Карбонатные и терригенные коллектора, их особенности, выбор комплекса ГИС

Терригенный разрез представлен песками, песчаниками, глинами, глинистыми песчаниками и алевролитами, реже глинистыми сланцами, мергелями и аргиллитами. Терригенный разрез исследуется обычно при глинистом пресном растворе в скважине, при этом удельное сопротивление бурового раствора р_с и фильтрата р_ф больше удельного сопротивления р_в пластовых вод. Пески, песчаники и алевролиты отмечаются на диаграмме U отрицательными аномалиями и низкими показаниями на кривой I_γ, причем при прочих равных условиях отрицательная аномалия U тем больше, а показания 1_у тем ниже, чем меньше глинистость пласта. Диаграммы методов сопротивлений и нейтронного гамма-метода позволяют расчленить разрез по пористости и предварительно выделить коллекторы. На диаграммах сопротивлении малых зондов коллекторы и плотные породы отмечаются высокими значениями р_к по отношению к показаниям в глинах. На диаграммах больших зондов аномалии высоких показаний р_к сохраняются для продуктивных коллекторов; в водоносных коллекторах р_к резко уменьшается нередко до значений меньших, чем во вмещающих глинах. На диаграммах ПГМ высокими показаниями отмечаются плотные породы с низкой пористостью и незначительной глинистостью, в том числе плотные песчаники и алевролиты с карбонатным цементом, недостаточно четко выделяемые на диаграммах перечисленных методов, Глины отмечаются минимальными показаниями НГМ; остальные породы терригенного разреза характеризуются промежуточными показаниями НГМ. На кривой интервального времени ∆ Т акустического метода уменьшение аномалии ∆Т соответствует уплотненным породам, максимальные значения наблюдаются в высокопористых коллекторах и глинах.

Карбонатный разрез при вскрыши его на пресном буровом растворе расчленяют прежде всего по диаграммам НГМ, выделяя пласты с высоким, средним и низким водородосодержанием. По диаграммам ПС и ГМ выделяют пласты глин, карбонатные породы со значительным содержанием нерастворимого остатка и чистые карбонатные разности, отмеченные минимумами ПС и ГМ. Известняки и доломиты различают при совместной интерпретации кривых НГМ и ГГМ. Расчленение гидрохимических отложений по кривой ГГМ обусловлено различием в их минеральной плотности, поскольку пористость этих пород близка к нулю; максимальными показаниями ГГМ характеризуются ангидриты и плотные доломиты, значительно ниже показания для каменной соли, даже при отсутствии каверн. Для всех гидрохимических осадков характерны минимальные показания на кривой ГМ.

Карбонатные отложения при вскрытии их на соленой воде разделяются по пористости на диаграммах НГМ, акустического метода (кривая ∆Т), БК. На диаграммах НГМ, БК пласты повышенной пористости отмечаются минимумами, а на кривой ∆Т - максимумами. На кривой ГМ разрез расчленяется по содержанию нерастворимого остатка, как и в предыдущем случае. Коллекторы не отмечаются сужением диаметра на кавернограмме. Увеличение диаметра скважины, кроме пластов глин, наблюдается иногда в трещиноватых карбонатных породах. Литологическое расчленение смешанного терригенно-карбонатного разреза выполняют по данным комплекса геофизических методов с учетом качественных признаков литологических разностей терригенного и карбонатного разрезов.

Оценка технического состояния скважины методами ГИС

Контроль за разработкой одна из важнейших задач геофизики наряду с изучением геологического разреза скважин (литолого-геологический разрез скважины), изучением технического состояния скважин, проведением прострелчных и взрывных работ в скважинах и опробованием пластов и отбором образцов со стенок скважины.

Он включает в себя: 1) искривление скважин - инклинометрия; 2) диаметр скважин - кавернометрия; 3) профиль сечения скважин и обсадных колонн - профилеметрия; 4) качество цементирования обсадных колонн; 5) места притоков и поглощений жидкости в скважинах; 6) затрубную циркуляцию жидкости; 7) место гидроразрыва пласта; 8) уровень жидкости; 9) местоположения муфтовых соединений обсадных колонн и перфорированных участков колонн, толщину и внутренний диаметр обсадных колонн, участки смятия и разрыва колонн.

Определение ВНК

Сущность импульсного нейтронного каротажа заключается визучении нестационарных нейтронных полей и γ-полей, создаваемыхгенератором нейтронов. Увеличение содержания хлора в пласте приводит к более быстрому спаду плотности тепловых нейтронов. Это дает возможность по диаграммам определить надежно ВНК (диаграммы ИННМ) но переходу от низких показаний в водонасыщенной части пласта к высоким показаниям в нефтенасыщенной части.

Метод ИННМ имеет гораздо более высокую чувствительность к содержанию хлора в пласте, чем другие нейтронные методы. Кроме того, существенным его преимуществом является большой радиус исследования, равный 60-80 см.

Метод наведенной активности применяется для отбивки ВНК в обсаженных скважинах. Разделение нефтеносной и водоносной частей пласта этим методом возможно по хлору, по натрию или по ванадию. Если в качестве индикаторного элемента используют натрий, облучение и замер спада наведенной активности проводят в течение 14 часов. При использовании наведенной активности хлора пласт облучают нейтронами в течение 40 минут, а замеряют γ -излучение в течение 2-2,5 часов.

Наиболее надежные результаты при отбивке ВНК дает метод наведенной активности по натрию. Применение метода возможно при минерализации вод более 50 г/л, однако он малопроизводителен.

Границу, расположенную в переходной зоне, выше которой при испытании получают промышленный приток нефти с водой, принимают за водонефтяной контакт; мощность коллектора, заключенную между ВНК и кровлей переходной зоны, включают в эффективную и учитывают при подсчете запасов.

Положение ВНК по диаграммам метода сопротивлений определяют так. По показателям КС обыч-х зондов большого размера в случае однородных высокопрониц-х пластов наб-ся четкая граница м/д водой и Н.(против Н-увел-е сопр-е, против воды – умен-е сопрот-е).

Билет 20

8. Определение k_п по данным акустического каротажа

По сообщаемости пор друг с другом разл-ют пористость общую, открытую, закрытую, харак-я вел-у каждой из них соответ-но коэф-ми k_П, k_П.О., k_П.З.,причем k_П=k_П.О.+k_П.З. В осадочных породах закрытые поры встречаются очень редко, только в плотных кристалл-х известняках и доломитах, в плотных гидрохим-х и карб-но-гидрохим-х породах, в плотных метаморфиз-х песчаниках и алевролитах с регенерационным силикатным цементом. Возможно присутствие закрытых пор в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах. В межзерновых песчаниках, алевролитах и карбонатных породах вероятность встречи закрытых пор очень невелика. По морфологии разл-ют поры межзерновые, каверны и трещины. По способности пор принимать, содер-ть и отдавать свободную Ж и Г различают пористость эффект-ю и неэффект-ю, закрытая пористость всегда неэффективна. Наличие эффективной пористости - это св-во породы-коллектора. Методами ГИС одновременно опр-т и k_П и k_П.О.

Опр-ие k _п по АК. Это определение проводят по уравнению среднего времени ,где ∆t _ск и ∆t _ж - интервальные времена в минеральном скелете породы и жидкости, заполняющей поры. k _п =(∆t -∆t _ск )/ (∆t_ж -∆t _ск )

Интервальное время ∆t_скимеет фиксированные значения: 170 мкс/м в чистых песчаниках с глинистым цементом, 182 мкс/м в песчаниках и алевролитах при объемной глинистости 5-30%, 155 мкс/м в известняках, 142 мкс/м в доломитах. Для пород, сложенных двумя- тремя минералами, определяются промежуточные значения ∆t_ск, если известно примерное содержание отдельных минералов. В продуктивных интервалах найденные по уравнению значения k_п исправляют за влияние остаточной нефти и газа, для чего их соответственно умножают на коэффициент 0,9-0,95 и 0,8. Абсолютная погрешность определения по АК пористости пород известного литологического состава составляет 1.5-2%.