Оцінка характеру насичення продуктивних пластів за діаграмами умовного питомого опору.

Для виділення у розрізі свердловин нафтоносних і газоносних пластів і оцінці їх нафтогазонасичення використовують комплексні дані геофізичних, геохімічних і геологічних досліджень. Кількісна оцінка нафтогазонасичення порід за допомогою геофізичних досліджень виконується за методом опору. Питомий опір нафтогазоносного пласту залежить від різних умов:

– процентного вмісту у порах породи нафти, газу і води;

– характеру мінералізації пластових вод;

– пористості породи; структури порового простору, тощо.

Питомий опір нафтогазоносних порід при усіх рівних умовах пропорційне питомому опору води і нафти, які насичують породу. Тому питомий опір нафтогазового пласту не відображає повністю ступінь нафтогазонасичення. Породи однакового нафтогазонасичення можуть мати різний опір і навпаки. Тому для виділення нафтоносних і газоносних порід замість питомого опору розглядають відношення опору нафтогазоносного пласту до опору того ж пласту при 100% заповненні його пор водою тієї ж мінералізації і температури. Це відношення зветься коефіцієнтом збільшення опору, який показує у скільки разів збільшується питомий опір водоносного колектора при частковому насиченні його пор нафтою чи газом.

За величиною коефіцієнту збільшення опору можливо визначити коефіцієнт нафтогазонасичення пласту. Він залежить від ступеню нафтогазонасичення пласту і характеру розподілу у ньому нафти, газу і води, а також від структури порового простору, літолого-петрографічних властивостей породи і фізико-хімічних властивостей пластової рідини.

Звичайно для оцінки коефіцієнту збільшення опору пласту використовується найбільш вірогідне значення опору водоносного пласту ,яке визначається за кривою розподілу, встановленої за даними лабораторних випробовувань водонасичених зразків порід чи за даними БКЗ пластів і за контурної частини родовища.

Досвідом встановлено, що вірогідне значення опору водонасичених девонських пісковиків дорівнює 0,7 ом.м. В залежності від колекторських властивостей вміст води у пласті може коливатися у великих межах (від 1...2 ом.м до сотень і навіть тисяч ом.м). Тому для кожного району визначається мінімальне граничне значення при якому пласт ще є нафтоносним. Для більшості піщаних колекторів це граничне значення відповідає коефіцієнту збільшення опору, який дорівнює 5. Хоча відомі випадки, коли пласти віддавали чисту нафту при значеннях коефіцієнту (Північний Кавказ 1,5...2).

У Башкорстані пласт звичайно вважають нафтоносним, коли коефіцієнт збільшення опору перевищує 10 (при питомому опорі пласту 10 ом.м) і водоносним, коли питомий опір пласту менший ніж 3 ом.м. Пласти, питомий опір яких знаходиться у межах 3...10 ом.м можуть при експлуатації віддавати як нафту, так і воду.

Точніше кажучи, за даними електричного каротажу можливо визначити з деяким наближенням лише коефіцієнт нафтогазонасичення пласту. Нафтоносність і газоносність пласту встановлюють за даними співставлення його питомих опорів з результатами опробувань. Лише після цього отримані величини питомих опорів використовуються у подальшому для оцінювання нафтоносності пласту.

Найбільш важкою задачею є визначення коефіцієнту нафтоносності карбонатних пластів. Вапняки мають різкі коливання пористості, що дуже ускладнює визначення опору волосного пласту. Частіше для оцінювання нафтоносності карбонатних колекторів використовують дані опробування пластів. Звичайно при визначенні нафтоносності карбонатних колекторів за даними електричного каротажу використовують дані НГК. Достовірність оцінювання нафтоносності пласту підвищується при відносно низьких показань НГК і високих ПО, тобто, коли найбільш високим показникам пористості колектора відповідає найвище його нафтонасичення. Пласт вважається нафтоносним, коли мінімуму на кривій НГК не відповідає мінімум на кривій ПС стандартного зонду, чи коли значення ПО не дуже низькі і не перевищують показники проти явно водонасиченого пласту.

Розділяти нафтові і газові пласти за даними електричного каротажу неможливо, тому додатково користуються даними НГК. У газових пластах значно менше водню. На діаграмах НГК газоносні пласти виділяються високими показниками, так як мало пористі вапняки і пісковики. Виключення мають пласти у які фільтрат проникає за радіус досліджень НГК.

Коли газ у пласті знаходиться у рідкому стані, дані НГК не відрізняють його від нафтоносних і водоносних пластів.

Коефіцієнтами нафто-, газо-, нафтогазо- і водонасиченості називаються відношення відповідних об’ємів нафти, газу і води, які містяться у поровому просторі породи , , , до загального об’єму пор :

(20.16)

Очевидно, що

. (20.17)

Геофізичними методами і лабораторними аналізами керну спочатку визначаємо , а потім розраховують .

Вихідним параметром, за допомогою якого визначають , є параметр насичення або параметр збільшення опору:

(20.18)

Для визначення необхідно знати питомий опір досліджуваного пласта і опір того ж пласта при 100%-му насиченню пор пластовою водою. Опір визначається за діаграмами методу опору (БКЗ, БК, для наближених розрахунків користуються величиною потенціал зонда). знаходять за допомогою параметра пористості і опору пластової води:

(20.19)

Рис. 20.10. Залежність параметра насичення Рн від коефіцієнта водонасичення Кв

Чим надійніше визначена величина , тим точнішими будуть усі подальші розрахунки – , і, нарешті, .

Мінералізацію пластової води визначають шляхом аналізу проб води у лабораторних умовах. Критичне водонасичення, тобто – максимальна кількість води у пласті, при якому він буде віддавати вільну від води нафту або газ, коливається від 40% у чистому пісковику до 60% у колекторах, які мають значний вміст глинистого матеріалу.

По визначеному значенню коефіцієнта пористості , за допомогою залежності (рис. 20.4), визначають величину , (наприклад, при =15% =22). Використовуючи відомі величину мінералізації води , г/л і температури пласта , за номограмою (рис.20.11) визначають величину . При відомому опорі визначають параметр збільшення опору (або параметр насичення) (формула 20.18). за формулою (20.19). За експериментальним графіком залежності (рис. 20.10), за знайденим визначити величину . Наприклад =10% тоді =28%. За допомогою формули (20.17) визначають коефіцієнт нафтогазонасичення (відповідно, нафтонасичення і газонасичення).

Рис. 20.11.Номограма для визначення питомого опору розчину NaCl в залежності від температури і концентрації електроліту С.

4. Комплексні геофізичні і технологічні методи дослідження свердловин.

Деяку інформацію про свердловину можливо отримати тільки у процесі буріння. Перевага дослідження свердловин безпосередньо у процесі буріння у їх оперативності. При використанні електричних, радіоактивних, акустичних та ін. методів прилад розташовують у колоні труб або у вигляді спеціальних пристроїв над долотом. Для передавання інформації використовують кабель, бурову колону, розчин, гірські породи.

Усі методи, які використовуються безпосередньо при бурінні слід поділити на групи за об’єктами вивчення:

показників буріння;

характеристик гідравлічної системи при бурінні;

зміни властивостей бурового розчину при бурінні;

властивостей шламу.

До показників буріння відносяться методи вивчення швидкості (тривалості) буріння, числа обертів долота, навантаження на долото. Важливішим з них є метод тривалості буріння (механічний каротаж МК).

Різні гірські породи мають різну твердість і по різному опираються бурінню. Спостерігаючи за швидкістю проходки, можливо мати інформацію про літологію пластів, які пройдені свердловиною, і за цими даними уточнювати геологічний розріз свердловини.

Діаграма швидкості проходки графічно показує зміну швидкості буріння (м/год) або тривалість проходки (хвл/м) з глибиною свердловини. Для зручності порівняння діаграми швидкості буріння і електричного каротажу креслять у одному масштабі за глибиною. Прилади, які фіксують швидкість буріння звичайно входять до складу каротажних станцій.

На швидкість буріння впливає не тільки твердість породи, а і режим буріння (зусилля на долото, його тип, ступень спрацьованості, швидкість обертання, характеристики глинистого розчину тощо). При інтерпретації діаграм тривалості проходки виходять з теорії руйнування гірських порід. Відповідно до неї:

, хвл/м (20.20)

де С – коефіцієнт, який визначається ступенем тиску за площею опорної поверхні долота А_д, числом його лопатнів, ступенем обертів долота в одиницю часу, а також швидкості очищення вибою, яка залежить від швидкості витікання розчину із насадок долота, тобто залежить від в’язкості розчину. При спрацьовування долота спочатку повільно, а потім швидко зростає. Тривалість проходки найбільша у магматичних і метаморфічних порід. Далі ідуть зцементовані осадові – конгломерати, брекчії, пісковики, кристалічні вапняки і доломіти. При збільшенні пористості порід тривалість проходки зменшується. Порожнини у закарстованих породах характерні провалами інструменту.

Приклад співставлення діаграм електричного і механічного каротажу наведено на рис. 20.12.

Визначення характеристик гідравлічної системи засновані на безперервному спостереженню за витратами бурового розчину (фільтраційний метод) і тиском розчину на гирлі свердловини (метод тиску).

Фільтраційний метод. При відкриванні колектору зменшується об’єм розчину за рахунок поглинання фільтрату породою. Це можливо у тому випадку, коли вибійний тиск більший пластового.

При протилежному співвідношенню тисків об’єм розчину збільшується за рахунок притоку рідини із пласту. При бурінні непроникних порід витрат розчину не спостерігається. Зміна об’єму розчину відчувається практично з моменту відкриття колектору. Можливо виміряти дебіти на вході і виході гирла свердловини, а також при спостереженні за кількістю розчину в амбарі.

Рис.20.12. Співставлення діаграм механічного і електричного каротажів: 1 – вапняки; 2 – мергелі; 3 – глини; 4 – пісковики щільні; 5 – пісковики пухкі (колектори)

Метод тиску заснований на безперервній реєстрації тиску на стояку манифольду у функції глибин. При бурінні непроникних порід на сталому режимі цей тиск плавно зростає з глибиною. При відкриванні колекторів тиск змінюється в залежності від співвідношення тисків розчину і пластового. Величина ефекту залежить від різниці тисків пластового і розчину. Тому метод окрім виділення колекторів може використовуватися для виділення зон з аномально високим (АВПТ) і низьким (АНПТ) пластовим тиском.

Методи вивчення властивостей бурового розчину. Для одержання інформації про породи, які проходяться свердловиною у процесі буріння, у функціях глибини свердловини реєструються такі параметри бурового розчину, як нафто- і газовміст (геохімічний каротаж), температура (жолобна термометрія), щільність, в’язкість, радіоактивність, електричний опір тощо.

Термометрія у жолобі проводиться за допомогою термометра, який розташовано як можна ближче до свердловини. При бурінні однорідної товщі порід температура відробленого розчину Т_р монотонно збільшується з глибиною свердловини. Це дозволяє використовувати діаграми grad Т_р для вивчення геотермічного коефіцієнту району Г. Навпроти проникних пластів залежність grad Т_р нижча, ніж проти непроникних. Це пояснюється: а) низькою енергоємністю проникних порід (при їх бурінні виділяється менше тепла); б) витисненням води із проникних порід (під долотом) із-за випереджувального проникнення більш холодного фільтрату бурового розчину, що знижує температуру порід, що буряться, і шламу, який надходить у буровий розчин.

При вимірах електричного опору розчину у жолобі за допомогою поверхневого резистивиметру визначається включення невеликих об’ємів пластової води, у якої опір набагато менший ніж у розчина. Момент появи пластової води (при пластовому тиску більшим за вибійний) визначається із запізненням на час, який необхідний для піднімання розчину на поверхню.

Для одержання інформації про геологічний розріз за вмістом у розчині піску роблять висновок про наявність піщаних колекторів.

Станції геолого-технологічного контролю створено для виконання робіт, які було розглянуто вище. Відома станція СГТК-1 реалізує реєстрацію у формі функції глибин чи часу діаграм таких параметрів:

- ваги бурового інструменту;

- швидкості буріння (поточної і середньої за останню годину);

- тиску бурового розчину на стійці;

- температури;

- показника рН;

- щільності;

- питомого опору і сумарного гавзовмісту бурового розчину на вході і виході свердловини;

- параметрів фільтраційного методу (рівня розчину у ємності і витрати при вході та виході).

Вдосконалення таких станцій іде шляхом збільшення параметрів, які вимірюються, а також впровадження бортових ЕОМ.