняется главным образом в результате деформаций порового пространства, обусловленных снятием эффективного напряжения.

Если пренебречь влиянием гидростатического давления и температуры, то можно записать:

где ηгл и — относительная и объемная глинистость коллектора (ηгл =kгл /(kгл + kп ); kп и kп.ск — пористость породы и скелета, %.

Или, с учетом средних изменений пористости песчано-глинистых пород при воздействии эффективного напряжения:

ηгл (р. ргл , ηгл (0)≈k/[kп.ск-(0,6÷0,9)].

Удельное электрическое сопротивление водонасыщенных пород рп(р, рпл, Т) с учетом термобарических факторов может быть определено по уравнению

Экспериментальные исследования керна показали, что электрическое сопротивление при воздействии пластовых условий может изменяться на десятки и даже сотни процентов. Основное влияние оказывает эффективное напряжение (рис, 16.35), которое не только уменьшает пористость, но и увеличивает электрическую извилистость токопроводящих путей в породе.

Рис 16 34Графики изменения удельного электрического сопротивления водонасыщенных пород при давлении всестороннего сжатия в зависимости от коэффициента пористости.

 а — известняки при р = 35—40 МПа; 6 — песчаники и алевролиты при р=30—35 МПа. 1 — известняки (а) и песчаники (б) с межзерновой пористостью; 2 — известняки с признаками трещиноватости

Рис 16 35 Палетки для оценки изменений удельного электрического сопротивления песчано-глинистых пород rпэф)/ rп (0) =k1 при воздействии эффективного напряжения

 

Влияние рэф можно оценить с помощью коэффициента k1 по палетке на рис. 16.36 [29].

Влияние пластового давления значительно меньше, его можно оценить по уравнению [29]: k2= rппл)/rпл (0)≈1 — kтврпл, где kтв — коэффициент, учитывающий влияние деформации твердой фазы на сопротивление породы. Для слабоглинистых, хорошо проницаемых песчано-глинистых коллекторов среднее значение kтв~ 1,5*10-3 МПа-1 . При решении ряда практических задач влиянием пластового давления на электрическое сопротивление коллекторов часто пренебрегают.

Влияние температуры сказывается на сопротивлении породы сложным образом: во-первых, температура вызывает изменение сопротивления насыщающего электролита, во-вторых, может приводить к изменению пористости и электрической извилистости в результате теплового расширения минералов и, в-третьих, может вызывать изменение поверхностной проводимости из-за изменения состояния двойного электрического слоя на границе твердая фаза — электролит. В целом изменения сопротивления от температуры могут быть весьма существенными.

Изменение проводимости электролита учитывают с помощью температурного параметра Рт [23]: Рт==1/[1+αт(Т—200C) + βт(Т—20 °С)2], где температурные коэффициенты электропроводности αт и βт меняются в зависимости от состава насыщающего электролита от 150*10-4 до 260*10-4 для αт и от 1*10-6 до 10*10т для βт. Для раствора хлористого натрия αт = 216*10-4 1/°С, βт=8*10-6 1/°C. Поскольку βт<<αт, его часто принимают равным нулю.

Тепловое расширение минералов для большинства осадочных пород-коллекторов с межзерновым типом пористости влияет на удельное сопротивление мало, и им можно пренебречь, особенно для слабоглинистых разностей.

Для глинистых коллекторов изменение температуры, кроме того, приводит к появлению дополнительной поверхностной проводимости за счет изменения параметров двойного электрического слоя на границе фаз, происходящего при нагревании породы [59]:

где δт — коэффициент, учитывающий дополнительную электропроводность глинистой компоненты, определяется ионно-сорбционной способностью дисперсной фазы и зависит от минерализации электролита. В первом приближении его можно принять независящим от температуры. Расчеты коэффициента δт по экспериментальным данным, полученным на коллекции глин различного минерального состава, насыщенных раствором хлористого натрия, показаны на рис. 16.37, а его значения приведены ниже;

 

Глинистый минерал

Каолин

Каолин+гидрослюда (бакинская и джанкойская глины)
Гидрослюда+каолинит

Гидрослюда+монтмориллонит (бентонитовая глина месторождения Онглы)

Монтмориллонит (Туркменская ССР)

δт cр10-3 градус-1

0

1

2

4

10

Рис 16 36 Зависимость параметра пористости глин различного минерального состава от температуры (по данным Л. П. Петрова, 1967 г.):

1— каолинит; 2 — каолинит с гидрослюдой; 3 — гидрослюда с каолинитом; 4 — гидрослюда с монтмориллонитом; 5 — монтмориллонит

 

Данные получены при следующих условиях опыта: рэф = 5 МПа = const, pпл=10 МПа = const, минерализация 250 г/л. С уменьшением минерализации δт увеличивается (О. В. Крылова, 1983 г.). Для образцов вулканогенных пород среднего эоцена Грузии (месторождение Самгори) при минерализации 5 г/л NaCl было получено δт cр = 15,5*10-3 градус-1 . Снижение электрического сопротивления этих пород при нагревании до 90°С. только из-за изменения поверхностной проводимости составляет в среднем 50%.

Электрическое сопротивление частично водонасыщенных пород может изменяться под действием термобарических факторов вследствие изменения содержания и распределения в порах породы насыщающего электролита.

Гидрофильные, слабоглинистые, частично водонасыщенные коллекторы изменяют свое электрическое сопротивление при воздействии эффективного напряжения практически так же, как и полностью водонасыщенные [29]. Это означает, что параметр насыщенности данных пород практически не зависит от всестороннего сжатия. Можно также предположить, что он более устойчив по отношению к пластовому давлению и температуре, чем сопротивление, если последние не изменяют характеристик смачивания твердой фазы породы, по крайней мере, для слабо глинистых гидрофильных коллекторов.

Скорость распространения продольных волн υp(p, рпл ,Т) в пластовых условиях можно оценить по уравнению:

где υp(0)—скорость продольных волн при атмосферных условиях.

Наибольшее влияние на υp оказывает эффективное напряжение [29]:

где pэф min и рэф h—эффективные напряжения минимальное, начиная с которого справедлива формула (16.7), и на глубине залегания данной породы; n — показатель, равный для несцементированного песка 6, для сцементированных песчаников от 9 до 35, увеличивается с ростом пористости и уменьшается с глубиной.

Коэффициент k1можно также оценить с помощью палеток на рис. 16.38 [2], которые учитывают цементацию пород.

Рис 16 37 Палетки для оценки влияния эффективного напряжения на скорость продольных волн для песчано-глинистых пород

 пл = 10 МПа и Т= 200С при объемной глинистости (%) менее 10 (I), 10—20 (II) и 20— 50 (III).
Кварцевые песчаники: а —с кремнистым цементом контактного или регенерационного типа, б —с глинистым или карбонатным цементом порово-контактного типа, в — с глинистым цементом базального и базально-порового типа.
Шифр кривых — kп, %

 

Давление внутрипоровой жидкости сказывается на скорости продольных волн существенно меньше (рис. 16.39). В первом приближении им можно пренебречь, особенно для высокопористых, слабоглинистых коллекторов, т.е. принять k2≈1.

Рис 16 38 Зависимость между давлением всестороннего сжатия рэф, внутрипоровым давлением рпл и скоростью продольных волн up для образца кварцево-полевошпатового песчаника с глинисто-карбонатным цементом (kп=18,4%, ηгл=0,3; t = 20°С).

Шифры кривых, МПа: 1 — рэф, 2 —рпл

Рис 16 39 Палетки для оценки влияния температуры па скорость продольных волн (pпл = 10 МПа) при pэф, МПа, 100 (а), 50 (б) и 5 (в).  1 — кварцевые песчаники (kп>15%, Сгл<5%); 2 — песчаники и алевролиты с глинистым и карбонатным цементом (С=5—20%); 3 — известняки, глины и песчано-глинистые породы с глинистым и карбонатным цементом (kп<15%, Cпл>20%)

 

Влияние температуры можно оценить по палеткам, приведенным на рис. 16.40, которые определяют значение k3 при различных эффективных напряжениях с учетом литологии и цементации [2].

Диффузионно-адсорбционная активность породы в пластовых условиях Ада (р, pпл, Т) может быть рассчитана по уравнению

где Ада(0)—диффузионно-адсорбционная активность, измеренная на образцах породы в атмосферных условиях.

Коэффициент k1, учитывающий изменение Ада в результате всестороннего сжатия породы, можно определить теоретически, по изменению пористости, используя ее связь с приведенной емкостью поглощения qп (Б. Ю. Вендельштейн, 1966 г.). Как показывают расчеты [29], низкоглинистые песчаные коллекторы с пористостью более 10% и относительными изменениями пористости при сжатии 3—7% имеют пределы изменения k1=1,03— 1,08 (рис. 16.41).

Рис 16 40Номограмма для оценки изменения диффузионно-адсорбционной активности по изменению пористости породы при всестороннем сжатии.

 Шифр кривых — диффузионно-адсорбционная активность породы в атмосферных условиях, мВ

Таким образом, изменение диффузионно-адсорбционной активности большинства неглинистых коллекторов при воздействии эффективного напряжения от нуля до величины, характерной для глубины залегания, не превышают 10%. Этот вывод подтверждается экспериментальными исследованиями (рис. 16.42).

 

Рис 16 41 Экспериментальные кривые изменения диффузионно-адсорбционной активности пород Адаэф) под воздействием эффективного напряжения (р = 0—0,5 МПа, Г=20°С):

1 — аргиллит, Ада=44,1 мВ; 2, 3, 4 — алевролит, Ада=16,1, 20,6, 20,4 мВ; 5 — известняк, А <0,2 мВ. Шифр кривых — ηгл

 

При исследовании глинистых пород (плотных аргиллитов) наблюдается иная картина: изменение Aда при их сжатии значительно и достигает 25%. Это можно объяснить, во-первых, тем, что глинистые минералы в таких породах в процессе хранения и обработки образцов усыхают и растрескиваются, что может приводить к проявлению деформаций необратимого характера. Во-вторых, при деформациях плотных глинистых пород с преимущественно малым размером пор доля двойного электрического слоя, обусловливающего диффузионно-адсорбционную активность породы, может существенно возрастать, что также приводит к увеличению активности.

Величину коэффициента k2 зависящего от деформации твердой фазы породы под действием пластового давления при pэф = const, можно принять равной единице. Это связано с тем, что сжимаемость основных породообразующих минералов в диапазоне пластового давления, характерного для большинства нефтегазовых месторождений, невелика.

Влияние температуры на Aда коллекторов обычно оценивают с помощью формулы

которая учитывает лишь термодинамические свойства контактирующих электролитов. В действительности температура влияет также и на изменение характеристик двойного электрического слоя, в результате чего картина влияния температуры на Aда пород будет сложнее. Теоретических исследований в этом направлении пока не проводилось. На рис. 16.43 изображены результаты экспериментальных исследований образцов алевролитов и аргиллитов, показывающие, что для глинистых пород изменения Aда под влиянием температуры зависят от относительной глинистости пород.

Рис 16 42 Изменение диффузионно-адсорбционной активности пород Ада(Т)/Ада(0)=k3 под воздействием температуры (рэф =2,5 МПа).

Кривые: 1 — экспериментальных данных; 2-рассчитанная по уравнению. (16.41), 3 — измеренных значений диффузионных потенциалов. Шифр кривых — hгл. Остальные условные обозначения см. на рис. 16.42

 

Для сравнения на рис. 16.44 пунктирной линией изображена теоретическая зависимость Aда от температуры, полученная расчетным путем по уравнению (16.8). Здесь же показана экспериментальная кривая, полученная на искусственной кварцевой мембране, характеризующая чисто-диффузионные э. д. с. Несовпадение ее с теоретической зависимостью, следующей из уравнения Нернста, в абсолютных значениях небольшое (менее 1 мВ) и может быть объяснено как несовершенством теории, справедливой, строго говоря, для сильно разбавленных электролитов, так и условиями опыта; наличием переходного слоя неопределенной структуры на границе электролитов.
Эти данные могут быть использованы при построении так называемой «синтетической кривой СП» по данным исследования керна, которая применяется для оценки фильтрационных э.д.с. на диаграммах СП, зарегистрированных в скважинах (по данным Б. Ю. Вендельштейна, 1966 г.).

Влияние пластовых условий на характер петрофизических зависимостей типа керн — керн

Использование зависимости параметра пористости от коэффициента пористости Pп = f(kп) с учетом термобарических факторов может изменить определяемые коэффициенты пористости это сравнению с зависимостью, построенной при атмосферных условиях. Воздействие эффективного напряжения вызывает существенное увеличение параметра пористости вследствие уменьшения коэффициента пористости и увеличения извилистости токопроводящих путей, что вызывает увеличение структурного показателя т в уравнении Pп= am/kпm, где am — константа для данного типа отложений, которая при этом изменяется мало. Пластовое давление сказывается незначительно, особенно для коллекторов, и им можно пренебречь. Температура вызывает снижение параметра пористости вследствие изменения поверхностной проводимости, наиболее существенное для глинистых пород, насыщенных водами низкой минерализации. Это приводит к уменьшению структурного показателя m, которое может частично компенсировать его увеличение за счет эффективного напряжения.

 

Рис 16 43 Влияние термобарических условий на зависимость параметра пористости от коэффициента пористости пород:

а — доломиты месторождения Осташковичи (БССР); б — карбонатные породы Волгоградской области (И. А. Доброквашин, 1976 г.); в — кварцевые песчаники Волгоградской области Ш. Б. Мулин. 1976 г.); г — кварцево-полевошпатовые песчаники Предкарпатья Г. Ч . Ставкин,1976 г); О — полимиктовые песчаники и алевролиты Западной Сибири (пласт БВа); е — полимиктовые песчаники и алевролиты Самотлорского месторождения(пластАВ1).
1-при атмосферных условиях измерения; 2 —при эффективном напряжении на глубине залегания; 3— при эффективном напряжении и температуре на глубине залегания

 

На рис. 16.44 изображены результаты экспериментальных исследований влияния пластовых условий на зависимость Рп= = f(kп) осадочных пород. Видно, что в доломитах, образующих матрицу трещинно-кавернозного коллектора месторождения. Осташковичи [60], существенно увеличивается структурный показатель при сжатии и нагревании (рис. 16.44,а). Для карбонатных пород и кварцевых девонских песчаников Волгоградской области, чистых от глинистых примесей, также увеличивается наклон линии зависимости при воздействии обоих факторов, но на меньшую величину (рис. 16.44, б, в]. В кварцево-полевошпатовых песчаниках Предкарпатья и полимиктовых песчаниках Западной Сибири наблюдается уменьшение показателя m при нагревании до пластовой температуры, которое частично компенсирует действие эффективного напряжения (рис. 16.44,г,д). Для пород пласта АВ1(рис. 16.44, е) компенсация почти полная, что связано с повышенной глинистостью этих отложений.

В целом можно сказать, что неучет пластовых условии может приводить к погрешности в определении пористости по данным электрометрии скважин на величину до 2% в сторону занижения. Относительная погрешность при этом уменьшается с ростом пористости изучаемых отложений и для песчано-глинистых коллекторов с пористостью 15—25% составляет 10—15%.

Зависимость параметра насыщенности от коэффициента водонасыщенности в пластовых условиях можно построить, если учесть влияние термобарических факторов на электрическое сопротивление и водонасыщенность породы. Практическая трудность такого подхода заключается в необходимости смоделировать естественное распределение внутрипоровой воды в породе. Такая попытка, предпринятая в работе [64], показала, что параметр насыщенности практически не зависит от эффективного давления, по крайней мере, для гидрофильных, слабоглинистых терригенных пород. В описываемом эксперименте нет данных об изменении водонасыщенности изученных образцов, однако исходя из ее оценки по формуле (16.6) можно предположить, что изменение водонасыщенности для коллекторов не превышает 1—2% и им в первом приближении можно пренебречь. Таким образом, можно предположить, что зависимость Pн = f(kв) сравнительно устойчива к изменению пластовых условий, по крайней мере, для слабоглинистых коллекторов, если при этом не нарушается естественная смачиваемость породы.

Зависимость интервального времени от пористости Dτ = f(kв) в пластовых условиях можно получить исходя из данных о влиянии термобарических условий на скорость продольных волн и коэффициент пористости. Данные показывают, что эта зависимость с учетом термобарических факторов меняется весьма существенно по сравнению с таковой при атмосферных условиях. Если этот факт не учитывать при интерпретации данных AM, то можно получить очень большие ошибки в определении пористости, достигающие 50%.

Наиболее существенно зависимость меняется при учете эффективного напряжения, так как скорость продольных волн при сжатии возрастает вследствие не только сокращения пористости, по и главным образом увеличения контактной жесткости между зернами породообразующих минералов (рис. 16.45, 16.46). Давление внутрипоровой жидкости (при постоянном рэф) сказывается незначительно, так как упругие свойства минералов мало зависят от гидростатического давления в диапазоне, характерном для большинства месторождений нефти и газа. То же самое, по крайней мере для не очень глинистых коллекторов, можно сказать о температуре.

Рис 16 44 Влияние термодинамических условий на зависимость интервального времени Dτ от коэффициента пористости kп.

а, б — мелкокавернозные поровые карбонатные породы (а — известняки, б — доломиты) пермский и каменноугольного возраста Волгоградской области (И. А. Доброквашин, 1976 г.); в — кварцевые песчаники Волгоградской области и Татарской АССР (В. Б. Мулин, 1970 г.).
 1 — при атмосферных условиях, 2 — при эффективном напряжении на глубине залегания

Рис 16 45 Палетки для определения пористости пород по данным AM с учетом эффективного напряжения на глубине залегания:

а — песчаники и алевролиты горизонта АВ1 Самотлорского месторождения (Западная Сибирь); б — песчаники и алевролиты горизонта БВ8 нефтяных месторождений Средней Оби; в — песчаники нижнесарматских отложений Предкарпатья.
Шифр кривых — глубина залегания пород, км

 

В заключение необходимо отметить, что неучет пластовых условий, характерных для естественного залегания коллекторов, может приводить к занижению или завышению величины запасов нефти и газа в зависимости от того, каким методом определяют подсчетные параметры. Например, если емкостные свойства коллектора определяют по результатам исследования керна лабораторными методами в атмосферных условиях, то ошибка при подсчете запасов, возникающая только из-за неучета влияния пластовых условий на коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, может достигать десятка процентов в сторону завышения запасов. При обосновании этих же подсчетных параметров по данным ГИС ошибка, возникающая вследствие неучета влияния пластовых условий на используемые эталонные зависимости типа керн — геофизика, может достигать 20%, а иногда более в сторону занижения запасов. Поправку не нужно вводить при использовании эталонных зависимостей типа геофизика — геофизика.

 

 

16.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

По сообщаемости пор друг с другом различают пористость общую, открытую, закрытую, характеризуя величину каждой из них соответственно коэффициентами kп kп.о, kп.з причем kп = kпо+ kп.з.

В осадочных породах закрытые поры встречаются очень редко, в основном только в плотных кристаллических известняках и доломитах, в плотных гидрохимических и карбонатно-гидрохимических породах, в плотных метаморфизованных песчаниках и алевролитах с регенерационным силикатным цементом. Возможно присутствие закрытых пор в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах. В межзерновых песчаниках, алевролитах и карбонатных породах вероятность встречи закрытых пор очень невелика. По морфологии различают поры межзерновые, каверны и трещины, содержание их в породе характеризуют соответственно величинами kп.мз, kп.к, kп.т Как и ранее, kп = kп.мз+kп.к+kп.т.

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость и газ различают пористость эффективную и неэффективную, характеризуя содержание в породе этих пор соответственно коэффициентами kэф, kп.н.эф, причем kп.эф+ kп.эф=kп.о, поскольку закрытая пористость всегда неэффективна. Наличие эффективной пористости (kп.эф>0) -это свойство породы-коллектора. В гидрофильном коллекторе kп.эф = kп.o(l— kв.о).

Как уже отмечалось, в подавляющем большинстве случаев для пород-коллекторов и неколлекторов с межзерновой пористостью, терригенных и карбонатных kп = kп.о, поэтому методами ГИС одновременно определяют и kп.о, и kп.

Определение kп по данным метода сопротивлений

Водоносный коллектор

Величину kп можно определить: по удельному сопротивлению kвп коллектора, полностью насыщенного пластовой водой с удельным сопротивлением kв; по удельному сопротивлению промытой зоны рпп или зоны проникновения kзк водоносного коллектора.

Определение kп по величине rвп. По рвп находят kп, пользуясь материалами ГИС, полученными в законтурной части залежи нефти или газа.

1. Определяют rвп но диаграммам БЭЗ или комплекса разноглубинных фокусированных БМ или индукционных зондов в скважине, пробуренной на РВО, по диаграмме индукционного зонда в скважине, пробуренной на РНО. Значение rвп определяют в пластовом пересечении полностью водоносного пласта или в водоносной части коллектора с неоднородным характером насыщенности. Для расчета kп используют такие значения rвп, которые уверенно соответствуют неизменной части коллектора и не искажены глубоким проникновением фильтрата ПЖ.

2. Определяют rв, соответствующее температуре пласта, значение rвп в котором используется. Значение рт устанавливают одним из следующих способов:

лабораторным резистивиметром на пробе пластовой воды,. не искаженной фильтратом ПЖ;

скважинным резистивиметром в скважине, самоизливающейся, содержащей изучаемый водоносный коллектор;

рассчитывают значение rвт, соответствующее заданному химическому составу солей пластовых вод по формуле

где Сi— концентрация i-й солевой компоненты, г-экв/л; Аi—эквивалентная электропроводность i-й компоненты, найденная по графику A= f(Cв) для соответствующего электролита при

Cв=Cданного раствора (рис. 16.47); если в растворе преобладает хлористый натрий, то остальными солевыми компонентами пренебрегают и вычисляют концентрацию хлористого натрия, равную суммарной концентрации всех солей Cзв, и значение rвт берут в соответствии с этой концентрацией и температурой Тпл;

Рис 16 46 Зависимость эквивалентной электрической проводимости A растворов солей

(1 —NaCl, 2 — CaCL2, 3 — КСL, 4 — MgCl2, 5 — NаНСО3) от их эквивалентной концентрации С

 

рассчитывают значение rвт по величине приведенной аномалии СП в чистом (слабоглинистом) песчанике (см. гл. 4);

оценивают наиболее вероятное значение rв по картам значений Св и rв, составленным для изученных отложений данного региона.

3. Рассчитывают величину параметра пористости Рп = rвп/rв и по зависимости Рп — kп, составленной для изучаемых отложений с учетом термобарических условий, находят величину kп, соответствующую вычисленному Рп.

Для породы-неколлектора величину kп определяют таким же образом, используя значение rвп, найденное в изучаемом плотном пласте по данным метода сопротивлений в любой его модификации (исключая микрометоды), и учитывая, что радиальный градиент сопротивления в такой породе отсутствует.

Определение kп по величине rпп.

1. Определяют rпл водоносного коллектора по данным одного из микроэлектрических методов, предпочтительнее микробокового или микросферического.

2. Находят значение удельного сопротивления фильтрата ПЖ rф для заданных rр и Т по соответствующей палетке [6].

3. Рассчитывают значение Рп по формуле Рп = rзп/rвф и по зависимости Pп — kп для изучаемых отложений (если они неглинистые пли слабоглинистые) находят kп, соответствующее величине Рп.

Если глинистость изучаемого коллектора изменяется в широких пределах, то для определения kп выбирают зависимость Рп— Ап, составленную для образцов, насыщенных моделью фильтрата ПЖ с минерализацией, типичной для применяемых в районе ПЖ. Если имеется зависимость Рп — kп только для образцов, насыщенных моделью пластовой воды изучаемого объекта, величину Рп рассчитывают по формуле Рп=rппrф, где П —параметр поверхностной проводимости, представляющий собой в данном случае отношение параметра пористости при насыщении образца моделью пресного фильтрата Рпф к параметру Рп, измеренному при насыщении образца моделью пластовой воды П = Рпфп.

Для неглинистых пород П=1, чем больше глинистость породы, тем больше отличие П от 1 (всегда П<1). В качестве меры глинистости коллектора используют значения массовой, Сгл объемной kгл и относительной ηгл глинистости, приведенной емкости обмена qп, геофизических параметров глинистости aсп, DIg. Наиболее целесообразно использовать в качестве шифра кривых П = f(rф) параметры qпгл, αсп, DIγ. По палетке, представленной семейством графиков П = f (rф) для разных aп = const или aсп =const при заданном рв, находят величину П, соответствующую значениям rф, rв, αсп, qп

4. Определяют kп, соответствующее вычисленному Рп

Определение kп по величине рзп.

1. Определяют rзп водоносного коллектора: по диаграммам БЭЗ (используя левую ветвь фактических кривых зондирования ФКЗ); по данным разноглубинных зондов БМ; по одиночному зонду БК малого радиуса, если проникновение повышающее; по комплексу БЭЗ и БМ в неоднородных пластах с повышающим проникновением.

2. Находят rф, соответствующее rр, установленному по данным интерпретации БЭЗ или замеров скважинным или лабораторным резистивиметром.

3. Рассчитывают Рп по формуле Рп = rзп/rвф, где rвф — удельное сопротивление смеси фильтрата ПЖ и остаточной пластовой воды, не вытесненной из пор в зоне проникновения. Величина rвф определяется выражением rвф = rф/ [z (rф/rв— 1) +1 ], где z — фактор смешения, характеризующий долю объема невытесненной пластовой воды в зоне проникновения (величину г выбирают на основании эмпирической зависимости z — kп для изучаемого класса коллекторов, задаваясь приближенным значением kп и используя в дальнейшем метод итераций).

В случае необходимости вводят поправку в значение Рп за влияние поверхностной проводимости рассмотренным выше способом, определяя величину П, соответствующую rвф.

4. Определяют kп, соответствующее найденному Рп.

Рассмотренные способы определения kп характеризуют величину этого параметра только за контуром нефтяного или газового месторождения, поэтому при подсчете запасов нефти и газа эти значения kп можно использовать как ориентировочные.

Продуктивный коллектор

Величину kп продуктивного коллектора при бурении скважин на РВО определяют по rпп и зrп. По величине rпп в продуктивном коллекторе Рп рассчитывают по формуле Рп = rпл/(rфПРн.пп), где Pн.пп=k-nв.пп — параметр насыщенности (kв.пп— коэффициент остаточного водонасыщения промытой зоны, n—показатель смачиваемости, характерный для данного коллектора в зоне насыщения).

Для расчета Рп по формуле необходимо иметь эмпирическую связь kв.пп — kп и определить n, чтобы, пользуясь методом итераций, находить затем kп. Получение связей kв.пп—kп и Рн.пп—kв.пп, которые к тому же отражают термобарические условия коллектора в разрезе и условия вытеснения нефти (газа) в промытой зоне, на образцах керна в лаборатории встречает большие трудности, поэтому более целесообразен следующий способ.

Выбирают в изучаемом геологическом объекте не менее 20—30 пластов-коллекторов, в которых kп определен по данным другого метода ГИС или представительного керна. Для каждого из этих пластов по материалам ГИС определяют величину rпп, а затем рассчитывают отношение rпппrф, используя значение Рпп соответствующее kп коллектора. Сопоставляют значения q и kп для совокупности выбранных пластов, путем статистической обработки полученных данных устанавливают уравнение регрессии, связывающее q и kп (рис. 16.48). Далее при определении kп во всех других пластовых пересечениях в продуктивном коллекторе вычисляют rпп и, задаваясь первым приближением параметра k'п, находят соответствующее ему значение q' по зависимости q—kп. Рассчитывают первое приближение параметра Р'п по формуле Р'п = rпп/qrф и, пользуясь петрофизической связью rп—kп, для полученного Р'п находят второе приближение kп" и т.д. Опыт показывает, что обычно достаточно третьего приближения.

Аналогичный подход возможен при определении kп по величине rзп. Для его реализации необходимо получить корреляционную связь между q =r зпr/фPп и kп.

Связи q—kп, полученные для нефтеносных и газоносных коллекторов различных районов, характеризуются следующими особенностями:

с ростом kп величина q закономерно растет;

Рис 16 47 Пример корреляционной связи между параметрами q=rзп/(rфPп) и kп для терригенных продуктивных коллекторов (по В. Ф. Козяру)

 

область q<1, в которой влияние остаточной пластовой воды на величину r з п сильнее влияния остаточной нефти (газа), соответствует коллекторам с низкой пористостью, близкой к kп.гр;

область q>1, где влияние остаточной нефте(газо)насыщенности зоны сильнее, соответствует хорошим и очень хорошим коллекторам со средними и высокими (для данного геологического объекта) значениями kп (рис. 16.48).

Значения kп, определяемые по rпп или rзп в продуктивных пластах, характеризующих внутриконтурную часть залежи, можно использовать при подсчете запасов нефти (газа) в отличие от значений kп, установленных по rвп, rпп, rзп водоносных коллекторов.

Рассмотренные способы определения kп продуктивных и водоносных коллекторов, а также неколлекторов межзернового типа применимы в терригенных и карбонатных породах с межзерновой пористостью. С известными ограничениями возможно их применение в терригенных, карбонатных и вулканогенных породах с пористостью смешанного типа, но с преобладанием межзерновой пористости и при таком соотношении трещин и каверн, которое не изменяет существенно характера связи rп-kп

Определение kп по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации

Определение kп по диаграммам СП возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между kп и содержанием в породе глинистого материала. Присутствие других видов цемента (железистый, карбонатный), если они имеют подчиненное значение, не является помехой для определения kп по СП. Благоприятны для определения kп по диаграмме СП, кроме указанных, следующие условия:

значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными пористостью и глинистостью;

наличие в изучаемом разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных опорных пластов — чистого или слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и слабопесчаной глины;

постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых отложений.

Основа определения kп по диаграммам СП — корреляционная связь относительной амплитуды СП αсп и kп (рис. 16.49).

Рис 16 48 Корреляционная связь между параметрами aсп и kп для терригенных отложений.

1 — коллектор; 2 — неколлектор

 

Корреляционную связь αсп—kп получают, сопоставляя значения αсп и kп по пластам, в которых kп определено другим методом ГИС или по данным представительного керна. Затем зависимость αсп—kп в виде графика или уравнения регрессии используют для определения kп по значению αсп в пластах, где параметр kп неизвестен. Определение kп по αсп возможно как в продуктивных, так и в водоносных коллекторах. Предпочтительнее составлять раздельные связи αсп—kп для продуктивных и водоносных коллекторов и пользоваться ими для определения параметра kп соответственно в нефтегазоносных и водоносных пластах.

Целесообразность использования диаграмм СП для определения коэффициента пористости терригенного глинистого коллектора определяется характером связи αсп—kп Если в области kп>kп.гp αспсп.гр, т.е. для пород-коллекторов αсп изменяется в достаточно широких пределах, например 0,5—1, определение kп по величине αсп имеет смысл. Даже при благоприятных условиях использования данных СП для определения kп имеется существенное ограничение, обусловленное характером связи αсп—kп. Обычно в области максимальных kп, соответствующей коллекторам с низкой глинистостью, kп зависит не столько от глинистости, сколько от степени отсортированности зерен скелетной фракции, при этом αсп≈1. Для этой области по величине αсп = 1 можно указать только пределы kп и наиболее вероятное среднее значение kп для коллекторов этого класса.

Более целесообразно комплексирование метода СП с одним из методов определения пористости (НМ, AM, ГГМ) как в терригенном, так и в карбонатном разрезе, для одновременного определения коэффициента общей (или открытой) пористости kп и глинистости kгл, учитывая, что метод СП — это прежде всего метод, позволяющий при благоприятных условиях определять относительную глинистость терригенных ηгл и относительное содержание нерастворимого остатка ηно карбонатных отложений.

Определение kп по данным ядерных методов

Величину kп как в простом межзерновом, так и в сложном коллекторе с присутствием пор любой морфологии, открытых и закрытых, определяют по данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т) и гамма-гамма-метода. Методика определения kп при индивидуальной интерпретации НМ и ГГМ. изложена в гл. 9, 10. В разрезе, содержащем породы биминерального состава (доломитизированные известняки в карбонатном разрезе и глинистые песчаники, алевролиты в терригенном), проводят комплексную интерпретацию данных НМ и ГГМ с одновременным определением kп и параметра минерального состава скелета породы (объемное содержание кальцита в доломитизированном известняке и объемная глинистость в терригенном коллекторе). Эту задачу решают обычно графически способом кросс-плотов [61] (см. гл. 18).

Определение kп по данным акустического метода

Методика определения kп по диаграммам AM применительно к коллекторам различного типа рассмотрена в гл. 6. В межзерновом коллекторе по данным AM определяют kп.o = kп , в коллекторах со сложной морфологией пор по данным AM— величину, промежуточную между kп .мз блоков и kп . В породах с пустотами, размеры которых и расстояния между которыми соизмеримы с длиной продольной волны серийного прибора AM, величина kп.АМ = kп мз блоков, в коллекторах кавернозно-трещинных и кавернозно-порово-трещинных с кавернами размером менее 1 см kп АМ = kп

В сложных коллекторах — со сложным минеральным составом и сложной геометрией пор — проводят комплексную интерпретацию диаграмм AM и радиометрии для решения задач, которые рассмотрены выше в связи с комплексной интерпретацией диаграмм НМ и ГГМ.

В табл. 16.4 рассмотрены наиболее типичные ситуации, встречаемые в практике оперативной и сводной интерпретации ГИС по разведочным и эксплуатационным скважинам при определении коэффициента пористости по материалам ГИС.

 

16.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

Способы определения параметров kв,kп , kг по данным индивидуальной и комплексной интерпретации ГИС помещены в табл. 16.5 для наиболее типичных ситуаций, встречающихся в практике оперативной обработки ГИС и использования данных ГИС при подсчете запасов.

 

 

16.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ

Главная особенность информации о коллекторе, которую обеспечивают материалы ГИС — стопроцентное освещение данными по каждому пластовому пересечению и характеристика изменения изучаемого параметра на всей площади, в пределах которой пробурены скважины, — особенно ярко подчеркивается при исследовании проницаемости объекта разработки.

Применение ГИС для определения kпр позволяет составить подробные карты kпp для объекта разработки, разделить площадь эксплуатируемой залежи на классы коллекторов по проницаемости. Наличие таких карт обеспечивает возможность: а) выбора наиболее оптимальных точек на площади для заложения эксплуатационной и нагнетательной скважины; б) прогнозирования хода разработки объекта эксплуатации при законтурном заводнении; в) оценки наиболее вероятной степени выработки объекта эксплуатации в целом и на отдельных, его участках, представленных коллекторами различных классов проницаемости.

Данные промысловой геофизики позволяют определять значение коэффициента проницаемости для пластовых пересечений в терригенном межзерновом гидрофильном коллекторе. Разработаны геофизические способы определения параметра kпр в зоне предельной насыщенности продуктивного коллектора по его удельному сопротивлению и коллектора с любым характером насыщенности, в том числе в зоне предельной нефте(газо) насыщенности и в приконтурной водонефтяной (газоводяной) зоне по данным геофизических методов определения глинистости СП и ГМ. Аппаратура АИПД (см. гл. 14) позволяет получать детальный профиль коэффициента эффективной проницаемости в пластовом пересечении коллектора.

Определение коэффициента проницаемости продуктивного коллектора по удельному сопротивлению. Физической основой для получения связи между удельным сопротивлением и коэффициентом проницаемости kпр нефтегазоносного коллектора является уравнение Козени — Кармана

kпр = k3п.эф/(fTфS2ф),(16.9)

где f — коэффициент, характеризующий степень отличия сечения перового канала от кругового; Тф, Sф — соответственно извилистость и удельная поверхность фильтрующих каналов; kт.эф — коэффициент эффективной пористости.

Для чистых песков, слабосцементированных песчаников и алевролитов величину kв.св можно выразить как

kв.св = Sфtсв/Kп

где tCB -средняя толщина пленки связанной воды. Подставляя в формулу (16.9) .значение SФ, вычисленное из уравнения (16.10), и kп.эф, получим:

kпр=[kпt2cв(1-kв.о)3]/(fT2k2в.о). (16.11)

Учитывая близость значений извилистости каналов фильтрации Тф и каналов прохождения электрического тока Тэл для рассматриваемых коллекторов, а также выражение для параметра пористости Рп = fT2эл/kп, из формулы (16.11) получим

kпр=[t2св(1-kв.о)3]/(Рпk2в.o). (16.12)

Подставляя в (16.12) kв.o = Рн-1/2, приходим к выражению

kпp = t2(l-Pн-l/n)3Рнn/2/Pп.

При n = 2

kпр=[t2св(1-Рн-1/ 2)Pн]/Рп (16.1З)

Выражение (16.13) является физической основой определения kпр по значениям геофизических параметров рн и рп, рассчитываемых по формулам на основе известных удельного сопротивления rп коллектора в зоне предельной нефте(газо)насыщенности, коэффициента пористости коллектора kп и удельного сопротивления пластовой воды рв. Величину tсв задают на основе экспериментальных данных для изучаемого объекта. Так, можно вычислить tсв из уравнения (16.13), подставляя в него значения Рн, Рн и kпp, для пластов с известной по данным гидродинамических исследований или представительного керна проницаемостью, а затем использовать среднее значение tсв для данного объекта или зависимость между tсв и kпр. При расчетах принимают обычно 0,4<t<0,7 мкм.

Уравнение (16.13) показывает, что должна быть связь между параметрами рп и kпр. Это подтверждается обширной практикой для различных нефтедобывающих районов. Разными авторами были получены аналитические или графические зависимости между рн и kпр слабоглинистых терригенных продуктивных коллекторов. Так, для песчаников и алевролитов Татарии и Башкирии В. М. Добрыниным и С. А. Султановым в 1956 г. предложена формула kпр= (2,013- 105)2,15tсв2,15/(0,7Рп1,075н

Для слабоглинистых коллекторов предложена формула фирмы «Шлюмберже»: kпр = 6,25- 10 4k6п.эфР2н.

Для ряда нефтеносных объектов используют упрощенную формулу kпр = аРнв, где эмпирические константы а и в принимают различные значения для конкретных объектов. Так, по данным Е. И. Леонтьева, для пластов БВ8-10 Самотлорского месторождения а= 1,369, в = 0,99

Изложенный способ определения kпр позволяет с достаточной для практики точностью определять его величину в зоне нефтяной или газовой залежи, где отсутствует подвижная остаточная вода. В приконтурной части залежи этот способ дает заниженные значения kпр и поэтому не применим.

Определение коэффициента проницаемости коллектора по диаграммам СП и ГМ. Невозможность использования данных метода сопротивлений для определения параметра kпр в водонасыщенных, частично нефте(газо)насыщенных коллекторах, а также в предельно нефте(газо)насыщенных коллекторах, глинистость которых изменяется в широком диапазоне, заставила разработать более универсальные, хотя и менее точные геофизические способы определения kпр по данным методов ГМ и СП. Предпосылкой этих способов является наличие достаточно тесной корреляционной связи между параметром kпр и параметрами kгл и hгл, характеризующими глинистость коллектора. Поскольку геофизические параметры αсп и DIγ связаны соответственно с hгл и kгл, естественно предположить наличие связи между параметрами αсп, DIγ, с одной стороны, и kпp— с другой (рис. 16.50). Корреляционная связь между αсп и kпp установлена для коллекторов продуктивных отложений крупнейших нефтегазодобывающих районов, в частности для Западной Сибири и Южного Мангышлака. Эта связь выражается уравнением регрессии aсп =a+b lg kпp, где значение эмпирических констант а и b различно для разных геологических объектов. Наиболее надежна эта связь для коллекторов, у которых параметры αсп и kпр изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с αсп близким к 1, и высокой проницаемостью связь между αсп и kпр практически отсутствует, поскольку параметр kпр таких коллекторов, зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных зерен.

Рис 16 49 Пример корреляционной связи между параметрами αсп и kпр для продуктивных терригенных коллекторов:

1— экспериментальные точки; 2 — линия регрессии

 

Корреляционная связь между параметрами DIγ и kпр характеризуется уменьшением DIγ с ростом kпр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. В области высоких значений kпp параметр DIγ близок к нулю и параметр kпр по величине DIγ определить невозможно. Эта область также представлена породами с минимальной глинистостью, проницаемость которых зависит от медианного диаметра и степени отсортированности скелетных зерен.

Рис 16 50 Пример профиля значений коэффициента эффективной проницаемости, составленного по данным АИПД (по П. А. Бродскому):

1 — коллектор; 2 — неколлектор; 3 —доломит; 4 — аргиллит

 

Л. П. Долиной показано, что при изучении отдельных геологических объектов для определения kпp целесообразно использовать комплексный параметр αсп /DIγ = B. поскольку связь параметра В с kпp оказывается более тесной, чем порознь между αсп и kгр или DIγ и kпр. Для основных продуктивных горизонтов месторождения. Узень связь между В и kпp выражается полиномом: kпр=aB3+bB2+cB + d, где а, b, с, d — эмпирические постоянные.

Определение параметра kпр по величине В позволило составить карты проницаемости основных продуктивных горизонтов ряда нефтяных месторождений, которые хорошо объясняют особенности хода разработки.

Определение коэффициента эффективной проницаемости опробователями на кабеле. Опробование пластов приборами на кабеле, разработанное геофизиками, один из прямых методов установления продуктивности коллекторов. Аппаратура АИПД. разработанная на базе ОПК,, позволяет получить кривую восстановления давления в каждой точке разреза, где производят отбор пластового флюида, по которой можно рассчитать коэффициент эффективной проницаемости коллектора. При частоте отбора две-три пробы на 1 м разреза АИПД обеспечивает получение детального профиля проницаемости по толщине продуктивного коллектора (см. гл. 15) (рис. 16.51).

 

 

16.7. ИЗУЧЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

Характеристика геологической неоднородности. В нефтепромысловой геологии под геологической неоднородностью объекта понимают изменчивость формы залегания и литолого-физических свойств слагающих пород по площади и разрезу.

Различают два основных вида геологической неоднородности: макро- и микронеоднородность.

Макронеоднородность —изменчивость характеристик пласта, определяющих форму тела коллектора, т.е. толщины, расчлененности, прерывистости.

Микронеоднородность — изменчивость свойств коллектора, связанная с изменением внутренней микроструктуры ( пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и т.д.).

Выделяют горизонтальную (зональную) и вертикальную (слоистую) неоднородности.

Геологическую неоднородность изучают геолого-геофизическими, лабораторно-экспериментальными и промыслово-гидродинамическими методами.

Методы промысловой геофизики позволяют в первую очередь выявить послойные различия в физических свойствах горных пород, слагающих геологический разрез, т. е. изучить вертикальную неоднородность разреза. Эта неоднородность, наряду с неоднородностью по простиранию оказывает существенное влияние на гидродинамические характеристики нефтяных и газовых залежей, режим и результаты их эксплуатации.

Для количественной оценки геологической макронеоднородности предложен ряд показателей, которые определяют с использованием данных методов ГИС. Из них наиболее распространены следующие (по В. В. Стасенкову, И. М. Климушину, В. А. Брееву, 1972 г.):

коэффициент относительной песчанистости kпесч, представляющий собой отношение эффективной толщины к общей толщине пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины;

коэффициент расчлененности kp определяют для залежи в целом и вычисляют как отношение суммы числа прослоев коллекторов по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор;

коэффициент выклинивания kл, который отражает долю толщины выклинивающихся прослоев коллекторов в эффективной толщине рассматриваемого пласта в разрезе скважины;

коэффициент выдержанности kвыд, представляющий собой долю непрерывной толщины пласта по площади, kвыд=1—kл; по коэффициентам kл и kвыд оценивают прерывистость пластов, Для количественной оценки вертикальной неоднородности используют также обобщенные статистические характеристики в числе которых среднее значение параметра, среднеквадратичное отклонение параметра от своего среднего и коэффициент вариации, являющийся производным от первых двух характеристик и позволяющий оценить степень изменчивости изучаемого параметра.

К такого же рода характеристикам относится коэффициент Лоренца kлор, рассмотренный в работе С. Д. Пирсона (1961 г.)..

При изучении неоднородности коллекторов по данным ГИС привлекаются методы, показания которых зависят от коллекторских свойств (пористости, глинистости) и фильтрационных характеристик пласта. Количественно однородность коллекторов может быть охарактеризована следующими параметрами: коэффициентами вариаций значений Iγγ ,I , Dtп, rк и DUсп;

средним значением и коэффициентами вариации kп, определенного по данным методов ГИС;

величиной относительной hгл, объемной kгл глинистости и их. коэффициентами вариации.

Названные характеристики отражают статистическое распределение значений параметра х в исследуемом объекте, но не учитывают характера расчлененности объекта. Например, для интервалов глубин, в которых значения параметра х распределены по разрезу так, как показано на рис. 16.52, а, величины х, sх, wx и kлор одинаковы. В то же время эти интервалы существенно отличаются друг от друга степенью их расчленения.

Рис 16 51 Участки разреза:

 а —с близкими значениями х, sх, wx, kлор, но с разной расчлененностью; б — с одинаковыми коэффициентами вертикальной расчлененности Р, но с разной вертикальной изменчивостью И, е— с одинаковыми Р и И, но с разным распределением толщины прослоев

 

Для учета расчлененности разреза целесообразно использовать следующие показатели, предложенные Е. А. Нейманом.

1. Коэффициент средней вертикальной расчлененности объекта, характеризующий среднюю частоту чередования по глубине слоев с разными свойствами (размерность м-1): Р = nэкстр/H, где nэкстр — число экстремумов на диаграмме изменения параметра х; Н — интервал глубин, н-а котором это число подсчитано.

2. Коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости И = S | Dxi |/Hx= S | xi+1—xi | /Нх. Представляет собой сумму модулей относительных изменений параметра х, приходящихся на единицу толщины, или иными словами, — средний вертикальный относительный градиент параметра х. Коэффициент И также имеет размерность м-1 и характеризует интенсивность изменения параметра х с глубиной.

3. Средняя толщина объектов, различающихся по физическим свойствам, hср=1/Р.

Целесообразность использования названных характеристик расчлененности иллюстрируется на рис. 16.52,6. Представленные на нем разрезы имеют одинаковые коэффициенты вертикальной расчлененности Р, но разные коэффициенты вертикальной изменчивости И.

Преимущество предлагаемых параметров по сравнению с коэффициентами относительной песчанистости kпесч, расчлененности kp заключается в том, что они позволяют более обоснованно судить о степени изменчивости коллекторов в различных участках разреза, проводить сравнительную оценку однородности в пластах, представленных чередованием прослоев с различными коллекторскими свойствами, в которых отсутствуют непроницаемые пропластки.

На рис. 16.52,в представлены интервалы с одинаковыми значениями коэффициентов Р, И, hср, но с различным распределением толщины прослоев hi. Для учета подобных различий в вертикальной неоднородности можно рассматривать средние квадратичные отклонения этих величин.

При изучении степени однородности объекта по геофизическим данным представляет несомненный интерес использование энтропии [27], определяющей меру неоднородности тела по изучаемому параметру х.

Изучение неоднородности по проницаемости. Главный параметр, определяющий влияние неоднородности коллектора на его промышленную характеристику, — степень однородности коллектора по коэффициенту проницаемости. Для этой цели могут быть использованы расчеты коэффициентов проницаемости, выполненные по формуле Козени — Кармана, приведенной к параметрам, определяемым по данным ГИС:

 

,где В=0,4ап(2+m)/m/A2ап(параметр А определяется из соотношения Sк=Аkв.о, где Sк — удельная поверхность каналов); с — минимальная величина kв.о в чистом коллекторе, вероятное значение которой 0,05—0,1;DUсп, DUспmах — аномалии потенциалов собственной поляризации в изучаемом пласте и против чистого опорного пласта, лишенного глинистых примесей; rп— удельное электрическое сопротивление пласта по данным ГИС.

Так как в пределах коллектора рв обычно постоянно, за исключением зон, в которых осуществляется заводнение водами, отличающимися по минерализации от пластовых, то приближенно за параметр, характеризующий относительное значение проницаемости в водонасыщенных породах, может быть принята функция

 

и изменчивость коллектора по проницаемости может быть оценена коэффициентами вариации Wкпр и Wy

Приведенное выражение справедливо для водонасыщенных пластов большой толщины, в которых величина наблюденной амплитуды DUсп близка к статической DEcп. Для нефтеводонасыщенных пластов любой толщины

В коллекторах со значительным включением глинистого материала, в которых между коэффициентами пористости и глинистости существует тесная обратная связь и где значение k.пp контролируется в основном глинистостью коллектора, оценка характера изменения проницаемости коллектора может быть выполнена по величине

Для качественной оценки однородности коллектора по проницаемости могут быть также использованы параметр

и параметр (по Л. П. Долиной) jСП/DIγ

Для терригенных коллекторов в условиях, когда известен коэффициент остаточной водонасыщенности, целесообразно использование зависимости

полученной на основании экспериментальных исследований А. В. Дахнова. Последняя формула приближенно может быть приведена к следующему виду:

kпр=(rв/rп2,11-2,4751[1-aсп/(1-с)]

Для нефтегазоносных коллекторов, исходя из работ Ж- Дюмануара (фирма «Шлюмберже»), коллектор по проницаемости может быть охарактеризован параметром

A=Dkп8Po2D(Pо2/Pп4)=D(Pн2/Pп2)=D(r2нпrв2/r4вп)

где D — постоянная, числовое значение которой определяется на основании сопоставления величин kпp, определенных по равенству Ж. Дюмануара, с величиной kпp, определенной другим представительным методом.

Для этих условий может быть также предложено уравнение В. Н. Дахнова

kпр=(400/aпkп.р)(1-kв.о)2+mD2св

где Dсв — средняя толщина пленки связанной воды.

Рис 16 52 Сопоставление Ψ с параметром неоднородности Р.И

 

Примеры практического использования характеристик неоднородности и проницаемости. Для терригенных коллекторов девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлены тесные корреляционные связи параметров расчлененности Р и hcp с коэффициентами проницаемости и продуктивности, которые подтверждают известные положения об ухудшении свойств коллектора с увеличением степени его расчленения.

При изучении неоднородности коллекторов по данным ГИС рекомендуется использовать комплексный параметр Р.И, который учитывает не только частоту чередования по глубине слоев с различными свойствами, по и интенсивность изменения данного свойства с глубиной. На рис. 16.53 приведено сопоставление Ψ с параметром Р.И.

При изучении фильтрaционно-емкостных характеристик коллектора представляет интерес выявление их взаимосвязей с продуктивностью пластов, объемом нефти, содержащейся в поровом пространстве. Сопоставление результатов определения средневзвешенных по толщине значений параметра Ψ с величиной среднесуточного дебита Qн в безводный период эксплуатации по скважинам, эксплуатирующимся штанговыми глубинными насосами (рис. 16.54), показывает наличие явной связи, свидетельствующей о возрастании дебита с увеличением проницаемости.

Рис 16 53 Сопоставление средневзвешенных по толщине значений параметра Ψ с величинами среднесуточного дебита в безводный период эксплуатации.

Обводненные скважины: 1 — полностью, 2 — частично

Рис 16 54 Результаты сопоставления проницаемости по керну и параметра Ψ в скв. 2003 Туймазинского месторождения, пласт Д1

 

На рис. 16.55 показано сопоставление кривых изменения параметра Ψ и коэффициента проницаемости по керну, из которого видно, что характер изменения параметра & почти полностью соответствует характеру изменения kпp по керну. Коэффициенты вариации имеют близкие значения: Wкпр = 1,32, Wy = l,49.

 

 

16.8. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА АНОМАЛЬНЫХ ПОРОВОГО И ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЙ ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ

Пластовое давление — это давление жидкости, газа или смеси их в нефтеносных, газоносных или водоносных пластах-коллекторах, находящихся в условиях естественного залегания.

Давление жидкости или газа в порах пород-неколлекторов, пород-покрышек многие исследователи называют поровым.

По геофизическим данным определяют величину порового давления. Прогнозирование пластового давления основано на том, что в природных условиях оно равно или пропорционально норовому давлению пород, вмещающих коллектор.

Критерием аномальности принято считать величину нормального гидростатического давления ргс — ожидаемого пластового давления, уравновешенного давлением, создаваемым столбом минерализованной воды высотой от вскрываемого пласта до устья скважины.

Для аномально высокого пластового давления(АВПД) рав характерно неравенство равгс, для аномально низкого пластового давления (АНПД) ран — неравенство рангс.

Аналогично определяют аномально высокое или аномально низкое поровое давление — АВПоД или АНПоД.

Иногда в литературе под аномально высоким или сверхвысоким пластовым давлением понимают такое давление, которое более чем па 30% превышает величину условного гидростатического давления — давления, создаваемого столбом пресной воды (плотностью 1 г/см3) высотой от изучаемого пласта до устья скважины. Давление, превышающее условное гидростатическое менее чем на 30%, называют повышенным [7].

Рис 16 55 Важнейшие причины образования аномального пластового давления

 

Причины образования аномального давления могут быть разные и зависят от типа природной напорной гидродинамической системы. На рис. 16.55 приведены важнейшие причины образования аномального давления для двух крайних типов гидродинамических систем: водонапорных элизионной и инфильтрационной. В водонапорной системе смешанного типа, часто встречающейся в природе, могут одновременно проявляться признаки этих двух крайних случаев.

При прогнозировании АВПД независимо от типа водонапорной системы в качестве индикатора перового давления используют свойства глинистых пород, которые более однозначно, чем другие породы, зависят от степени уплотнения. На этом построены все методики количественного определения поровых давлений. Это свойство глинистых пород используют также для прогнозирования АНПД, обусловленного техногенными процессами, тектоническими движениями (сбросы) и снижением пьезометрического напора.

При прогнозировании АНПД в зонах распространения многолетнемерзлых пород используют свойство плотных низкосжимаемых пород снижать поровое давление при их охлаждении.

Методы прогнозирования и оценки аномального пластового давления в зависимости от времени получения информации подразделяют на три группы:

1) методы прогнозирования до начала бурения скважин — сюда относятся метод прогнозирования по геолого-геофизическим наблюдениям за процессом уплотнения осадочных пород и методы разведочной геофизики (преимущественно сейсморазведки) [34];

2) методы прогнозирования в процессе бурения — методы, основанные на наблюдениях за механическими параметрами бурового процесса, изменением свойств ПЖ и шлама пород, а также методы геофизических исследований скважин, которые могут проводиться до окончания бурения скважины как промежуточные исследования либо без остановки бурения с использованием автономных геофизических приборов [34]:

3) к методам оценки аномального давления после бурения относится скважинное опробование пластов различного типа приборами на кабеле.

В настоящем разделе обобщается опыт прогнозирования и оценка аномального пластового давления лишь по данным геофизических исследовании скважин и сейсморазведки.

Прогнозирование АВПД>

Для прогнозирования аномального давления по геофизическим данным используют три методики: 1) эквивалентных глубин, 2) кривых нормально уплотненных глин и 3) компрессионной кривой. Все три методики основаны на одной и той же физической предпосылке и различаются между собой лишь аналитической реализацией этой предпосылки.

Физические свойства чистых глинистых пород, используемых в качестве индикатора перового давления, на больших глубинах, для которых характерно возникновение АВПД, определяются главным образом степенью их уплотнения. Глинистые породы, вмещающие залежи нефти, газа или воды с АВПД, менее уплотнены и имеют более высокую пористость в сравнении с аналогичными глинистыми породами, содержащими пластовую воду при нормальном поровом давлении.

Более высокая пористость в зоне АВПД объясняется влиянием повышенного давления поровой жидкости, препятствующей уплотнению пород. Чем выше давление поровой жидкости, тем менее уплотнены глинистые породы. Поскольку пористость и плотность определяют и другие физические параметры, эти свойства глинистых пород положены в основу применения различных геофизических методов выявлений и определения АВПД (рис. 16.57).

Рис 16 56 Схематические кривые изменения петрофизических свойств глинистых пород с глубиной в зоне нормального порового давления (НПоД) и аномально высокого порового давления (АВПоД).

1 — песчаники; 2 —глинистые породы; 3— зона АВПоД

 

Для изучения выбирают лишь чистые глинистые породы без заметных примесей песчаного или карбонатного материала. Свойства чистых глинистых пород однозначно зависят от эффективного напряжения (давления) —разности между геостатическим давлением горных пород и давлением поровой жидкости.

Чистые глины по геофизическим данным характеризуются следующим комплексом физических свойств:

наиболее низким для данной глубины залегания электрическим сопротивлением (чаще от 1 до 100м*м);

положительной аномалией СП;

повышенным значением естественной гамма-активности;

расширением диаметра скважины при бурении на РВО;

низкими показаниями НМ и НГМ;

высокими значениями интервального времени распространения продольных волн.

Чистые глины в разрезе выделяют на основании комплексной интерпретации по качественным, хорошо дифференцированным диаграммам, масштаб которых позволяет уверенно определить перечисленные признаки чистых глин.

В разрезах, где чистые глинистые породы отсутствуют, применяют специальные методики учета песчанистости и карбонатности глинистых пород [5].

В полученные значения геофизических параметров вводят поправки за влияние диаметра скважины и толщины пласта и в полулогарифмическом масштабе строят зависимости этих параметров от глубины залегания изучаемых пород.

Между логарифмами физических свойств глинистых пород с нормальным гидростатическим давлением поровой жидкости и глубиной их залегания в зоне нормального гидростатического давления обычно наблюдаются линейные зависимости. Отклонение наблюденной кривой от этой линейной зависимости свидетельствует о наличии аномального порового давления (за исключением влияния таких искажающих факторов, как повышение битуминозности глинистых пород, изменение минерализации поровых вод, наличие тектонических нарушений, размывов и др.).

По величине отклонения судят о величине превышения порового давления над нормальным гидростатическим (рис. 16.57).

В методике эквивалентных глубин [5] при определении порового давления исходят из предположения о том, что если исключить влияние температуры, то чистые глинистые породы, имеющие одинаковые (эквивалентные) значения физических параметров, находятся на глубине под воздействием равных эффективных напряжений:

ph-phавhэгсhэ

где ph, phэ—среднее нормальное напряжение в глинистых породах на глубине соответственно h и hэ; рhав, phэ.гс — соответственно аномальное и нормальное гидростатическое давление в порах глинистых пород на тех же глубинах.

Введя в рассмотрение средневзвешенные значения плотности пород и пластовых вод, уравнение (16.14) можно преобразовать:

pав=gδhп.срh-g(δhэ п.срhэ в.ср)hэ где δп.ср, δhэ п.ср — средневзвешенные по толщине значения плотности пород, слагающих изучаемый разрез до глубин соответственно h и hэ.

Выражение (16.15)—основное уравнение для определения АВПоД по методике эквивалентных глубин. Обычно его использование требует графического определения hэ, что, с одной стороны, является недостатком рассмотренной методики. С другой стороны, здесь отпадает необходимость экстраполяции кривых нормально уплотненных глин в зону АВПоД, а поэтому менее жестки требования к проведению усредняющей кривой.

На рис. 16.58 приведен пример оценки АВПоД по методике эквивалентных глубин.

Рис 16 57 Определение АВПоД с помощью методики эквивалентных глубин в скв. 14.5 Анастасиевско-Троицкого месторождения (Азово-Кубанская нефтегазоносная область).

1 — глина; 2 — глина песчанистая; 3 — песчаник; 4 —значения удельного сопротивления глин; 5 — усредненная кривая изменения удельного сопротивления глин; 6 — то же, приведенная к температуре 60 0С (глубина 1550 м); вычисленные значения АВПоД: 7 — по уравнению для кривой нормально уплотненных глин, 8 — по методике эквивалентных глубин; 9 — значение ЛВПД, измеренного глубинным манометром

 

В методике кривых нормально уплотненных глинистых пород [29] основное расчетное уравнение получают путем аналитического развития уравнения (16.15):

где pав, ргс — соответственно аномальное и нормальное поровые давления в глинистых породах на глубине h; Ха, Хн — физические свойства глинистых пород соответственно при аномальном и нормальном поровом давлении; Х1, Х2 — то же в интервале глубин Dh, в зоне нормально уплотненных глинистых пород; α(Х)—значение температурного коэффициента для физического свойства X; Г — геотермический градиент; (δп—δв)ср — разность средневзвешенных значений плотности и пластовой воды в интервале 0—(h + hэ)/2.

В уравнении (16.16) значение rгс на глубине h определяют путем экстраполяции кривой нормально уплотненных глинистых пород в зону АВПоД. Учет влияния температуры на всем изученном диапазоне глубин производят путем поворота кривой нормально уплотненных пород на угол, определяемый значениями X1,X(X), Dh и Г. Знак плюс перед дробью α (X)/2,3 употребляется в том случае, когда физическое свойство X уменьшается при увеличении температуры (удельное сопротивление, скорость упругих волн), а знак минус — когда увеличивается (удельная электропроводность, интервальное время, нейтронная гамма-активность). При вычислениях необходимо учитывать смену знака перед логарифмами при Хна и X2<X, а также α (Dt) =— α (υ) и α (rп) =— α (υп).

С учетом последнего замечания в табл. 16.6 приведена расшифровка уравнения (16.16) для различных геофизических методов, а на рис. 16.59 — экспериментальные зависимости температурного коэффициента α(Х) для разных физических свойств глинистых пород от температуры, которые могут использоваться при расчетах по формуле (16.16)

Tаблица 16 4
Формулы для определения АВПоД в глинистых породах

Рис 16 58 Экспериментальные зависимости температурного коэффициента глинистых пород α(Х) от температуры.

а —α(rп) для разных глинистых минералов; б — сводная кривая α(rп) (без учета монтмориллонита); в — α(Dt) для разного эффективного напряжения; г — α(Ing).
1- бентонит; 2 —каолин; 3 — каолин+гидрослюда (джаякойская); 4 — каолин+гидрослюда (бакинская); 5 — монтмориллонит; 6 — (р—рп)-5—10 МПа. h=350—700 м; 7 — (р-рп)=40—50 МПа, h=3000—3500 м

 

На рис. 16.60 в качестве примера изображены результаты выделения зоны АВПоД по комплексу ГИС в Терско-Сунженском нефтегазоносном районе. В верхней части разреза на кривых удельного сопротивления видно искажающее влияние пресных вод.

Рис 16 59 .Выделение глинистых покрышек с АВПоД по данным электро-метрии и ультразвукового метода в миоценовых породах в скв. 39 Карджин-Змейской площади (Терско-Сунженский нефтегазоносный район).

1 — глина; 2 — глина песчанистая; 3 — песчаник; 4 — зона АВПоД в глинах; 5 — линия нормально уплотненных глин; 6 — измеренное значение геофизического параметра 7 — вычисленное значение АВПоД но данным электрометрии (БЭЗ)

 

Эта методика может быть применена и для прогнозирования пластового давления до бурения скважин по данным сейсморазведки методом ОГТ [34]. Для этого по данным сейсморазведки вычисляют значения интервальных (пластовых) скоростей продольных волн.

На рис. 16.61 изображены результаты обработки сейсмограмм по одному из профилей в Азово-Кубанской нефтегазоносной области. Эти данные сопоставлены с результатами прямого определения продольных скоростей в глубокой скважине, через которую проходит профиль, методом вертикального сейсмического профилирования и с результатами изучения удельного сопротивления в той же скважине. Все эти данные хорошо согласуются между собой, так же как и результаты определения перового давления, рассчитанные по разным кривым с помощью уравнения (16.16).

Рис 16 60 Результаты прогнозирования АВПоД по данным сейсморазведки в сопоставлении с результатами промыслово-геофизических исследований в скв. 1 Северской площади (Азово-Кубанская нефтегазоносная область).

Кривые: а —изменения скоростей (1' — средней скорости по данным вертикального сейсмического профилирования ВСП. 2' — скорости ОГТ, 3' — предельных эффективных скоростей, полученных по материалам анализа скоростей), б, в— пластовых скоростей, вычисленных соответственно путем прямого наблюдения по методике ВСП и по кривой предельных эффективных скоростей, полученной по результатам анализа сейсмограмм, г-изменения Удельного электрического сопротивления глин, определенного в скважине по БЭЗ, (д —изменения плотности ПЖ, применяемой при бурении.
Глина: 1 — чистая, 2 — песчанистая; песчаник: 3 — непродуктивный, 4 — продуктивный; 5 — мергель; 6- линии нормально уплотненных глин; 7 —зона АВПоД

 

Методика кривых нормально уплотненных глинистых пород имеет определенные преимущества. Аналитический характер позволяет эффективно использовать ЭВМ для прогнозирования и оценки АВПД. В расчетное уравнение (16.16) входит отношение петрофизических параметров, что снижает требования к точности их определения. Однако, поскольку необходимо экстраполировать зависимость в зону АВПД, ограничением методики является требование линейности кривых нормально уплотненных глинистых пород.

Методика компрессионной кривой может быть использована в разрезе с прерывистыми циклами осадконакопления (перерывы, тектонические нарушения и т.п.).

Описанные ранее методики оценки АВПоД основаны на изучении графических зависимостей физических свойств глинистых пород от глубины их залегания. Эти зависимости закономерны в зоне нормально уплотненных глинистых пород. В зоне АВПоД они нарушаются, что и является качественным и количественным признаками АВПоД.

Новая методика определения АВПоД основана на использовании свойств так называемой компрессионной кривой — закономерности, характеризующей уплотнение глинистых пород в зависимости от эффективного напряжения, т. е. разности между давлением массы вышележащих осадочных пород и давлением поровой жидкости в них р—рп [36].

Компрессионные кривые более универсальны. Они едины в зонах залегания пород с аномальным и нормальным гидростатическим поровым давлением. Это свойство представляет широкие возможности для аналитического определения параметров компрессионной кривой — использования вычислительной техники. Кроме того, отпадает необходимость в трудоемких графических построениях.

Экспериментальное изучение уплотнения глинистых пород показывает, что при неизменных свойствах насыщающего флюида и неизмененном минеральном составе глин между различными физическими свойствами глин X (пористостью, плотностью, электропроводностью и др.) и эффективным напряжением (давлением) р—рп имеют место экспоненциальные зависимости. Эти зависимости в полулогарифмическом масштабе становятся прямыми линиями. Расчетное уравнение для определения порового давления в глинистых породах получается из уравнения этой прямой: в котором где Х1, Х2— физические свойства глинистых пород в точках с известными геостатическим р1 и р2 и поровым рп 1 и рп 2 давлениями; р, рав — геостатическое и поровое давления в точке наблюдения; h, h1 и h2 — глубина точки наблюдения и точек с известными давлениями.

Коэффициент К(Х) в уравнении (16.17)—угловой коэффициент компрессионной кривой, построенной в полулогарифмическом масштабе, он характеризует изменение физического свойства X при уплотнении глинистых пород

Коэффициент b(Х)—свободный член в уравнении прямой и характеризует условную величину — логарифм физического свойства глинистых пород на поверхности (при р—рп = 0).

Числовые решения коэффициентов К(Х] и b(Х), определяющих положение компрессионной кривой в пространстве, принципиально можно найти, если известны координаты только двух точек, лежащих на компрессионной кривой: [X1, (P1—Рп2)] и Х2, (р2—рп2)] Значения физических свойств глинистых пород Х1 и Х2 определяют для конкретной толщи глинистых пород по геофизическим данным, значения р1 и р2 — как геостатическое давление в тех же точках разреза. Значения порового давления рп1 и рп2 в зоне нормально уплотненных глинистых пород определяют по формулам гидростатического давления, а з зоне АВПД — путем прямого измерения скважинным манометром в близлежащем коллекторе. Опыт показывает, что для исключения случайных ошибок при определении коэффициентов К(Х) и b(Х) на каждой конкретной площади лучше использовать не две, а несколько точек с известными координатами и обрабатывать результаты статистически.

По материалам геофизических исследований в восьми нефтегазоносных районах Советского Союза было произведено определение глубины зоны АВПоД и поровых давлений в глинистых толщах. Полученные данные проверены прямыми определениями пластового давления в близлежащих коллекторах [34]. Относительное расхождение определений составляет: по данным электрометрии от —7,5 до 4,5%, рассеянного гамма-метода от — 4,5 до 6,6%, ультразвукового метода ±6,5%, НГМ от —12 до 15%.

Прогнозирование АНПД

В бассейнах или комплексах осадочных пород с элизионным водонапорным режимом наиболее распространены следующие причины возникновения АНПД (см. рис. 16.56): резкое понижение средней температуры дневной поверхности часто с образованием зоны многолетнемерзлых пород и снижением гидростатического напора вод и уменьшение пластового давления, связанное с технической деятельностью человека (разработка нефтегазовых месторождений, добыча пресной воды).

В бассейнах с инфильтрационным водоносным режимом АНПД возникает в результате уменьшения пьезометрического напора при появлении новых глубинных стоков пластовых вод, например при образовании тектонических нарушений.

Другие причины возникновения АНПД встречаются реже и носят более локальный характер.

Аномально низкое пластовое давление в районах распространения многолетнемерзлых пород объясняется одновременным воздействием таких природных факторов, как снижение гидростатического уровня пластовых вод за счет формирования толщи многолетнемерзлых пород, тепловое сжатие воды и породообразующих минералов при снижении температуры и деформация пород и пластовой воды под действием массы льда, образовавшейся в результате замерзания поровой воды [35].

Если пренебречь влиянием кинетической энергии вод, то величину пластового давления в породах, слагающих любой осадочный бассейн, можно представить в виде разности рпл = ргсDр, где ргс — гидростатическое давление; Dр — уменьшение пластового давления над гидростатическим, возникающее под воздействием тех или иных природных факторов.

В древних тектонически спокойных осадочных бассейнах устанавливается гидродинамическое равновесие между давлением воды в порах сильноуплотненных пород и пластовым давлением в системах пород-коллекторов, заключенных в этих породах. Поэтому изменение давления поровых вод в плотных породах отражает изменение давления пластовых вод в коллекторах.

Гидростатическое давление на глубине h равно: ргс=gδhв.ср(h—hт), где hт — толщина многолетнемерзлых пород; δhв.ср— средневзвешенная плотность пластовых вод в интервале глубин (0—h); g — ускорение свободного падения.

Величину уменьшения давления поровых вод в плотных породах Др получим, если предположим, что поры в этих породах гидродинамически изолированы и вода не может уходить из них при изменении термобарических условий, т. е. относительное изменение объема пор породы равно относительному изменению объема поровых вод в ней [29]. Тогда уравнение для определения пластового давления на глубине в зоне многолетнемерзлых пород рплгсDр примет вид:

где βп, β,в и βтв — коэффициенты сжимаемости соответственно пор, воды и породообразующих минералов; αв, αтв — коэффициенты теплового расширения пластовой воды и породообразующих минералов; ν — коэффициент Пуассона; δhв.ср, δл — средневзвешенная до глубины h плотность пластовой воды и средняя плотность льда в зоне многолетнемерзлых пород; Г1, Г2 и T01, T02 — средние температурные градиенты и средние годовые температуры соответственно до и после похолодания; hт — толщина зоны многолетнемерзлых пород.

Значениями T01 и Г1 в уравнении (16.18) необходимо задаться исходя из палеогеографических условий района. В зоне многолетнемерзлых пород с определенным приближением можно принять Т02 = - Г2hт, а значение Г 2— по данным измерений температуры в скважинах.

Уравнение (16.18) показывает, что уменьшение пластового давления ниже гидростатического происходит главным образом в результате теплового сжатия воды в замкнутых порах при понижении температуры пород в разрезе. Поскольку коэффициент теплового расширения воды увеличивается с температурой, одинаковое изменение температуры пород вызывает большее уменьшение давления в порах нижележащих, более нагретых отложений. Это приводит к образованию отрицательного термодинамического градиента перового давления. Второй член уравнения (16.18), определяющий величину этого градиента, становится значимым при условии, когда величина (αв—αтв) соизмерима с величиной (βпв—βтв), т.е. в плотных слабосжимаемых, главным образом карбонатных породах. В разрезах, сложенных менее уплотненными песчано-глинистыми породами, (αв—αтв) << (βпв—βтв) и понижение давления очень мало. Возникновение пониженного порового давления и отрицательного градиента при похолодании климата возможно и в условиях, когда многолетнемерзлые породы отсутствуют (hт =0).

На рис. 16.62 изображены палетки для определения пластового давления, построенные с помощью уравнения (16.18) для условии Непско-Ботуобинской антеклизы. В расчетах среднегодовая температура Т01 и средний геотермический градиент Г1 до похолодания принят по аналогии с Русской платформой (Т01=4°С; Г1 = 2°С/100 м). Значение сжимаемости пород и воды определено решением обратной задачи по скважинам с измеренным пластовым давлением.

Рис 16 61 Палетка для определения пластового давления в разрезах Непско-Ботуобинской антеклизы.

а — для зоны распространения многолетнемерзлых пород и среднего геотермического градиента Г = 0,80С/100 м (шифр кривых — толщина многолетнемерзлых пород м); б — для зоны, где отсутствуют многолетнемерзлые породы (шифр кривых—геотермический градиент. °С/м).
Кривые: 1 — изменения нормального гидростатического давления, 2 — вычисленные по уравнению (16.18)

 

Испытание этих палеток для прогнозирования АНПД в Непско-Ботуобинской антеклизе в зоне многолетнемерзлых пород, (рис. 16.62, а) и на смежных участках, где многолетнемерзлые породы отсутствуют (рис. 16.62,6), дало положительные результаты. Отклонение от измеренных в скважине значений, как правило, не превышает ±5%.

Исключением явилось пластовое давление в трещинно-кавернозных известняках и доломитах осинского горизонта, залегающих в мощной толще кембрийской каменной соли. В этих отложениях, характеризующихся высокой гидродинамической изолированностью, наблюдается АВПД. Объясняется увеличение давления уменьшением объема пор коллекторов за счет выпадения соли из рассола (засолонение) и проникновения пластичной соли в трещины и каверны под действием геостатического давления вышележащей толщи пород. Аномально низкие давления, обусловленные техногенными факторами и уменьшением пьезометрического напора в системе коллекторов, приводят к более интенсивному уплотнению коллекторов и вмещающих их глинистых пород. По величине переуплотнения глинистых пород судят об уменьшении пластового давления в коллекторе. Для этой цели могут быть использованы методики кривых нормально уплотненных глинистых пород и компрессионной кривой, разработанные для прогнозирования АВПД. Методика эквивалентных глубин не рекомендуется, поскольку ее применение требует экстраполяции кривых изменения физических свойств глинистых пород в зону глубин, не вскрытых бурением.