§ 35. ВЫДЕЛЕНИЕ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Терригенные коллекторы могут быть представлены межзерновыми, трещинными и трещинно-межзерновыми породами. Основная масса нефтегазовых залежей в терригенном комплексе приурочена к коллекторам с межзерновой пористостью (см. рис. 21). Уменьшение пористости этих коллекторов связано с ухудшением отсортированности зерен скелета, увеличением в межзерновом пространстве цементирующего материала, уплотнением зерен с глубиной вследствие возрастания геотектонического давления. Указанные факторы снижают и проницаемость горных пород. Коэффициент пористости межзерновых коллекторов изменяется от нескольких единиц до нескольких десятков процентов, коэффициент проницаемости — от долей и единиц до нескольких тысяч фемтометров в квадрате (фм2). Нижним пределом kпp, когда пласт еще способен отдавать флюид, условно считают 1 фм2 для нефтеносного коллектора и 0,1 фм2 — для газоносного.

Песчаные и алевритовые (слабосцементированные неглинистые) коллекторы в терригенном разрезе выделяют по ряду прямых качественных признаков и наиболее надежно — по совокупности данных основных комплексов ГИС. Против чистых коллекторов наблюдаются: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствии в пласте радиоактивных минералов), образование глинистой корки, фиксируемой сужением диаметра скважины по кавернограмме, и положительное расхождение кривых микрокаротажа. Разделение малопористых плотных песчано-алевритовых пород и слабосцементированных коллекторов уточняют дополнительно по диаграммам нейтронного гамма-, гамма-гамма- и акустического каротажа.

Присутствие глинистого материала в горной породе влияет на ее удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свойства. Поэтому коллекторы, содержащие такое количество глинистого материала, которое приводит к изменению физических свойств пород относительно таких же чистых неглинистых пород, принято выделять в отдельную группу — глинистые коллекторы. Опыт показывает, что в ряде случаев к глинистым коллекторам приурочены богатые промышленные запасы нефти и газа. Основные признаки выделения глинистых коллекторов по каротажным данным часто отличаются от ранее перечисленных признаков для чистых неглинистых песчаных пород.

Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых коллекторов. В ряде случаев глинистый коллектор представлен чередованием песчано-алевритовых и глинистых прослоев. Если мощность тонко чередующихся песчано-алевритовых прослоев достигает величины, равной одному-двум диаметрам скважины, то наряду с общим уменьшением амплитуды ПС происходит сокращение локальных минимумов и максимумов аномалии ПС лротив отдельных прослоев. Глинистый коллектор с пес-

чано-алевритовыми прослоями малой мощности, исчисляемой сантиметрами, может вовсе не отметиться на кривой ПС.

Наибольшее значение для разделения в терригенном разрезе глинистых и неглинистых коллекторов имеют кривые ПС и гамма-каротажа. Амплитуды отклонения кривых ПС и ГК против глинистых коллекторов занимают промежуточное положение между чистыми амплитудами отклонений, кривых ПС и ГК против песчано-алевролитовых пластов и глин, приближаясь к одной из них в зависимости от степени глинистости.

Отличить глинистый коллектор с межзерновой пористостью от чистого неглинистого по другим кривым ГИС в общем случае затруднительно.

При выделении и качественной оценки глинистых коллекторов по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды ΔUпc отклонения кривой ПС использовать коэффициент снижения амплитуды ПС вследствие глинистости пласта (см. § 2):

Картинка

где ΔUПСоп — амплитуда отклонений кривой ПС против опорного пласта; ΔU'ПС— то же, против изучаемого глинистого пласта, приведенная к пласту большой мощности:

Картинка

Здесь β — поправочный коэффициент за мощность, который находят по кривым, показанным на рис. 11.

Опорный пласт, служащий для определения относительной амплитуды (αПС, должен отвечать следующим требованиям: 1) обладать достаточной мощностью и удельным сопротивлением, мало отличающимся от удельного сопротивления изучаемых пластов, чтобы можно было исключить введение поправок за мощность и удельное сопротивление в ΔUПСоп; 2) сохранять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию пластовой воды; минерализация пластовых вод в опорных и изучаемом пластах не должна сильно различаться. Наилучшим опорным пластом следует считать хорошо проницаемые неглинистые песчаники или известняки.

Чтобы отнести тот или иной песчано-глинистый пласт к категории коллекторов или неколлекторов, необходимо располагать данными о нижних пределах величины αПС. Для изучаемых пластов, когда пласт, являясь коллектором, еще способен отдавать жидкость или газ. Нижний предел αПС для конкретного типа коллекторов месторождения устанавливается опытным путем и значительно изменяется от 0,3 до 0,6.

Характерными величинами для выделения глинистых коллекторов с межзерновой пористостью являются нижние пределы объемной глинистости kгл≈ 10÷30%, относительной глинистости ηгл = 0,3÷0,6. Существенное значение имеет и характер распределения глинистого материала в породе — тип глин (слоистые, структурные или полимиктовые и дисперсные или рассеянные глины) (см. рис. 21), а также состав группы глин (монтмориллонитовая, каолинитовая и т. п.). Для каждого типа глин эффективная пористость коллектора с межзерновой пористостью kп. эф определяется следующими выражениями: при слоистой глинистости kп. эф = kп. ск(1-kгл); при рассеянной глинистости kп. эф = kп. ск-kгл; при структурной глинистости kп. эф = kп. ск. Из изложенного следует, что по форме связи kп. эф с kгл можно установить тип распределения глин в песчано-глинистых отложениях.

Коллекторские свойства песчано-алеврито-глинистых пород изменяются в широких пределах. В них помимо глинистого цемента встречаются карбонатный цемент, лимонитовый и др. В этих случаях величины пористости и глинистости, взятые раздельно, не могут однозначно характеризовать породу (коллектор или неколлектор), так как значению kпр min=1 фм2 соответствует обширный диапазон изменения указанных параметров.

Выделение коллекторов в этих случаях возможно на основании совместного изучения керновых и геофизических данных. Для этого с помощью формул (1.35) и (1.37) рассчитывают два семейства кривых kп=f(Сгл), kп. ск=const и kп=f(Сгл), ηгл =const, сопоставляя их с результатами керновых определений kп, Сгл и kпр на образцах (рис. 120).

Картинка

Как видно, между коллекторами и неколлекторами данного разреза не существует четкой границы, а имеется некоторая переходная область, характеризующаяся значениями ηгл = 0,45÷0,55. Этой области соответствуют изменения kп в пределах 8÷17 % и Сгл в диапазоне 8—25%. Следовательно, при выделении коллекторов в этом разрезе нельзя руководствоваться одним из этих параметров. Приведенные результаты свидетельствуют о том, что относительная глинистость ηгл позволяет более однозначно, чем пористость kп и массовая глинистость Сгл, оценивать объемные и фильтрационные свойства коллекторов.

Для практических целей представляется целесообразным величины kп, Сгл и ηгл заменить соответствующими геофизическими параметрами: Рп, αПС и Jγ.

Анализ диаграмм ПС и ГК в сопоставлении с результатами лабораторных исследований кернов показывает, что для коллекторов изучаемого конкретного разреза наблюдается определенная связь между массовой глинистостью пород и их естественной радиоактивностью. В интервале изменения Сгл =0÷40% эта связь может быть аппроксимирована линейным уравнением

Картинка

Для этих коллекторов установлена достаточно тесная связь между kп и Рп.

Результаты сопоставления величин относительной амплитуды αПС с относительной глинистостью ηгл (рис. 121) свидетельствуют о возможности использования метода естественных потенциалов для оценки величины ηгл . При этом, как следует из рис. 121, переходная область между коллекторами и неколлекторами (когда ηгл = 0,45÷0,55) характеризуется значениями αПС, изменяющимися в пределах 0,52—0,64.

Картинка

Для выделения коллекторов по геофизическим данным составлена палетка (рис. 122), позволяющая учитывать при интерпретации различные геофизические параметры — удельное сопротивление, естественные потенциалы и естественную радиоактивность. При этом к коллекторам относятся породы, характеризующиеся величинами αПС≥0,6 к неколлекторам — αПС<0,5. Интервалы разреза, для которых 0,5≤αПС<0,6, могут содержать как непроницаемые, так и проницаемые разности пород.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)