Интерпретация

			кс			---- rм -- нrм	АМ	Гвдрсщннамн­
	:1!							ческне нccn~o­
	•	---- БМК	-		БК-3	s		вaнiUI (ГДК)
	i					1
	~	10	100

Рис. 103. МатернUЬI mc н rдк ДJJJI ВЫДeJieRJIJI в тeppнreiDIOM разрезе проду1С1'11ВИЬ1Х ICOJIJieктopoв.

5р = 1,16 - 1,18 r/c~; рР =0,049 Ом-м; d. =0,19 м

ных методов комплекс БК-МБК и диаграмму коэффициента эффективной проницаемости, полученную при гидродинамиче­

ских исследованиях. Определить граничное значение !1Тrp для

выделения коллекторов по данным акустического метода и соот­

ветствующее граничное значение kп.rp• используя следующие зна­

чения констант в уравнении среднего времени: 11Тск = 170 мксjм; !1ТФЛ = 580 мксjм.

124. При граничном знаt{ении kп.rp = 9 % выделить в терри­

геином разрезе (рис. 104) коллекторы по диаграммам ГГМ и АК,

используя следующие	значения	констант: для	ГГМ	-	бек
= 2,65 гjсм3, Ов = 1,1	г/см3, бФЛ	= 0,9 гjсм3; для	АК	-	11Тск =

=170 мксjм, !1ТФ = 600 мксjм.

125.Оцените эффективную толщину коллекторов для про­

дуктивного пласта АВ1_2 Самотлорского месторождения по кри­

вым ГИС, приведеиным на рис. XVI. Для определения расчетных

АМ ггм

2,3 2,2 2,1 2,

Рис. 104. Диаrраммы mc ДJUI выдeлeiDIJI в терриrеiПiом разрезе rазоносных

коллекторов

261

значений Рп и Р. используйте средние значения ku.cp = 24 % и kи.ср = 70 %, соответствующие связи Рп = 0,98/k~94 и lgP. =

=[6,44/(lgk. + 2,301)] - 2,76. Сопротивление пластовых вод Рв =

=0,135 Ом·м, температура пласта 58 °С.

ВЫДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ИНТЕРВАЛОВ СПОСОБОМ НОРМАЛИЗАЦИИ КРИВЫХ mc

В дополнение к рассмотренным методам выделения и изуче­

ния коллекторов, которые можно использовать и в карбонатном

и в терригеином разрезах, применяется способ нормализации, или

наложения диаграмм. Сущность способа заключается в графиче­

ском сопоставлении кривой Рк одного из фокусированных элек­

трических методов большой глубинкости с кривой одного из ме­

тодов пористости - ИМ, акустического или ГГМ (рис. 105). Со­

поставление выполняют так, что кривые Рк и метода пористости

совпадают в интервалах неколлекторов и водоносных коллекто­

ров, если глубинкость электрического метода достаточна, чтобы

захватить исследованием неизмененкую часть водоносного кол­

лектора. Для этого преобразуют шкалу одной из совмещаемых

диаграмм. Так, при совмещении кривой Рк экранированного зон­

да с кривой НГМ или ИМ преобразуют линейный масштаб в

логарифмический с модулем, обеспечивающим совмещение кри­

вых в неколлекторах и водоносных коллекторах (см. рис. 105).

Расхождение кривых Рк и какого-либо метода пористости явля­

ется признаком продуктивного коллектора или, при наличии

проникиовекия пресного фильтрата глинистого раствора,_ - кол­

лектора.

С петрафизической точки зрения способ нормализации есть

сопоставление значений Рп или близких к ним значений Рк с рас­

четным значением Рвп непрерывно по исследуемому интервалу

разреза. Преимуществами способа являются простота и нагляд­ ность, возможность выделения коллекторов при бурении на лю­ бом типе раствора и установления продуктивности при бурении на глинистом и нефильтрующемся растворе. Способ также дает

примерно одинаковую эффективность при различном граничном

значении k~ и при наличии в исследуемом интервале разреза

коллекторов, пористость и значение k~ которых существенно

отличаются.

Наиболее четкие результаты способ нормализации дает при

однородном минеральном составе пород в исследуемом разрезе.

262

::~;	2	-БМ ............... ГМ
cf 1~ ----- нгм				20 50 100 РэФ•Ом•м
~	i~	2	5 10
r"'=	с~ое	20	10	5
-	~			I,мкР/чО 1 2kn,%

Рис. 105. Выделеине продую:;ивиоrо коллектора в карбонатном разрезе сопо­

ставлением нормализованных кривых БМ и НГМ [13]

Пример 61. Выделить интервалы нефтеносного межзернового

коллектора в карбонатных отложениях; определить положение ВНК и значение hэФ продуктивных коллекторов (см. рис. 93).

263

Используем способ нормализации, сравнивая кривые Рк зонда БК-3 и ИГМ, Рким индукционного метода и ИГМ, приведеиные к

единому масштабу пористости. Устанавливаем, что продуктивна

верхняя часть разреза, а нижняя является водоносной. Границу ВИК проводим на глубине 1083 м, которой соответствует Ри.кр jO:j jO:j 2,5, если принять Рким jO:j Рп· Кровля продуктивных отложений

расположена на глубине 1069,5 м. Общая толщина продуктивных

отложений составляет 13,5 м. Учитывая в интервале 1069,5- 1083 м прослои плотных пород неколлекторов, выделяемых no

диаграмме микрозондов, а в отдельных случаях по сближению

нормализованных кривых игм и БК~3, и исключая из ha сум­

марную толщину прослоев неколлектора hпл.rл..• находим, что h,Ф =

= 13,5- 4,5 = 9 м.

Способы нормализации для выделения продуктивных меж­ зерновых коллекторов и критического k: для выделения коллек­

торов эффективны не только в карбонатном, но и в низкопорис­

том слабоглинистом терригеином разрезе~

Задачи

126. Выделить интервалы нефтеносного межзернового кол­

лектора в терригеиных отложениях; определить положение зоны

предельного нефтенаСЫIЦения и выделить переходную зону, оn­

ределить положение ВИК и величину h,Ф nродуктивных коллек­ торов АВн в скважине Самотлорского меаорождения по мате~

риалам ГИС, приведеиным на рис. XVIII.

127. Определить интервалы продуктивных мефтенасыщенных коллекторов и переходной зоны в карбонатном разрезе с меж­

зерновым типом емкости JIO материалам ГИС, приведеиным на

рис. ХХ. Для решения задачи используй-те способ нормализации кривых ИГМ и БМ, а также ИГМ и ИМ. Выполните анализ по­ лученных результатов. Дайте ооъяснение,. почему определение

положения ВИК предпочтительiЮ выполнmь с помощью второй

пары методов.

§ 22. ВЫДЕЛЕНИЕ И ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ

СЛОЖНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

К категории сложных относят коллекторы, которые не выде­

ляются в разрезах скважин ПО> признакам, соответствующим

межзерновым коллекторам. Они характеризуются: 1) сложным минеральным составом скелета; 2) слож.ным строением емкостно­

го пространства, наличием, кроме межзерновых пор, трещин и

264

каверн; 3) сложным составом флюида, насыщающего емкостное

пространство. Кроме того, к сложным типам коллектора отнесе­

ны также тонкослоистые (анизотропные) коллекторы (см. § 21)

иединичные тонкие коллекторы с толщиной менее 1,6 м.

Кколлекторам со сложным составом скелета (матрицы) отно­

сятся полимиктовые коллекторы, скелет которых представлен

кварцем, полевыми шпатами, обломками эффузивных пород. К

этой категории принадлежат сульфатно-карбонатные коллекторы,

скелет которых состоит из известняка, доломита, кремнистой

компоненты и их переходных разностей, а также коллекторы

вулканических, магматических и нефтематеринских пород. Коллекторы по сложной структурой емкостного пространства

можно разделить на три группы: 1) имеющие только матричную

емкость, состоящую из пор разного размера; 2) характеризую­ щиеся вторичной аматричной емкостью, элементами которой яв­ ляются каверны и трещины; 3) смешанные, включающие струк­ турные элементы первой и второй групп.

Сложный состав флюидов в емкостном пространстве может

быть представлен смесью нефти, газа и пластовой воды, а также

газа, конденсата и пластовой воды.

Как уже отмечалось, тонкослоистый анизотропный коллектор

требует разработки специальной методики интерпретации дан­

ных ГИС (см.§ 21).

Трудности интерпретации коллекторов толщиной менее 1,6 м

обусловлены ограничениями определения удельного электриче­

ского сопротивления неизмененной части пласта при наличии зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Существует множество классов сложных коллекторов - кар­

бонатных, терригенных, эффузивных, смешанного состава. Рас­ смотрим наиболее типичные сложные коллекторы, играющие

важн~ роль в нефтяной и газовой промышленности.

ТРЕЩИННЫЙ КОЛЛЕКТОР

Трещинный коллектор наиболее типичен для карбонатных и

гидрохимических отложений, однако встречается также в вулка­

ногенных, вулканогенно-обломочных, магматических и терригеи­

ных породах.

Он приурочен обычно к низкопористым, плотным породам.

Его модель можно представить состоящей из блоков (матрицы)

с низкой межзерновой (kп.мэ < 5-10 %) и нулевой эффектив­

ной (kп.эф.мз = О) пористостью, разделенных трещинами значи­

тельной протяженности, образующими одну, две и более систем

с определенной ориентацией. Емкость трещин невелика, харак-

265

теризуется коэффициентом трещиноватости kп.т• обычно kп.т <

< 0,5 %, редко достигая 1 %, но в карбонатных породах достигает

1,5-2 %, за счет растворения и выщелачивания минералов вдоль

трещин и образования вытянутых щелеобразных полостей. В то

же время трещины - идеальные пути фильтрации флюидов, ко­ торые обеспечивают высокую проницаемость трещинного кол­

лектора. Таким образом, при нулевой проницаемости блоков

(kп.мэ = О) трещинный коллектор имеет коэффициент проницае­

мости kup.т от n·0,1 до n·100 мкм2, обеспечивая передко гигант­

скую продуктивность скважины. Значение kпр.т тем больше, чем

больше густота и, главное, раскрытость трещин. Последний фак­ тор играет основную роль: одна трещина значительной раскры­

тости (более 100 мкм) может обеспечить дебит нефти более

100 тjсут.

При проходке скважины методы, входящие в комплекс геоло­

го-технологических исследований в процессе бурения (ГГИ) -

фильтрационный и детальный механический, отмечают зоны

трещиноватости аномалиями поглощения промывочной жидко­

сти и снижением продолжительности проходки.

Стандартный комплекс ГИС не позволяет обнаружить тре­

щинньхй коллектор, поскольку признаки межзернового коллекто­

ра, используемые при выделении его по материалам ГИС, не ха­

рактерны для коллектора трещинного. Так, в карбонатном разре­ зе, где этот тип коллектора был впервые обнаружен и исследо­ ван, зонам трещиноватости соответствуют низкие значения kп на

диаграммах методов пористости, номинальный или незначитель­ но увеличенный диаметр скважины на кавернаграмме или про­

филеграмме, высокие показания на диаграммах разноглубинных

зондов при отсутствии признаков радиального градиента сопро­

тивления, низкие показания на диаграммах СП и ГМ. Изменение

показаний на диаграммах разных методов во времени в трещин­

ном коллекторе иногда наблюдается, но в целом не является ха­

рактерным.

Можно отметить лишь следующие признаки трещинного кол­ лектора на диаграммах стандартного комплекса ГИС, которых,

однако, недостаточно для его надежного выделения:

• небольшое увеличение диаметра скважины по сравнению с

номинальным (dc > d8 ), растущее ~о времени на повторных ка­

вернограммах;

•увеличение, по сравнению с расчетными, значений аномалии

СП, непостоянных во времени и достигающих иногда гигантских

значений - до 200 мВ и более;

•повышение коэффициента поглощения а.р энергии продоль­ ной волны на диаграмме акустического метода;

•аномальные показания на кривых 6.TL и a.L;

266

• поиижеиные значения удельного сопротивления против этих

зон (если эти интервалы не связаны с вертикальной трещинова­

тостью).

В зонах развития вертикальных и субвертикальных трещин признак повышения ар отсутствует. Признак dc > dн чаще отсут­ ствует, также не всегда наблюдаются аномальные показания СП.

Для обнаружения изменения показаний на кавернаграмме или

профилеграмме, а также на диаграмме СП необходимо иметь ре­ зультаты повторных замеров, которые обычно выполняются эпи­ зодически в случайно выбранных участках разреза.

Специальные исследования ГИС для выделения трещинного

коЛJiектора. Для выделения трещинного коллектора необходимо

проводить специальные ГИС, которые выполняют только в еди­

ничных параметрических (базовых) скважинах. Рассмотрим ком­

плекс ГИС для выделения и изучения трещинных коллекторов и

признаки, по которым выделяют зоны трещиноватости по дан­

ным этого комплекса.

1. Вскрытие разреза на минерализованном буровом раств~ре

(минерализация фильтрата близка к минерализации пластовой воды}, исследование комплексом обычных или фокусирован­ ных разноглубинных зондов. Зоны трещиноватости выделяются

четкими минимумами удельного сопротивления на фоне вме­

щающих плотных пород. Объясняется это тем, что трещинный

коллектор и вмещающие плотные породы имеют примерно оди­

наковую общую пористость, но удельное сопротивление трещин­

ной породы существенно ниже удельного сопротивления породы

с межзерновой пористостью, если трещины заполнены минерали­

зованным раствором (см. гл. 1). Другой путь обнаружения тре­

щинной зоны - совместная обработка диаграммы РкБК и кривой метода пористости (ГГМ-П или НМ) способом нормализации.

Кривая Рк и в этом случае отметит трещинную зону пониженнем

показаний по сравнению с покаэаниями на кривой метода порис­

тости.

2. Вскрытие разреза на минерализованном растворе, регистра­ ция диаграмм Рк фокусированных зондов, затем расширение ствола скважины в интервале изучаемых отложений с промыв­ кой пресным раствором, регистрация диаграмм Рк теми же зон­

дами. Исследования по такой программе назвали •метод двух

растворов•; он сыграл в свое время значительную роль в изуче­

нии трещинных коллекторов. Совмещая диаграммы одного и то­

го же зонда, обычно БК, полученные при пресном и соленом

растворе, трещинные зоны выделяют в интервалах четкого рас­

хождения показаний при практическом совпадении их во вме­ щающих непроницаемых породах. Метод двух растворов эффек­

тивен при соблюдении всех тонкостей довольно сложной техно-

267

логии его реализации, однако основной недостаток - громозд­ кость, необходимость длительного простоя скважины - ограни­

чивает масштабы его применения на практике.

3. Исследование скважины широкополосной аппаратурой

акустического метода (АКШ).

По данным АКШ трещинные зоны отмечаются следующими

характерными признаками:

интенсивным ослаблением амплитуды волны Лэмба-Стоунли

и поперечной волны; уменьшением яркости линий на фазокорреляционной диа­

грамме, иногда вплоть до полной потери изображения, особенно во временном интервале, соответствующем волне Лэмба-Сто­

унли;

появлением характерной сетки и нарушением синфазности

линий на ФКД;

аномальным значением коэффициента Пуассона породы cr, рассчитываемым по значениям интервальных времен /:J.Tp и I:J.Ts,

по сравнению с значением cr во вмещающих непроницаемых по­

родах; это значение используется для расчета коэффициента

трещиноватости;

расположением интервалов трещинных коллекторов (за ис­

ключением вертикальной трещиноватости) в области, располо­

женной существенно выше линии межзерновых коллекторов при

интерпретации данных АКШ по методике В.М. Добрынина.

4. Существенным дополнением АКШ для выделения тре­

щинных зон являются исследования скважинным акустиче­

ским телевизором (аппаратура САТ) и акустическим сканером в

сочетании с пластовым наклономером. Видеоизображение стенок

скважины, получаемое с помощью САТ, подтверждает наличие трещин различной ориентации в трещинных зонах, в:Ьщеленных

АКШ. Наклонамер четко выделяет трещинные зоны, :s которых

присутствуют вертикальные и субвертикальные трещины, кото­

рые по ориентации существенно отличаются от преобладающего

напластования горных пород.

5. Применеине дипольных зондов АКШ позволяет оценить

азимутальную анизотропию пород, которая обусловлена трещи­

новатостью или напряженным состоянием пород. Метод позво­

ляет выделить вертикальные трещины.

6. Исследования разрезов скважин электрическим микроска­

пером в сочетании с пластовым наклономером позволяет вы­

делить единичные трещины, в том числе и вертикальные, оце­

нить их наклон и ориентацию в пространстве, густоту и раскры­

тость.

7. Полезную информацию для вьщеления трещинного коллек­

тора можно получить, регистрируя повторные кривые СП при

268

изменении репрессии на породы между измерениями. Трещин­

ные зоны выделяют в интервалах заметных, иногда весьма зна­

чительных изменений потенциала СП благодаря изменению во

времени фильтрационной компоненты СП.

КАВЕРНОЗНО-ТРЕЩИННЫЙ КОЛЛЕКТОР

Отличие кавернозно-трещинного коллектора от трещинного

заключается в наличии, дополнительно к трещинам, вторичных

пор формы, близкой к сферической, и пустот неправильной

формы, размер которых изменяется от нескольких миллиметров

до метров и десятков метров для закарстованных карбонатных

пород. Матрица этих коллекторов, как и трещинных, является

непроницаемой. Общая пористость kп.общ такой породы

kп.общ = kп.мэ + (kп.к + kп.т)(1 - kп.мэ),

(93)

где kп.мэ• kп.ю kп.т - коэффициенты соответственно пористости

матрицы, кавернозности и трещиноватости. Обычно kп.к в 5- 10 раз и более превышает kп.т• поэтому, в отличие от трещинно­

го, кавернозно-трещинный коллектор обладает значительной ем­ костью, соизмеримой с общей пористостью.

Проницаемость кавернозно-трещинного коллектора по край­ ней мере не уступает проницаемости трещинного. Вторичную пористость такого коллектора характеризуют суммарной порис­

тостью kп.вт: kп.вт = kп.к + kп.т· Величину kп.вт передко рассматрива­

ют как эффективную пористость, полагая kп.вт "" kп.эф·

При проходке скважины кавернозно-трещинный коллектор

отмечается более интенсивным поглощением бурового раствора

и увеличением скорости (снижением продолжительности) про­ ходки. Возможно полное поглощение промывочной жИдкости

ДО потери циркуляЦИИ И провалы бурОВОГО ИНСТрумента (~Про­

леты•) до нескольких метров, характерные для закарстованных

зон.

По данным стандартного комплекса ГИС кавернозно-трещин­

ный коллектор не отмечается, как и трещинный, характерными

для межзернового коллектора показаниями на кавернограмме,

профилеграмме и на диаграммах микрозондов. Существенными

отличиями кавернозно-трещинного коллектора от трещинного

являются: а) более высокая общая пористость, позволяющая вы­ делить его по значению kп.общ среди более плотных вмещающих

пород; б) характерное отличие значения kп.общ• определяемого по

данным нм или rrм, и коэффициента пористости kплм. опреде­

ляемого по данным акустического метода. В таком коллекторе kплм близко к kп.мэ и существенно ниже kп.общ· Эта закономерность

269