РАСЧЛЕНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

Расчленение продуктивной части разреза скважины — это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью ком­плекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в на­стоящее время основное место занимают геофизические ме­тоды, которыми в обязательном порядке исследуются сква­жины всех категорий (поисковые, разведочные, нагнетатель­ные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования ин­тервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.

Достоверность расчленения зависит от степени изученнос­ти геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей гео­физической характеристики района, полученной сейсмичес­кими методами. Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в ком­плексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущест­венно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и силь­нотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам.

Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности.

Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, вы­деляются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы - про наибольшему отклоне­нию кривой ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины. Для выделения малопористых плот­ных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополни­тельно электрическое микрозондирование, нейтронный гам­ма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж.

Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гам­ма-каротажную кривую.

Коллекторы в карбонатном разрезе (известняки и доло­миты) имеют различные структуры пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофи­зическим материалам весьма сложно.

Петрофизические свойства микрокавернового (“норово­го”) карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расч­ленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть полу­чены по данным микрозондирования.

Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации:

электрометрия, нейтронный каротаж, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное исполь­зование данных радиометрии и акустического каротажа и др.

Учитывая отмеченные особенности подходов к расчлене­нию терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается опре­деленный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.

На рис. 24 приведены типичные кривые различных гео­физических методов, позволяющих выделять интервалы пород-коллекторов в разрезах скважин. Эти методы следу­ющие:

1 — метод сопротивлений — по расхождению кривых кажущихся сопротивлений р_к зондов малого и большого раз­мера;

2 — метод микрозондов (МЗ) — по положительному при­ращению микропотенциал-зонда (МПЗ) над микроградиент-зондом (МГЗ): ;

3 - метод потенциалов собственной поляризации (СП) - по отрицательной аномалии ΔU_сп;

4 — метод естественного гамма-излучения (ГМ) — по низ­ким значениям I_у;

5 — гамма-гамма метод (ГГМ) — по повышенным значе­ниям 1_у;

6 — метод изотопов — по повышенным значениям I_у в сравнении с фоновыми значениями после закачки изотопов;

7-11 -нейтронные и нейтронные гамма-методы (ННМ и НГМ) — по понижающимся значениям 1_п ,; 1_{п н}; 1_п (карбонатные коллекторы); при высокой минерализации вод по хлору коллекторы могут выделяться повышенными значе­ниями I_h и пониженными значениями 1_п , измеренными зон­дами разного размера (L и L_n);

12 — метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) — по повышенному значению IЯМР;

13 — ультразвуковой метод — по достаточно высоким значениям интервального времени пробега волны Δτ_п;

14 — метод кавернометрии — по увеличению толщины глинистой корки (сужению диаметра ствола скважины d_c по сравнению с номинальным ее диаметром d_H);

15 — метод продолжительности проходки — по низким значениям τ_пр.

Рис. 24. Характеристика коллекторов по данным различных геофизических методов исследования скважин (по В.Н. Дахнову).

Песчаники характеризуются:

1. широким диапазоном изменения р_к; для газоносных и нефтеносных пород обычно характерны высокие значения р_к, для водонасыщенных — низкие;

2. отрицательными аномалиями ΔU_сп, уменьшающимися при увеличении глинистости песчаного пласта;

3. более высокими, чем у глин, значениями р_кз, при этом Ркмпз > Ркмгз (кривые расходятся);

4. низкими значениями I_у, повышающимися против глинис­тых полимиктовых и глауконитовых песчаников;

5. понижением значений I_vv и Δτ_п с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением глинистости;

6. широким диапазоном изменений I_{п v} , и I_п в зависимости от пористости, степени цементации и характера насыщенно­сти;

7. уменьшением d_c из-за образования глинистой корки.

Определение литологического состава пород-неколлекто­ров по промыслово-геофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках.

Глиныобычно характеризуются:

1. низкими значениями р_к, которые увеличиваются при по­вышении плотности и карбонатности глин;

2. положительными аномалиями ΔUп (кривая занимает крайнее правое положение);

3. совмещением значений р_кМГЗ и р_кМПЗ, примерно равных сопротивлению промывочной жидкости (глинистого раствора Pр): Ркмгз = Ркмпз = Pр (кривые почти сливаются);

4. высокими значениями I_у;

5. высокими значениями I_vv, снижающимися в более плотных разностях;

6. низкими показаниями I_{n v} и I_n;

7. максимальными значениями Δτ_п;

8. увеличением d_c по сравнению с d_H;

9. ростом геотермического градиента Г.

Глинистые сланцы характеризуются более высокими, чем у глин, значениями р_к, I_{n v} и I_n , больiими показаниями ΔU_сп, более низкими значениями I_vv и Δτ_п ; незначительным увели­чением d_c илиноминальным его значением.

Карбонатные породы(известняки и доломиты) характери­зуются:

1. широким диапазоном изменения р_к в зависимости от типа и значения пористости, характера насыщения; нефтегазонасыщенные породы имеют более высокие значения р_к, чем водонасыщенные;

2. отрицательными амплитудами ΔU_сп, уменьшающимися при увеличении глинистости;

3. низкими значениями I_у, возрастающими с увеличением глинистости;

4. низкими значениями I_уу , возрастающими с увеличением пористости пород;

5. широким диапазоном изменения I_{n у} и I_n в зависимости от пористости, плотности пород и характера их насыщения;

6. низкими значениями Δτ_п, увеличивающимися при повы­шении глинистости;

7. зависимостью величины d_c от структуры пустотного про­странства: в плотных разностях d_c = d_H, в карстовых полос­тях d_c » d_H, в карбонатных породах с трещинным пустот­ным пространством возможно d_c > d_H, в породах с межзер­новой пористостью d_c < d_H;

8. небольшими значениями Г.

Гидрохимические осадки (ангидриты, соли)характеризу­ются очень высокими значениями р_к; незначительными амп­литудами ΔU_сп; минимальными значениями I_у и низкими I_уу; максимальными показаниями I_{n у} и I_n; низкими значениями Δτ_п; номинальными значениями d_c; очень низкими значения­ми Г.

На рис. 25 приведены характерные кривые геофизических методов для различных типов пород.

Рис. 25. Кривые радиометрии скважин в осадочных поводах (по В.Н.Дахнову):

1 — глины; 2 — аюгиллиты; 3 — пески; песчаники; 4 — плотные; 5 — рыхлые; известняки: 6 - чистые; 7 - глинистые; 8 - высокопористые; 9 -гипсы; 10 - ангидриты; 11 - галит; 12 - калийныесоли; 13 - борсодержащие соли

От полноты комплекса геофизических исследований, правильного его выбора, для конкретных условий, освещенности разреза керном зависит степень детальности расчленения разреза скважины.

Еще раз следует отметить, что в терригенном разрезе петрофизические свойства пород обусловлены глинистостью и поэтому здесь наиболее информативны показания р_к, U_cn и I_у. Карбонатные породы в основном различаются по типу пустотного пространства и его величине, поэтому в карбо­натном разрезе более информативны нейтронные и акусти­ческие методы и метод сопротивлений.

Результаты расчленения разреза скважины представляются в виде литологической колонки, на которой приводятся кри­вые основного комплекса геофизических исследований.

Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет опре­делить в каждой скважине один из важных параметров, не­обходимый как для подсчета запасов, так и для эффективной организации разработки залежей и эксплуатации отдельных скважин, — толщины пластов и горизонта.

При изучении разрезов скважин выделяются: 1) общая толщина горизонта (пласта) — расстояние от кровли до по­дошвы, определяемое в стратиграфических границах; 2) эф­фективная толщина, равная общей толщине за вычетом тол­щины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе гори­зонта; 3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, рав­ная суммарной толщине прослоев нефтегазонасыщенных коллекторов. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефте-насыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта неф­тенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхнос­ти ВНК или ГВК.

Значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно су­щественно. Для отображения изменения названных толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (изопахиты - линии равных значений толщины). Метод по­строения карты изопахит такой же, как и структурной кар­ты, — линейная интерполяция. В пределах внутреннего кон­тура нефтегазоносное значения конфигурации изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внут­реннего контура к внешнему идет закономерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтега­зоносное одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактиче­ски границей залежи.