ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ И НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Разработаны геофизические методы определения коэффициен­тов пористости и нефтегазонасыщения продуктивных коллекто­ров. Коэффициент пористости находят по данным индивидуаль­ной интерпретации отдельных геофизических методов для про­стых коллекторов и по данным комплексной интерпретации двух-трех геофизических методов в коллекторах, имеющих слож­ную структуру норового пространства или сложный минераль­ный состав. Коэффициент нефтегазонасыщения получают в ос­новном по данным метода сопротивлений. Раздельно коэффици­енты нефте- и газонасыщения определяют по данным нейтрон­ных методов или путем комплексирования метода сопротивле­ний со стационарными нейтронными методами.

ГЛИНИСТОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ

Глинистость межзернового терригенного коллектора характери­зуется долей минерального скелета породы, которая представле­на глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен d_з<0,01 мм.

Количественно глинистость характеризуется массовым содер­жанием С_гл (массовая глинистость) в твердой фазе породы, вы­ражаемым в процентах или долях единицы:

где m_<0,01 - масса фракции d_з<0,01 мм; m_тФ - масса твердой фазы породы, включая и фракцию d_з<0,01 мм.

Для характеристики объемного содержания глинистого мате­риала в породе используют коэффициент объемной глинистости k_гл, который при равенстве минеральных плотностей δ_ск=δ_гл частиц скелетной и глинистой фракции будет

. (VI.1)

В петрофизике и промысловой геофизике используют также параметр относительной глинистости

(VI.2)

характеризующий степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами и выражаемый в долях единицы.

Глинистый материал в коллекторе занимает отдельные обо­собленные участки, образуя агрегаты глинистых частиц, прони­занные субкапиллярами, с коэффициентом пористости¹ k_{п гл}.

Зная k_п, k_{п гл}, η_гл можно оценить предельное значение эф­фективной пористости k_{п эф} межзернового коллектора с глини­стым цементом заполнения пор:

. (VI.3)

Параметры С_гл, k_п, k_{п гл}, η_гл характеризуют рассеянную глинистость в межзерновых коллекторах. В слоистом глинистом коллекторе, представленном чередованием чистых прослоев кол­лектора и глины, относительное содержание по мощности глинистых прослоев в пачке характеризуют параметром χ_гл. В общем случае различия коэффициентов пористости песчаных и глини­стых прослоев (k_п k_{п гл}) параметры η_гл и χ_гл для пачки связа­ны соотношением

¹ Ранее эту величину обозначали k_пц и называли коэффициентом пористости цемента

. (VI.4)

В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого материала содержится в преобразованных зернах полевого шпа­та и в обломках глинистых пород, которые при гранулометриче­ском анализе попадают в скелетную фракцию с d_з<0,01 мм, по­этому по данным стандартного гранулометрического анализа глинистость таких пород характеризуется неверно.

Глинистые минералы в осадочных породах обычно присутст­вуют в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной по­верхностью, которая адсорбирует молекулы воды и обменные катионы. Физически связанная адсорбированная вода и обмен­ные гидратированные катионы образуют на поверхности твердой фазы глинистых минералов слои с аномальными физическими свойствами (аномальные слои), отличающимися от свойств сво­бодной воды. Присутствие в субкапиллярах глинистых коллекто­ров аномальных слоев воды оказывает существенное влияние на физические свойства глинистого коллектора, обусловливая их отличие от соответствующих физических свойств чистого коллек­тора (сжимаемость, электрические, электрохимические и акусти­ческие свойства, плотность, проницаемость, эффективная пори­стость).

Глинистые минералы содержат химически связанную воду и радиоактивные элементы, что существенно влияет на показания методов радиометрии. Так, присутствие химически связанной воды обусловливает отличие пористости глинистых пород, полу­ченной нейтронными методами, от их общей пористости, а уве­личение содержания глинистого материала в породе приводит к закономерному росту ее радиоактивности.

С ростом содержания глинистого материала закономерно уменьшаются эффективная пористость, проницаемость и способ­ность породы быть коллектором.

Таким образом, содержание в породе глинистого материала является одним из основных факторов, определяющих способ­ность породы быть промышленным коллектором, но, с другой стороны, глинистость коллектора оказывает существенное влия­ние на физические свойства породы и петрофизические связи, лежащие в основе интерпретации данных ГИС. Это обусловило широкое применение методов ГИС для определения параметров глинистости продуктивных коллекторов, основанное на корреля­ционных связях показаний отдельных геофизических методов с параметрами глинистости. Получаемую информацию о глинисто­сти используют при решении задачи об отнесении изучаемого объекта к коллектору или неколлектору, для оценки класса дан­ного коллектора и для корректировки результатов количественной интерпретации ГИС с учетом конкретных значений глинис­тости.

Прежде чем перейти к рассмотрению геофизических способов определения глинистости, рассмотрим недостатки определения понятия «глинистость», изложенного в начале данной главы и широко применяемого в нефтегазовой геологии и геофизике. Эти недостатки обусловлены особенностями методики определения глинистости в лабораториях производственных и исследователь­ских организаций и заключаются в следующем.

Навеска породы перед гранулометрическим анализом обра­батывается 5%-ным раствором соляной кислоты; при этом рас­творяются не только карбонатные соединения, но и высокодисперсные компоненты — некоторые глинистые минералы (лептохлориты), гидроокислы железа и алюминия, которые по ряду признаков следовало бы включить в глинистую фракцию. Иног­да содержание таких растворимых высокодисперсных компонен­тов соизмеримо с содержанием фракции d_з<0,01 мм или выше.

В полимиктовых и вулканогенных песчаниках и алевролитах часть глинистых минералов входит в состав скелетных зерен и не учитывается при стандартном гранулометрическом анализе.

Выделение фракции d_з<0,01 мм позволяет лишь определить массовое содержание в породе этой компоненты, но не дает пред­ставления о ее дисперсности. В действительности, для различ­ных пород эта фракция может иметь различный минеральный состав (глинистые минералы группы монтмориллонитов, гидро­слюд и каолинита с примесями неглинистых минералов) и дис­персность.

Таким образом, используемое понятие «глинистость» в общем случае не является объективной характеристикой содержания высокодисперсного материала в породе и выполняет эту роль лишь для кварцевых или преимущественно кварцевых песчани­ков и алевролитов с достаточно однородным минеральным со­ставом фракции d_з<0,01 мм при отсутствии или незначитель­ном содержании растворимых высокодисперсных компонентов. Более объективными характеристиками содержания в породе активных минеральных компонент, в первую очередь глинистых минералов, являются: емкость катионного обмена, отнесенная к единице объема породы Q_п или объема пор q_п, гигроскопическая влажность породы, отнесенная к единице объема породы Q_г или объема пор q_г. Значения Q_п, Q_г, q_п, q_г выражают обычно в мг·экв/см³. Вполне закономерно, что значения таких геофизиче­ских параметров, как относительная амплитуда U_СП или индекс свободного флюида (ИСФ), устанавливаемый по диаграмме ЯМР, имеют более тесную корреляционную связь с величинами, чем с параметрами глинистости.

Параметры Q_п, Q_г, q_п, q_г не получили пока широкого приме­нения в практике для характеристики глинистости пород, что обусловлено, вероятно, ограниченным масштабом эксперимен­тальных определений этих величин в лабораториях петрофизики, физики пласта и литологических исследований. В то же вре­мя в ряде работ, опубликованных в Советском Союзе и за рубе­жом, показана возможность и целесообразность использования этих параметров в качестве более эффективной характеристики содержания в породе дисперсного материала. Однако в настоящее время параметры глинистости С_гл, k_гл, η_гл в практике изучения продуктивных коллекторов используют чаще, поэтому в учебнике рассмотрены наиболее широко применяемые методы определения глинистости пород. Необходимость определения глинистости как одной из характеристик продуктивных коллекторов и пород, вмещающих эти коллекторы, обусловлена следующим.

Рис. 80. Корреляционная связь между параметрами α_СП и η_гл.

1 - коллектор; 2 - неколлектор; 3 - линия регрессии

Содержание и минеральный состав глинистого материала в терригенных, а также в определенной мере в карбонатных и вулканогенных породах в значительной степени контролирует их коллекторские свойства и потенциальное нефтегазосодержание (породы-коллекторы), способность их выполнять роль литологи­ческих экранов (породы-покрышки). Поэтому при оперативной промышленной оценке продуктивных пластов на стадиях подсче

Пропущена страница

Реализацию любого из способов определения k_ппо данным метода сопротивлений завершают расчетом параметра Р_пизу­чаемого коллектора и определением коэффициента k_п соответ­ствующего данному Р_п, с помощью известной зависимости Р_п = f(k_п)

Различают способы определения k_ппо удельному сопротивле­нию рвп коллектора за контуром залежи, по удельному сопро­тивлению промытой зоны ρ_пп и зоны проникновения ρ_зп коллек­тора.

Определение k_п no величине ρ_вп.

1. Определяют удельное сопротивление коллектора ρ_вп, пол­ностью насыщенного пластовой водой, в одной из законтурных скважин по диаграммам электрических зондов с большим ра­диусом исследования — зондов БЭЗ размером АО 4 м или ин­дукционного зонда. Выполнение этого условия необходимо для получения гарантированного значения ρ_вп неизмененной части коллектора за пределами зоны проникновения фильтрата бурого раствора.

2. Рассчитывают удельное сопротивление ρ_в пластовой воды изучаемого продуктивного горизонта. Для месторождении, на­ходящихся в завершающей стадии разведки или переданных в разработку, значение ρ_в обычно известно. Для месторождении, находящихся в начальной стадии разведки, величину ρ_в опреде­ляют: а) по зависимости ρ_B = f (С_в) при известной температуре пласта (см рис. 2) в исследуемой скважине в соответствии с известным значением С_в, полученным по данным химического анализа пробы пластовой воды; б) по данным непосредственно­го измерения ρ_в в лаборатории на пробе пластовой воды, полу­ченной опробователем на кабеле (ОПК); в) по амплитуде ано­малии собственных потенциалов, зарегистрированной в изучае­мом пласте на диаграмме СП.

3. Вычисляют параметр Р_п по формуле Р_п = ρ_вп/ρ_в.

4. По зависимости Р_п = f(k_п), полученной для исследуемого класса коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образ­цах породы с учетом пластовых условий, определяют значе­ние k_псоответствующее вычисленному параметру Р_п.

Преимущество способа — его простота, основной недоста­ток — возможность определения k_птолько в законтурной части залежи которая может характеризоваться значениями k_п, отли­чающимися от значений k_пв пределах залежи. Этого недостатка лишены способы определения k_п по удельному сопротивлению промытой зоны ρ_пп и зоны проникновения ρ_зп продуктивного кол­лектора.

Определение k_п no величине ρ_пп.

1. Определяют величину ρ_пп по диаграмме одного из микроэлектрических методов, предпочтительнее МБК.

2. В продуктивном коллекторе полагают, что порода в промытой зоне насыщена фильтратом бурового раствора и остаточ­ной нефтью или газом, содержание которых характеризуется коэффициентами остаточного нефтенасыщения k_он или газонасы­щения k_ог. В соответствии с этим величина ρ_пп выражается фор­мулой

(VI.5)

где Р_он - параметр остаточного нефтенасыщения (в газоносном коллекторе вместо Р_он используют Р_ог - параметр остаточного газонасыщения), причем эти параметры связаны соответственно с k_он или k_огсоотношениями

, , (VI.6)

3. Рассчитывают параметр Р_п по формулам

, (VI.7)

Для глинистого коллектора в знаменателе выражений (VI.7) в качестве множителя вводят параметр поверхностной проводи­мости П, определяемый изложенным выше способом для задан­ных значений ρ_Ф и С_гл (см. рис. 4). Величину ρ_Ф, используемую в этой формуле, определяют по палеткам кривых ρ_Ф = f (ρ_р) для различных значений t = const, построенных по эксперименталь­ным данным, зная удельное сопротивление бурового раствора ρ_р по диаграмме скважинного резистивиметра.

Значения k_он(k_ог)и п берут на основании данных экспери­ментального изучения керна из исследуемого продуктивного го­ризонта или используют его значение в сходных коллекторах продуктивных отложений других хорошо изученных площадей. Чаще всего применяют коэффициент k_он(k_ог), равный 0,2÷0,3, и n = 1,6÷2.

4. Выбирают зависимость P_п = f(k_п) для исследуемого класса коллектора, полученную экспериментально на образцах изучае­мых отложений при насыщении их водой с удельным сопротив­лением, равным среднему значению удельного сопротивления ρ_ф фильтрата бурового раствора на данном месторождении. По выбранной зависимости определяют величину k_п, соответствую­щую вычисленному параметру Р_п. Для водоносных коллекторов решение задачи упрощается — величину Р_прассчитывают по формуле

(VI.8)

следовательно, информации о k_он(k_ог) и Р_он (Р_ог) не требуется.

Определение k_п по величине ρ_зп. Величину К_Ппо известному значению ρ_зп находят по той же схеме, что и по ρ_пп. Различия состоят в следующем.

1. Величину ρ_зп определяют по данным электрических мето­дов с несколько большим радиусом исследования по сравнению с микрозондами — по диаграммам малых зондов БЭЗ или зонда ближней зоны.

2. В формулах (VI.7) расчета Р_п,вместо ρ_пп используют ρ_зп, а вместо ρ_ф — величину ρ_вф — удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора с остаточной пластовой водой, не вытесненной из зоны проникновения. Значения k_они k_ог, приме­няемые в этих формулах, несколько отличаются от соответствующих коэффициентов для промытой зоны; для зоны проникнове­ния они при прочих равных условиях выше, чем для промытой зоны того же коллектора. Определенна k_п по ρ_зп можно разбить на два этапа.

Сначала рассчитывают фиктивный параметр пористости Р_пф по формуле

, (VI.9)

не учитывающей присутствия остаточной пластовой воды, нефти (или газа) в зоне проникновения продуктивного коллектора.

Затем находят истинное значение Р_пумножением Р_пф на по­правочный коэффициент q:

. (VI.10)

Для глинистых коллекторов в знаменателе выражения (VI.10) в качестве множителя подставляют еще параметр П, который находят по палетке рис. 4 для известных значений ρ_вф и С_гл. В практике интерпретации удобнее использовать сразу величину q, оп­ределяя ее не расчетом по формуле (VI.10), а по эмпирической связи между q и k_п(рис. 82); эту связь получают с использованием извест­ных значений ρ_зп, Р_п, ρ_ф и k_п для совокупности пластов-коллекторов с различной пористостью, величина k_пкоторых известна по данным другого геофизического метода — акустического, гамма-гамма-метода или представительного керна.

Для водоносного коллектора параметр Р_ппо величине ρ_вф рассчитывают по формуле

(VI.11)

Используемая в формулах (VI.10), (VI.11) величина ρ_вФ определяется выражением

(VI.12)

где z - доля остаточной пластовой воды в зоне проникновения. Для расчета ρ_вФ при заданных значениях ρ_Ф и ρ_в обычно ис­пользуют эмпирические зависимости ρ_вФ/ρв=f(ρ_вФ/ρв), составлен­ные для различных классов межзерновых коллекторов.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: