книги / Геофизические исследования скважин

мечаются катастрофическим, вплоть до полной потери циркуляции, поглощением бурового раствора и провалами бурового инструмента. Характеризуются высокой общей пористостью на диаграммах кп нгм при существенном превышении кп нгм над кп дт и изрезанным про­ филем скважины на кавернограмме.

В карстовых и высокопродуктивных трещинно-кавернозных кол­ лекторах при бурении скважины на глинистом растворе образуется зона внутренней глинизации (кольматации) трещин, каверн, полос­ тей выщелачивания, которая может отмечаться некоторым повыше­ нием гамма-активности на диаграмме и отклонением кривой С/сп вправо относительно уровня минимальных значений С7сп характер­ ных для чистых карбонатных пород.

Рассмотренные выше способы выделения коллекторов с вто­ ричной пористостью основаны на анализе материалов стандартного комплекса и не всегда обеспечивают надежное решение задачи, а также количественную оценку эффективной пористости. Поэтому для повышения эффективности геофизических методов выделения и изучения карбонатных коллекторов с вторичной пористостью раз­ работаны новые модификации геофизических исследований, связан­ ные главным образом с дальнейшим развитием способа временных замеров.

Эффективность временных исследований при выделении и изу­ чении коллекторов можно существенно повысить, усилив роль фак­ тора времени сочетанием его с другими дополнительными фактора­ ми: а) изменением гидростатического давления в скважине; б) изме­ нением физических свойств бурового раствора. Давление в скважине против изучаемого интервала разреза изменяют, увеличивая плот­ ность бурового раствора или создавая дополнительное давление на устье скважины, оборудованном лубрикатором. Первый замер вы­ полняют зондом средней или большой глубинности, целесообразнее экранированным или индукционным до воздействия на скважину, второй замер (после увеличения давления) фиксирует изменение показаний во всех интервалах разреза,представленных коллек­ торами независимо от их типа (рис. 118). Если вновь снизить давле­ ние в скважине и вызвать частичное расформирование зоны проник­ новения в коллекторах по материалам третьего замера, выполнен­ ного после снижения давления, можно получить дополнительные сведения о характере насыщения коллекторов. Замер во времени эк­ ранированным зондом или ННМ-Т в условиях частичного или пол­ ного расформирования зоны в скрытом стволе с целью выделения и изучения коллектора выполняют по методике исследование — ис­ пытание — исследование, регистрируя диаграмму экранированного или индукционного зондов до и после воздействия на коллектор труб­ ным испытателем.

Физические свойства бурового раствора изменяют, добавляя в него активаторы. С повышением минерализации раствора снижа­ ется его удельное сопротивление рв, с добавлением радиоактивного изотопа повышается его удельная радиоактивность qyи т. п. Первый

231

замер выполняют при наличии в скважине обычного раствора. За­ тем вытесняют прежний раствор новым, содержащим активатор, скважину промывают несколькими объемами нового раствора и про­ изводят второй замер. Совмещая диаграммы первого и второго за­ меров, которые следует регистрировать в одинаковом масштабе, вы­ деляют коллекторы по изменению показаний на диаграмме второго замера, обусловленных дополнительным проникновением в коллек­ торы активированного раствора. Способ активаторов чаще при­ меняют в варианте осолонения бурового раствора с повторной ре­ гистрацией диаграммы рэ экранированного зонда (метод двух ра­ створов). В этом случае совмещение двух диаграмм экранированного зонда, зарегистрированных в одинаковом масштабе, позволяет вы­ делить трещиноватые участки разреза по четкому снижению ве­ личин рэ на диаграмме, полученной с минерализованным раство­ ром при практически одинаковых показаниях рэ в плотных поро­ дах, и рассчитать величину трещинной пористости кпт по данным двух измерений рэ в коллекторе (рис. 119). Недостаток метода — его

232

громоздкость, необходимость смены раствора и дополнительного простоя скважины.

Весьма перспективен способ двух растворов с использованием нейтронных методов. Он может применяться в двух модификациях. Первая модификация основана на закачке растворов, содержащих вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, и обнаруже­ нии пластов, поглотивших меченую жидкость (суспензию) путем сравнения диаграмм ИНМ, зарегистрированных до и после закачки активированного раствора. Вторая модификация основана на исполь­ зовании растворов (суспензий), содержащих элементы с высоким сечением активации. Поглощающие пласты выделяются повторным замером нейтронно-активационным методом. Преимущество указан­ ных способов перед способом двух растворов с различным удельным электрическим сопротивлением заключается в меньшем влиянии неэффективной блоковой пористости и в возможности использования для изучения перфорированных интервалов обсаженных скважин (например, после применения различных методов интенсификации притока). В качестве нейтронно-поглощающих добавок используют соединения кадмия и бора.

§ 6. ОЦЕНКА ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ

Характер насыщения породы-коллектора оценивают, как прави­ ло, на основе материалов промысловой геофизики, полученных в необсаженной скважине, для решения задачи о целесообразности спус­ ка колонны и опробования промышленных нефте- и газоносных объектов.

Оценка характера насыщения коллектора и установление его про­ мышленной нефтегазоносности основаны на определении удельного сопротивления рп породы в ее неизмененной части и сравнении по­ лученного значения рп и вычисленного значения параметра насыще­ ния Рн с критическими величинами рп кри Рн кр этих параметров, ха­ рактеризующих для исследуемого типа коллектора границу между коллекторами промышленно продуктивными и непромышленными.

Надежность определения величины рпзависит от комплекса зон­ дов, используемых для ее нахождения, и условий получения диаг­ рамм электрометрии в скважине. Надежное определение величины рп по диаграммам БЭЗ возможно лишь в случае достаточно мощных и однородных объектов. При наличии плотных прослоев неколлектора высокого сопротивления в пласте-коллекторе, а также выше и ниже пласта-коллектора величину рп необходимо определять по ди­ аграммам рэиндукционных и экранированных зондов, поскольку ди­ аграммы рк больших зондов БЭЗ (АО> 2 м) искажены в этом случае экранными эффектами.

Важнейшее благоприятное условие определения величины рп — наличие зоны проникновения, глубина которой меньше глубины ис­ следования зондов с максимальным радиусом исследования. Если это условие не соблюдается, разделить коллекторы на продуктивные и водоносные по данным электрометрии без дополнительных сведений

233

(данных испытаний и др.) однозначно нельзя. Глубокие проникнове­ ния раствора, делающие неразрешимой задачу однозначной оценки характера насыщения коллектора, являются обычно следствием на­ рушения технологии бурения (недопустимо большие репрессии на пласт, применение бурового раствора низкого качества с большой во­ доотдачей) и технологии геофизических исследований — несо­ блюдение оптимального времени исследования. Наиболее су­ щественно эти факторы сказываются при проведении геофизических исследований в скважинах на глубине более 4 км.

Критические значения рп кри Рн кр, позволяющие установить про­ дуктивность коллектора, определяют: а) на основе статистического анализа значений рпи Рн по большому числу испытанных нефтенос­ ных и непродуктивных коллекторов; б) на основе петрофизических связей, полученных в лаборатории для изучаемых коллекторов, меж­ ду параметрами рп, Рн, фазовой проницаемостью для нефти кпрн,газа кпрти воды кпрв, коэффициентами нефте-газонасьнцения и водонасыщения — fcH, fcr, fcB.

Для определения рп кр,Рн крпервым способом составляют статис­ тические распределения значений рп и Рн для двух классов коллек­ торов, давших при испытании промышленный приток нефти и газа (продуктивные пласты) и чистую воду с признаками нефти или газа (водоносные пласты). Каждое распределение выражает связь меж­ ду частотой встречи объектов в заданном диапазоне изменения рп или Рн и значением рп или Рн параметра, для которого строится рас­ пределение. Совмещая кривые распределения для двух классов кол­ лекторов, составленные в сравнимых масштабах, получают их точку

N, %

Рис. 120. Определение критического (граничного) значения Рп,крналожением распределений рп для объектов, давших приток нефти (J) и воды (2)

234

пересечения, которой соответствует определенное значение рп крили Рн, кр. Каждое из этих значений принимают за критическое, характе­ ризующее границу между продуктивными и непродуктивными кол­ лекторами. Чем меньше диапазон перекрытия распределений, тем надежнее критерий рп крили Рн кр(рис. 120). Описанный способ мож­ но использовать только на стадии завершения разведки месторож­ дения, поскольку для его реализации необходимо иметь результаты испытания хотя бы по нескольким десяткам пластов. Более универ­ сальным и физически обоснованным является второй способ установ­ ления рп кри PHiкр.

В случае если изучаемый геологический объект представлен од­ нотипными коллекторами, достаточно располагать усредненной за­ висимостью PH=/(fcB), полученной на образцах изучаемого коллек­ тора при изменении кв в пределах кв св< кв<1 (кв св — содержание связанной воды, характеризующее минимальное возможное для дан­ ного коллектора водонасыщение), и двумя кривыми к H= f(kB) и /спр в=/(/св) относительной фазовой проницаемости по нефти и воде для данного коллектора, для системы нефть — вода в том же диапа­ зоне изменения кв(рис. 121). По кривым относительной фазовой про­ ницаемости выделяют три характерных интервала значений кв: а) область однофазного течения нефти при кв св<кв<кв*-, б) область

Рис. 121. Определение граничных значений параметров кв и Рн по кривым относительной фазовой проницаемости kn o =f(kB), knDB=f(kB) и кривой

Р„=/№„).

1— нефть, 2 — нефть+вода, 3 — вода

235

двухфазного течения при кв*<кв<кв**; в) область однофазного тече­ ния воды при кв**<кв<1 (см. рис. 121). Критические значения кв= кв* и кв= кв** ограничивают область двухфазного течения (или с точки зрения промысловой геофизики) область неоднозначной оценки ха­ рактера насыщения. Величинам кв* и кв** соответствуют критичес­ кие значения Рн* и Рн**, а величине квсв — максимально возможное для данного коллектора значение. Рн тах (см. рис. 121). Очевидно, что интервал значений Рн тах>Рн>Рн* характеризует коллектор, кото­ рый при опробовании дает чистую нефть; интервал РН*>РН>РН** яв­ ляется зоной неоднозначного решения, а интервал РН**>РН>1 соот­ ветствует коллекторам, которые при опробовании дадут чистую воду. Характер насыщения коллектора с помощью рис. 121 оценивают сле­ дующим образом. По диаграммам электрометрии скважин извест­ ными способами определяют значения рп и Рн для изучаемого плас­ та. Сравнивают величину Рн с известными для данного типа коллек­ тора значениями Р„*, Рн** и дают прогноз характера насыщения коллектора в соответствии с интервалом, в который попадает най­ денное значение Рн.

В терригенных и высокопористых карбонатных отложениях при значении Рф, близком к рв, продуктивные коллекторы также выде­ ляют, совмещая кривые рээкранированного зонда и экранированного микрозонда, зарегистрированные в одинаковом масштабе сопротив­ лений. Продуктивным коллекторам соответствуют интервалы раз­ реза, где рэ экранированного зонда больше рэ экранированного мик­ розонда.

Для большей части продуктивных коллекторов характерно сни­ жение во времени показаний зондов со средним и большим радиуса­ ми исследования на диаграммах повторных измерений. По методике исследование — испытание — исследование продуктивный коллек­ тор выделяется по значительному увеличению показаний рэ экра­ нированного и индукционного зондов на диаграмме, зарегистриро­ ванной после испытания в данном интервале.

Если определять характер насыщения отдельных пластов в раз­ резе данной скважины по геофизическим материалам не удается, для установления продуктивности коллекторов используют данные пря­ мых методов — газометрии, испытателей пластов на трубах и кабеле.

Когда коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней ча­ сти, что наблюдается в «водоплавающих» нефтяных залежах по дан­ ным метода сопротивлений определяют положение водонефтяного (ВНК) и газоводяного (ГВК) контактов. Контакт нефть — вода в при­ родных коллекторах не является четким поскольку переход от неф­ теносной и водоносной частей коллектора постепенный. Это объяс­ няется влиянием капиллярных сил на распределение воды в порах нижней части нефтенасыщенного коллектора. Таким образом, при пересечении коллектора скважиной в водонефтяной части залежи характерно наличие зоны максимального нефтенасы щ ения (максимальные значения рп, fcHи минимальные кв), переходной (зна­ чения рп, кн и кв меняются по разрезу от величин, характерных для

236

нефтеносной части, до их значений, характерных для водоносного коллектора) и водоносной частей коллектора, для которой рп= р вп, ки= 0, кв= 1. Границами переходной зоны являются подошва зоны максимального нефтенасыщения коллектора и кровля водоносной ча­ сти коллектора — зеркало воды (рис. 122).

Границу расположенную в переходной зоне, выше которой при испытании получают промышленный приток нефти с водой, прини­ мают за водонефтяной контакт (ВНК). Положение ВНК по диаграм­ мам метода сопротивлений определяют так: устанавливают грани­ цы переходной зоны, определяют значения р п тах в зоне максималь­ ного нефтенасыщения и р вп в водоносынем коллекторе. Исходя из полученных значений р п тах, р ви и с учетом линейного закона изме­ нения удельного сопротивления переходной зоны (р зп) составляют график р зп= /(Н ) . На основе анализа результатов опробования или кривых фазовой проницаемости устанавливают критические значе­ ния рп кр и Рн крдля данного типа коллектора, которые соответству­ ют нижней границе интервала, дающего при испытании чистую нефть и нефть с водой. Водонефтяной контакт проводят на глубине, которой соответствует величина р зп= р п> кр на графике р зп = /(Н ).

Мощность переходной зоны изменяется от 2— 3 для чистых квар­ цевых терригенных коллекторов с высокой проницаемостью (основ­ ные продуктивные горизонты месторож дений Волго-У рала) до 20— 30 мм для глинистых и полимиктовых коллекторов (Запад­ ная Сибирь); соответственно расстояние между зеркалом воды и ВНК варьирует от долей до 5 м и более.

Газоводяной контакт определяю т по данным метода сопро­ тивлений так же, как и водонефтяной.

Рис. 122. Установление водонефтяного контакта в терригенном коллекторе методами КС и СП при наличии переходной зоны.

I — нижняя граница зоны предельного нефтенасыщения; II — зеркало воды; 1 — зона предельного нефтенасыщения; 2 — переходная зона; 3 — песчаный пласт; 4 — глина

237

Нефтяные и газовые скважины— наиболее глубокие горные выра­ ботки. Глубина разведочных скважин на нефть и газ достигает в на­ стоящее время 7— 8 км. На этих глубинах геостатическое давление, оказываемое массой вышележащих горных пород, достигает 150— 200 МПа, пластовое давление — 150 МПа, а температура превышает 200 °С.

Между тем наши представления о свойствах осадочных пород ос­ новываются, как правило, на результатах изучения кернов этих по­ род в атмосферных условиях. Давление и температура, которое от­ мечаются на глубине, могут существенно изменить физические свой­ ства пород и зависимости между ними. Изменение физических

238

свойств сцементированных осадочных пород, наблюдаемое без разру­ шения механических связей в скелете породы (например, при выно­ се керна из скважины на поверхность), обусловлено главным обра­ зом объемными деформациями порового пространства и породооб­ разующ их материалов. Величины этих объемных деформаций зависят от среднего нормального напряжения или всестороннего дав­ ления (аналог геостатического давления) а, порового давления р и температуры t на глубине залегания породы.

При деформации породы, насыщенной жидкостью, давление жид­ кости в порах р противодействует всестороннему давлению на ске­ лет. Поэтому на деформацию породы наибольшее влияние оказыва­ ет разность между а и р , которая называется эффективным напря­ жением или эффективным давлением:

где hj— мощность г-го литологически однородного интервала разре­ за, имеющего плотность 5ni; 8В<— плотность жидкости (воды), насы­ щающей поры породы в этом же интервале; g — ускорение свобод­ ного падения.

Уравнение (VI.73) позволяет вычислить эффективное напряжение на глубине залегания породы при условии нормального закона изме­ нения порового давления с глубиной. Температуру пласта по глуби­ не залегания определяют путем прямых измерений либо с использо­ ванием данных о среднем геотермическом градиенте в районе иссле­ дования.

Экспериментально влияние давлений и температуры на свойства горных пород изучают на специальных установках. Для этого образец

239

в Pnfo-pJ^Pn

Рис. 125. Экспериментальные кривые изменения удельного электрического сопротивления р„ {с,_р)/рп и объема порового пространства ДУП/ Vn различ­ ных осадочных пород при всестороннем сжатии (частный случай, когда из­ быточное давление р = 0).

а— песчаник; б— аргиллитыи алевролиты; в— известняки. Шифр кривых — кп,%.

периментального изучения изменения объема пор и удельного элек­ трического сопротивления различных типов осадочных пород.

На рисунке хорошо видно уменьшение объема порового простран­ ства пород и резкое возрастание удельного сопротивления, происхо­ дящее главным образом за счет усложнения конфигурации токоп­ роводящих путей при увеличении эффективного напряжения и при постоянном значении давления жидкости в порах.

В природных условиях объемные деформации осадочных пород происходят не только за счет деформации скелета породы при из­ менении эффективного напряжения (о— р), но также за счет объем­ ной деформации зерен породообразующих минералов при измене­ нии порового давления р и температуры t. Другими словами, пол­ ная поправка в физическое свойство породы будет определяться произведением

где X h, — значение физического свойства породы, измеренное в есте­ ственных условиях на глубине h ; Х0 — то же, но измеренное в атмос­ ферных условиях; Kj — частное изменение физического свойства при увеличении эффективного напряжения от нуля до (о— р) при р = const и t = const; К2 — частное изменение физического свойства при изме-

240