Использование диаграмм εк затрудняется при глубоком проникновении фильтрата глинистого раствора.
НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫЙ МЕТОД И НЕЙТРОННЫЙ ГАММА-МЕТОД
На диаграммах нейтронного метода и нейтронного гамма-метода нефтеносные коллекторы, контурные воды которых имеют небольшую минерализацию, практически не отличаются от водоносных.
Коллекторы, насыщенные пластовыми водами с высокой минерализацией по хлору, отличаются от нефтеносных коллекторов повышенной интенсивностью Inγ радиационного гамма-излучения и пониженными значениями плотности In тепловых нейтронов.
Нефтеносные коллекторы можно отделить от водоносных путем сопоставления пористости kп,n определенной нейтронными методами, с коэффициентом фиктивной пористости kп,ф вычисленным по относительному сопротивлению Рω, исходя из предположения, что пласт водоносен. Полагая Рω = ρП/ρВ равным РП и определив по этому параметру коэффициент пористости kп,ф изучаемой по роды, в случае ее нефтеносности будем иметь
kп,n>> kп,ф. (407)
Графически эта задача решается аналогично задаче выделения коллекторов путем нанесения на бланк логарифмической бумаги с кривыми РН = f (∆τП), РП = f (kП) или РП = f (∆Jnγ) при kГЛ = const точки с координатами Р0 и kП (∆τП или Inγ). В нефтенасыщенных коллекторах эти точки располагаются значительно выше кривых РП = f (∆Inγ), РП = / (∆τП) (см. рис. 142) и РП = f (kП) [3, 44].
На этой особенности основаны методики выделения коллекторов путем сопоставления: а) кривой Inγ с кривой lg ρК (lg ρЭФ) оптимального зонда, нормированной по участкам плотных пород и заведомо водоносных коллекторов; б) кривой ka, полученной по кривым ρК (ρЭФ) оптимальных зондов, с кривой ∆τ, нормированной по указанным выше участкам. Нефтеносные коллекторы отмечаются повышенными значениями lg ρК (lg ρЭФ) относительно Inγ и пониженными значениями kП,Р относительно kП,∆τ
Газоносные коллекторы на диаграммах нейтронных методов, зарегистрированных с зондами достаточно большого размера, выделяются повышенными значениями Inγ и In.
Обычно при заключении о газоносности коллектора по данным Inγ и In следует остерегаться ошибок в выводах, вызванных близкой интенсивностью Inγ и In в газоносных и плотных породах и близкими интенсивностями Inγ и In,Т в газоносных и водоносных коллекторах при глубокой зоне проникновения фильтрата глинистого раствора.
Наиболее надежно газоносные коллекторы по данным ней тронных методов выделяются следующими способами.
1. По данным сопоставления диаграмм Inγ (In), зарегистрированных после крепления скважины и спустя некоторый промежуток времени. На повторных диаграммах против газоносных участков разреза наблюдается существенное повышение величин ∆ Inγ (In,т) (Рис. 182, а).
2.По данным сопоставления диаграмм ∆ Inγ (In,т), зарегистрированных зондами двух
размеров L1 = 40-60 см и L2 = 65-80 см. В газоносных коллекторах значения ∆ Inγ (In,т) вычисленные для зонда большего размера, существенно превышают их величины для зонда малого размера (рис. 182, б).
3.По диаграммам импульсных методов при большой задержке времени, по данным которых газоносные коллекторы выделяются максимумами излучений (рис, 183).
247
Рис. 183. Выделение газонасыщенной части коллектора и наблюдение за продвижением газоводяного контакта в процессе разработки залежи по данным импульсного нейтрон-нейтронного
метода.
МЕТОД ИЗОТОПОВ
Нефтеносные коллекторы могут быть отделены от водоносных методом изотопов двумя способами:
а) применением активированных растворов, содержащих ре агенты, образующие в пластовых водах продукты, закупоривающие поры коллектора; к таким реагентам, в частности, относятся растворы калиевых и натриевых солей нафтеновых кислот (мылонафт); б) использованием различия фазовых проницаемостей нефтеносных и водоносных
коллекторов.
При закачке активированного мылонафта в коллекторы, воды которых содержат ионы кальция и магния, образующиеся в результате обменной реакции кальциевые и магниевые соли нафтеновых кислот выпадают из раствора, закупоривают поры коллектора и предотвращают глубокое проникновение активированных растворов. В нефтеносной части коллектора, где содержание ионов кальция и магния относительно невелико, активированные растворы поступают в коллектор в больших объемах, и по резкому возрастанию интенсивности Iγ,и можно выделить его нефтеносную часть.
Во втором способе при закачке активированной воды, поступающей преимущественно в водоносную часть коллектора, происходит повышение интенсивности гамма-излучения для этой части коллектора. При закачке активированной нефти повышением интенсивности характеризуется нефтенасыщенная часть коллектора.
МЕТОД НАВЕДЕННОЙ ГАММА-АКТИВНОСТИ
Метод наведенной гамма-активности позволяет отделить нефтеносные коллекторы от водоносных в следующих случаях.
1.Когда водоносные и нефтеносные коллекторы содержат в различных концентрациях активирующие элементы (например, хлор и натрий). Водоносные коллекторы, содержащие большое количество активирующих элементов, отличаются от нефтеносных увеличенной интенсивностью гамма-излучения активации (рис. 184, а, в).
2.Когда элементы, типичные для водоносных коллекторов, существенно изменяют плотность нейтронного потока. В этих условиях нефтеносные коллекторы отделяются от водоносных по различию активации других элементов, присутствующих в по родах (например, алюминия) или в металле обсадной колонны (например, марганца, рис. 184, б).
ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ.
По геотермограммам мощные газоносные коллекторы могут выделяться повышенными значениями геотермического градиента. На термограммах, зарегистрированных при неустановившемся тепловом режиме, газоносные и нефтеносные (с большим газовым фактором) коллекторы выделяются депрессиями температур. Однако четкие отрицательные аномалии температур в газоносных коллекторах обычно отмечаются в тех случаях, когда на забое скважины создается депрессия давления, обеспечивающая приток газа в скважину.
В разрезах скважин, представленных частым чередованием маломощных прослоев. глин, глинистых песков и песчаников, выделяющих не большие количества газа, вся глинистая пачка может отмечаться на термограммах общим минимумом температур.
248
УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МЕТОД
Газоносные и нефтеносные (при высоком газовом факторе) коллекторы при неглубоком проникновении филь трата раствора могут выделяться на диаграммах ∆τ не значительными увеличениями интервального времени, повышением коэффициента ослабления и уменьшением амплитуды первого вступления. Эти данные ничтожны и скорее подтверждают, чем определяют, вероятную нефтегазоносность коллектора, установленную по другим данным.
Рис. 184. Примеры определения положения водонефтяного контакта методом наведенной активности.
а — по хлору; б — по марганцу; в — по натрию; 1 — нефтеносный коллектор; 2— нефтеносный коллектор, обводненный в процессе эксплуатации; 3 — водоносный коллектор; 4— глины; 5 — известняки; 6 — водонефтяной контакт; 7 — интервал перфорации.
МЕТОД ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОХОДКИ
Высокопродуктивные нефтегазоносные коллекторы часто представлены рыхлыми породами, отмечающимися пониженной продолжительностью про ходки. Однако аналогичную характеристику могут иметь и другие породы. Поэтому уменьшение τПР не является определяющим фактором. Метод продолжительности проходки, позволяющий отделить крепкие породы от рыхлых, лишь ограничивает многозначность интерпретации кривых других методов.
МЕТОДЫ КАВЕРНОМЕТРИИ И КОРКОМЕТРИИ
Выделить нефтеносные и газоносные коллекторы по данным кавернометрии и коркометрии в общем случае невозможно. В не которых частных случаях против газоносных коллекторов наблюдается незначительное увеличение, а против нефтеносных — уменьшение толщины глинистой корки по сравнению с водоносными породами одинаковых коллекторских свойств. Так как аналогичные изменения hГК могут наблюдаться и в водоносных коллекторах при непостоянстве их литологии, указанные признаки не определяют, а лишь подтверждают вероятность нефтегазонасыщения коллектора, прогнозируемого другими методами.
ГАЗОВЫЙ И ЛЮМИНЕСЦЕНТНЫЙ МЕТОДЫ
На диаграммах газометрии скважин газоносные и нефтеносные коллекторы в большинстве случаев выделяются повышенной концентрацией qГ горючих газов в глинистом растворе, а нефтеносные — еще увеличением содержания тяжелых фракций и люминесценцией глинистого раствора и шлама.
249
Повышение концентрации горючих газов наблюдается также в отложениях, покрывающих нефтегазонасыщенные коллекторы. Этот признак следует учитывать при вскрытии высокопроницаемых коллекторов с опережающим проникновением фильтрата глинистого раствора.
Газометрия скважин и люминесцентный метод являются прямыми способами выделения газоносных и нефтеносных коллекторов. Поэтому учет их показаний обязателен. Следует отметить, что при бурении коллекторов, содержащих тяжелую нефть, а также при бурении крупнопористых, хорошо проницаемых кол лекторов с высоким противодавлением глинистого раствора заметные аномалии на диаграммах газометрии могут отсутствовать. С другой стороны, повышение газосодержания глинистого раствора может наблюдаться при вскрытии водоносных коллекторов, содержащих растворенный газ.
КОМПЛЕКСНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ
Из изложенного следует, что в общем случае ни один из геофизических методов в отдельности не дает возможности установить однозначно нефтеносность и газоносность коллекторов. Поэтому выделение газоносных и нефтеносных объектов (особенно это относится к разведочным скважинам) следует выполнять на основании комплексных геофизических исследований с определением kП, kГЛ и при возможности kПР с учетом данных геологической документации разрезов скважин.
Для предварительного выделения вероятно газонасыщенных коллекторов, кроме рассмотренного ранее способа сопоставления нормированных кривых, рекомендуется применять следующие комплексные параметры, находящиеся в прямой зависимости от параметра РН насыщения коллектора и, следовательно, имеющие наибольшие значения в породах, содержащих нефть и газ:
или при известной зависимости ∆Jγ от объемного содержания гигроскопически связанной и кристаллизационной воды во всем объеме породы
Одновременное использование нескольких комплексных пара метров позволяет уточнить решение задачи и исключить возможные погрешности в выводах, обусловленные неоднородностью кол лектора.
Для наиболее обоснованного спуска обсадной колонны и испытания коллекторов на участках разреза, где по геофизическим данным выделяются вероятно нефтеносные коллекторы, следует отбирать образцы пород боковым грунтоносом и опробовать перспективные интервалы пластовыми опробователями. Совместный анализ данных по отобранным породам, пластовым жидкостям и газам и геофизических результатов позволяет внести коррективы в изложенные выше правила интерпретации и тем самым обеспечить однозначное выделение промышленно нефтеносных и газоносных коллекторов.
Глинистый раствор по физическим свойствам обычно существенно отличается от газа и нефти. Поэтому выделение газонефтеносных коллекторов облегчается при анализе диаграмм, зарегистрированных в различные времена с момента вскрытия исследуемого интервала. В частности, эффективность выделения вероятно нефтегазоносных коллекторов с помощью пластовых испытателей существенно возрастает, если работы производятся по методике «исследование—испытание—исследование», при которой результаты применения пластовых испытателей дополняются данными совместного анализа геофизических материалов, полученных до и после испытания. Анализ этих данных, аналогичный анализу временных исследований, в некоторых случаях позволяет установить недостаточность опробования, проведенного испытателем пластов.
250