Выделение нефтегазоносных коллекторов и определение эффективной мощности и характера насыщения

Выделение нефтегазоносных коллекторов, определение эффективной мощности и характера насыщения осуществляется после литологического расчленения разреза скважины. Коллекторы характеризуются составом минерального скелета породы, емкостными и фильтрационными свойствами, морфологией порового пространства. В природных условиях в качестве коллекторов чаще всего служат песчаные, алевритовые и карбонатные породы. Выделение продуктивного коллектора состоит из двух операций: непосредственное выделение коллектора с установлением его границ и оценка характера насыщения.

Выделение песчано-глинистых коллекторов

Песчано-глинистые коллектора выделяются в терригенном разрезе наиболее надежно по совокупности диаграмм ПС, ГК, КВ.

Против чистых коллекторов наблюдается:

- Наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин;

- Минимальная активность по кривой ГК;

- Образование глинистой корки и сужение диаметра скважины на КВ.

Наиболее эффективными из дополнительных методов ГИС являются МЗ (положительное приращение), НГК (минимальное значение), ГГК, АК.

Присутствие глинистого материала в скелете породы влияет на показание кривых ГИС, поэтому песчаные коллекторы, содержащие заметное количество глинистого материала, принято выделять в отдельную группы – глинистые коллекторы.

Выделение карбонатных коллекторов

В зависимости от структуры порового пространства и условий фильтраций карбонатный коллектор условно разделяется на два типа: гранулярный (с межзерновой пористостью) и трещинный (трещинные, кавернозные, смешенного типа).

Гранулярные карбонатные коллекторы имеют такую же геофизическую характеристику, как и песчаные коллекторы. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленение разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении среди последних высокопористых разностей.

Трещинные и кавернозно-трещинные коллекторы на каротажных кривых не имеют четко выраженных характеристик, выделить их по традиционному комплексу ГИС затруднительно. Перспективными по обнаружению таких коллекторов являются данные АК по затуханию и другие специальные методы:

1. Метод нормализованных кривых – при вскрытии на соленой воде (ρ_с < 0,3 Ом·м) коллекторов смещенного типа, содержащих трещины, часть которых сечет ствол скважины, отмечаются участки резкого снижения показаний удельного сопротивления ρ нормализованный диаграммой БК и совмещение ее с кривой НГК.

2. Для выделения коллекторов смещенного типа используют способ активированного раствора с повторной регистрацией диаграммы БК (метод двух растворов).

3. Характерные признаки трещинного коллектора – интенсивное поглощение бурового раствора и резкое увеличение скорости при проходке скважины.

Оценка характера насыщения коллекторов

Она сводится к разделению коллекторов на продуктивные, из которых при испытании получают промышленный приток нефти и газа, и водоносные, дающие чистую воду или воду с пленкой нефти или признаками газа.

Оценка характера насыщения коллекторов основана на определении удельного сопротивления ρ_п породы и вычислении критических величин ρ_п^*, P_п^*. В наиболее простом случае водоносные коллекторы имеют низкое удельное сопротивление, а нефтеносные – высокое. Надежное определение удельного сопротивления пласта ρ_п возможно лишь для достаточно мощных и однородных пластов. Используются диаграммы БКЗ, диаграммы экранированных зондов БК, МБК.

Определение эффективной мощности продуктивных коллекторов

Величина h_эф определяется как мощность этого пласта, границы которого установлены по диаграммам ГИС в однородном пласте-коллекторе. В неоднородном пласте-коллекторе, содержащем прослой неколлектора для расчета h_эф из общей мощности пласта исключают мощность прослоев неколлекторов. Наиболее эффективным является метод микрокаротажа.

Установление ВНК и ГЖК

Если пласт-коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, то наблюдается в водо-нефтяной зоне водоплавающая нефтяная залежь и по данным электрометодов устанавливают ВНК и ГЖК.

Контакт нефть-вода в природных коллекторах не является четким, переход от нефтегазоносной к водоносной части пласта происходит постепенно на некотором интервале, называемый переходной зоной. Она в зависимости от геологического характера пласта и физико-химических свойств нефти и пластовой воды имеет мощность от 1 до десятков м. За условный ВНК (ГЖК) принимают уровень переходной зоны, на котором ее удельное сопротивление соответствует критической нефтегазоносности.