Контрольная работа по "Геологии"

электрометрия, нейтронный каротаж:, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное использование данных радиометрии и акустического каротажа и др.

Учитывая отмеченные особенности  подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого  конкретного объекта (продуктивного  горизонта, толщи) в зависимости  от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных  слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.

1 — метод сопротивлений  — по расхождению кривых кажущихся  сопротивлений рк зондов малого  и большого размера;

2 — метод микрозондов  (МЗ) — по положительному приращению  микропотенциал-зонда (МПЗ) над микроградиент-зондом (МГЗ): Арк.мз = Рк.мз + рк.мгз;

3 - метод потенциалов собственной  поляризации (СП) -по отрицательной аномалии ДUсп;

4 — метод естественного  гамма-излучения (ГМ) — по низким  значениям Iу;

5 — гамма-гамма метод  (ГГМ) — по повышенным значениям  1у;

6 — метод изотопов —  по повышенным значениям /7 в  сравнении с фоновыми значениями  после закачки изотопов;

7-11 - нейтронные и нейтронные  гамма-методы (ННМ и НГМ) — по понижающимся значениям 1п ,; 1п н; 1п (карбонатные коллекторы); при высокой минерализации вод по хлору коллекторы могут выделяться повышенными значениями Ih и пониженными значениями 1п „ измеренными зондами разного размера (L и Ln);

12 — метод ядерного  магнитного резонанса (ЯМР) —  по повышенному значению /Ямр1

13 — ультразвуковой метод  — по достаточно высоким значениям  интервального времени пробега  волны Ахп;

14 — метод кавернометрии  — по увеличению толщины глинистой  корки (сужению диаметра ствола  скважины dc по сравнению с номинальным  ее диаметром dH);

15 — метод продолжительности  проходки — по низким значениям  хпр.

Песчаники характеризуются:

широким диапазоном изменения  рк; для газоносных и нефтеносных  пород обычно характерны высокие  значения рк, для водонасыщенных —  низкие;

отрицательными аномалиями Д?/сп, уменьшающимися при увеличении глинистости песчаного пласта;

более высокими, чем у глин, значениями ркз, при этом Ркмпз > Ркмгз (кривые расходятся);

низкими значениями 1у, повышающимися  против глинистых полимиктовых и  глауконитовых песчаников;

понижением значений Iv и  Ахп с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением  глинистости;

широким диапазоном изменений 1п , и 1п в зависимости от пористости, степени цементации и характера насыщенности;

уменьшением dc из-за образования  глинистой корки.

Определение литологического  состава пород-неколлекторов по промыслово-геофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках.

Глины обычно характеризуются:

низкими значениями рк, которые  увеличиваются при повышении  плотности и карбонатности глин;

положительными аномалиями АС/Сп (кривая занимает крайнее правое положение);

совмещением значений ркМГЗ  и ркМпзг примерно равных

 сопротивлению промывочной  жидкости (глинистого раствора Pd): Ркмгз  = Ркмпз = Pd (кривые почти сливаются);

высокими значениямиI7;

высокими значениями I, снижающимися в более плотных разностях;

низкими показаниями In и In;

максимальными значениями Ахп;

увеличением dc по сравнению  с dH;

ростом геотермического  градиента Г.

Глинистые сланцы характеризуются  более высокими, чем у глин, значениями рк, I, In , больгяими показаниями ЛUсп, более низкими значениями I и Ахп ; незначительным увеличением dc hah номинальным его значением.

Карбонатные породы (известняки и доломиты) характеризуются:

широким диапазоном изменения  рк в зависимости от типа и значения пористости, характера насыщения; нефтегазона-сыщенные породы имеют более высокие значения рк, чем водонасыщенные;

отрицательными амплитудами  ДUсп, уменьшающимися при увеличении глинистости;

низкими значениями Iу, возрастающими с увеличением глинистости;

низкими значениями Iу , возрастающими с увеличением пористости пород;

широким диапазоном изменения In иIn в зависимости от пористости, плотности пород и характера их насыщения;

низкими значениями Ахп, увеличивающимися при повышении глинистости;

зависимостью величины dc от структуры пустотного пространства: в плотных разностях dc = dH, в карстовых  полостях dc » dH, в карбонатных породах  с трещинным пустотным пространством  возможно dc > dH, в породах с межзерновой  пористостью dc < dH; небольшими значениями Г.

Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризуются очень высокими значениями рк; незначительными амплитудами  ДUсп; минимальными значениями Iу и  низкими I ; максимальными показаниями In и In; низкими значениями Ахп; номинальными значениями dc; очень низкими значениями Г.

От полноты комплекса  геофизических исследований, правильного  его выбора, для конкретных условий, освещенности разреза керном зависит  степень детальности расчленения  разреза скважины.

Еще раз следует отметить, что в терригенном разрезе  пет-рофизические свойства пород обусловлены глинистостью и поэтому здесь наиболее информативны показания рк, Ucn и I . Карбонатные породы в основном различаются по типу пустотного пространства и его величине, поэтому в карбонатном разрезе более информативны нейтронные и акустические методы и метод сопротивлений.

Результаты расчленения  разреза скважины представляются в  виде литологической колонки, на которой  приводятся кривые основного комплекса  геофизических исследований.

Выделение коллекторов и  неколлекторов позволяет определить в каждой скважине один из важных параметров, необходимый как для подсчета запасов, так и для эффективной  организации разработки залежей  и эксплуатации отдельных скважин, — толщины пластов и горизонта.

При изучении разрезов скважин  выделяются: 1) общая толщина горизонта (пласта) — расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических  границах; 2) эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом толщины  прослоев неколлекторов, выделенных в  разрезе горизонта; 3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная суммарной  толщине прослоев нефтегазонасыщенных  коллекторов. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефте-насыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина  определяется как часть эффективной  в интервале от его кровли до поверхности  ВНК или ГВК.

Значения эффективной  и нефтегазонасыщенной толщин в  пределах площади залежи различаются, иногда довольно существенно. Для отображения  изменения названных толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами  изопахит (изопахиты - линии равных значений толщины). Метод построения карты изопахит такой же, как и  структурной карты, — линейная интерполяция. В пределах внутреннего контура  нефтегазоносное™ значения конфигурации изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внутреннего контура к внешнему идет закономерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтегазоносное™ одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактически границей залежи.

§ 3. ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

 

Способность пород-коллекторов  содержать нефть, газ и воду обусловливается  наличием в породах пустот, т.е. существованием пустотного (емкостного) пространства, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов  нефти и газа обусловливаются  пористостью, кавернозно-стью и трещиноватостью.

 

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных  межгранулярных пор. Различают пористость полную (абсолютную) и открытую. Полная пористость вклю-

 

81

 

 чает в себя все  поры горной породы, как изолированные  (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся  друг с другом. Открытая пористость  образуется сообщающимися порами.

 

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом  пористости, который измеряется в  долях единицы. Пористость молено выразить также в процентах от объема породы. Пористость породы в большой степени  зависит от размеров пор и соединяющих  их поровых каналов, которые в  свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и  степенью их сцементи-рованности.

 

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно  разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные — диаметром 2-0,5 мм; 2) капиллярные - 0,5-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

 

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а  по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых  представлены в основном субкапиллярными  порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически  непроницаемы для жидкостей и  газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные  известняки и др.).

 

Коэффициентом полной пористости ?п называется отношение суммарного объема всех пор Упор в образце породы к видимому его объему Уобр:

 

К = Кор/Кбр = (Уо6р - V3ep)/Vo6p, (V.1)

 

где V3ep - суммарный объем  зерен.

 

Коэффициентом открытой пористости ?по называется отношение суммарного объема открытых, сообщающихся пор Vmo к видимому объему образца:

 

Ко =Vn.o/Vo6p- (V.2)

 

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент  открытой пористости ?п ог который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин. Существует несколько способов определения ?по по образцам. С ними можно познакомиться в пособиях по подсчету запасов и по физике нефтяного и газового пласта. Наиболее широко применяют методы И.А. Преображенского и с использованием

 

82

 

 газового порометра.  По образцам может быть определена  и полная, и открытая пористость.

 

Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные. Значения открытой и полной пористости песков практически совпадают. В песчаниках и алевролитах, по данным А.А. Ханина, полная пористость на 5-6% больше открытой.

 

Наиболее тесная связь  пористости с показаниями геофизических  методов отмечается для методов  сопротивления, нейтронных и акустического. Оценка пористости по данным методов сопротивления осуществляется по параметру пористости Рш представляющему собой отношение удельного сопротивления водонасыщенного пласта рвп к удельному сопротивлению насыщающей его воды рв. Параметр Рп для гранулярных пород может быть выражен через ?по следующим образом:

 

Ри=а/к™0, (V.3)

 

где а — некоторая постоянная; та — так называемый структурный  коэффициент, характеризующий структуру  порового пространства. Величина а чаще всего принимается равной 1, а значение ш колеблется от 1,3 (для песков) до 2,4 (для песчаников).

 

Открытая пористость коллекторов  нефти и газа изменяется в широких  пределах — от нескольких процентов  до 35 %. По большинству залежей она  составляет в среднем 12-25 %.

 

Кавернозность горных пород  обусловливается существованием в  них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.

 

Микрокавернозные карбонатные  коллекторы на практике нередко отождествляют  с терригенными поровыми, поскольку  и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися  пустотами. Но и по происхождению, и  по свойствам между ними имеются  существенные различия (см. § 7 настоящей главы).

 

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13-15 %, но может быть и больше.

 

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1 — 2 %. При

 

83

 

 больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

 

Коэффициент кавернозности  Кк равен отношению объема каверн VK к видимому объему образца Уобр.

 

К = К/Уобр. (V.4)

 

Если порода целиком кавернозна, то

 

К = (Vo6p - VMiIH)/Vo6p, (V.5)

 

где VUMH - объем минеральной  части породы.

 

Выразив объемы Умин и Уобр через плотности соответственно минеральной части породы рмин и  всего образца робр, получим

 

К = 1 - Робр/Рмин- (V.6)

 

Микрокавернозная пустотность  может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макро-кавернозности следует проводить вместе с изучением трещи-новатости.

 

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается  наличием в них трещин, не заполненных  твердым веществом. Залежи, связанные  с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным  коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район  и др.) - и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки  нефти к скважинам.