Складнопобудовані колектори нафти та газу. Ознаки їх виділення, визначення вторинної пористості колекторів

Проблема вивчення складнопобудованих карбонатних колекторів є комплексною, оскільки підходи до розв'язання завдань на різних етапах дослідження взаємопов'язані та в багатьох випадках визначають один одного. Непредставницький керновий матеріал (виноситься, як правило, тільки ущільнена частина породи) істотно утруднює вивчення таких порід за результатами лабораторних досліджень керна і приводить до необхідності комплексного використання астрофізичних, геофізичних, гідродинамічних і промислових даних.

Як відомо, карбонатні колектори відрізняються від теригенних більшою різноманітністю структури ємнісного простору, меншою глинистістю та більш низькими граничними значеннями пористості. Ці особливості визначають ефективність тих геофізичних методів, показання яких залежать головним чином від величини і типу пористості. Такими є електричні, ядерні та акустичні методи, які лежать в основі практично всіх на сьогодні відомих способів виявлення карбонатних колекторів і визначення їх підрахункових параметрів. Ознаки виділення карбонатних колекторів з переважно міжзерновою пористістю аналогічні ознакам для теригенних колекторів, передусім граничних значень К_п^гр, К^гр_гл, або геофізичних параметрів, пов'язаних з коефіцієнтом пористості та глинистості: І_nγ, ΔТ,І_γγ,І_γта ін.

Широко відомий метод Віллі-Нечая, поряд із визначенням ємнісних властивостей породи, у сприятливих випадках дозволяє оцінювати і характер насичення колектора (нафта, вода). Метод базується на спільній інтерпретації даних одного з методів електрометрії (звичайно БКЗ або бк) та методу пористості (НГМ). Суть у тому, що показання НГМ практично не залежать ні від структури пустотного простору, ні від характеру насичення, у той же час як питомий опір визначається пористістю колектора, типом пор і характером насичення ємнісного простору. Існує ряд модифікацій цього методу.

1.Власне метод Віллі-Нечая, який передбачає побудову за кожною свердловиною лінії залежності . Для водонасичених порід із міжзерновою пористістю. За розташуванням точок з координатами Р_п, І_пγ, які відповідають пластам, що інтерпретуються, відносно цієї лінії, судять про тип колектора та характер його насичення (попластова обробка).

2.Спосіб нормалізації кривих БК-НГМ - спосіб Н.З.Заляєва, який передбачає зіставлення нормалізованих діаграм БК і НГМ по всьому розрізу свердловини (безперервна обробка). При такому зіставленні нормалізовані криві БК та НГМ суміщаються напроти водонасичених пластів із міжзерновою пористістю. У решті випадків за характером розходження кривих судять про насиченість розрізу і його ємнісні властивості.

Недоліком цих модифікацій є те, що для їх реалізації необхідно вибрати в розрізі хоч би два опорні пласти з явною міжзерновою пористістю і насичені водою. Але для цього необхідно знати літологію розрізу, колекторські властивості порід та характер їх насичення, тобто те, що є кінцевим результатом інтерпретації даних ГДС.

3. Методика класифікації складнопобудованих карбонатних колекторів за типом пористості та характером насичення з одночасною оцінкою ємнісних властивостей породи розроблена на кафедрі геофізики під керівництвом проф. В.М. Курганського на основі вирішення системи кореляційних рівнянь виду: К_п = f(Р_п) i К_п = f(Р_п, І_nγ).

Так само, як і широко відомий спо­сіб розчленування пластів за афтоводонасиченням Віллі-Нечая та його модифікація, яка запропонована І.3.Заляєвим, дана методика пропонує використовувати методи опорів і нейтронний гама-метод (НГМ).

Але головною й вирішальною відмінністю є те, що за опорну (базисну) лінію, яка виражає залежність між параметрами, що характеризують водонасичену породу з міжзерновою пористістю, взята лінія залежності Кп = f(Рп),.а не залежність Р_п = f(І_nγ). Залежність Кп = f(Р_п), яка побудована за даними лабораторних досліджень є, як відомо, єдиною стан­дартною для даних порід родовища. Крім цього, вона відображає властивості дійсно водонасиченої породи з переважно міжзерновою (блоковою) пористістю (в лабораторних умовах зразок насичується аналогом пластової води, а сам зразок представляє собою блокову (матричну) частину породи, оскільки на поверхню виноситься, як правило, керн без тріщин і каверн). Залежність же Рп = f(І_nγ) (або модуль Заляєва) будується для кожної свердловини окремо для плас­тів ймовірно водонасичених та ймовірно з міжзерновою пористістю. Причому підхід до вибору таких пластів вельми суб'єктивний: які-небудь кількісні критерії відсутні, а якісні неоднозначні.

Нарешті, спільне використання рівнянь К_п = f(Р_п) i К_п = f(Р_п, І_nγ) дає змогу оцінювати пористість не тільки водоносних, але й нафтоносних пластів.

При вивченні вторинної пористості колекторів, яка, як правило, є ефективною нафтонасиченою всі дослідники додержуються однієї і тієї ж схеми:

1) визначається повна ємність породи; 2) визначається первинна міжзернова пористість породи (у багатьох випадках неефективна пористість блока); 3) різниця між повною та міжзерновою дає вторинну пористість: (Кп_вт =Кп_пов –Кп_о =Кп_к +Кп_т).

В.В.Ларіоновим і Н.В.Фармановою запропоновано спосіб оцінки вторинної пористості за даними НГМ та керна. Повна пористість визначається методом двох опорних горизонтів за діаграмами НГМ, міжзернова оцінюється як середня за даними аналізів керна. Недолік такого підходу очевидний. Міжзернова пористість оцінюється за вибіркою (зауважимо, не завжди представницькою) даних, які характеризують щільні частини розрізу (нагадаємо, що керн виноситься і характеризує здебільшого щільні породи), і як константи переноситься на проникні частини, де порода може мати інші колекторські властивості: іншу інтергранулярну пористість, глинистість, водонасиченість тощо.

Своєрідним є підхід до вивчення середовищ зі складною будовою ємнісного простору, запропонований В.М.Добриніним. Його методика грунтується на понятті про ізотермічний коефіцієнт стискання пористого тіла βо =f(К_п, β_п, β_тв, β_ф, μ_п), де Кп - пористість гірської породи; β_п, β_тв, β_ф, - коефіцієнти стискання відповідно пор, скелета породи і флюїду, що насичує ці породи; μ_п - коефіцієнт, який враховує вплив стискання включень (глинистих та інших) у порах породи.

Математичне моделювання породи-колектора на базі понять тензорної петрофізики, яке застосовується Г.Т.Продайводой, С.А.Вижвой та іншими в його дослідженнях складнопобудованих середовищ, дозволяє, використовуючи дані НГМ, АМ та ЕМ, кількісно оцінювати вклад різних типів пористості у поровий простір порід-колекторів.