Выделение продуктивных коллекторов в разрезе скважин методами промысловой геофизики

Выделение коллекторов по взятым прямо с диаграмм качественным признакам — до настоящего времени основной способ обна­ружения пластов-коллекторов в разрезах скважин геофизическими методами. Однако эти методы не могут быть применимы в скважинах, бурящихся на технической воде или нефильтрующемся растворе. Часть методов можно использовать только в отдельных параметрических скважинах, где геофизические исследования проводятся расширенным комплексом. Поэтому разработаны геофизические способы выделения коллекторов, основанные на использовании количественных критериев, т. е. значений различных параметров, соответствующих границе коллектор-неколлектор. В качестве таких параметров используют: а) коэффициент проницаемости К_ПР и соответствующие ему значения коэффициентов пористости К_П и глинистости (С_ГЛ, К_ГЛ или η_ГЛ) для про­дуктивных и водоносных коллекторов; б)коэффициенты фазовой проницаемости по нефти и газу К_{ПР Н}, К_{ПР Г} и соответствующие им значения коэффициентов нефтенасыщения К_Н, газонасыщения К_Г или водонасыщения К_В для продуктивных коллекторов; в) геофизические параметры: относительные амплитуды на диаграммах собственных потенциалов ά_СП, гамма-метода ∆I_γ для продуктивных и водоносных коллекторов, удельное сопротивление Р_П и параметр насыщения Р_Н для продуктивных коллекторов. Все эти способы, связанные с использованием граничных значений параметров, характеризующих коллекторские свойства (К_ПР, К_П) и литологию пород (С_ГЛ, К_ГЛ η_ГЛ), а также сопряженных с ними значений соответствующих геофизических параметров, основаны на пред­ставлении о нижнем пределе экономически рентабельного дебита нефти Q_{Н ГР} или газа Q_{Г ГР}, который принят для данного района. Используя типичные значения эффективной мощности h_ЭФ продуктивного пласта в исследуемых отложениях, депрессии ∆р, при которых производится опробование и в дальнейшем будет проводиться эксплуатация залежи, рассчитывают граничное значение удельного коэффициента продуктивности для нефтеносного коллектора η_{ПР ГР}, соответствующее Q_{Н ГР} по формуле: η_{ПР ГР}= Q_{Н ГР}/∆р h_ЭФ.

Зная η_{ПР ГР}, с учетом вязкости нефти μ_Н в пластовых условиях рассчитывают граничную величину К_{ПР ГР}, характеризующую границу коллектор — неколлектор, по формуле:

К_{ПР ГР}= , где R_К — радиус контура питания скважины; R_С — радиус сква­жины. Для газоносного коллектора с_{пр гр} вычисляют по формуле

, где μ_Т — вязкость газа в пластовых условиях; z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Т_ПЛ и Т_АТ — абсолютные температуры пласта и на устье скважины; Р_ПЛ и Р_ЗАБ —пластовое и забойное давления; а — эм­пирическая константа.

Рис. 1 Выделение коллектора в карбонатном разрезе по критическому значению К_{П ГР}.

Полученное таким образом граничное значение К_{ПР ГР} является условным, соответствующим принятому коэффициенту η_{ПР ГР}, т. е. современному техническому уровню разработки месторождений не­фти и газа и состоянию экономики нефтяной и газовой промышлен­ности. С развитием совершенных методов разработки и изменением экономических критериев граничные значения Q_ГР, η_{ПР ГР}, К_{ПР ГР} будут изменяться. Однако для конкретных геологических объектов в раз­личных районах эти значения могут быть на ближайшие 3 — 5 лет и более приняты постоянными. Оценка величины К_{ПР ГР}, выполненная таким образом для продуктивных отложений нефтедобывающих районов, показала, что значение К_{ПР ГР} существенно (приблизительно на порядок) различается для нефтеносных и газоносных объектов. Для нефтеносных коллекторов различных районов величина К_{ПР ГР.} изменяется в пределах 2 —10 мкм². Для выделения коллекторов может быть использовано граничное значение пористости пласта К_{П ГР}. Для этого по диаграммам геофизи­ческих методов определения пористости (интервального времени ∆T, интенсивности, вторичного гамма-излучения lnγ, рассеянного гамма излучения I_γγ и др.) выделяют в исследуемом интервале разреза кол­лекторы, исходя из граничного значения К_{П ГР.} и соответствующих ему граничных значений ∆Т_ГР, относительной амплитуды — ∆I_{γγ гр}. на кри­вой НГМ, объемной плотности δ_{П ГР.} на диаграмме ГГМ. Величины ∆Т_ГР, ∆Inγ _ГР, δ_{П ГР} находят соответственно по корреляционным связям между ∆T и К_П ∆Inγ и объемным водосодержанием ώ_Н2О (с учетом глинис­тости), параметрами δ_П и К_П для изучаемых пород. На диаграммах методов ∆Т, Inγ, I_γγ в пределах исследуемого интервала разреза про­водят линию, параллельную оси глубин, соответствующую граничному значению ∆Т_ГР, ∆ Inγ или δ_{П ГР} и разделяющую всю совокупность пластов в разрезе на коллекторы (для них ∆Т>Т_ГР, ∆Inγ<∆ Inγ _ГР,δ_П < δ_{П ГР}) и неколлекторы. Если на диаграмму нанесена шкала К_П, разделяющую линию проводят непосредственно по значению К_П = К_{П ГР}. на этой шкале (рис. 112). Выделение коллекторов с использованием граничной величины /сп гр получило распространение главным образом для карбонатных разрезов. Диаграммы геофизических методов U_cn и J_y позволяющих расчле­нить отложения по глинистости, широко используют для выделения коллекторов в терригенном разрезе.