Интерпретация

фильных коллекторов: 1) определение kпр в предельно нефте(га­

зо)насыщенном коллекторе по его удельному сопротивлению Рп;

2) определение kпр в коллекторе с любым характером насыщения

(включая коллекторы недонасыщенные, в переходной зоне и

полностью водоносные) по диаграммам метода собственных по­

тенциалов, гамма-метода и связей kпр = /(kп)·

Оценка проницаемости в межзерновых карбонатных коллек­

торах возможна с применекием связей kпр = /(kп) и kпр = /(kп, kво)·

Коэффициент эффективной проницаемости оценивается с помо­

щью гидродинамического каротажа в терригеиных и карбонатных

коллекторах с межзерновым типом емкости.

Проницаемость измеряют в дарен (Д) или в системе СИ -

в м2• В практике пользуются величинами мкм2• Соотношение

внесистемной единицы дарси и единицы СИ следующее: 1Д =

= 1,02·10-12 м2 = 1,02 мкм2•

ОПРЕДFЛЕНИЕ knp ПО ДАННЫМ МЕТОДА СОПРОТИВЛЕНИЙ

~изической основой данного способа является наличие тео­

ретической связи, вытекающей из формулы Козени, между ко­

эффициентами пористости kп, проницаемости kпр и минимального (неснижаемого) воданасыщения kв.св:

(104)

где J, Тэ - соответственно коэффициенты формы сечения и изви­

листости поровых каналов; 'tсв - толщина слоя связанной воды.

При подстаковке в выражение (104) известных соотношений

(3), (11) получена формула [5, 6]

k	=-r2 (1-р-t12)зрп!2/Р				(105)
пр	св	н	н	п•
где n -		показатель степени в формуле (11),			связывающей пара­

метры Рн и kв.

При n = 2 выражение (105) упрощается:

(106)

Учитывая сложность определения 'tсв• которая зависит от хи­

мического состава пластовой воды, природы поверхности твердой фазы и условий формирования нефтяной (газовой) залежи, не­

редко используют упрощенную эмпирическую зависимость

knp =аР:,

(107)

где а и Ь - константы, характерные для коллекторов изучаемой

залежи.

310

Таблица 35

ЗиачеiПIЯ а и Ь в формуле (107) для некоторых объектов

	Месторождение,		а	ь	По данным
	rориэоит
	Туймазы, девок	50		0,5	Г.С. Морозова
	Балахаиы, Сабун-	0,063		3,5	Л.А. Буряковскоrо
	чи, Романы, свита
	пк
	Самотлор:	-		3,12	Е.И. Леонтьева
	лв.
	AB2.s	0,107		0,77
	БВв.•о	1,774		0,99
		1,37

В табл. 35 приведсны значения а и Ь для конкретных геоло­

гических объектов.

Для вычисления kпр с помощью зависимостей, описываемых

формулами (105)-(107), выполняют следующие операции: 1) оп­

ределяют по данным метода сопротивлений значение Рп в пла­ стовом пересечении продуктивного коллектора; 2) рассчитывают

значение Ри при известных Рп и р.; 3) находят значение kпр• соот­

ветствующее вычисленному Р8, используя конкретную зависи­

мость междуРи и kпр для исследуемого объекта.

Такой способ определения kпр в переходной зоне залежи или

внедонасыщенных углеводородами коллекторах даст занижен­

ные значения kпр·

ОПРЕДFJIЕНИЕ kпр ПО ДИАГРАММАМ СП И ГМ

Если' продуктивный горизонт представлен терригенными. кол­

лекторами с глинистым цементом, содержание которого меняется

в широком диапазоне, наблюдается корреляционная связь между коэффициентом проницаемости kпр и параметрами, характери­

зующими глинистость: Сrл• krл• 'llrл· Это является причиной суще­ ствующей связи между kпр и относительными амплитудами асп и 11]1. В чистых и слабоглинистых коллекторах асп и 11]1 практиче­ ски не связаны с параметром kпр• поскольку в таких коллекторах kпр зависит главным образом от среднего диаметра пор и степени

отсортированмости скелетных зерен. Примеры корреляционных

связей параметров асп и !1}1 с kпр приведсны на рис. 124. Для

отдельных месторождений с глинистыми коллекторами более

тесной является корреляционная связь между комплексным па­

раметром acп/t'1fr и kпр (см. рис. 124, в) [3].

311

а
0,8													..,,.... ;.-.				....k!lfo:"'
									..				•
			---- ~-
	~f -							А				:J~·		•
0,6			-
					--							•
0,4						ioo"" ~·
0,2	..~		___.j..o
	1--	р
	15	1	3	4 5 6	80,011.5		1	3	4	5 6	8 0,1	1,5 1	3	4 56	8	1	1,5 2
б										в						knp' МКМz

A.JT		acJA.Iт
1~----	~--~----	~ s~--	~~--~	----=
		2~----	~--	~~~~

10	OL---		~	--~=--	:----	:J -з	МКМ	z
		1		10	100	knp' 10
Рис. 124. Стаmстические СВJIЗИ асп = /(/е		..р)	(а),	4/т = /(k"p)		(б) и асп/4/т =

=/(knp) (в) (по В.Н. Дахиову, Л.П. ДoJIJUioй):

а - связь для продукmвиых отложений Шаимского месторождения [19); б-в - для песчаных коллекторов девона Западной Башкирки, Восточной Татарии и коллекторов юрского возраста месторождения Узень (Южный Мангышлак).

Пункmром показава полоса разброса значений параметров

Описанные способы определения kпр реализуют следующим образом: 1) по диаграммам методов СП, ГМ в исследуемом пла­

сте определяют значения а.сп и 1:!..]1 и, если необходимо, рассчи­ тывают отношение а.сп к 1:!..]1; 2) по значению выбранного пара­

метра находят kпр·

Особенности рассмотренных способов: 1) аиределение kпр по диаграммам СП и ГМ возможно для любых участков нефтяной

(газовой) залежикак предельно нефте(газо)насыщенных, так и

неДонасыщенных, например в переходной зоне, а также за конту­

ром залежи; 2) благоприятным условием для применеимя ука­

занных способов является преобладание глинистого и практиче­

ское отсутствие других видов цемента, особенно силикатного и

карбонатного.

312

Задачи

156. Определить kпр продуктивного песчаника в пласте Д1 ме­

сторождения Туймазы, если известно, что Pn = 50 Ом·м, а kп =

=0,26.

157.Определить kпр продуктивного коллектора месторожде­

ния Узень, если известно, что а.сп = 0,6, а !!.]у= 0,3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ kпр ПО СТАТИСТИЧЕСКИМ СВЯЗЯМ,

ПОЛУЧЕННЫМ НА ОСJIОВАНИИ ИССЛЕДОВАНИЯ ОБРАЗЦОВ КЕРНА

Определение kпр на основе парных связей производят, исполь­

зуя эмпирические зависимости между коэффициентом прони­

цаемости (kпр) и коэффициентами общей (kп) или эффектив­

ной (kпэф) пористости (рис. 125). Исходные эмпирические за-

knp' мД

100

г------т------т

---....

• ,.------т

-------.

k

=О

0126

0,551tk

0

npl

'

е .

~2•

10r

+

4-~~~r-~

4

------

•

knp1 = 0,0101e0,349!1kn

1~----

~~~+-~~ ~~ ~-- -- ---

+------

~

•

скв. 1

•

скв. 11

•

скв. 111

•

скв. IV

0,01 '---------'::-----'-:----~---1.-------,1

.

о

5

10

15

20

25

kn, о/о

Рис. 125.

Сопоставление

knp и k. дли

карбоиа111ЫХ KOJIJieктopoв

ассет.ско­

сакмарскоrо возраста одноrо из месторождеiПIЙ ТПП.

1-2- коJIJiекторы; 3- некоJIJiектор

313

висимости получают с помощью связей типа •керн-керн• или

•керн-ГИС•. При определении kпр значение коэффициента по­

ристости находят по материалам акустического, гамма-гамма

плотностного, нейтронных методов rис или их комплексов, а также по показаниям ядерно-магнитного метода. При использо­ вании этих зависимостей для прогноза проницаемости по дан­

ным ГИС необходимо учитывать изменение вида этих связей

при смене литотипа пород или условий осадконакопления. В

этом случае определение kпр производится по характерным для

каждого литотипа связям (см. рис. 125). Следует отметить, что

обоснование граничных значений для каждого литотипа в этом

случае производится раздельно, и при интерпретации данных

ГИС в целях выделения коллектора следует использовать разные kп.rp в соответствии с типом коллектора.

Помимо двумерных связей для определения kпр используют трехмерные связи, в частности, типа kпр,; f(kп, k.o), полученные в

результате анализа петрафизических исследований на образцах

керна. При использовании этих связей следует учитывать узкие

рамки их использования, ограниченные типом отложений, для

которых они получены.

ОПРЕДЕ.71ЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ

по длнным rдк

·

Уверенное определение проницаемости терригеиных коллек­

торов могут обеспечить данные ГДК (см. рис. 99 и 103). Полу­ ченные значения kпр.эф могут быть искажены за счет колъматации ближней зоны коллектора. Эти значения тем ближе к реальным, чем меньше колъматация пород продуктами бурения. Последнее достигается при бурении на облегченных цромывочных жидко­ стях, обеспечивающих неглубакое проникновение фильтрата в

пласты (водоинвертные эмулъсинные, известково-битумные, по­

лимерные). Достоверное ·определение kпр.эф в карбонатных разре­

зах по данным ГДК возможно только в коллекторах порового типа. В низкопористых и трещина-каверновых коллекторах вы­

сока вероятность искажения значения kпр.эф коллектора ввиду

прижатия приемнога отверстия измерительного баллона к плот­

ным участкам породы [8].

ОПРЕДЕ.71ЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Проницаемость трещиноватых коллекторов определяется вза­

имным соотношением направления фильтрации и системы тре­

щин. При фильтрации флюида по равномерной системе трещин,

314

распространяющихся в трех взаимно перпендикулярных направ­

лениях, коэффициент проницаемости равен [9]

(108)

где раскрытость трещин Ь выражена в мкм, kп.т- в долях едини­

цы, kпр - в мкм2. При двух взаимно перпендикулярных системах

трещин и фильтрации, направленной параллельно одной из них,

проницаемость оценивается по формуле [9]

kпр = 8,3·10-2 Ь2 kп.т

(109)

(размерности те же, что в предыдущем случае).

•

Глава VI

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГАЗОМЕТРИН СКВАЖИН

Газометрия является прямым геохимическим методом, позво­

ляющим установить в разрезе скважины наличие пластов, содер­

жащих газ или нефть. В результате интерпретации данных газо­

метрии продуктивные пласты в разрезе устанавливаются по по­

вышению содержания в буровом растворе углеводородных газов, поступающих туда в момент разбуривания коллектора. В интер­

валах повышения газопоказаний определяется также компонент­

ный состав газов. Содержание (в %) предельных углеводородов в

газовоздушной смеси получают с помощью хроматаграфического

анализа в отдельных точках разреза скважины, чаще всего в пре­

делах интервалов с аномально высокими суммарными показа­

ниями Гсум•

Кроме чисто качественного определения характера насыщения

коллекторов, в задачи интерпретации данных газометрии входит

количественное определение содержания углеводородов в про­

дуктивных интервалах или оценка коэффициентов газо-, нефте­

насыщения парового пространства. Последнее, однако, практиче­

ски определено быть не может, поскольку при разбуривании

коллекторов перед долотом идет фронт опережающей инфильт­

рации бурового раствора, что приводит к оттеснению подвижного

газа (нефти) в глубину пласта. В связи с этим выбуриваемая по­

рода содержит лишь остаточные количества газа (нефти). Поэто­

му в конечном счете по данным газометрии может быть опреде­

лено лишь остаточное содержание углеводородов в пласте (Fr

или Fнr) в кубических метрах газа, объем которого приведен к

пластовым условиям, на кубический метр выбуренной породы.

Величина остаточного газасодержания для водоносных пластов

обычно минимальна (меньше 2 %), для высокопродуктивных

коллекторов с хорошей проницаемостью - несколько выше (2-

8 %), для коллекторов с плохой проницаемостью увеличивается, достигая 20-25% и более.

316

Регистрация диаграмм газометрии производится автоматиче­

ски, при этом выполняется измерение и запись комплекса ис­

ходных параметров, иногда переводимых в результирующие.

Главным исходным параметром являются суммарные газопоказа­

мня Гсум - содержание углеводородных газов в газовоздушной смеси (в %), попадающей в газоанализатор в результате дегаза­

ции бурового раствора. Чтобы найти газосадержание бурового

рс.створа q, следует знать глубину дегазации, которая характери­

зуется коэффициентом дегазации k: q = kГсум· Содержание газа в

буровом растворе зависит не только от количества поступившего из выбуренной породы газа, но и от условий бурения, точнее, от того, в какой объем раствора попадает выбуренная порода. По­ этому, чтобы учесть влияние условий бурения, определяются

приведеиные газопоказания, характеризующие объем газа · при нормальных условиях, содержащийся в единице объема выбу­

ренной из пласта части породы:

Гвр = qE = kЕГсуы·

(110)

Здесь Е - коэффициент разбавления, показывающий, какой

объем прокаченного через скважину глинистого раствора Vвж

приходится на единицу объема выбуренной породы v••:

(111)

где <2аых - расход глинистого раствора на выходе из скважины;

Т1 - время бурения 1 м ствола скважины; da - номинальный

д:;.rаметр скважины. Все перечисленные параметры регистрируют­ ся в процессе газометрии скважины, и величина Гвр иногда запи­

сывается автоматически по точкам в функции истинных глубин.

Если такой диаграммы нет, Гпр вычисляется в процессе интер­

претации. Величины k, Т1, <2аых регистрируются в практических

единицах, удобных для установки масштаба записи диаграмм.

Поэтому

(112)

Пример практических диаграмм, полученных по участку раз­ реза одной из скважин, приведен на рис. 126, данные которого

будут использоваться для решения задач по настоящей главе.

Схема интерпретации данных rазометрии. Интерпретация данных газометрии проводится с целью получения информации

о характере насыщения пласта, для чего определяется остаточное

rазоили нефтесодержание. Не во всех случаях процесс интер­ претации проводится до конца. Если задача оценки характера

317

::11

се

<i

...

=

-- N6,5M0,5A

=

а~

----сп

A2M0,5N

1

r<)'>l,%

1 k

1 Е, м3/м3

1

т" мин/м

1

Q•.,.,лlc

\=С>

!о

>.

=

о

10

20

30

о

10

~

~

о

2

4

6

о

2 4 р ,Ом·

О

1 2 3

1,5·103

о

10 20 30

IO

20 40

--

'

--

' -

11n •• n

1

1

1

о

--

' - '

--

' - '

F:-:-jz I>:·>>P fБЕз f:=:fj4 [[]s ~6 1-17

Рис. 126. Комплекс rазометрических и геофизИческих исследований по участку терршеииоrо разреза.

1 - rлина; 2 - песчаник; 3 - песчаник уплотненный; 4 - глинистый коллектор; 5 - rаз; 6 - вода; 7 - нижняя граница переходной

зоны

насыщения удовлетворительно решена на этапе качественной интерпретации, количественные определения Fr и Fвr могут поте­

рять смысл.

Последовательность обработки данных следующая.

1. Основные сведения о наличии пластов, насыщенных угле­ водородами (газоносных, нефтеносных с растворенным в нефти

газом и т.д.), дает диаграмма Гсум· Если в пределах пласта-кол­ лектора Гсум.ср > ГФ, делают первое предположение о продуктив­ ности пласта. Здесь Гсум.срсредние газопоказания; ГФзначение

фона, снимаемое как средние газапоказания над~стом.

2. Газовую аномалию против пласта восстанавли'tщNг в преде­ лах эффективной мощности. Влияние фона при этом исключают.

Для этого определяют истинную аномалию за вычетом фоновых значений

(113)

где hr.a и hэФ - соответственно интервал газовой аномалии и эф­ фективная толщина коллектора. Это восстановление аномалии необходимо в связи с тем, что газовая аномалия размывается по

гдубине и за счет этого уменьшается по величине. Поправка h:.alhэФ как бы собирает газ, выделившийся из пласта, в пределы

эффективной толщины коллектора.

3. В интервале пласта определяют средние коэффициенты

разбавления Еср и дегазации kcp и вычисляют средние истинные

приведеиные газопоказания:

(114)

4. В пределах аномалии в отдельных точках производят также компонентt~ый анализ смеси углеводородных газов (рис. 127, а).

При обработке этих данных в пределах аномалии по всем

анализам определяют средний компонентный состав и строят

график, аналогичный рис. 127, б. Особенностью координатной сетки этого графика является то, что масштаб оси ординат, где

откладывается содержание (в %) углеводородов в смеси, для ме­

тана в пять раз более грубый, чем для всех остальных углеводо­ родов, именуемых тяжелыми (ТУ). Ось абсцисс условная - здесь

на равных расстояниях размещены отдельные компоненты смеси:

слева - метан СН4 (Ct), далее этан С2Н6 (С2), бутан СзНs (Сз),

пропаи С4Н1о (С4), пентан CsH12 (Cs) и гексан CeHt4 (Св). На график наносят среднее значение концентрации (кружок) каждой

компоненты и пределы отклонения индивидуальных значений от

среднего. Сравнение обработанных таким образом анализов с

эталонными анализами газов газовых и нефтяных месторожде-

319