Изменяются ли показания методов ГИС в плотных пластах и в интервалах коллекторов при проведение повторных исследований? Какие задачи решают по данным временных исследований?

Выделение пластов-коллекторов осуществляют при литологическом расчленении разреза. Признаки, по которым выделяют коллекторы, определяются характером разреза, типом коллектора, условиями бурения скважины.

Коллекторами будем считать породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке. По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям. По вещественному составу различают терригенные, карбонатные и их смешанные типы. По морфологии порового пространства коллекторы делятся на поровые (межзерновые, гранулярные), трещинные, каверновые и смешанные (порово-трещинно-каверновые).

Коллекторы отличаются от вмещающих пород проницаемостью, пористостью и глинистостью, что является предпосылкой для выделения их по геофизическим методам.

Выделение пластов-коллекторов осуществляют при литологическом расчленении разреза. Литологическое расчленение разреза скважин в пределах перспективных интервалов предусматривает выделение пластов, различающихся по геофизическим свойствам, определение их границ и глубины залегания.

Признаки выделения коллектора по геофизическим материалам можно разделить на две группы:

Первая группа объединяет прямые качественные признаки, основанные на более высокой проницаемости коллектора по сравнению с вмещающими породами и на проникновении в коллектор фильтрата глинистого раствора.

Вторая группа включает косвенные количественные критерии коллектора, основанные на отличие коллектора от вмещающих пород по пористости, проницаемости и глинистости: это позволяет выделить пласты-коллекторы в интервалах с повышенной пористостью, проницаемостью и пониженной глинистостью по диаграммам соответствующих геофизических методов.

Принадлежность выделенных пластов к определенному литологическому типу определяется по совокупности признаков на диаграммах различных методов ГИС.

В целом продуктивный разрез по данным ГИС можно расчленить на песчано-алевритовые породы, аргиллиты и карбонатизированные (плотные) и углистые разности.

Геологический разрез Биттемского месторождения представлен терригенными осадками. Коллекторы на рассматриваемом месторождении имеют слоистую текстуру с многочисленными рассеянными включениями глинистых минералов и относятся к межзерновому типу, представлены разнозернистыми песчаниками полимиктового состава, при выделении которых по данным ГИС накоплен достаточно большой опыт. Они уверенно выделяются по прямым качественным признакам, обусловленным проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты-коллекторы.

4. Приведите способы определения проницаемости коллекторов.

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку рис. 5.

Рис. 5 Пример массивной пакетной упаковки глин - фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 5.1 Пример упорядоченной пакетной упаковки глин - фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.

Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) - проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте, газо и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы.

При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы нефтью, водой и газом.

Водонасыщенность SВ - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте и газонасыщенности:

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1.

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 6).

Рис. 5.2 Области распространения одно, двух и трёхфазного потоков: 1. - 5% воды; 2. - 5% нефти; 3. - 5% газа

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно, двух, и трёхфазного потока.

Проницаемость пород подразделяют на абсолютную, эффективную (фазовую) и относительную. Абсолютной (физической) называется проницаемость пористой среды или однородной жидкости при отсутствии физико-химического воздействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью. Эффективной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной. Относительная проницаемость равна отношению эффективной проницаемости к абсолютной однофазной.

Проницаемость коллекторов по данным ГИС может оцениваться:

· - по данным гидродинамического каротажа м эффективная проницаемость К пр.эф;

· - по статистической двухмерной или трехмерной связи между коэффициентом абсолютной проницаемости Кпр пород по керну и геофизическими параметрами;

Наиболее правильная оценка эффективной проницаемости продуктивного пласта может быть дана на основе гидродинамических исследований в открытом стволе ГДК, которые дают информацию о величине пластовых давлений и эффективной проницаемости пород в прискважинной зоне. Ввиду малой глубинности исследования этим методом (менее 10 см от стенок скважины) результаты исследования коллекторов существенно подвержены влиянию зоны проникновения фильтрации и кольматации.

Корреляционные связи между Кпр и геофизическими параметрами апс,?Jгк могут иметь место только ряд пород с рассеянной глинистостью. При определении Кпр по статистическим связям типа «геофизика-керн» можно использовать двухмерные или трехмерные связи между апс, абсолютной проницаемостью Кпр и Кп этих же пластов по керну. По двухмерным связям, например апс=ѓ(Кпр) оценивается проницаемость по разрезу, которая нашла широкое применение при определении проницаемости пласта. Наиболее надежна эта связь для коллекторов, у которых параметры апс, Кпр изменяются в основном под влиянием глинистости. В слабоглинистых и чистых коллекторах с апс близким к 1, и высокой проницаемостью связь между апс и Кпр практически отсутствует, поскольку параметр Кпр таких коллекторов зависит главным образом от гранулометрического состава скелетных зерен. Корреляционная связь между параметрами?Jгк и Кпр характеризуется уменьшением?Jгк с ростом Кпр для пород, проницаемость которых контролируется глинистостью. Следует иметь в виду, что при использовании статистических связей типа «геофизика-керн» оценивается величина Кпр не для пластовых, а для атмосферных условий, которая может значительно отличаться от естественной проницаемости пласта за счет экстрагирования образцов и изменения их текстуры и структуры при отборе и подъеме керна на поверхность.

Известен способ определения эффективной проницаемости коллекторов нефти и газа путем принудительной фильтрации флюида через образец заданной геометрической формы, насыщенный дистиллированной водой, и измерения характеристик процесса фильтрации.

Недостатками этого способа являются длительность, сложность используемого оборудования и невозможность исследования керна большого диаметра.

Наиболее близким к изобретению является способ определения эффективной проницаемости пористых коллекторов нефти и газа путем принудительной фильтрации флюида через образец заданной геометрической формы, насыщенный дистиллированной водой, и измерения коэффициента открытой пористости и характеристик процесса фильтрации, причем в качестве флюида используют раствор электролита, фильтрацию осуществляют электроосмотически при приложении к электродам постоянного напряжения, регистрируют величину электрического тока до его стабилизации, а величину эффективной проницаемости К рассчитывают по формуле

рис. 5.3