При определении h эф порового коллектора в терригенном и карбонатном разрезах в скважине, пробуренной на РВО, решаются следующие задачи:
1) выделение коллекторов;
2) разделение их по характеру насыщения с одновременным установлением положения ВНК, ГВК, ГНК;
3) определение hэф в каждом пластовом пересечении продуктивного коллектора.
ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РВО
Поровые коллекторы выделяют по данным ГИС на основе:
• качественных признаков;
• повторных замеров;
• количественных критериев.
Качественные признаки порового коллектора
Эти признаки обусловлены проникновением фильтрата глинистого раствора в коллекторы и формированием (или расформированием) во времени возникающей зоны проникновения.
Используют следующие признаки, установленные по данным комплекса ГИС в необсаженной скважине:
1.Сужение ствола необсаженной скважины против пласта-коллектора вследствие образования глинистой корки на границе скважина – коллектор;
2.Превышение показаний потенциал-микрозонда rк пз над показаниями градиент-микрозонда rк гз (рис. 4);
3.Наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемое путем сравнения показаний однотипных разноглубинных зондов или приближенных значений rп.
Все эти признаки являются надежными, если скважина бурилась на пресном глинистом растворе (rс ³ 0,5 Ом м).
Рис. 4 Пример выделения коллекторов (показаны точками) по данным стандартного комплекса ГИС
Повторные замеры ГИС
Коллекторы можно выделить по материалам повторных замеров ГИС в основном в открытом стволе. В открытом стволе проводят повторные замеры трехэлектродными, экранированными и индукционными зондами.
Для выделения коллекторов используют диаграммы одного и того же зонда, зарегистрированные через разное время после вскрытия изучаемого интервала разреза при бурении.
Коллекторы выделяют в интервалах изменения показаний данного зонда.
Изменение показаний зонда в интервале пласта отражает формирование зоны проникновения в породе-коллекторе во времени.
Замеры выполняют по усложненной программе, т.е. между первым и последующим замером предусмотрено дополнительное воздействие на породы:
исследование (каротаж) – воздействие – исследование (каротаж).
2 способа воздействия:
1. Метод двух растворов или активаторов:
Замена бурового раствора другим с заданными физическими свойствами (изменение удельного электр.сопротивления или радиоактивности раствора).
В качестве метода ГИС можно использовать метод сопротивлений при изменении удельного сопротивления rс, гамма-метод при изменении радиоактивности и т.п.
2. Исследование – продавка – исследование (каротаж – давление – каротаж):
Создание дополнительной репрессии или депрессии в интервале исследования (более интенсивное формирование или расформирование зоны проникновения в коллекторах).
Коллекторы выделяют в интервалах изменения показаний повторного замера по сравнению с предыдущим при постоянстве показаний во вмещающих породах-неколлекторах.
Повторные замеры используют для выделения в разрезе сложных коллекторов.
Количественные критерии выделения поровых коллекторов
Использование количественных критериев выделения основано на предпосылках:
1) поровые коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов величинами проницаемости, пористости, глинистости и связанных с ними геофизических параметров;
2) существует кондиционное значение одного из параметров для каждого геологического объекта, которое делит породы на коллекторы и неколлекторы.
Кондиционные значения параметров устанавливаются тремя способами:
1.Статистический;
2.Петрофизический;
3.Гидродинамический метод (каротаж) ГДК.
1.Статистический способ определения кондиционных значений параметров используется на стадии подготовке месторождения к разработке при большом количестве опробованных интервалов.
Кондиционные значения устанавливаются на основе анализа данных ГИС, керна и результатов испытания, полученных с испытателями на трубах в открытом стволе или при перфорации обсаженной скважины.
Наиболее совершенный вариант этого метода – определение кондиционного предела на основе статистической связи исследуемого параметра с удельной продуктивностью q уд (уравнение регрессии: aсп =f(qуд)) (рис.5).
Для нефтеносных пластов:
qуд = Qн / (Р пл – Рс). hэф,
где: Qн – суточный дебит;
Р пл – пластовое давление;
Рс – давление в стволе скважины при испытании;
hэф – эффективная толщина объекта испытания
Рис. 5. Определение кондиционного значения параметра aсп конд по сопоставлению aсп с коэффициентом удельной продуктивности q уд
Для газоносных объектов:
qуд = Qг / (Р2пл – Р2с). hэф.
2.Петрофизический способ определения кондиционных значений параметров используется на стадии оценки месторождения при условии бурения специальной базовой скважины (полный отбор и детальное изучение керна, расширенный комплекс ГИС).
Кондиционные пределы устанавливаются по результатам анализа петрофизических связей коллекторских свойств и геофизических параметров с коэффициентом остаточной (несжижаемой) водонасыщенности kв.о. (рис. 6).
К коллекторам относятся породы в карбонатном и терригенном разрезах с
kп р > kпр.конд.;
kп.о > kп.о.конд.
Рис. 6. Определение кондиционного значения коэффициента открытой пористости kп.о.конд. по корреляционной связи между параметрами kв.о. и kп.о.
3.Гидродинамический метод (каротаж) ГДК определения кондиционных значений параметров.
Данные получают с помощью прибора АИПД, созданного на базе опробователя на кабеле, и представляют в виде профилей значений коэффициента эффективной проницаемости (рис. 7).
Можно выделить прослои неколлекторов и определить эффективную толщину коллектора.
Рис. 7. Выделение коллекторов по материалам гидродинамического каротажа ГДК, полученным аппаратурой АИПД.
1 – коллектор; 2 – неколлектор; 3 – плотные доломиты; 4 – аргиллиты
РАЗДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РВО, ПО ХАРАКТЕРУ НАСЫЩЕНИЯ
Выделенные в разрезе поровые коллекторы по данным ГИС разделяют на водоносные, с одной стороны, и на нефтеносные и газоносные, с другой.
Существует 3 способа разделения поровых коллекторов по характеру насыщения:
1.Способ граничных значений параметров;
2.Способ нормализации;
3.Способ радиального градиента сопротивления.
Способ граничных значений параметров
При этом способе характер насыщения определяют по следующей схеме:
1.Определение удельного сопротивления rп неизменной части коллектора.
2.Расчет удельного сопротивления rвп коллектора при условии полного насыщения его пластовой водой:
rвп = Рп . rв,
где: Рп – пористость породы.
3.Сравнение значений rвп и rп,
Коллектор водоносный – rп = rвп.
Коллектор нефтегазоносный – rп > rвп ,если установлена промышленная продуктивность.
4.Для установления промышленной продуктивности сравнивают значения rп и rп гр.
Коллектор продуктивный – rп > rп гр, kв < kв гр.
Коллектор с остаточной нефтегазонасыщенностью – rвп < rп < rп гр.,
k в гр. < kв, 1 < Р н < Рн гр.
Граничные значения rп гр, Рн гр, kв гр. устанавливаются двумя способами:
1.Статистический способ состоит в совместном анализе ГИС и результатов испытания по интервалам разреза, опробованном в открытом стволе или колонне. Составление распределений параметров rп , Рн , kв для объектов, давших при испытании промышленный приток УВ и воду. Пересечение распределений дает значения rп гр., Рн гр, k в гр.
2.Петрофизический способ состоит в совместном анализе зависимостей
Р н = f(k в), Р п = f(k п о), К во = f(k по) и коэффициентов фазовой проницаемости k пр.н, k пр.г, kпр.в от k в.
Объект представлен коллектором одного класса.
Устанавливается характер насыщения (продуктивность и водоносность) или положение ВНК и ГВК.
Способ нормализации
Этот способ разделения поровых коллекторов основан на сравнении значений rвп и rп по разрезу.
Способ применяют в следующих вариантах:
1.Непрерывная поточечная количественная интерпретация диаграмм метода сопротивлений и методов пористости (построение и совмещение графиков)
rвп = f(Н) и rп = f (Н), где Н – глубина). rп > rвп
2.Совмещение методом наложения кривых эффективного сопротивления rэф фокусированного зонда большой глубинности с одним из методов пористости (превышение показаний rэф ).
Способ радиального градиента сопротивления
Сущность способа заключается в использовании радиального градиента rдля разделения коллекторов на продуктивные и водоносные.
Для разделения коллекторов на нефтегазоносные и водоносные используют следующие приемы:
1) сопоставление приведенных значений удельного сопротивления r, рассчитанных по диаграммам малого r1 и большого r2 зондов.
2) сравнение методом наложения диаграммы r двух разноглубинных фокусированных зондов (в одном логарифмическом масштабе сопротивлений).
Таким образом, в скважинах, пробуренных на РВО, при определении продуктивности и водоносности коллекторов в основном используют данные метода сопротивлений при условии комплексной интерпретации материалов ГИС.
ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РНО, И РАЗДЕЛЕНИЕ ИХ ПО ХАРАКТЕРУ НАСЫЩЕНИЯ
Для выделения таких коллекторов используются:
1) количественные признаки выделения коллекторов с использованием методов пористости (НМ, ГГМ, АМ) и глинистости (ГМ) (применение диэлектрического, нейтронного, гамма-гамма методов).
2) способ разделения по удельному сопротивлению с использованием граничных значений rп гр., Рн гр, k в гр.
Существуют следующие ограничения:
а) величина rп определяется только по диаграмме индукционного зонда;
б) способ сопоставления rп и kп о снижается из-за влияния на показания методов НМ, ГГМ, АМ газонасыщения.
Появляется дополнительная возможность разделения коллекторов:
• в нефтеносных отложениях по данным методов диэлектрической проницаемости ДМ, импульсного нейтронного ИНМ (по методу сопротивления);
• в газоносных отложениях – по данным ДМ, НМ, ГГМ
При разделении нефтеносных и газоносных коллекторов по данным ГИС решаются задачи:
• установление положения газожидкостного контакта (ГЖК) и выделение газоносных и нефтеносных коллекторов, если ГЖК соответствует ГНК);
• проведение исследований ГИС в скважине, пробуренной на РНО, с последующей заменой на РВО и выполнение комплекса ГИС.
Газоносность определяется при изменении показаний ГГМ и НМ при постоянстве этих показаний в нефтеносных, водоносных коллекторах и неколлекторах.
ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ СПЕЦИАЛЬНЫХ ГИС, ВЫПОЛНЕННЫХ В ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЕ
Специальные ГИС проводят в отдельных скважинах с целью:
• выявления при доразведке пропущенных продуктивных коллекторов;
• установления ГНК в газовой залежи с нефтяной оторочкой или нефтяной залежи с газовой шапкой.
Для нефтяных коллекторов – импульсные нейтронные методы (контроль за перемещением ВНК на крупных разрабатываемых месторождениях нефти).
Для газоносных коллекторов – стационарные нейтронные методы (выявление пропущенных при разведке газоносных коллекторов, установления ГНК).
Задача разделения на нефтеносные и газоносные пласты решается при повторных исследованиях НМ, выполняемых по специальной программе:
• первый замер – до обсадки;
• второй – непосредственно после спуска колонны;
• третий и последующие – через различное время после спуска колонны.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ И НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН ПОРОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
При определении эффективной толщины нефтегазонасыщенных коллекторов встречаются следующие варианты.
Однородный коллектор с однородным насыщением
Пласт, не содержащий прослоев неколлектора, полностью насыщен только нефтью или только газом.
h эф = h неф ;
h эф = h газ
Неоднородный коллектор с однородным насыщением
Пласт, содержащий прослои неколлектора, полностью насыщен только нефтью или только газом.
Прослои-неколлекторы выделяются по комплексу ГИС.
S h эф = h об – S . h пл
Однородный коллектор с неоднородным насыщением
Пласт не содержит прослоев неколлектора, но насыщен различными флюидами.
• нефтеводяной пласт, контакт нефть – вода четкий (ВНК – нижняя граница зоны нефтенасыщения).
h эф неф – толщина нефтенасыщенной части.
• нефтеводяной пласт с переходной зоной (ВНК – нижняя граница зоны нефтенасыщения).
h эф – интервал между кровлей пласта и ВНК.
• газоводяной пласт с четким контактом или переходной зоной
Определение ГВК и h эф. г аналогичны определению ВНК и h эф неф
•газонефтяной пласт (ГНК – по данным повторных замеров НМ в колонне).
h эф г и h эф неф – интервал соответственно между кровлей пласта и ГНК и между ГНК и подошвой пласта.
• газонефтеводяной пласт с наличием ГНК и ВНК (положение ГНК и ВНК определяется теми же методами).
h эф г – интервал между кровлей пласта и ГНК.
h эф неф – интервал между ГНК и ВНК.