Выделение коллекторов в однородных и неоднородных продуктивных пластах
Практика показывает, что однородные продуктивные пласты, содержащие залежи нефти и газа, представляют собой редкое явление. Большинству пластов присуща геологическая неоднородность.
Геологическая неоднородность продуктивных пластов
Неоднородность продуктивных пластов обусловлена различиями гранулометрического состава пород, формы частиц и их упаковки, степени отсортированности коллекторов, состава цементирующего материала, а также уплотнения осадков. Она проявляется в изменчивости пород по площади и разрезу, а также в различного рода литолого-фациальных замещениях — песчаников алевролитами и глинами, алевролитов глинами, известняков мергелями и т. п., т. е. литолого-фациальная изменчивость сводится к замещению хорошо проницаемых пород малопроницаемыми и непроницаемыми. Неоднородность, связанная с изменением коллекторских свойств продуктивных пластов и их литолого-фациальной изменчивостью, называется микронеоднородностью. Наряду с этим в продуктивных пластах различают макронеоднородность, которая выражается в расчлененности пластов на ряд проницаемых прослоев по площади и разрезу, в изменении мощности отдельных прослоев. Микро- и макронеоднородность изучаются геологическими и вероятностно-статистическими методами. Однако, прежде чем оценить неоднородность, необходимо выделить коллекторы в пределах продуктивного пласта.
Выделение эффективной мощности пласта по прямым качественным признакам
Вследствие ограниченности отбора керна выделение коллекторов в продуктивном разрезе основывается на геофизических методах исследования скважин и осуществляется по прямым качественным признакам.
В терригенных породах при вскрытии продуктивных пластов на глинистом растворе, менее минерализованном, чем пластовая вода, и при создании противодавления на пласт к основным прямым качественным признакам относят следующие (по Б. Ю. Вен-дельштейну, Р. А. Резванову):
1) сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным, фиксируемое на кавернограмме; присутствие глинистой корки, фиксируемое на коркограмме; 212
2) положительное приращение на диаграмме микрозондов; при этом на общем фоне невысоких значений показания микропотенциал-зонда выше показаний микроградиент-зонда;
3) изменение показаний различных геофизических методов во времени, отражающее формирование зоны проникновения в коллектор фильтрата глинистого раствора.
Для выделения коллекторов межзернового типа в карбонатном разрезе применимы те же прямые качественные признаки. Так как на величину межзерновой пористости в карбонатных породах существенное влияние оказывает содержание нерастворимого остатка, выделение коллекторов осуществляют путем сравнения кривой Б К (экранированного зонда) с кривой НГМ, имеющих одинаковый масштаб пористости.
Вследствие ряда факторов, связанных с качеством раствора, и по другим причинам геофизические методы не всегда надежны. Пласты, выделенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков. В связи с этим возникла необходимость определения кондиционных пределов параметров продуктивных пластов (количественных критериев).
Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов
Кондиционными называют такие минимальные значения параметров пластов, при которых флюид может поступать в скважину.
При выделении коллекторов по количественным критериям определяющими должны служить параметры, характеризующие их фильтрационные свойства: проницаемость по керну и другие параметры по геофизическим данным. Особо должно учитываться кондиционное значение глинистости. Такой подход обусловлен тем, что именно фильтрационные свойства пород определяют возможность получения притока в скважине. Основными признаками, характеризующими породу как коллектор, следует считать получение из нее при опробовании скважины нефти, газа или воды, а также определенную величину притока. Параметром, отражающим эти признаки, является удельная продуктивность скважин q, рассчитываемая по формуле q = Q/(A/?/z9(j,. оп), где Q — начальный дебит в скважине по нефти или воде в т/сут или по газу в м3/сут; Ар — депрессия, МПа; /гэф. оп — эффективная мощность опробованной части пласта или его прослоя, м.
Для определения кондиционного предела коллектор—неколлектор (К—НК) исследуется статистическая связь между одним из геофизических параметров (асп, /„v, пористостью по геофизическим данным и т. п.), характеризующими продуктивные интервалы пласта, и удельной продуктивностью скважин в этих интервалах.
За кондиционные берутся такие значения, например асп, определенные по геофизическим данным, которым на указанной
|
^СоÄљ„7рисЮТ89ТГТ 3"аЧе""е УДМЬНОЙ W™»°™, Чтобы на диаграммах скважин выделить эффективную мотногтт, проницаемого пласта (прослоя), сначала используютпрямые ка явственные признаки. Затем около интервалов к^ждогГпрослоя подписываются значения асп и отмечается мощность кКой это значение соответствует. Если асп какого-либо интерва та внутри прослоя или всего прослоя в цТлом окажется меньше кон
ГваГсГтаТи61^' Т° ТЗКИе непР°ни^мые интервалы^6Р1То-вываются. Таким образом учитываются кондиционные поелелы
гП0°анМи°™НОп^ ПЛЗСТа (ПРОСЛОЯ)' Не^хоДимо\1жеЫуестПаРнеовИТь площади. раСпР°стРанения проницаемого пласта (прослоя) по
Дата добавления: 2015-01-10; просмотров: 4332;