Колектори нафти і газу і принципи їх виділення за даними ГДС.
Більшість покладів нафти і газу зосереджено у породах-колекторах, які містять флюїди і спроможні віддавати їх при створенні перепадів тисків. Найважливішою властивістю колекторів є пористість, яка характеризує спроможність порід містити флюїди завдяки наявності у них різних порожнин (міжзернових пор, тріщин, каверн тощо не заповнених твердою речовиною. Пористість віддзеркалює ємнісні властивості породи і характеризується коефіцієнтом пористості kп – відношенням об’єму вільного простору (пор) до загального її об’єму:
; (6.1.)
Звичайно пористість виражають у відсотках. У різних колекторах вона змінюється від часток до 30 – 35%.
Не менш важливою властивістю колекторів є проникність, яка характеризує спроможність породи пропускати крізь з’єднані між собою пори різні флюїди при наявності перепаду тиску, kпр. Збільшення проникності часто пов’язано із збільшенням пористості, але навіть дуже щільні породи, наприклад, щільні карбонати можуть бути дуже проникними за рахунок тріщин і каверн, а високопористі породи з тонкими зернами типу крейди – малопроникними.
Нафтогазонасичення – це властивість колектору, який визначає його промислову вартість. Характеризується ця властивість коефіцієнтом нафтогазонасичення kнг – відношенням об’єму пор заповнених нафтою і газом до загального порового простору породи.
Для підрахунків запасів нафти і газу і проектування розробки родовищ необхідно додатково оцінювати ефективну нафтогазонасичену потужність hеф порід, яка представляє собою сумарну потужність проникних нафтогазонасичених прошарків продуктивного горизонту. Крім того визначають потужність колектора hкол.
Суттєве значення має визначення літологічного складу порід, особливо показника їх глинистості. Зі збільшенням глинистості спостерігається погіршення колекторських властивостей пластів і зниження їх нафтогазонасичення.
При виділенні пластів-колекторів враховують такі ознаки, як наявність проникнення фільтрату ПР (промивочної рідини) у пласт, а також характерні показники колекторів на кривих різних ГДС.
Проникнення фільтрату ПР у пласт може бути встановлене за такими ознаками:
– зміна у часі показників каротажних діаграм внаслідок збільшення глибини проникання фільтрату ПР у пласт-колектор (рис.6.1);
– наявність глинистої корки навпроти проникного пласту, визначається кавернометрією (рис.6.2.);
– позитивне розходження кривих позірного опору, виміряного мікрозондами.
Достовірність виділення колекторів залежить від ступеня вивченості геологічного розрізу, рівня теоретичної розробки методики і геолого-геофізичних умов району. На площах з відомим розрізом при визначенні колекторів порівнюють каротажні діаграми з типовим геолого-геофізичним розрізом і діаграмами сусідніх, раніше пробурених свердловин, у яких положення колекторів відоме. Одночасно з виділенням колекторів уточнюють літологію за геолого-геофізичними даними.
Рис. 6.1. Збільшення глибини проникнення фільтрату ПР у піщаний пласт за даними ПО каротажу через: І – 3 доби; ІІ – 16 діб; ІІІ – 21 добу; IV – 75 діб. 1 – глина; 2 – пісковик.
Рис. 6.2. Розділення глин і пісковиків-колекторів за каверно-метрією: 1 – глина; 2 – пісковик; а) – глиниста кірка; б) – каверна
4. Каротажна характеристика теригенних порід. Піски і пісковики.
При вивченні теригенного розрізу, представленого головним чином пісками, пісковиками, глинами і алевролітами, основне значення мають діаграми електричного каротажу.
Піски і пісковики. Їх опір змінюється у великому діапазоні, що пов’язано зі зміною мінералізації рідин, що їх насичують, а також пористості і структури порового простору.
Піщані пласти, які розташовані поблизу денної поверхні і насичені слабо мінералізованими і прісними водами, мають високі питомі опори, які досягають десятків і навіть сотень Ом-м. Пласти піщаних порід, які залягають на великій глибині, як правило, насичені високомінералізованими пластовими водами і їх опір в залежності від величини пористості коливається від кількох десятих до кількох Ом∙м (рис.6.3).
Невеликі опори відповідають високопористим породам: піскам, і пухким пісковикам. Мало пористі зцементовані пісковики характеризуються високими опорами, величини яких змінюються у великих межах у десятки і сотні разів більші ніж для пухких пісковиків.
Опір піщаних порід, насичених нафтою чи газом, звичайно у багато разів перевищують опір цих же порід, насичених пластовою водою, яка має відповідну даному горизонту мінералізацію. Таким чином, піщані пласти на діаграмах ПО відповідають високим чи низьким показникам.
Рис. 6.3. Розділення пісковиків за мінералізацією пластової води: 1 – прісна; 2 – середньої; 3 – сильно мінералізована
Внаслідок впливу зони проникнення піщані пласти при вимірах зондом з невеликим радіусом дослідження часто відмічаються високим позірним опором.
На діаграмах ПС (самочинних потенціалів) піски і піщаники, чисті від домішок глин, звичайно визначаються відхиленнями кривої ПС у сторону негативних значень – мінімумами ПС. Вказане правило не діє, коли мінералізація бурового розчину і пластової води однакова. Тобто при каротажі водоносних пластів у неглибоких свердловинах, чи при каротажі глибоких свердловин заповнених солоним розчином. Піщані пласти з глинистими домішками відповідають неглибоким мінімумам ПС. При достатньо великому вмісту глинистих частинок глинисті піски і глинисті пісковики на діаграмах ПС не відмічаються. Слабкими відхиленнями ПС характеризуються піщаники зцементовані глинистим цементом. Нафтогазонасичені пісковики на кривих ПС відповідають таким же показникам, як і водоносні.
На діаграмах мікрозондів високопористі проникні піски і пісковики відповідають невисоким позірним опорам, звичайно у 1,5 – 2 рази перевищуючим опір бурового розчину, а також перевищенням показників ПО, виміряним потенціал-мікрозондом, над ПО, виміряним градієнт-мікрозондом, тобто позитивним прирощенням.
Величини ПО, виміряні градієнт-мікрозондами, у пісках і пухких пісковиках практично не залежать від опору рідини, яка насичує пласт, тобто від мінералізації води і нафтогазонасиченості пласту. Вони визначаються величиною питомого опору глинистої кірки і зони проникнення.
Щільні мало проникні глинисті піски і пісковики відмічаються на діаграмах мікрозондів більш високим ПО і проти них відсутні позитивні прирощення.
Природна радіоактивність піщаних порід значно менша за природну радіоактивність глинистих порід. Тому на діаграмах ГК пласти пісків і пісковиків відповідають зниженим показникам порівняно з глинами. Внаслідок цього виділення піщаних пластів за діаграмами ГК у піщано-глинистому розрізі не мають труднощів (рис.6.4).
Проти глинистих пісків і пісковиків природне гамма-випромінювання більш високе, ніж проти чистих пісків. Зі збільшенням вмісту глинистих частинок природна радіоактивність пісків і пісковиків збільшується.
Іноді підвищена радіоактивність піщаних порід не пов’язана з вмістом глинистих частинок, а є наслідком підвищеної радіоактивністі пластових вод.
Підвищеними показниками ГК виділяються глауконітові, монацитові, калієво-полевошпатові піски і пісковики. У таких випадках піщані породи серед глинистих за даними ГК визначити не вдається.
За даним НГК нафтоносні і водоносні піски і пісковики відмічаються зниженими показниками викликаного гамма-випромінювання. Високі показники на діаграми НГК відповідають сухим газоносним піщаним пластам і щільним мало пористим пісковикам. Коли у газоносних пластах спостерігається глибоке проникнення фільтрату бурового розчину, то вони відмічаються низькими показниками на діаграмах НГК, так як і високопористі піщані породи, насичені нафтою чи водою.
На кавернограмах піщані породи відмічаються зменшенням фактичного діаметру свердловин порівняно з діаметром долота. Завдяки цьому за кавернограмою впевнено виділяються у розрізі пористі проникні піщані пласти.
Рис. 6.4. Розділення пластів пісковиків і глин: 1 – пісковики;2 – глини