Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС

Утверждено Редакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособия

 

Издательство

Пермского государственного технического университета

2007

УДК 550.832

ББК 26.21

К71

 

Рецензенты:

д-р техн. наук, академик РАЕН, ООО «ПермНИПИнефть» Н.И. Крысин;

канд. техн. наук, доцент кафедры геофизических исследований ПГУ С.В. Горожанцев

Косков, В. Н.

К71 Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС: учеб. пособие / В. Н. Косков, Б. В. Косков. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. – 317 с.

ISBN 978-5-88151-859-2

 

Рассмотрены основы петрофизики горных пород. Описана физическая сущность и области применения методов геофизических исследований скважин (ГИС). Освещена роль ГИС при решении геологических задач – литолого-стратиграфического расчленения разрезов скважин, выделения нефтегазовых коллекторов и определения их физических свойств и меж- скважинной корреляции. Приведены сведения по использованию персо- нальных компьютеров и программных технологий при обработке данных ГИС и возможности использования результатов обработки материалов ГИС при проектировании и контроле процессов разработки нефтегазовых место- рождений. Изложены методы изучения технического состояния скважин.

Предназначено для студентов, изучающих дисциплину «Геофизические исследования скважин», может быть полезным студентам различных гео- логических специальностей, изучающим дисциплины: «Геофизика», «Про- мысловая геофизика», «Геофизические методы стратиграфической корре- ляции», «Геофизические методы по контролю за разработкой».

 

УДК 550.832

ББК 26.21

Издано в рамках приоритетного национального проекта «Образова- ние» по программе Пермского государственного технического универси- тета «Создание инновационной системы формирования профессиональ- ных компетенций кадров и центра инновационного развития региона на базе многопрофильного технического университета».

ISBN 978-5-88151-859-2      © ГОУ ВПО «Пермский государственный

технический университет», 2007

ПРЕДИСЛОВИЕ

Геофизические методы исследования скважин, базирующие- ся на современных физических методах исследования горных пород, используются для изучения геологического строения недр по скважинным разрезам, выявления и оценки запасов углеводо- родного сырья, использования промыслово-геофизической ин- формации при проектировании, контроле и анализе разработки месторождений нефти и газа и технического состояния скважин.

В последние годы разработаны новые методы геофизическо- го исследования скважин (ГИС), повсеместно внедряется совре- менная геофизическая аппаратура, позволяющая оперативно производить комплексную обработку и интерпретацию промы- слово-геофизической информации с помощью ЭВМ и персональ- ных компьютеров, использующих новейшие средства программ- ного обеспечения.

Комплекс ГИС назван промысловой геофизикой. В нефтяной и газовой промышленности бурение скважин и эксплуатация про- дуктивных пластов осуществляется в основном по данным ГИС.

Геотермические измерения в скважинах (первые геофизические исследования в России) были выполнены еще в 1906 г. (Д. В. Голу- бятниковым), а в 1929 г. и в последующие годы был внедрен элек- трический каротаж с замерами КС и ПС (Л. М. Альпин, В. Н. Дахнов, С. Г. Комаров и др.).

В 30-х гг. прошлого века были получены первые результа- ты гамма-каротажа (В. А. Шпак, Г. В. Горшков, Л. М. Курбатов), в 1941 г. Б. М. Понте-Корво был предложен нейтронный каро- таж, а в конце 50-х гг. Е. В. Карусом был разработан акустиче- ский каротаж.

В это же время с развитием геофизических методов разрабаты- вались методы изучения технического состояния скважин – инкли- нометрия, кавернометрия, термометрия, резистивиметрия, отбор кер- на боковыми грунтоносами из стенок скважины, перфорация колонн

при вскрытии пластов, торпедирование, метод опробования пластов приборами на кабеле (ОПК) и др.

В 60-е гг. были разработаны и внедрены новые методы каро- тажа: индукционный (С. М. Аксельрод, М. И. Плюснин), боковой (В. Т. Чукин, А. Г. Мельников), а в 70-е – ядерный магнитный каротаж.

Углубленная обработка промыслово-геофизической информа- ции, получаемой в процессе бурения и эксплуатации скважин, по- зволяет решить большой спектр геологических задач. Значительную часть сведений о пересеченных скважинами отложениях получают при интерпретации данных ГИС, которые вместе с материалами литологического и палеонтологического изучения образцов горных пород и скважинных испытаний пластов используются для создания литолого-стратиграфических описаний разрезов скважин, характе- ристики каждого из вскрытых скважиной пластов, построения схем корреляции и т. п. (В. Н. Дахнов, 1982; В. А. Долицкий, 1966 и др.). Таким образом, материалы ГИС являются важнейшим источником информации о геологическом строении нефтяных и газовых место- рождений.

Интенсивное развитие промысловой геофизики привело к не- обходимости создания науки о физико-химических свойствах гор- ных пород, их взаимных связях и закономерностях изменения – петрофизики (В. Н. Кобранова, 1962; А. М. Нечай, 1954; Н. А. Перь- ков, 1963 и др.).

Большие возможности использования результатов обработки геофизических скважинных наблюдений при поиске и разведке нефтяных месторождений, при подсчете запасов углеводородного сырья, проектировании и контроле процессов разработки место- рождений отмечены многими исследователями (Б. Ю. Вендель- штейн, 1971; С. С. Итенберг, 1978; С. Г. Комаров, 1973 и др.).

Значительные исследования в области геофизических иссле- дований скважин выполнены зарубежными учеными Г. Доллем, С. Пирсоном, Г. Гюйо, Р. Дебрантом и др.

Внедрение машинной обработки данных ГИС позволило опера- тивно решать большое количество геологических задач: расчленение и корреляция разрезов скважин, построение всевозможных прог- нозных карт, определение количественных геопараметров и т. п. (Н. Н. Сохранов и А. Е. Кулинкович, 1966; А. И. Волков, 1980; Ш. А. Гу- берман, 1987; М. М. Элланский, 1978 и др.).

Результаты указанных работ, раскрывающих возможности мето- дов ГИС и методики их интерпретации, а также личные публикации авторов были учтены при составлении настоящего учебного пособия.

В настоящей работе также обобщены и систематизированы наиболее известные методы интерпретации данных ГИС на ЭВМ и дана их краткая характеристика. Приведено описание алгорит- мов и программ машинной интерпретации промыслово-геофизи- ческих материалов, разработанных при непосредственном уча- стии авторов.

ВВЕДЕНИЕ

В нефтяной и газовой промышленности бурение скважин про- изводят не только для поисков и разведки месторождений углеводо- родного сырья, но и для их разработки. В целях изучения геологиче- ского разреза скважин, их технического состояния и контроля за ре- жимом разработки месторождений в них проводятся геофизические исследования скважин (ГИС). Комплекс ГИС, проводимый в скважи- не, называется промысловой геофизикой.

Изучение геологического разреза скважины по геофизическим данным заключается в определении последовательности и глубины залегания пластов горных пород, их литолого-петрографических и коллекторских свойств, содержания в них полезных ископае- мых и оценке степени их насыщения нефтью, газом или водой. По данным ГИС определяются количественные параметры, не- обходимые для подсчета запасов нефти и газа:

– эффективная мощность коллектора;

– положение водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК)

контактов;

– коэффициент пористости K _п продуктивных пластов;

– коэффициент нефтегазонасыщения K _нг коллекторов;

– коэффициент вытеснения нефти K _выт и др.

Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений включает в себя комплекс геофизических исследований в дейст- вующих скважинах, размещенных в пределах эксплуатируемой залежи. При проектировании и контроле разработки нефтегазовых месторождений методами ГИС решаются следующие задачи:

– исследование процесса вытеснения нефти и газа в пластах- коллекторах (в том числе определение начального положения и наблюдение за перемещением ВНК и ГЖК контактов);

– изучение эксплуатационных характеристик пластов (в том числе проницаемости и глинистости);

– установление состава флюидов в стволе скважины;

– изучение технического состояния скважин (в том числе оценка качества цементирования обсадных колонн и выявление мест затрубной циркуляции флюидов и т. п.).

Изучение технического состояния скважин производится на всех этапах их действия: бурения, перед вводом в эксплуатацию, в процессе эксплуатации. Во время бурения инклинометром опре- деляют искривление ствола скважины, каверномером – ее диаметр, резистивиметром и электрическим термометром – места поступле- ния жидкости из пласта в скважину и поглощения промывочной жидкости. Перед вводом скважины в эксплуатацию проводится изучение технического состояния колонны на герметичность и ка- чество цементирования. В эксплуатационных скважинах контроль их технического состояния заключается в выявлении мест нару- шения герметичности цементного кольца, нарушений сцепления цемента с колонной и породой, вызывающих возникновение за- трубной циркуляции жидкости.

К ГИС также принято относить прострелочно-взрывные работы, опробование пластов приборами на кабеле, отбор керна боковыми грунтоносами, перфорацию колонн при вскрытии пластов, обсажен- ных трубами, торпедирование. Связь этих работ с геофизическими исследованиями определяется тем, что для их выполнения применя- ется то же оборудование, что и при ГИС. В эксплуатационных и на- гнетательных скважинах с открытым забоем с помощью пороховых генераторов давления и торпедирования производят разрыв пласта и тем самым повышают их отдачу или приемистость. Поэтому ГИС в настоящее время являются неотъемлемой частью геологических, буровых и эксплуатационных работ, проводимых при разведке и раз- работке нефтегазовых месторождений.

Изучение разреза возможно производить путем отбора керна. Однако керн не всегда удается извлечь из нужного интервала (непол- ный вынос керна) [30, 52], а при его отборе и выносе на поверхность свойства породы и насыщающей ее жидкости заметно изменяются, поэтому результаты анализа керна и шлама не дают полного представ- ления о геологическом разрезе (рис. 1). Вместе с тем некоторые физи- ко-химические свойства пород (электропроводность, электрохимиче- ская активность, радиоактивность, температуропроводность, упругость и др.) поддаются изучению непосредственно в скважине в условиях их

Рис. 1. Пример фрагментарного описания разрезов скважин

по промыслово-геологическим данным (керн, испытания пластов)

естественного залегания путем проведения в ней соответствующих геофизических исследований. Такие исследования, заменяющие час- тично или полностью отбор керна, названы каротажем. Их результаты изображаются в виде диаграммы изменения физических свойств пород вдоль скважин – каротажных диаграмм. Отбор керна осуществляется в основном на первых разведочных скважинах изучаемого месторож- дения и доводится до оптимального минимума, а в тех случаях, когда разрез месторождения хорошо изучен, бурение, как правило, ведется без отбора керна. Однако полный отказ от отбора керна нецелесообра- зен, т. к. данные о пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенно- сти и других свойствах горных пород, полученных при анализе керна, являются исходными для обоснования количественной геологической интерпретации данных ГИС.

Поэтому результаты комплексного анализа керновых данных и материалов геофизических и гидродинамических исследований яв- ляются надежной основой эффективного использования промысло- вой геофизики для подсчета запасов и разработки месторождений.

В зависимости от изучаемых свойств горных пород известны следующие виды каротажа: электрический, радиоактивный, тер- мический, акустический и др.

Итак, результаты каротажа дают возможность сделать геологи- ческое описание разреза скважины, они являются исходными для изучения геологического строения всего месторождения и региона в целом, а также для подсчета запасов и проектирования рациональ- ной системы разработки нефтегазовой залежи. Поэтому данные ГИС являются в настоящее время основными и служат для оценки коллекторских свойств пород и степени их насыщения нефтью, га- зом или водой.

Данное учебное пособие по дисциплине «Геофизические ис- следования скважин» подготовлено в соответствии с требованиями государственного образовательного стандарта и предназначено для студентов геологических специальностей вузов. Для успешно- го освоения учебного материала дисциплины студенты должны обладать знаниями, умениями и практическими навыками по дис-

циплинам «Литология», «Петрофизика», «Геология нефти и газа»,

«Бурение нефтяных скважин», «Физика пласта».

Пособие содержит цели, задачи, структурированное содержание дисциплины, рекомендуемую основную и дополнительную литера- туру, вопросы для проверки знаний при самостоятельной подготовке студентов, а также методические рекомендации с учетом использо- вания информационно-коммуникационных технологий в процес- се изучения дисциплины. Освоение данной дисциплины позволяет обучающимся студентам углубить и закрепить теоретические зна- ния и приобрести практические навыки по обработке данных ГИС.

Настоящая работа состоит из шести частей и 16 глав.

В первой части (главы 1–2) изложены основы петрофизики гор- ных пород. Приведены сведения о коллекторских, электрических, радиоактивных, акустических и других свойствах горных пород.

Во второй части (главы 3–6) даны теоретические основы ме- тодов ГИС, описаны области их применения, решаемые геологи- ческие задачи.

В третьей части (главы 7–8) изложены сведения о геологиче- ском истолковании результатов интерпретации данных ГИС и ком- плексной обработке промыслово-геофизических материалов тради- ционными методами.

В четвертой части (главы 9–10) изложены сведения о реше- нии некоторых геологических задач по данным ГИС традицион- ными методами и с помощью ЭВМ, персональных компьютеров и программных технологий.

В пятой части (главы 11–14) изложены сведения о методах ГИС по контролю разработки нефтегазовых месторождений, изу- чению технического состояния скважин и промыслово-геофизи- ческому оборудованию.

В конце учебного пособия приведены рекомендации по вы- полнению лабораторных, контрольных и курсовых работ и требо- вания к их оформлению.

ЧАСТЬ ПЕРВАЯ

ГЛАВА 1

Пористость

Под пористостью горной породы понимается совокупность пус- тот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом со- стоянии. Пористость в основном определяет содержание в породах жидкостей и газов и является одним из основных параметров, харак- теризующих их коллекторские свойства. Поры горных пород могут быть различны по происхождению, форме, размерам и внутренней взаимосвязи [40, 45, 88].

Формы и размеры отдельных пор, характер их распределения в породах и соотношение объема пор различных размеров, их взаимосвязь, извилистость и удельная внутренняя поверхность по- ровых каналов определяют структуру порового пространства по- роды.

По своей форме поры пород крайне разнообразны и могут быть близкими к ромбоидальным и тетраэдрическим, щелевид- ным, каверновидным, трещинновидным, каналовидным, ячеистым, пузырчатым и др. (рис. 2).

 

Рис. 2. Породы с различными типами пористости.

Межзерновая пористость: а – с хорошо отсортированными зернами; б – с хорошо отсортированными зернами и цементирующим вещест- вом в промежутках между ними; в – глинистый песчаник с рассеянным глинистым материалом. Пористость: г – трещинно-каверновая,

д – трещинная. 1 – зерна, 2 – глинистые частицы, 3 – цементирующий материал, 4 – блоковая часть породы

По размерам поры условно подразделяются на сверхкапил- лярные, капиллярные и субкапиллярные. К сверхкапиллярным от- носятся поры радиусом 0,1 мм и более. Движение жидкостей и газов в них происходит под действием силы тяжести или напора по обычным для трубчатого канала законам гидродинамики. Ка- пиллярные поры имеют просвет от 0,0002 до 0,1 мм. Движение жидкостей и газов в них осуществляется при участии капиллярных сил и возможно лишь тогда, когда силы тяжести и напора значи- тельно превосходят силы молекулярного взаимодействия между фильтрующимся флюидом и поверхностью канала фильтрации. Размер субкапиллярных пор составляет менее 0,0002 мм. Вследст- вие малого расстояния между стенками субкапиллярных каналов жидкость в них находится в сфере действия молекулярных сил

и при градиентах давлений, наблюдаемых в природе, перемещать- ся не может. Породы, имеющие в основном субкапиллярные поро- вые каналы, не являются коллекторами (глины, глинистые сланцы, сильноглинистые разности терригенных пород и др.).

Трещинная пористость классифицируется по раскрытости трещин аналогично рассмотренной выше схеме. Трещины сверхкапиллярны, если ширина их раскрытости больше 0,25 мм, капиллярны при ширине от 0,0001 до 0,25 мм, субкапиллярны при ширине меньшей 0,0001 мм. Иногда выделяются макротрещины и микротрещины. Первые имеют раскрытость более 0,1 мм, а вторые – от 0,01 до 0,1 мм.

Одна и та же порода может содержать поры различных разме- ров. Их соотношение и распределение по объему в кластических по- родах зависит от отсортированности, плотности укладки и формы породообразующих частиц. В практической работе поры горных по- род по своей морфологии (форме и происхождению) принято делить на межзерновые (гранулярные), трещинные и каверновые.

Коэффициент пористости горных пород и влияние на него различных факторов. Поры горных пород могут быть взаимосвя- занными и изолированными. Первые соответствуют открытой, а вторые – закрытой части порового пространства породы. Общая (абсолютная) пористость породы равна суммарному объему от- крытых и закрытых пор. Количественно пористость оценивается коэффициентом, численно равным отношению объема пор V _пор к объему образца породы V _обр, и выражается в долях единицы или процентах. Для оценки внутренней взаимосвязи пор используют:

– коэффициент общей пористости

K п = V пор.общ / V обр,

где V _{пор.общ} – общий объем пор в образце породы;

– коэффициент открытой пористости

K п.о = V пор.о / V обр,

где V _пор.о – объем открытых пор в образце породы;

– коэффициент закрытой пористости

K п.з = V пор.з / V обр,

где V _пор.з – объем закрытых пор в образце породы.

Статистическая полезная емкость пород-коллекторов опреде- ляется объемом пор, которые могут быть заняты нефтью или га- зом. Величина этой пористости характеризуется коэффициентом эффективной пористости

K п.эф = (V пор.о – V пор.св)/ V обр,

или

K п.эф = (1 – K в.св) K п.о,

где V _пор.св – объем порового пространства, занятый связанной водой;

K _в.св – коэффициент связанной водонасыщенности.

При подсчете запасов нефти и газа используется средневзве- шенное значение коэффициента пористости, рассчитываемое по формуле

K = å (K п. i  hi Si)  ,

п.ср

å (h i S i)

где K _{п i} , h_i и S_i – соответственно коэффициент пористости, мощ- ность и площадь отдельных участков пласта-коллектора.

Для пород с жесткой связью частиц в определении общей по- ристости K _п наряду с межзерновой первичной пористостью K _п.м значительную роль играют поры вторичного происхождения K _п.вт – трещины, каверны и другие пустоты выщелачивания. Коэффици- ент общей пористости в таких породах

K п = K п.м + (1 – K п.м) K п.вт,

откуда коэффициент вторичной пористости

K п.вт = (K п – K п.м) / (1 – K п.м).

В зависимости от преобладающего типа пористости выделяют породы с межзерновой пористостью (поровые), трещиноватые, кавернозные или порово-кавернозно-трещиноватые (смешанные).

Величина пористости обломочных пород зависит от формы и размера породообразующих частиц, степени их отсортированно- сти, сцементированности и уплотненности. Породы с низкой по- ристостью (меньше 5 %) при отсутствии трещин и каверн обычно

не являются промышленными коллекторами. Породы с понижен- ной пористостью характеризуются K _п = 5 – 10 %, со средней порис- тостью – 10–15 %, с повышенной – 15–20 %. Высокопористыми считаются породы с K _п > 20 %. Увеличение глинистого и другого по вещественному составу цементирующего материала снижает пористость пород.

 

 

Глинистость горных пород

Глинистость осадочных пород – это их свойство содержать частицы с d _эф < 0,01 мм (реже с d _эф < 0,001 мм), т. к. частицы таких малых размеров особенно влияют на свойства осадочных пород. Глинистые частицы являются обломками глинистых минералов групп каолинита, монтмориллонита, гидрослюды (иллита), облом- ками кварца, полевых шпатов, слюдистых и тяжелых минералов и содержат примеси лимонита, гематита, карбонатов, сульфатов (гипс), сульфидов (пирит, марказит) и других минералов. Размеры глинистых частиц, их адсорбционные свойства и способность к набуханию неодинаковы у различных по составу глинистых ми- нералов.

Свойство пород содержать совокупность глинистых частиц, занимающих пространство между более крупными зернами или разделяющую их между собой, называют рассеянной глинисто- стью, в противоположность глинистости слоистой – свойству по- род иметь в своем составе тонкие прослои глин.

Свойство пород содержать различную массу M_с.гл(или объем V _с.гл) сухих глинистых частиц на их массу М_с (или объем V _с) в сухом состоя- нии оценивается удельной массовой глинистостью k _гл.м = M_с.гл/ М_с (или удельной объемной k _гл.м = V _с.гл / V _с). Отсюда

k гл.м =  V с.гл =

V с

= δт (1 – k п )

δс.гл

k гл.м (1 – k п),

где δ_т, δ_с.гл и δ_с – плотности соответственно твердого, сухого гли- нистого компонентов породы и сухой породы. Удельная массовая глинистость осадочных пород изменяется от нескольких единиц до 90 % и более.

Правильнее оценивать удельное объемное содержание набу- хающего глинистого компонента k _в.гл во влажной породе по формуле

k в.гл = V в.гл / V в.п,

где V _в.гл – объем влажной (набухающей) глины в объеме V _в.п влаж- ной породы.

Степень заполнения пространства между песчано-алеври- товыми, карбонатными или другими зернами глинистым материа- лом характеризуется величиной относительной глинистости η_гл – отношением объема V _с.гл сухого глинистого компонента к сумме объемов V _пор пор породы и V _с.гл сухого глинистого компонента.

 

Плотность горных пород

Плотность δ – физическая величина, которая для однородно- го вещества определяется его массой в единице объема. Для прак- тических целей часто используют относительную плотность. Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4 ºС, для газов – по от- ношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p = 101325 Па, Т = 0 ºС). Средняя плотность тел (в кг/м³) δ = М / V.

Плотность достаточно тесно связана с рядом физико-хими- ческих свойств горных пород и оказывает влияние на показания ра- диоактивных, акустических и других геофизических методов иссле- дования скважин.

Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свобод- ного падения g. Следовательно, удельный вес является физико-хими- ческой характеристикой вещества, т. к. зависит от значений g.

Плотность твердой фазы δ_м пород зависит от плотностей со- ставляющих ее минералов и их соотношения в единице объема этой фазы, которая может быть мономинеральной и полимине- ральной. Предел изменений довольно широкий – от 1,5 до 5·10³ кг/м³ и более. В первом случае ее плотность совпадает с плотно- стью породообразующего минерала, во втором – определяется ве- личиной средней взвешенной плотности минералов.

Жидкая фаза пород обычно бывает представлена пластовой водой или пластовой водой и нефтью. Плотность пластовых вод в свободном и рыхлосвязанном состояниях зависит в основном от химического состава, минерализации и температуры и изменяется в пределах (0,95–1,2) · 10³ кг/м³. Природные нефти характеризуются незначительным пределом изменения плотности. В нормальных ус- ловиях (р = 0,1 МПа, Т = 20 ºС) в зависимости от химического соста- ва δ_н изменяется в пределах (0,7–1,06) · 10³ кг/м³. Повышенная плот- ность обычно свойственна окисленной нефти с высоким содержани- ем асфальтенов и смол. Различие плотностей нефти в пластовых и поверхностных условиях учитывается с помощью объемного коэф- фициента. Если жидкая фаза состоит из воды и нефти, то ее плот- ность рассчитывается как средняя взвешенная величина:

δ_ж = δ_в V _в + δ_н V _н,

где δ_в и δ_н – плотности воды и нефти; V _в и V _н – занимаемые водой и нефтью объемы в единице объема жидкой фазы.

Плотность природных газов δ_г в нормальных условиях зависит от их химического состава и обычно определяется отношением к плотности воздуха при тех же условиях. В отличие от твердой и жидкой фаз, δ_г существенно зависит от температуры и давления.

Плотность пород δ_п зависит от содержания в единице объема породы твердой М_м, жидкой М_ж и газообразной М_г фаз и соответ- ственно их плотностей δ_м, δ_ж, δ_г. Плотности отдельных фаз опре- деляются следующим образом:

δ_м = М_м / V _м; δ_ж = М_ж / V _ж; δ_г = М_г / V _г.

Отсюда плотность породы

δ_п = М_п / V _п = (М_м + М_ж + М_г) / V _п.

Проницаемость горных пород

Свойство пород пропускать через себя жидкости, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью. Про- ницаемость является мерой фильтрационной проводимости породы. Ее подразделяют на физическую (абсолютную), фазовую (эффек- тивную) и относительную.

Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе, и количествен- но оценивается коэффициентом физической проницаемости K _пр. В уравнении Дарси K _пр является коэффициентом пропорционально- сти между скоростью фильтрации V _ф однородной жидкости (газа) и градиентом давления ∆ p / L:

m L F

V _с = K _пр D р   =  Q  ,

где ∆ p – перепад давления (Па); L – длина пористой среды (м); µ – динамическая вязкость жидкости (газа) (Па×с); Q –объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (м³/с) через сечение F (м²) пористой среды. Отсюда коэффициент проницаемости (м²)

K _пр = Q µ L / F ∆ p.

За единицу проницаемости значением в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через обра- зец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкости 1 Па×с составляет 1 м³/c. Физически эта единица измерения проницаемости характеризует величину пло- щади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. Практической единицей измерения проницаемости является Дарси (Д), равная 1,02×10^-12 м² ≈ 1 мкм². Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).

Горные породы условно подразделяются на проницаемые, (с K _пр = 10,2×10^–15 м²), полупроницаемые (с K _пр = 0,1–10,2×10^–15 м²) и практически непроницаемые (с K _пр ≤ 0,1×10^-15 м²). Физическая проницаемость коллекторов колеблется в широких пределах от 0,1×10 до 3×10^–12 м² и более. Наибольшее распространение имеют коллекторы с проницаемостью (0,2–1,02)×10^–12 м².

Основным фактором, влияющим на коэффициент проницае- мости пород, является структура их порового пространства, харак- теризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации.

Фазовая и относительная проницаемость. В нефтегазона- сыщенных породах-коллекторах одновременно присутствуют две или три фазы (нефть–вода, газ–вода, газ–нефть–вода). Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить от- дельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) прони- цаемостью. Последняя характеризуется своим (для каждого ком- понента смеси K _пр.в, K _пр.н и K _пр.г) коэффициентом проницаемости согласно формуле, но при этом в формулу подставляются соответ- ствующие значения Q и µ.

Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью K ΄_пр.в = K _пр.в/ K _пр; K ΄_пр.н = K _пр.н/ K _пр; K ΄_пр.г= K _пр.г/ K _пр, ее выражают безразмерной величиной в долях еди- ницы или процентах. Фазовая и относительная проницаемость зависят от характера насыщения порового пространства породы, а также от физико-химических свойств пористых сред и компонен- тов, насыщающих их смесей. Если часть пор занята какой-либо фа- зой, то совершенно очевидно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше.

ЧАСТЬ ВТОРАЯ

Примеры кривых сопротивлений и определение границ и толщин пластов потенциал- и градиент-зондами

Величина кажущегося удельного электрического сопротивле- ния, определяющая форму кривой КС, зависит от мощности пла- ста, типа и размера зонда, его положения относительно границ пласта. На рис. 13 приведены кривые ГИС, полученные в резуль- тате экспериментальных и теоретических исследований для обыч- ных зондов против однородных пластов ограниченной мощности и различного удельного сопротивления. Условно принято считать пласт мощным, если его размер превышает размеры зонда, если его толщина меньше или равна его размерам. Если удельное со- противление пласта соответственно больше или меньше удельного сопротивления вмещающей среды, то пласт квалифицируется как пласт высокого или низкого сопротивления.

Градиент-зонд. Пласт высокого сопротивления. На кривой КС такой пласт отмечается асимметричным максимумом. При заме- рах подошвенным градиент-зондом кровля пласта соответствует ми- нимальному сопротивлению, а подошва – максимальному. В дейст- вительности для реального зонда граница подошвы пласта фиксиру- ется ниже максимума на половину расстояния между сближенными электродами. Тонкому пласту соответствует максимум со слабо вы- раженной асимметрией. Кровля его находится против точки наибо-

лее крутого подъема кривой, а подошва – несколько ниже максиму- ма. Ниже подошвы пласта на длину зонда наблюдается повышение сопротивления, вызванное экранным максимумом (рис. 13, а, б).

Пласт низкого сопротивления. Мощный пласт фиксируется на кривой сопротивления асимметричным минимумом. При заме- рах подошвенным градиент-зондом кровля пласта приблизительно отмечается максимумом, а точнее – ниже него на половину рас- стояния между сближенными электродами, подошва – миниму- мом. Для тонких пластов подошва на кривой КС фиксируется по переходу кривой сопротивления от пониженных значений к мак- симальным (рис. 13, в, г).

При измерениях кровельным градиент-зондом кривые сопро- тивления являются зеркальным отражением кривых, полученных подошвенным градиент-зондом. Определение границ пласта кро- вельным градиент-зондом производится по тем же правилам, что и в случае подошвенного, но с учетом обратного хода кривой.

Потенциал-зонд. Пласт высокого сопротивления. Мощный пласт отмечается на кривой КС максимумом, симметричным отно- сительно середины пласта. Его границы проводятся симметрично относительно максимума, кровля – на половину длины зонда выше точки перехода от плавного к более крутому подъему кривой, а подошва – на ту же величину ниже этой точки. Тонкий пласт вы- сокого сопротивления фиксируется снижением сопротивления: не- которое повышение последнего наблюдается выше кровли и ниже подошвы пласта на расстояниях, равных половине длины зонда из- за экранных явлений (см. рис. 13, б).

Пласт низкого сопротивления. Такой пласт на кривой ка- жущегося сопротивления отмечается минимумом, симметричным относительно середины пласта. Его границы проводятся по точкам перехода от крутого спада к плавному пониженному участку кри- вой с учетом того, что эти точки смещены относительно кровли и подошвы на половину длины зонда. Таким образом, ширина ми- нимума превышает толщину пласта на длину зонда. Выделение границ тонкого пласта малого сопротивления в этом случае за- труднено (см. рис. 13, г).

При чередовании пластов, имеющих различные сопротивления, обычное распределение плотности тока в скважине нарушается, происходит перераспределение силовых линий тока, и возникают явления экранирования, которые оказывают влияние на величины кажущихся сопротивлений и должны учитываться при интерпрета- ции кривых КС. Пример определения границ пластов высокого удельного сопротивления по фактическим кривым градиент- и по- тенциал-зондов приведен на рис. 14.

 

Рис. 14. Определение границ пластов высокого удельного сопротивления по диаграммам КС.

Пласты: 1 – высокого сопротивления; 2 – низкого сопротивления; 3 – интервалы экранирования

На измерения градиент-зондом значительное влияние оказывает соседний пласт высокого сопротивления, расположенный со стороны удаленного электрода. Если расстояние между серединами соседних пластов больше длины зонда, то происходит повышение кажущихся сопротивлений, а если меньше – понижение по сравнению с теми, которые наблюдались бы в случае одиночного пласта (рис. 15).

Кажущееся удельное сопротивление различно против разных точек пласта. Для определения истинного удельного сопротивления необходимо выбрать наиболее характерные (существенные) значения КС, за которые принято считать среднее ρ_кср, максимальное ρ_кmax или

 

Рис. 15. Кривые сопротивления для двух пластов, мощность которых меньше длины зонда h, записанные подошвенным градиент-зондом (ρ_п = 10 ρ_с; ρ_вм = ρ_с).

Мощность прослоя малого сопротивления

для а–в соответственно h; 1,5h; 4h (занижающее экранирование); г – 8h (завышающее экранирование);

АМ = 7,5 h; MN = h

минимальное ρ_{к min} и оптимальное ρ_{к опт} (рис. 16). Среднее значение КС соответствует отношению площади, ограниченной нулевой линией диаграммы и кривой КС против пласта, к его мощности. Н