Глава XIII

ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ, ГАЗА И ПОГРЕБЕННЫХ ВОД

Выделение пород-коллекторов, вмещающих промышленные скопления нефти, газа и погребенных вод, — одна из основных задач геофизического исследования разрезов нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин. Решение этой задачи по геофизическим данным основывается на существенном различии физических свойств твердой, жидкой и газообразной фаз горных пород, физических свойств скелетной и пластичной составляющих твердой фазы, углеводородной и водной составляющих жидкой фазы [7, 11, 14, 44].

Такие различия физических свойств позволяют не только установить местонахождение коллекторов в разрезах скважин, вычислить их мощности, но и количественно оценить коэффициент пористости коллектора, в благоприятных условиях определить преобладающий тип пористости, вычислить коэффициенты глинистости и проницаемости, оценить вероятное содержание нефти и газа.

Горная порода является коллектором, если ее проницаемость обеспечивает возможность извлечения достаточного объема жидких и газообразных полезных ископаемых при минимальных затратах средств. Нижняя граница коэффициента физической проницаемости, определяющей породу как коллектор, составляет 0,01— 1 фма (мД). Чем больше мощность промышленного коллектора и выше его пластовое давление, тем меньшая из указанных цифр характеризует нижний предел этого параметра для породы как коллектора.

Согласно Козени—Карману

Поэтому породы и коллекторы должны обладать достаточно высоким коэффициентом динамической пористости:

где b — некоторый коэффициент (b > 1).

Как следствие этого, при прочих равных условиях коллекторы должны иметь достаточно высокую величину коэффициента kп общей пористости и малое содержание поверхностно активной (пластичной) составляющей твердой фазы, содержащей большую долю связанной воды (kв,cв).

§ 87. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ

Методика выделения коллекторов по геофизическим данным основывается на следующих характерных признаках коллекторов.

1.Проницаемости, вследствие которой близ стенок скважины, пересекающей коллектор, образуется зона проникновения фильтрата глинистого раствора. По физическим свойствам эта зона обычно отличается от коллектора; они не сохраняются постоянными во времени, как и диаметр скважины; при проникновении фильтрата глинистого раствора в коллектор на стенках скважины образуется глинистая корка повышенной толщины.

2.Пониженном содержании поверхностно-активной пластичной составляющей твердой фазы. Физические свойства этой составляющей достаточно специфичны, что позволяет установить коллектор по минимальным признакам, характеризующим пластичную составляющую.

3.Повышенной пористости и достаточном различии между физическими свойствами твердой фазы и заполнителя порового пространства породы.

Выделение коллекторов по первому признаку. Выделение коллекторов по первому характерному признаку — проницаемости — наиболее однозначно. Задача может быть решена четырьмя способами:

1) изучение характера изменения физических свойств коллектора в процессе

205

проникновения фильтрата глинистого раствора;

2)сравнение физических свойств коллектора в зоне проникновения фильтрата глинистого раствора с его физическими свойствами за пределами этой зоны;

3)применение глинистых растворов, активированных специальными реагентами;

4)наблюдение за образованием глинистой корки.

При выделении коллекторов первым способом применяют следующие методы.

1. Метод сопротивлений — на основании измерения во времени кажущегося и эффективного сопротивления при заполнении скважины глинистым раствором, электрическое удельное сопротивление ρф фильтрата которого значительно отличается от электрического сопротивления ρз заполнителя порового пространства за зоной проникновения фильтрата раствора. В этих условиях на участках залегания коллекторов при ρф > ρз со временем будет наблюдаться повышение кажущегося и эффективного сопротивления, измеренного зондами небольших размеров (рис. 140), возрастание параметра U-эквивалентности кривых бокового электрического зондирования. При ρф > ρз в коллекторах ρк и ρф со временем уменьшаются.

Отметим, что незначительные изменения ρк со временем могут наблюдаться и в некоторых плотных карбонатах за счет выщелачивания солей фильтратом глинистого раствора низкой минерализации.

Рис. 142. Выделение коллекторов по данным сопоставления кажущегося параметра пористости

Р*=ρПП/ρВ (ρЗП/ρВ) со значениями ∆Jnγ (a) и ∆τп (б) dc = 200 мм; / — неколлекторы; 2 — коллекторы; m0=1,8

и PП = Ф (∆Jγγ), построенные на основании связей РП= f (kП), ∆Jγγ =ϕ(kП) , ∆τП= f (kП) и ∆Jγγ=Ф(kП) для коллекторов изучаемого типа, можно (при проникновении фильтрата

глинистого раствора сопротивления ρФ.

В случае глинистых коллекторов и коллекторов со сложной структурой порового пространства этот метод может оказаться недостаточно точным. В таких коллекторах точки с координатами РП, ∆Jγγ, ∆τП, ∆Jγ могут располагаться в непосредственной близости от кривых

РП = f (∆Jγ), РП = f (∆τП) и др.

При выделении коллекторов способом сопоставления кривых ρЭФ (ρК) и Iγ (In) коллекторы устанавливают по участкам, в пределах которых диаграммы lg ρЭФ (lg ρК) = f (z), где z — глубина точки записи ρФ (ρК), существенно отличаются по конфигурации от диаграмм ∆Jγ = f (z) [Iγ = f (z) ]. Различие в конфигурации кривых lg ρэф = f (z) и ∆Jnγ = f (z) на участках коллекторов объясняется существованием близкой к линейной зависимости

где а и b — постоянные.

Следовательно, при отсутствии проникновения фильтрата глинистого раствора

при наличии зоны проникновения фильтрата

Таким образом, в тех случаях, когда между ρП, ρЗ и ∆Inγ имеются связи, удовлетворяющие уравнениям (293) и (294), при записи кривой ρЗ (ρК) в логарифмическом масштабе, нормированном по уравнению (293), в коллекторах между кривыми lg ρЭФ и Inγ (∆Inγ) будут наблюдаться расхождения, равные разности lg ПП,ЗП + lg ρВ,Ф и lg ПП +lg ρП. Эти

206

расхождения (рис. 143). будут тем больше, чем в большей степени вытеснена пластовая вода фильтратом глинистого раствора, т. е. чем лучше коллекторские свойства данной породы.

Для выделения коллекторов третьим способом применяют следующие методы.

1. Метод сопротивления — с использованием двух растворов резко различного электрического удельного сопротивления. Коллекторы отмечаются по изменениям сопротивления ρПП (ρЗП) при замерах ρК, выполненных с этими растворами (см. рис. 143).

2. Нейтронные методы с повторным замером Inγ на глинистом растворе, содержащем нейтронно-активные элементы В, Cd, C1. При применении nγ-поглотителей чувствительность этого метода возрастает примерно вдвое при исследовании нейтроннейтронным методом и нейтронным-гамма-методом с последующим использованием разностной величины

где ∆Jnγ, ∆Jn— относительные разностные параметры для нейтронно-нейтронного метода и нейтронного гамма-метода.

3. Метод изотопов — с активированным глинистым раствором при бурении скважины или при последующем ее расширении. Коллекторы выделяются участками повышенных значений интенсивности гамма-излучения Iγ изотопов (см. рис. 141). Объемную радиоактивность глинистого раствора рассчитывают по формуле

где kγ,n — средняя радиоактивность матрицы коллектора, обычно изменяющаяся от 0,5 до 5 нкг-экв-Ra/M3, kП,Д,min — предполагаемая минимальная величина коэффициента динамической пористости.

4. Метод наведенной гамма-активности с глинистыми растворами, жидкая фаза которых содержит химические элементы с высокими сечениями активации и малыми периодами полураспада.

Коллекторы выделяются участками повышенного излучения Iγ,n активации.

5.Метод потенциалов вызванной поляризации — путем использования двух растворов возможно более высокого и низкого (менее 0,6 Ом-м) электрического удельного сопротивления или раствора с добавкой активаторов — диспергированных сульфидов и др.

Коллекторы выделяются по разности величин AB, измеренных при пресном или активированном глинистом растворе и растворе высокой минерализации.

6.Метод магнитометрии — при бурении скважин с раствором, содержащим добавки диспергированного железа или магнетита. Участки проникновения глинистого раствора высокой магнитной восприимчивости в крупные поры будут выделяться положительными

аномалиями χ.

7. Метод термометрии — по процессу восстановления теплового поля, нарушенного в результате бурения скважины и циркуляции глинистого раствора. На участках залегания коллектора с крупной трещинной и кавернозной пористостями восстановление теплового поля при достаточно глубоком проникновении фильтрата глинистого раствора происходит медленнее, чем на других участках скважины одинакового диаметра (см. рис. 141, карбонатный разрез).

При выделении коллекторов четвертым способом используют следующие методы.

1.Микрокаверномера — по наличию заметного сужения диаметра скважины в гранулярных коллекторах и увеличению диаметра скважин в карбонатных породах в карстово-кавернозных и трещинных коллекторах (см. рис. 141).

2.Коркомера — по увеличению толщины глинистой корки.

3.Микрозондов — по участкам низких кажущихся сопротивлений, не более чем в 10

раз превышающих ρР и положительных приращений ∆ρК =ρМП-ρМГ (см. рис. 141, кривые 3 и 4).

Выделение коллекторов по второму признаку. На втором признаке коллекторов — пониженном содержании поверхностноактивных минералов — основаны способы выделения коллекторов следующими способами.

207

1.Потенциалов собственной поляризации — на диаграммах UСП коллекторы, как правило, выделяются отрицательными аномалиями ∆ UСП при ρФ-ρВ (см. рис. 141, кривая 7). При достаточно высокой минерализации фильтрата глинистого раствора (ρФ < 0,7 Ом-м) и при ρФ-ρВ аномалии ∆ UСП в коллекторе положительны (см. рис. 141, кривая 8).

2.Естественного гамма-излучения — коллекторы, особенно кварцевые и

карбонатные, проявляются на диаграммах гамма-метода низкими значениями Iγ (см. рис. 141). Исключение составляют граувакковые и аркозовые коллекторы и редко встречающиеся песчаники, содержащие в большом количестве монацит, в которых величина Iγ может быть повышена.

Следует заметить, что низкие значения Iγ наблюдаются также во многих плотных породах с малым содержанием пластичной составляющей (каменная соль, плотные ангидриты, чистые гипсы, монолитные известняки).

Выделение коллекторов по третьему признаку. Третий признак коллекторов — существенное различие по физическим свойствам жидкостей, газов, заполняющих поры, и твердой фазы, а также повышенная пористость используются при выделении высокопористых коллекторов (kП > 10 %).

По этому признаку коллекторы могут быть выделены следующими методами.

1.Методом сопротивлений — по низким значениям параметра РП (водоносные коллекторы) и по относительно низким значениям ρЭФ (экранированные зонды, см. рис. 141, кривые 5 и 6 — карбонатные коллекторы) и ρК (малый потенциал-зонд и симметричный градиент-зонд).

2.Нейтронным методом и нейтронным гамма-методом — по участкам пониженных

значений In,н,γ, In,т и In,γ (см. рис. 141 — карбонатные коллекторы). При высокой минерализации вод по хлору коллекторы могут выделяться повышенными значениями In,γ и пониженными значениями In,т, измеренными с зондами размера, близкого к инверсионному

(см. рис. 141).

3. Гамма-гамма-методом — по участкам повышенных интенсивностей Iγγ (см. рис.

141).

4.Методом ядерного магнитного резонанса (см. рис.141).

5.Ультразвуковым методом — по достаточно высоким интервальным временам ∆τП

(см. рис. 141).

6.Методом термометрии по отрицательным аномалиям на кривых ∆t при tП < tР в терригенном разрезе (см. рис. 141).

7.Методом продолжительности проходки по низким значениям ∆τП (см. рис. 141). Выделение глинистых коллекторов по второму и третьему характерным признакам

должно подтверждаться количественными оценками, к которым относятся:

1.Оценка коэффициента проницаемости по зависимостям αСП, AДА, АВ и ∆Iγ (qγ,n) от kПР, на которых предварительно устанавливается граничная область, разделяющая коллекторы и неколлекторы.

2.Определение положения точки с координатами kП и kГЛ в поле семейства кривых kП

=f (kГЛ) при ηГЛ=const (рис. 144), где проводится разделяющая граница на основании сопоставления данных определения kП и kГЛ с результатами опробования выделенных интервалов на притоки жидкостей и газов.

Рис 144. Выделение коллекторов по критическим значениям ηГЛ (терригенные коллекторы, девон,

Ромашкина).

208