Способы выделения нефтегазонасыщенных коллекторов по данным ГИС при общих и детальных исследованиях.

 

Вероятная нефтеносность и газоносность коллекторов устанавливается по данным комплексного анализа результатов геофизических исследований скважин и опробования (при необходимости) интервалов, выделенных пластовыми испытателями.

Из геофизических методов, применяемых для выделения нефтеносных и газоносных коллекторов, наиболее информативными являются методы электрического сопротивления (для нефти и газа), потенциалов самопроизвольной поляризации, диэлектрической проницаемости, нейтронные методы (для газа), газометрия и люминесцентный метод (для газа и нефти).

 

Электрические методы

 

Методы электрического сопротивления (БКЗ, МК, БК). По данным метода сопротивления нефтегазоносные коллекторы могут быть выделены [5] следующими тремя способами:

 а) критического значения параметра насыщения коллектора;

 б) отношений;

 в) кажущегося сопротивления пластовой воды;

 г)    интегральных графиков.

Способ критического значения параметра насыщения коллектора. Существует статистические закономерности, связывающие величину параметра насыщения коллектора от типа заполняющего его флюида.

Параметр насыщения , определяемый как отношения удельного электрического сопротивления измеренного против изучаемого пласта к удельному электрическому сопротивлению интервала в случае его полного насыщения водой для коллекторов насыщенных водой нефтью или газом имеет некоторое критическое значение Р_{Н. КР,} превышение которого позволяет судить о типе флюида.  

В зависимости от литологии коллектора Р_Н.КР  варьирует от 3 до 5 в нефтеносных коллекторах и от 2 до 4 в газоносных.

Вероятная промышленная нефтегазоносность коллектора определяется условием Р_н  = Р_Н.КР  

Критическое значение параметра насыщения Р_Н.КР   определяется по совокупности результатов бурения и испытания группы скважин путём получения статистических оценок.

Способ отношений. В этом способе определяется отношение параметров нефтенасыщения пласта Р_н  в неизменной части пласта к его нефтенасыщению в промытой зоне Р_нпп., а также отношения коэффициента водонасыщения коллектора К_В.ПП в промытой зоне к его значению К_В в неизменной части пласта. По величинам этих отношений определяется вероятность нефтегазонасыщения коллектора. Чем больше величины этих отношений, тем больше вероятность наличия нефтегазонасыщения.
Определение параметра насыщения выполняется либо несколькими зондами КС, БК разной длины, либо методом БКЗ.

Способ кажущегося сопротивления пластовой воды. Способ основан на сопоставлении величин кажущегося удельного сопротивления определённого в неизменной части пласта с величиной кажущегося удельного сопротивления водоносного коллектора (определённого в других скважинах).

Увеличение сопротивления пласта исследуемом интервале по отношению к замеренному при условии его полного водонасыщения может свидетельствовать о наличии нефтегазонасыщения. Значение сопротивления для водонасыщенного коллектора получают по результатам проведения ГИС исследования в других скважинах площади работ, вскрывших одноимённый пласт.

  Способ интегральных графиков. В тех случаях, когда вероятность нефтегазонасыщения устанавливается для объекта, хорошо изученного по результатам многочисленных опробований, для повышения точности решения задачи применяется способ интегральных графиков распределения исследуемого свойства.

В этом случае для каждого из классов изучаемого объекта, соответствующих его продуктивному (нефтегазоносному) и непродуктивному (водоносному) состояниям,
строятся интегральные графики распределения по параметрам удельного сопротивления, электрического параметра пористости, параметра насыщения и других характеристик и их соотношений и находятся критические значения   для каждого из изучаемых параметров. Превышение значений параметра своего критического значения позволяет отнести пласт коллектор к нефтеносному, водоносному либо газоносному.

Метод ПС. Амплитуда аномалии  в нефтеносных коллекторах изменяется относительно водоносных, иногда с переменой знака. Как правило (но есть и исключения), амплитуда  уменьшается тем больше, чем меньше мощность пласта, выше его глинистость и степень нефтенасыщения.

Метод диэлектрической проницаемости. На диаграммах эффективной диэлектрической проницаемости нефтегазоносным породам соответствуют минимальные значения регистрируемого параметра. Чем меньше диэлектрическая проницаемость, тем выше коэффициент нефтегазонасыщения и ниже глинистость коллектора. Использование диаграмм затрудняется при глубоком проникновении фильтрата промывочной жидкости.

 

Радиоактивные методы.

 

  Нейтронные методы.

 По диаграммам импульсных нейтронных методов. При большей временной задержке газонасыщенные коллекторы выделяются существенным увеличением интенсивности рассеянного гамма излучения.

Метод изотопов. Задача определения нефтегазоносности решается двумя способами:

1. В коллекторы закачивается поверхностно активные вещества ПАВ (типа мылонафта). Ионы кальция и магния, содержащиеся в пластовой воде в результате обменной реакции образуются кальциевые и магниевые соли нафтеновых кислот. Последние, выпадая из раствора, закупоривают поры пород и предотвращают достаточно глубокое проникновение в них активированных растворов. В нефтеносной части коллектора, где содержание ионов кальция и магния относительно невелико, активированные растворы проникают в большом объеме.

При этом содержащиеся в ПАВ радиоактивные изотопы также в большем объёме проникнут в нефтенасыщенную часть коллектора.

В результате проведения гамма каротажа после промывки скважины, нефтеносные пласты будут выделяться значительными аномалиями.

2. Во втором способе в пласт закачивается активированная радиоактивными изотопами вода. Она, вследствие своей фазовой проницаемости будет поступать преимущественно в водоносную часть пласта. После промывки выполняется ГК. На кривых ГК напротив водоносных пластов будет отмечаться аномалия.

При закачке в пласт активированной нефти, последняя в большей степени будет поступать в нефтеносную часть пласта. В результате проведения ГК после промывки ствола скважины напротив нефтяной части пласта будет отмечаться аномалия.

Метод наведённой гамма-активности.

При использовании этого метода промывочная жидкость активируется с применением растворов солей, содержащих химические элементы с высокими сечениями активизации и малыми периодами полураспада (например, фтор, марганец и т. д.).   

Нефтеносные коллекторы с помощью метода наведенной гамма-активности отделяются от водоносных в следующих случаях:

1. Если водоносные и нефтеносныё коллекторы содержат в различных концентрациях активирующиеся элементы (например, хлор, натрий), то водоносные, содержащие активирующиеся элементы в больших количествах, отличаются от нефтеносных коллекторов повышенной интенсивностью гамма-излучения активации.

2. Когда элементы (например, хлор), типичные для водоносных пород, существенно изменяют плотность нейтронного потока. В этих условиях нефтеносные коллекторы от водоносных отделяются по различию в активации других элементов, присутствующих в породах (например, алюминия) или металле обсадной колонны (например, марганца).

 

1.11. Определение коэффициента пористости методами ГИС при общих, детальных и специальных исследованиях.

 

С помощью специальных теоретических и эмпирических формул, графиков и номограмм величина коэффициента пористости может быть определена различными методами: ПС, КС с разной длиной зонда (в том числе микрокаротаж и боковое каротажное зондирование), ННК, ГГ-К, АК, АКШ и другими.

При количественном определении коэффициента пористости важным является наличие данных, которые характеризуют минеральный состав горных пород слагающих пласт, состав пластового флюида, параметры бурового раствора и другие.

Методы ГИС обладают разной точностью при определении коэффициента пористости.

По степени точности определения коэффициента пористости методы ГИС можно разделить на высокоточные и менее точные.

В необсаженных скважинах менее точными являются способы определения коэффициента пористости методами: ГГК-П; АК; МНК; ННК, двухзондовый НГК; двухзондовый ИННК; БМК, малые зонды БКЗ, ЯМК.

 К более точным для определения коэффициента пористости в неизменной части пласта являются методы КС, (большие зонды), БКЗ, ИК, БК, ВДК.

В обсаженной скважине к наиболее точным для определения коэффициента пористости относятся методы: ННК; НГК; низкочастотный АК.

К менее точным по определению коэффициента пористости относятся методы: ИННК и Н Г К с большой длиной зонда.

Определенные разными способами величины коэффициентов пористости усредняются и сравниваются с лабораторными измерениями на образцах пород изучаемого района и с данными других геологических методов.

При использовании данных радиоактивных методов, дополнительно используются результаты импульсных методов (ИНК)

По поглощающей нейтронной -активности, установленной импульсным нейтрон-нейтронным методом. В основу способа положена линейная зависимость нейтронной поглощающей активности породы от коэффициента её пористости. При решении задачи требуется знать нейтронные поглощающие активности минералов, входящих в состав твердой и жидкой фаз изучаемых коллекторов.

Основные погрешности определения коэффициента пористости нейтронными методами связаны с недостаточным учетом глинистости коллектора, наличием желобов, глинистой корки и изменением диаметра скважины.