Определение характера насыщения коллекторов. Разделение газоносных и нефтеносных коллекторов в разрезе скважин

КС для неглинистых пород:

а) водонасыщенные породы изотропные

ρвп=Pп*ρв, Pп – параметр пористости

В чистых не глинистых г/п Р не зависит от ρв

Рп= а_п / Кп^m,

а_п – коэф (0,4 – 1,4)

m – структурный показатель, зависящий от формы поровых каналов (1,3 – 2,4), хар-ет степень сцементированности г/п

график

б) Анизотропные водонасыщенные породы (В слоистых породах уд сопр в направлении, параллель наслоению ρвп‌‌‌||, отличается от его значения, измеренного в направлении, перпенд к наслоению ρвп,┴. Такие породы наз-ся анизотропными по уд сопр. Заметно в глин-х сланцах, мергелях др)

ρвп,┴> ρвп‌‌‌|| всегда

Степень анизотропии породы оцен-ся λа – коэф анизотропии

λа = √ ρвп,┴/ ρвп‌‌‌|| ‌‌‌‌‌,

а величина ее удельного сопротивления характеризуется:

ρвп.ср=√ ρвп,┴ * ρвп‌‌‌||

в) Нефтегазонасыщенные породы

ρн.п=f(Кв,Кн,Кг, хар распр в поровом пространстве, ρв, Кп, стр-ры г/п)

Рн= ρн.г / ρвп

ρн.г – уд сопр породы, поры которой заполнены нефтью (газом) и остаточной водой.

ρвп - уд сопр той же породы при условии 100 % - ного заполнения ее водой

Рн – показывает во сколько раз увел уд сопр породы насыщ н или г при частичном заполнении ее пор водой, и наз-ся коэф увеличения сопр. Для неглинистых пород Рн зависит не только от степени их насыщения водой, но и от хар распред-я в поровом проср воды, н и г. В связи с этим величина Рн часто наз-ся Параметром насыщения:

Рн=ап / Кв^п

Рн – параметр насыщения

ап –эмперический коэф близкий к 1

п –показатель, хар структуру токопроводящих каналов н/гнасыщ породы, зависит от хар-ки смачиваемости породы

Гидрофильные 1,8<п<2,1

Частичногидрофильные п>2 и 3-5

Гидрофобные п>5

ρн.п=Рн* ρвп=Рн*Рп* ρв

график

КС для глинистых пород:

П=Рп.пресн/Рп.пред

Рп.пред/Рп

П=f(Сгл, ρж)

П≤1

При ρж→0, П→1,

Рп.пресн=Рп,

ρвп.гл=Рп.гл* ρв=П*Рп*ρв

В чистых коллекторах П=1

ρнп.гл=Рн*Рп*ρв*П

П=f(глинистость,ρж)

график

Б)Нефте-газо насыщенные породы

ρ нп(гл)= Рп*Рн*П*ρв

в) слоистые коллекторы

тонкое переслаивание, анизатропная среда

1/ρп пач=χгл/ρгл+(1-χгл)/ρпесч

χ= hгл/Hпач

если водонасыщенный песчаник ρпесч заменяем на ρ нп

Определение ВНК в большинстве модификаций нейтронных методов основано на аномальных нейтронных свойствах хлора, содержащегося в пластовых водах. Различие в показаниях ней­тронных методов против нефтеносного и водоносного пластов умень­шается с уменьшением хлоросодержания, т. е. с уменьшением пористо­сти пласта или минерализации пластовой воды. Достаточно надежно определить водонефтяной контакт по данным ННМ-Т и НГМ можно лишь в высокопористых коллекторах (k_П > 15 – 20 %) при минерализации вод не менее 150 — 200 г/л. При этом приме­нять лишь один НГМ (или один ННМ-Т) можно только в пластах, од­нородных по пористости и глинистости. В этом случае эффект на водонефтяном контакте, обусловленный различием содержания хлора, не маскируется колебаниями показаний за счет изменения водородосодержания (пористости и глинистости) пород. Совместное примене­ние НГМ и ННМ-Т позволяет выделить водонефтяной контакт в бо­лее неоднородных пластах. Это связано с тем, что изменение водоро-досодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение одного знака, тогда как цри изменении содержания в породах хлора изменение на диаграммах может быть разного знака.

Другой способ учета и исключения влияния колебаний пористости или глинистости пласта на показания – это сравнение кривой НГМ (или ННМ-Т), зарегистрированных в разное время. Поскольку пори­стость и глинистость пород в процессе разработки месторождения не меняются, то правильно проэталонированные диаграммы, заре­гистрированные в разное время, расходятся лишь против интерва­лов, которые обводнились за время между двумя замерами. Если кривые не эталонированы в сопоставимых единицах; их совмещают против явно непродуктивного интервала путем изменения масшта­ба и смещения одной из кривых. Пример выделения обводнявшихся интервалов таким способом приведен на рис. 2, б, где совмещены два замера НГМ с двухлетним интервалом. В промежутке между дву­мя замерами обводнился интервал 1815 – 1817,5 м.

Для повышения надежности выделения пластов, изменивших свое насыщение между двумя замерами, проводят графическое сопостав­ление показаний двух замеров. По совокупности 20 — 30 то­чек для пластов с существенно различными показаниями НГМ и ННМ-Т и явно одинаковым насыщением проводят среднюю линию I и подсчитывают среднеквадратическое отклонение точек от нее о. Ниже и выше средней линии на расстоянии двух значений о прово­дят еще две линии II и III. Если точка для исследуемого пласта ле­жит в полосе между линиями II и III, то считается, что его насыще­ние между двумя линиями II и III, то считается, что его насыщение между двумя разновременными из­мерениями не изменилось. Если точ­ки для них лежат выше (для НГМ) или ниже (для ННМ-Т) этой поло­сы, то с вероятностью 95% пласт считается обводненным.

Импульсные нейтронные методы обладают большей чувствитель­ностью к содержанию хлора в поро­да и позволяют определять ВНК при минерализации пластовых вод вы­ше 40 — 50 г/л, а в благоприятных условиях — даже при минерализа­ции 20— 30 г/л. Положение контак­та четко отме­чается как по кажущемуся средне­му времени жизни нейтронов т, так и непосредственно по показаниям ИННМ при большом времени задер­жки (1,1 мс). Однако показания 1пп больше, чем t, подвержены влия­нию изменений «ближней зоны» и литологии пласта.

При больших колебаниях пористости или глинистости пород ИННМ комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП). Так, при резких изменениях k_П его значения по данным ННМ, ГГМ или другого метода ГИС сопоставляют с декрементом затухания плотности поля тепловых нейтронов λ. По совокупности точек для пластов с известным насыщением проводят линию λ, раз­деляющую продуктивные и водонос­ные пласты. Менее точно такую линию можно провести и теоретически, рас­считав зависимость λ_ВП = f (k_П) для водо­носных пластов и отклонение Δλ, – за счет изменения состава скелета и погрешностей измерений.

Для выделения пластов, обводняе­мых пресной водой (ниже 20 г/л при k_П = 30% и 50 — 70 г/л при k_П ≈ 10%), опи­санные способы непригодны. Такие пласты могут быть обнаружены путем закачки активированных растворов, избирательно проникающих в водонос­ную и нефтеносную части пласта.

В пластах, обводненных пресной водой, фильтрат соленого раство­ра, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется быст­рее по сравнению с нефтеносными пластами, в которых соленая вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, прово­дя измерения ИННМ или ИНГМ через время, достаточное для оп­реснения зоны проникновения в обводненных пластах, можно выде­лять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению с обводненными пластами.

Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтрон­ными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому на диаграммах всех нейтронных методов газоносный пласт отмечается повышенными по­казаниями по сравнению с нефтеносными или водоносным пластами. Однако повышенными показаниями на диаграммах нейт­ронных методов отмечаются также и низкопористые (плотные) по­роды. Чтобы отличить их от более пористых газонасыщенных кол­лекторов, можно использовать данные других методов, зависящие от пористости (ГГМ-П или AM).