Оценка коллекторских свойств пород по их удельному электрическому сопротивлению

Контрольные вопросы

1. По какому признаку магматические горные породы подразделяются на плутонические и вулканические?

2. Какие структуры и текстуры наиболее характерны для плутонических горных пород?

3. Какие структуры и текстуры наиболее характерны для вулканических горных пород?

4. В чем главное отличие порфировой структуры от порфировидной?

5. Что такое фенокристаллы?

6. Какой минерал обязательно присутствует во всех кислых магматических горных породах?

7. Какие минералы обязательно должны присутствовать в щелочных горных породах?

8. Чем отличается диорит от сиенита?

9. Какой плутонической горной породе по составу соответствует базальт?

10. Перечислите вулканические породы среднего состава.

11. Что такое обсидиан?

12. Какая окраска характерна для основных и ультраосновных магматических горных пород?

Удельное сопротивление горных пород зависит от электропроводности мине­ралов, пористости, водонасыщенности, удельного сопротивления вод, структур­ных и текстурных особенностей пород и т. д. Поэтому строгой зависимости между пористостью и удельным сопротивлением не существует. Вместе с тем некоторые упрощения позволяют установить такую зависимость с точностью, вполне достаточной для практики. Так, например, можно считать, что различие удельных сопротивлений однотипных пород, полностью насыщенных водой, в основном будет определяться изменениями пористости и удельными сопроти­влениями вод. Влияние же других факторов на удельное сопротивление одно­типных пород будет приблизительно одинаковым.

Чтобы исключить влияние минерализации пластовой воды, содержащейся в породе, при изучении пористости пород по их удельному сопротивлению обыч­но рассматривается отношение удельного сопротивления водонасыщенной по­роды r_вn к сопротивлению насыщающей ее воды r_b:

где Р_п — относительное сопротивление или параметр пористости (по В. Н. Дахнову).

Так как удельное сопротивление водонасыщенной породы зависит не только от пористости, но и от строения поровых каналов, зависимость относительного сопротивления от пористости в общем виде определяется формулой

где а — коэффициент, изменяющийся для разных пород от 0,4 до 1,0; т — пори­стость в процентах; п — показатель степени, зависящий от структуры норового пространства и сцементированности породы; п — для различных пород изме­няется от 1,3 до 3,0.

Для определения пористости пород по кривым Р_п = f (т) (рис. 1) вначале подбирают данные лабораторных определений пористости по кернам, отобран­ным из водонасыщенных коллекторов законтурных скважин (чтобы выбрать кривые Р_п — f (m), соответствующие конкретным геологическим условиям). Затем геофизическими методами определяют в скважине удельное сопротивле­ние r_вn этих коллекторов в интервале отбора керна. Удельное сопротивление поровых вод r_в оценивают на основании данных о минерализации пластовых вод (по химическому составу) при температуре пласта.

Кривые Р_п – f (m) могут быть использованы и для определения пористости нефтенасыщенных коллекторов. Параметр пористости рассчитывается по удель­ному сопротивлению r_пп коллектора в промытой зоне и удельному сопротивле­нию (r_ф фильтрата бурового раствора):

Рисунок. 1. Кривые Р_п – f (т) зависимости относительного сопротивления пород от пористости (по В. Н. Дахнову).

а — песчано-глинистые породы; б — карбонатные породы. 1 — рыхлые пески; 2 — слабосцементированные песчаники; з — среднесцементированные песчаники; 4 —ракушучняки и рыхлые известняки; 5 — известняки и доломиты крупнокристаллические, средней уплотненности; в — известняки и доломиты плотные, тонкокристаллические.

В основе определения проницаемости по удельному сопротивлению пород лежит связь между проницаемостью и количеством остаточной воды, которая наблюдается у многих коллекторов терригенного типа. Эта связь обусловлена зависимостью количества связанной воды в нефтенасыщенном коллекторе от содержания тонкозернистой фракции, от которой в свою очередь зависит про­ницаемость коллектора. Как правило, малопроницаемые породы содержат боль­ше связанной воды и, следовательно, удельное сопротивление их меньше, чем высокопроницаемых пород.

Содержание связанной воды в породах может быть определено по их удель­ному сопротивлению геофизическими методами. Следовательно, по величине удельного сопротивления можно оценить и проницаемость пласта.

Удельное сопротивление пород зависит не только от водо насыщенности, но также и от минерализации пластовых вод, пористости, структуры пор, мине­ралогического состава и т. д. Поэтому, чтобы исключить влияние других фак­торов на величину удельного сопротивления пород при изучении связи его с проницаемостью, используется не сопротивление пласта, а параметр насы­щения

который показывает, во сколько раз увеличивается сопротивление коллектора, насыщенного нефтью, Q_Hn по сравнению с сопротивлением того же коллектора, полностью насыщенного пластовой водой, Q_Bn. Экспериментальные исследова­ния Г. С. Морозова показывают, что между параметром насыщения и прони­цаемостью для фиктивного грунта существует зависимость, приблизительно определяемая формулой

k =50

где k— проницаемость в мд; P_H — параметр насыщения.

Эта формула может быть использована для приближенной оценки прони­цаемости рыхлых коллекторов, обладающих высокой пористостью (20—30%). Для более точной оценки проницаемости пород по параметру насыщения Р_п строят специальные зависимости Р_н = f (к) путем изучения зависимости оста­точной водонасыщенности от проницаемости пород, путем сопоставления коэф­фициентов Р_н, полученных в лаборатории, с коэффициентами проницаемости пород, определенными в тех же условиях, и т. д. Необходимая для определения коэффициента насыщения Р_н коллектора величина удельного сопротивления нефтяного пласта Q_Hn оценивается по геофизическим исследованиям нефтяных скважин и удельное сопротивление пород при полном насыщении их пластовой водой Q_Bn определяется по геофизическим исследованиям скважин в водоносной части пласта или же оценивается приближенно по результатам опытов на поверх­ности с породами, сходными по свойствам с исследуемыми.

Так как величина параметра насыщения Р_н зависит от степени насыщен­ности порового пространства различными фазами, то возникает возможность по величине Р_н оценивать также фазовые и относительные проницаемости кол­лектора в естественных условиях. Для этого должны быть построены свои зависимости Р_я = f (к_т к_в) и Р_н = f (к'_я, к'_в).

Геофизические методы исследования коллекторов дают весьма ценные данные также о нефтенасыщенности пород в призабойной зоне. Определение нефтенасыщенности пород по удельному сопротивлению основано на зависи­мости сопротивления от водо- и нефтенасыщенности. При этом исходят из пред­положения, что в нефтенасыщенном коллекторе пустых пор нет — все поры заполнены водой и нефтью.

Для устранения влияния на удельное сопротивление двух факторов при изучении его связи с нефтенасыщенностью также используется безразмерная величина — коэффициент Р_н (рис. 24).

Удельное сопротивление нефтеносного пласта Q_Hn и сопротивление того же пласта при полном насыщении его пластовой водой определяются такими же методами, как при оценке проницаемости пород.

Геофизические методы оценки коллекторских свойств пород не ограничи­ваются описанными способами определения параметров пород по их удельному сопротивлению.

Радиоактивные свойства пород могут быть также количественно связаны с их коллекторскими свойствами.

Естественные горные породы отличаются друг от друга естественной радио­активностью и способностью к поглощению нейтронов. Это обстоятельство поз­воляет изучать коллекторские свойства по данным радиометрии. К преимуще­ству этих методов относится малая их зависимость от наличия обсадной колонны, свойств бурового раствора и т. д.

Активность пород зависит от содержания в них радиоактивных элементов (тория, урана, радия). Больше, чем в других породах, они содержатся в глинах. Регистрация гамма-излучения позволяет, следовательно, установить наличие пород в разрезе с различным содержанием глин. Мы уже отмечали, что коллек­торские свойства пород и содержание в них глин часто определяются достаточно точными зависимостями. Это свойство пород открывает путь для использования кривой естественной радиоактивности для оценки коллекторских свойств пласта.

Рис. 2. Осредненные зависимости Р_я = f [S_Н(S_В)] по экспериментальным данным.

1 — песчаники третичных отложений (по И. Г. Когану); 2 — хорошо отсортированные пес­чаники и алевролиты девона Туймазинского месторождения (по В. Н. Кобрановой); 3 — пески и песчаники девона Туймазинского месторождения (по Г. С. Морозову); 4 — песчаники угленосной свиты и песчаники девона (5) месторождений Куйбышевского Поволжья (по Н. Я. Качуриной); 6 — песчаники девона Ромашкинского месторождения (по Л. П. Доли­ной и Г. И. Скобликовой); 7 — песчаники третичных отложений месторождений Грозного (по Л. П. Долиной); 8 —песчаники девона Туймазинского месторождения (по А. В. Золотову); 9 — песчаники разного возраста (по Ф. И. Котяхову); 10 и 11 — осредненные кривые для песчаных и карбонатных коллекторов, рекомендованные В. Н. Дахновым для определе­ния коэффициентов нефтенасыщения.

При бомбардировке пород нейтронами интенсивность вторичного гамма-излучения (нейтронный эффект) зависит от количества водорода в пласте, кото­рый содержится в пластах в основном в воде. Следовательно, имея в виду, что наиболее пористые пласты содержат больше воды, при нейтронном воздействии на пласт можно оценить пористость пород. Плотные же малопористые сцемен­тированные породы содержат мало воды и отмечаются другим нейтронным эффектом.

Таким образом, по интенсивности нейтронного эффекта могут быть оценены коллекторские свойства пласта.

При оценке пористости методом изотопов используется пропорциональ­ность количества активированного раствора, проникшего в коллектор, его от­крытой пористости.

Более подробно эти вопросы излагаются в специальных курсах промысло­вой геофизики.

Характеризуя в целом геофизические методы определения коллекторских свойств пластов, следует отметить, что иногда отмечаются большие расхождения между коэффициентами пористости, проницаемости, нефтеводонасыщенности коллекторов, полученными по данным промысловой геофизики, и анализам кернов.

Анализ причин расхождения показывает, что они вызываются несопоста­вимостью материалов геофизического исследования скважин и анализа кернов вследствие недостаточности последних. Наибольшие расхождения получаются тогда, когда делаются попытки представить свойства пласта по результатам единичных анализов кернов.

Для повышения точности определения необходимо использовать зависи­мости, составленные для изучаемых или аналогичных отложений на основе сопоставления большого числа анализов кернов. Следовательно, исполь­зование геофизических методов можно широко при­менять для изучения свойств пород с высокой точностью в условиях их естест­венного залегания.