Способы определения глинистости коллекторов

ГЛИНИСТОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ

Глинистость межзернового терригенного коллектора характери­зуется долей минерального скелета породы, которая представле­на глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен d_з 1 k_{п гл}.

Зная k_п, k_{п гл}, η_гл можно оценить предельное значение эф­фективной пористости k_{п эф} межзернового коллектора с глини­стым цементом заполнения пор:

. (VI.3)

Параметры С_гл, k_п, k_{п гл}, η_гл характеризуют рассеянную глинистость в межзерновых коллекторах. В слоистом глинистом коллекторе, представленном чередованием чистых прослоев кол­лектора и глины, относительное содержание по мощности глинистых прослоев в пачке характеризуют параметром χ_гл. В общем случае различия коэффициентов пористости песчаных и глини­стых прослоев (k_п k_{п гл}) параметры η_гл и χ_гл для пачки связа­ны соотношением

1 Ранее эту величину обозначали k_пц и называли коэффициентом пористости цемента

. (VI.4)

В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого материала содержится в преобразованных зернах полевого шпа­та и в обломках глинистых пород, которые при гранулометриче­ском анализе попадают в скелетную фракцию с d_з

Прежде чем перейти к рассмотрению геофизических способов определения глинистости, рассмотрим недостатки определения понятия «глинистость», изложенного в начале данной главы и широко применяемого в нефтегазовой геологии и геофизике. Эти недостатки обусловлены особенностями методики определения глинистости в лабораториях производственных и исследователь­ских организаций и заключаются в следующем.

Навеска породы перед гранулометрическим анализом обра­батывается 5%-ным раствором соляной кислоты; при этом рас­творяются не только карбонатные соединения, но и высокодисперсные компоненты — некоторые глинистые минералы (лептохлориты), гидроокислы железа и алюминия, которые по ряду признаков следовало бы включить в глинистую фракцию. Иног­да содержание таких растворимых высокодисперсных компонен­тов соизмеримо с содержанием фракции d_з 3 . Вполне закономерно, что значения таких геофизиче­ских параметров, как относительная амплитуда U_СП или индекс свободного флюида (ИСФ), устанавливаемый по диаграмме ЯМР, имеют более тесную корреляционную связь с величинами, чем с параметрами глинистости.

Параметры Q_п, Q_г, q_п, q_г не получили пока широкого приме­нения в практике для характеристики глинистости пород, что обусловлено, вероятно, ограниченным масштабом эксперимен­тальных определений этих величин в лабораториях петрофизики, физики пласта и литологических исследований. В то же вре­мя в ряде работ, опубликованных в Советском Союзе и за рубе­жом, показана возможность и целесообразность использования этих параметров в качестве более эффективной характеристики содержания в породе дисперсного материала. Однако в настоящее время параметры глинистости С_гл, k_гл, η_гл в практике изучения продуктивных коллекторов используют чаще, поэтому в учебнике рассмотрены наиболее широко применяемые методы определения глинистости пород. Необходимость определения глинистости как одной из характеристик продуктивных коллекторов и пород, вмещающих эти коллекторы, обусловлена следующим.

Рис. 80. Корреляционная связь между параметрами α_СП и η_гл.

1 — коллектор; 2 — неколлектор; 3 — линия регрессии

Содержание и минеральный состав глинистого материала в терригенных, а также в определенной мере в карбонатных и вулканогенных породах в значительной степени контролирует их коллекторские свойства и потенциальное нефтегазосодержание (породы-коллекторы), способность их выполнять роль литологи­ческих экранов (породы-покрышки). Поэтому при оперативной промышленной оценке продуктивных пластов на стадиях подсче

Реализацию любого из способов определения k_ппо данным метода сопротивлений завершают расчетом параметра Р_пизу­чаемого коллектора и определением коэффициента k_п соответ­ствующего данному Р_п, с помощью известной зависимости Р_п = f(k_п)

Различают способы определения k_ппо удельному сопротивле­нию рвп коллектора за контуром залежи, по удельному сопро­тивлению промытой зоны ρ_пп и зоны проникновения ρ_зп коллек­тора.

1. Определяют удельное сопротивление коллектора ρ_вп, пол­ностью насыщенного пластовой водой, в одной из законтурных скважин по диаграммам электрических зондов с большим ра­диусом исследования — зондов БЭЗ размером АО 4 м или ин­дукционного зонда. Выполнение этого условия необходимо для получения гарантированного значения ρ_вп неизмененной части коллектора за пределами зоны проникновения фильтрата бурого раствора.

2. Рассчитывают удельное сопротивление ρ_в пластовой воды изучаемого продуктивного горизонта. Для месторождении, на­ходящихся в завершающей стадии разведки или переданных в разработку, значение ρ_в обычно известно. Для месторождении, находящихся в начальной стадии разведки, величину ρ_в опреде­ляют: а) по зависимости ρ_B = f (С_в) при известной температуре пласта (см рис. 2) в исследуемой скважине в соответствии с известным значением С_в, полученным по данным химического анализа пробы пластовой воды; б) по данным непосредственно­го измерения ρ_в в лаборатории на пробе пластовой воды, полу­ченной опробователем на кабеле (ОПК); в) по амплитуде ано­малии собственных потенциалов, зарегистрированной в изучае­мом пласте на диаграмме СП.

4. По зависимости Р_п = f(k_п), полученной для исследуемого класса коллекторов в лаборатории на водонасыщенных образ­цах породы с учетом пластовых условий, определяют значе­ние k_п соответствующее вычисленному параметру Р_п.

Преимущество способа — его простота, основной недоста­ток — возможность определения k_п только в законтурной части залежи которая может характеризоваться значениями k_п, отли­чающимися от значений k_п в пределах залежи. Этого недостатка лишены способы определения k_п по удельному сопротивлению промытой зоны ρ_пп и зоны проникновения ρ_зп продуктивного кол­лектора.

1. Определяют величину ρ_пп по диаграмме одного из микроэлектрических методов, предпочтительнее МБК.

2. В продуктивном коллекторе полагают, что порода в промытой зоне насыщена фильтратом бурового раствора и остаточ­ной нефтью или газом, содержание которых характеризуется коэффициентами остаточного нефтенасыщения k_он или газонасы­щения k_ог. В соответствии с этим величина ρ_пп выражается фор­мулой

(VI.5)

где Р_он — параметр остаточного нефтенасыщения (в газоносном коллекторе вместо Р_он используют Р_ог — параметр остаточного газонасыщения), причем эти параметры связаны соответственно с k_он или k_огсоотношениями

, , (VI.6)

3. Рассчитывают параметр Р_п по формулам

, (VI.7)

Для глинистого коллектора в знаменателе выражений (VI.7) в качестве множителя вводят параметр поверхностной проводи­мости П, определяемый изложенным выше способом для задан­ных значений ρ_Ф и С_гл (см. рис. 4). Величину ρ_Ф, используемую в этой формуле, определяют по палеткам кривых ρ_Ф = f (ρ_р) для различных значений t = const, построенных по эксперименталь­ным данным, зная удельное сопротивление бурового раствора ρ_р по диаграмме скважинного резистивиметра.

Значения k_он(k_ог)и п берут на основании данных экспери­ментального изучения керна из исследуемого продуктивного го­ризонта или используют его значение в сходных коллекторах продуктивных отложений других хорошо изученных площадей. Чаще всего применяют коэффициент k_он(k_ог), равный 0,2÷0,3, и n = 1,6÷2.

4. Выбирают зависимость P_п = f ( k_п) для исследуемого класса коллектора, полученную экспериментально на образцах изучае­мых отложений при насыщении их водой с удельным сопротив­лением, равным среднему значению удельного сопротивления ρ_ф фильтрата бурового раствора на данном месторождении. По выбранной зависимости определяют величину k_п, соответствую­щую вычисленному параметру Р_п. Для водоносных коллекторов решение задачи упрощается — величину Р_прассчитывают по формуле

(VI.8)

Определение k_п по величине ρ_зп. Величину К_Ппо известному значению ρ_зп находят по той же схеме, что и по ρ_пп. Различия состоят в следующем.

1. Величину ρ_зп определяют по данным электрических мето­дов с несколько большим радиусом исследования по сравнению с микрозондами — по диаграммам малых зондов БЭЗ или зонда ближней зоны.

2. В формулах (VI.7) расчета Р_п,вместо ρ_пп используют ρ_зп, а вместо ρ_ф — величину ρ_вф — удельное сопротивление смеси фильтрата бурового раствора с остаточной пластовой водой, не вытесненной из зоны проникновения. Значения k_они k_ог, приме­няемые в этих формулах, несколько отличаются от соответствующих коэффициентов для промытой зоны; для зоны проникнове­ния они при прочих равных условиях выше, чем для промытой зоны того же коллектора. Определенна k_п по ρ_зп можно разбить на два этапа.

Сначала рассчитывают фиктивный параметр пористости Р_пф по формуле

, (VI.9)

не учитывающей присутствия остаточной пластовой воды, нефти (или газа) в зоне проникновения продуктивного коллектора.

Затем находят истинное значение Р_пумножением Р_пф на по­правочный коэффициент q:

. (VI.10)

Для глинистых коллекторов в знаменателе выражения (VI.10) в качестве множителя подставляют еще параметр П, который находят по палетке рис. 4 для известных значений ρ_вф и С_гл. В практике интерпретации удобнее использовать сразу величину q , оп­ределяя ее не расчетом по формуле (VI.10), а по эмпирической связи между q и k_п(рис. 82); эту связь получают с использованием извест­ных значений ρ_зп, Р_п, ρ_ф и k_п для совокупности пластов-коллекторов с различной пористостью, величина k_пкоторых известна по данным другого геофизического метода — акустического, гамма-гамма-метода или представительного керна.

Рис. 82. Пример эмпирической зависимости параметра q от k_пдля продуктивных коллекторов Западной Сибири

Для водоносного коллектора параметр Р_ппо величине ρ_вф рассчитывают по формуле

(VI.11)

Используемая в формулах (VI.10), (VI.11) величина ρ_вФ определяется выражением

(VI.12)

где z — доля остаточной пластовой воды в зоне проникновения. Для расчета ρ_вФ при заданных значениях ρ_Ф и ρ_в обычно ис­пользуют эмпирические зависимости ρ_вФ/ρв=f(ρ_вФ/ρв), составлен­ные для различных классов межзерновых коллекторов.

Источник

Определение глинистости коллекторов по данным методов ГМ и СП

Коэффициент пористостинаходят по данным индивидуальной ин­терпретации отдельных геофизических методов для простых кол­лекторов и по данным комплексной интерпретации геофизических методов в коллекторах, имеющих сложную структуру порового про­странства или сложный минеральный состав.

Глинистость межзернового терригенного коллектора характери­зуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен d₃

Метод естественной радиоактивности — гамма-метод. По данным ГМ, в породах, содержащих как рассеянный, так и слоистый глинистый материал, определяют объемную глинистость k_ГЛ на основе корреляционной связи между показаниями ∆J_y и величиной k_ГЛ (рис. 98). Возможно комплексирование методов ГМ и СП, или ГМ и ННМ-Т для одновременного определения параметров k_ГЛ (С_ГЛ) и k_П. Комплекс нейтронного метода и гамма-гамма метода позволяет одновременно определять параметры С_ГЛ (k_ГЛ) и К_П.ОБЩ. в породах с мономинеральным составом скелета, не содержащим газ. Та же задача аналогичным путем решается комплексированием нейтронного и акустического методов или гамма-гамма-метода и акустического метода. Способы определения глинистости, основанные на использовании данных радиометрии (ГМ, ННМ-Т, ГГМ), реализуются в скважинах обсаженных и необсаженных, заполненных раствором на водной или нефтяной основе (РВО или РНО). Определение глинистости по данным индивидуальной интерпретации СП или комплексной интерпретации данных ГИС с привлечением метода СП проводят только в необсаженных скважинах, бурящихся на пресном буровом растворе.

Источник