книги / Геофизические исследования скважин

Используемая в формулах (VI. 10), (VI. 11) величина рвф оп­ ределяется выражением

РфРв

(VI.12)

Рф* +(1_ z)pB

где z — доля остаточной пластовой воды в зоне проникновения. Для расчета рвф при заданных значениях рф и рв обычно используют эм­ пирические зависимости рвф/рф=/(рф/рв), составленные для различ­ ных классов межзерновых коллекторов.

Определение коэффициента трещинной пористости по данным метода сопротивлений

для трещинных коллекторов

Трещинным называется коллектор, который состоит из непрони­ цаемых блоков (матрицы) с неэффективными межзерновыми порами и трещин, рассекающих эти блоки. Такой коллектор типичен для кар­ бонатных пород. Системы трещин, ориентированных в одном направ­ лении (или в двух), а иногда расположенных хаотично, образуют эф ­ фективную часть объема пор, которая может быть заполнена нефтью или газом. В матрице такого коллектора нефть и газ обычно отсутству­ ют. В зоне исследования электрическими методами трещины трещин­ ного коллектора как продуктивного, так и водоносного обычно запол­ нены фильтратом бурового раствора с удельным сопротивлением рфи соответствующей минерализацией, а матрица насыщена пластовой во­ дой с удельным сопротивлением рв.Такая модель трещинного коллек­ тора явилась основой создания двух способов определения коэффи­ циента трещиноватости кпт трещинного коллектора по данным мето­ да сопротивлений. Первый способ связан со вскрытием разреза, содержащего трещинный коллектор, бурением на минерализованном буровом растворе с удельным сопротивлением рф,равным рв или близ­ ким к нему. Удельное сопротивление рзпт трещинного коллектора в зоне проникновения фильтрата бурового раствора в этом случае вы­ ражается формулой

где Рпбл— параметр пористости непроницаемых блоков с межзерновой пористостью /сп бл; А — безразмерный коэффициент, величина которо­ го зависит от ориентации в пространстве трещин и изменяется в преде­ лах от 0,5 до единицы, причем нижний предел соответствует случаю двух систем трещин, ориентированных перпендикулярно к направле­ нию электрического тока и параллельно ему, а верхний — случаю од­ ной системы трещин, расположенных параллельно направлению тока.

Решая уравнение (VI. 13) относительно кптполучаем выражение для расчета кптпо результатам однократного исследования методом сопротивлений на минерализованном буровом растворе:

^п.бл

192

Величину рзп определяют по диаграммам электрических зондов с малым и средним радиусом исследования, дающих информацию о зоне проникновения в трещинном коллекторе, которая обычно глуб­ же, чем в межзерновом. Параметр Рпбл рассчитывают по формуле

используя значения кпбл,полученное другим геофизическим методом или по представительному керну. Показатель степени т берут в со­ ответствии с экспериментальной зависимостью Рпбл= f(k n6jl) для матрицы изучаемого коллектора. Значение А выбирают на основе априорных представлений о наиболее вероятной ориентации трещин в данном коллекторе. Для хаотичного расположения трещин А = 0,67.

Преимущество метода в его простоте. Недостаток — необхо­ димость знать величину к„ бл которая в принципе не равна величине общей пористости А:п общ=кп т’+А:п бл(1-/сп т), трещинного коллектора, устанавливаемой по данным нейтронных методов и рассеянного гам­ ма-излучения, хотя отличие кпо6щ от /сп бл небольшое, поскольку кпт не превышает 0,5— 1%.

Этого недостатка лишен метод двух растворов, технология про­ ведения которого заключается в следующем. Зону трещинного кол­ лектора вскрывают бурением на минерализованном растворе с удельным сопротивлением р'ф,которое может быть больше или мень­ ше рв; проводят исследование методом сопротивлений, определяя величину р'зпт. Затем продолжают бурение с проработкой ствола скважины в трещинной зоне с более пресным раствором, имеющим удельное сопротивление р'ф, обеспечивая большую репрессию на трещинный коллектор, чтобы гарантировать замену в трещинах в зоне проникновения раствора с удельным сопротивлением р'ф на ра­ створ с удельным сопротивлением р"ф. Проводя исследование мето­ дом сопротивления при пресном растворе, определяют р" . Далее рассчитывают кптпо формуле

1 РфРф(Рзп,т Рзп,т)

(VI.16)

Рзп,тРзп,т(Рф —Рф)

Последовательность смены растворов может быть изменена на обратную. Недостаток метода двух растворов — их громоздкость и дороговизна.

Определение коэффициента открытой пористости по данным метода собственных потенциалов для межзерновых терригенных коллекторов

В межзерновых терригенных коллекторах с глинистым цементом типа заполнения пор имеется возможность определения коэффи­ циента открытой пористости по величине относительной аномалии собственных потенциалов а сп. Необходимые условия этого: ^нали ­ чие статистической связи между пористостью кп и глинистостью Сгл изучаемых коллекторов во всем диапазоне изменения пористости коллекторов; 2) однородный минеральный состав глинистого цемен-31

та и отсутствие или по крайней мере подчиненное значение других видов цемента; 3) различие в минерализации бурового раствора и пластовой воды (минерализация бурового раствора должна быть ниже минерализации пластовой воды, при этом Р ф > р в); 4) постоян­ ство или изменение в узких пределах минерализации пластовых вод в интервале изучаемых продуктивных отложений. Соблюдение этих условий обычно гарантирует достаточно тесную статистическую связь между параметрами о^л и кп. При наличии такой связи опре­ деление кп по величине асп сводится к следующему.

Для выбранного пласта-коллектора находят статистическое зна­ чение Es аномалии СП (см. §7, гл. I) и вычисляют относительную амп­ литуду

®СП S s / Я . max

где Esmax — максимальная статистическая амплитуда СП в чистом коллекторе.

По зависимости между а сп и кп определяют кп в данном пласте. Основное ограничение применения этого способа даже при наличии перечисленных условий — особенность связи между параметрами

асп и кп, соответствующей чистым и слабоглинистым коллекторам.

Вэтой области кп зависит главным образом от отсортированности и окатанности скелетных зерен, песчаников и алевролитов и в мень­ шей степени — от содержания глинистого материала.

Рассмотренная особенность связи а сп с кппрактически не позво­ ляет дифференцировать чистые и слабоглинистые (Сгл<2+3 %) терригенные коллекторы по значению кпс помощью диаграммы СП, по­ скольку для всех этих коллекторов 0^ =1 (рис. 100).

возможно как в продуктивных, так и в водо­ носных коллекторах,только связь между Осп и fcn должна быть по­ лучена для объектов изучаемого класса, поскольку для одних и тех ж е коллекторов эти связи не­ сколько различаются в зависимо­ сти от характера насыщения кол­ лектора. Статистическую связь между а сп и кп устанавливают по пластам, пористость которых из­ вестна по данным другого геофи­ зического метода или по предста­ вительному керну.

Масштаб применения рассмо­ тренного способа в последние

годы сократился благодаря вве- ю в комплекс ГИС новых ме-

194

выми методами, для определения кп продуктивных коллекторов ме­ тод СП продолжают использовать.

Определение общей пористости породы по данным стационарных нейтронных методов

По данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т) определяют объемное водосодержание w n терригенных и карбо­ натных пород, коллекторов и неколлекторов с любой структурой порового пространства. В породе, не содержащей в скелете минералов с химически связанной (кристаллизационной) водой, объемное во­ досодержание равно коэффициенту общей пористости и>=кпобщ В породах, содержащих в скелете химически связанную воду, к„общ меньше w n на величину объемного содержания в породе химически связанной воды. Типичные примеры пород, содержащих химически связанную воду, — терригенные глинистые породы, карбонатные породы, содержащие нерастворимый остаток, часть которого пред­ ставлена глинистыми минералами, гипс. Для глинистых терригенных пород /спобщ рассчитывают по формуле

где w n — объемное содержание химически связанной воды в глине данного минерального состава; кгл — коэффициент объемной глини­ стости породы.

Для карбонатных пород, содержащих нерастворимый остаток, кп общ вычисляют по формуле

где w но — объемное содержание химически связанной воды в нера­ створимом остатке; кно — коэффициент объемного содержания не­ растворимого остатка.

Для карбонатных пород, содержащих гипс, кпо6щ вычисляют по формуле

где параметры гогипси кГИПСимеют смысл, аналогичный изложенному для формул (1V.18), (IV. 19), но применительно к гипсу.

Величины wm, w HOопределяют в лаборатории на пробах глинистого цемента или нерастворимого остатка из образцов керна изучаемых по­ род либо вычисляют по уравнениям (VI.18) и (VI.19) относительно этих величин, используя коэффициент кп найденный по данным другого геофизического метода. Значение и>шпс берут из таблиц. Коэффициен­ ты кгл, кно находят по диаграммам методов СП или ГМ, коэффициент /Сги„с — по данным комплексной интерпретации ННМ-Т и ГГМ или по результатам петрографического анализа представительного керна.

Коэффициент кп ^ по данным НГМ или ННМ-Т определяют по следующей схеме.

В пласте, выделенном в разрезе для исследования, находят w n способами, изложенными в гл. II настоящего учебника. Кривую

195

1щ—/(и>) или Im = f(w ) в зависимости от того, диаграмма какого мето­ да используется, выбирают по альбому палеток с учетом типа сква­ жинного радиометра, диаметра скважины и состава жидкости, за­ полняющей ее, минерального состава скелета породы.

При отсутствии в породе минеральных компонентов с химически связанной водой полагают кпобах=шп. При наличии в породе таких компонентов величину кп вычисляют по одной из приведенных выше формул, соответствующей изучаемой породе.

Определение кп общ по диаграммам ННМ-Т изложенным спо­ собом возможно для породы, в частности, для коллектора с мономинеральным составом скелета, не считая примесей минералов с химически связанной водой. Так, терригенный коллектор должен содержать зерна только (или преимущественно) кварца, карбонат­ ный коллектор должен быть чистым известняком или доломитом. Определение кп ^ по данным ННМ-Т возможно как для продук­ тивных, так и водоносных коллекторов, в скважинах, заполненных РВО и РНО, необсаженных и обсаженных. Это обстоятельство по­ зволяет использовать ННМ-Т для определения кп продуктив­ ных коллекторов не только в разведочных и эксплуатационных скважинах месторождения, но и в старых обсаженных скважинах на стадии доразведки месторождения, что нередко позволяет в ком­ плексе с ИННМ обнаруживать новые продуктивные горизонты, про­ пущенные на стадии разведки, особенно в карбонатном разрезе.

Определение общей пористости породы по данным гамма-гамма-метода

По данным ГГМ определяют объемную плотность 8Ппороды, по величине которой, зная минеральный состав скелета и состав флюи­ да в прискважинной зоне, исследуемой радиометром ГГМ, рассчи­ тывают коэффициент общей пористости кп. Обычно по диаграмме ГГМ устанавливают kn ^ породы с мономинеральным составом или с преобладанием (более 90% объема скелета) какого-либо минерала в скелете В этом случае кпобщвычисляют по формуле

где 8СК— объемная плотность минерального скелета; 5Ж— плотность флюида, заполняющего поры в прискважинной зоне.

Для коллекторов в скважине, пробуренной на РВО, величину 5Ж полагают равной единице, считая флюид пресной водой; если же имеются данные об остаточном нефтеили газосодержании в зоне, исследуемой ГГМ (практически в промытой зоне), рассчитывают 8Ж с учетом коэффициента остаточного нефтеили газонасыщения и величины 5Нили 5Гв пластовых условиях. Объемную плотность 5П определяют по диаграмме ГГМ в исследуемом пласте, 5СКберут в со­ ответствии с известным минеральным составом породы. Так, в слу­ чае неглинистых и слабоглинистых пород для песчаника как квар­ цевого, так и полимиктового 5СК= 2,65, для известняка — 5СК= 2,71, для доломита — 5СК= 2,85. Для биминеральной породы (глинистый песча­

196

ник, доломитизированный известняк) и тем более для породы с более сложным минеральным составом задачу по данным одного гамма-гам- ма-метода решить нельзя, поскольку необходимо определить мине­ ральный состав скелета, что требует наличия большего числа урав­ нений (не одно) и соответственно наличия диаграмм нескольких ме­ тодов ГИС.

Определение /спобщ по данным индивидуальной интерпретации ГГМ проводят по следующей схеме: 1) определяют по диаграмме ГГМ величину 5Пв выделенном для исследования пласте; 2)описанными выше способами находят значения 8СКи 8Ж; 3) подставляют получен­

ные значения 5П, 8СК, 8Жв формулу (V1.21) и рассчитывают величину

Ь

"'п.общ.

Метод ГГМ для определения 7спо6щ, как и ННМ-Т, можно ис­ пользовать в необсаженных скважинах, пробуренных на РВО или РНО в терригенном и карбонатном разрезе. Основное условие при­ менимости метода для решения указанной задачи — наличие апри­ орной информации о минеральном составе изучаемого коллектора Таким образом, метод достаточно универсален, и широкое исполь­ зование его ограничено только недостатком серийной скважинной аппаратуры.

Определение коэффициента пористости по данным акустического метода

Акустический метод в модификации регистрации интервального времени ДТ продольных волн (обеспеченной серийной аппаратурой) позволяет определять коэффициент пористости в карбонатных и терригенных породах с пористостью 5— 25% при хорошем акустическом контакте между зернами минерального скелета, который характерен для сцементированных пород. В слабосцементированных (пески, алев­ ролиты, терригенные породы с высокой глинистостью), а также в плот­ ных карбонатных породах с интенсивной трещиноватостью, для кото­ рых характерен слабый акустический контакт между зернами или блокам и породы и как следствие интенсивное ослабление акустичес­ кого сигнала, акустический метод неприменим для определения ко­ эффициента пористости. Все интервалы залегания в разрезе таких пород характеризуются повышенными или высокими значениями а — коэффициента ослабления амплитуды упругой волны.

В породах, для которых возможно применение акустического ме­ тода для определения кп, в зависимости от класса коллектора и струк­ туры его порового пространства устанавливается тот или иной вид пористости. Так, в межзерновом коллекторе, терригенном или кар­ бонатном, при отсутствии трещин и каверн по величине ДТ опреде­ ляют открытую межзерновую пористость, которая, как правило, не отличается от общей пористости за исключением отдельных видов коллектора, в основном карбонатного, имеющего закрытые поры В кавернозно-межзерновом карбонатном коллекторе при отсутствии трещин или незначительной трещиноватости по величине ДТ нахо­ дят значение кп, близкое к межзерновой пористости матрицы, если

197

пустоты (условно каверны) имеют значительные размеры. В слож­ ном трещинно-кавернозно-поровом карбонатном коллекторе в зави­ симости от коэффициента трещиноватости и ориентации трещин, а также размеров и взаимного расположения каверн по значению АТ определяют или величину, близкую к кп ^ либо к кп мз матрицы, или какое-то промежуточное между ними значение кп.

Физической основой определения кп по данным акустического метода является уравнение среднего времени

где ДТп — величина, получаемая по диаграмме интервального вре­ мени; ДТСКи ДТЖ— интервальное время в скелете породы и флюиде, заполняющем поры.

Решая уравнение (V1.22) относительно кп, получаем формулу для расчета кп:

Для получения уравнения (VI.22) применяют следующие спо­ собы.

При мономинеральном скелете породы берут табличное значение ДТск, соответствующее минеральному составу изучаемого объекта, определяют по специальной палетке или рассчитывают по формуле ДТЖс учетом минерализации воды и термобарических условий и под­ ставляют найденные значения в формулу (V1.22). В величину кп, рас­ считанную по формуле (V1.23) с использованием значений констант ДТСКи ДТЖ, затем вводят поправку за термобарические условия. Для породы с биминеральным и полиминеральным составом скелета этот способ неприменим, если неизвестен минеральный состав.

Сопоставляют по ряду пластов изучаемого разреза, охваты­

198

доносным коллекторам, значения ДТПи 1 /р п с охватом всего диапазо­ на изменения рп(исключая продуктивные коллекторы). При статис­ тической обработке результатов сопоставления получают график уравнения регрессии, при продолжении которого до пересечения с осью ординат ДТ устанавливают ДТСК.Величину ДТЖопределяют, как в первом способе. В этом способе при расчете ДТск также авто­ матически учитываются минеральный состав скелета породы и тер­ мобарические условия.

Определяют на образцах пород представительного керна из ис­ следуемого геологического объекта значения параметров ДТПи кп на специальной установке, воспроизводящей термобарические условия, близкие к пластовым. После статистической обработки результатов измерений получают одно (или несколько) уравнений регрессии ДТ=/(/сп) для фиксированных значений рЭф и ^отражающих термо­ барические условия на различной глубине (см. рис. 101). Последний способ получения уравнений (V1.22) и (V1.23) для расчета кп пред­ почтителен.

Величину кп по диаграмме ДТПопределяют следующим образом. Сначала выделяют в разрезе изучаемый пласт и выбирают уравнение среднего времени, соответствующее минеральному составу и термо­ барическим условиям залегания данного пласта. При реализации первого способа используют следующие значения констант:

Для первых трех классов пород указан диаазон изменения ДТск, соответствующий породам с разным акустическим контактом меж­ ду зернами: чем меньше ДТСКдля данного класса, тем лучше акусти­ ческий контакт и, следовательно, степень цементации породы.

Затем определяют значение ДТПи по формуле (VI.23) или графи­ ческой зависимости ДТ= (кп) рассчитывают кп При определении кп первым способом в полученное значение вводят поправку за термо­ барические условия.

Данные стандартного акустического метода используют для оп­ ределения кп в необсаженных скважинах, пробуренных с раствора­ ми на водной и нефтяной основах. Есть принципиальная возможность определения кп по диаграммам широкополосного акустического ме­ тода, содержащим информацию о кинематических и динамических параметрах продольных и поперечных волн в обсаженных скважи­ нах. Однако отсутствие практически применимой методики опреде­ ления кп в обсаженных скважинах и необеспеченность геофизичес­ кой службы серийной аппаратурой АКН-1 широкополосного акус­

199

тического метода не позволяют пока использовать его для решения указанной задачи в обсаженных скважинах.

Определение коэффициента пористости коллекторов сложного минерального состава

и со сложным строением порового пространства

Решение поставленной задачи рассмотрим на нескольких при­ мерах для отдельных типичных классов коллектора.

Определение коэффициента общей пористости коллектора с биминералъным скелетом

Карбонатный разрез — доломитизированный известняк. Осно­ вой определения кпоб по данным комплекса ГГМ-НГМ или ГГМННМт является наличие семейства графиков 8п=((спобщ) для чисто­ го известняка, чистого доломита и карбонатных пород с различным фиксированным содержанием СаС03 и доломита, шифр которых 8СК= const и fc = const. Это семейство графиков дополняется другим семейством кривых 5П= f(k nннм) Для фиксированных значений fcnобщ, где /сп ННМ— коэффициент пористости, определенный нейтронным методом. Значение 5Попределяют по диаграмме ГГМ, величину к'п.ннм — по эталонированным диаграммам НГМ и ННМ-Т. Эталонировочные кривые Sn=/(fc'nHHM)и Inn= f(k'n<ННм) получают путем на­ турного моделирования конкретных видов скважинной аппаратуры ГГМ и ННМ-Т для пород, поры которых полностью насыщены пре­ сной водой. Семейство этих графиков показывает, что зависимость 8n=/(fc'nHHM) закономерно изм еняется с ростом степени доло­ митизации благодаря в основном увеличению минеральной плотности породы, а также изменению нейтронных параметров породы. Вели­ чину /спобщ с помощью семейства графиков (рис. 102) определяют по следующей схеме: 1) устанавливают в исследуемом пласте по диаг­ рамме ГГМ значение 5Пи по диаграмме ННМ-Т — значение к 'п Ннм1 2) наносят на семейство графиков точку с координатами 8Пи к'пннм, соответствующими данному пласту. Ш ифры кривых первого и вто­ рого семейств, на которые непосредственно легла точка, или интер­ полированных кривых, проходящих через точку, позволяют найти значения 8СКобъемного содержания доломита в скелете Сдоли кП0бщ.

Задача решается надежно при отсутствии других компонентов в скелете — гипса, ангидрита, соли или низком (менее 5%) их содер­ жании.

Аналогичный подход возможен и при определении кпобщдругих более редких в практике сочетаний минералов в карбонатном кол­ лекторе — кальцит и гипс, кальцит и ангидрит, доломит и ангидрит и т. п.

Терригенный разрез — глинистый кварцевый песчаник или алев­ ролит . Глинистый песчаник или алевролит с кварцевыми зернами и глинистым цементом можно рассматривать как биминеральную си­ стему. Значения 8СКи нейтронные параметры кварца и глины, как правило, существенно различаются, поэтому для изучения глинис-

200