Промысловая геофизика (стр. 12 )

Если роторы датчика и приемника находятся в идентичных положениях по отношению к статорам, то возбуждаемые в их обмотках ЭДС одинаковы и противоположны по знаку, так как обмотки двигателя включены навстречу друг другу. Если ротор датчика повернуть на некоторый угол, равновесие нарушится, и в обмотке двигателей возникнет ток. Этот ток, пройдя по об­мотке ротора сельсин-приемника, при взаимодействии с элект­рическим полем системы создаст вращающий момент. Под дей­ствием этого вращающего момента ротор приемника повернется на тот же угол, что и ротор датчика. Таким образом, вращение ротора датчика приводит к строго согласованному вращению ротора приемника.

В промыслово-геофизических станциях при исследовании скважин к сельсин-датчику, установленному на блок-балансе, подключают три сельсин-приемника, которые посредством ше­стеренчатых передач приводят в обращение счетчик глубин в кабине лебедчика, счетчик глубин на контрольной панели в ла­боратории, лентопротяжный механизм регистратора.

Рис. 71. Блок-баланс.

а - рамочный; б – подвесной: 1 - кабель; 2 - подставка; 3 - ролик; 3а - подвесной ролик; 4 - динамометр; 5 - щека ролика

Для более точного определения глубин кабель промеряют мерной лентой и на нем через 20—50 м устанавливают метки. Кабель промеряют в условиях, приближенных к скважинным. На блок-балансе устанавливают меткоуловитель, отмечающий момент прохождения меток и передающий соответствующие сиг­налы на регистратор.

Для определения натяжения кабеля при спуско-подъемных операциях ось и опору ролика рамочного блок-баланса смещают относительно друг друга. Это смещение определяет длину мало­го плеча рычага, равного в блок-балансах тяжелого типа 8 мм. Второе плечо длиной 330 мм образуется продолжением щеки от точки опоры до места крепления с динамометром пружинного типа. Конец плеча соединен с подвижным контактом реостата, являющегося датчиком натяжения кабеля. Сила, действующая в этом случае на динамометр, равна примерно 1/30 фактического натя­жения кабеля в скважине.

В подвесном блок-балансе нагрузку на кабель измеряют с по­мощью тензодатчика, который устанавливают в месте крепления подвесного ролика к крюку бу­ровой лебедки. В этом случае сила, действующая на датчик на­тяжения, равна 1/2 фактического натяжения кабеля в скважине.

Рис. 72. Принципиальная электри­ческая схема сельсинной пере­дачи

Показания динамометра с по­мощью датчиков натяжений пе­редаются на измерительные при­боры, установленные на конт­рольной панели в кабине лебед­чика и в лаборатории станции. На контрольной панели, помимо указателя натяжения кабеля, размещены указатели скорости движения кабеля и счетчик глу­бины.

Ряд геофизических работ, осо­бенно при исследовании эксплуа­тационных скважин или скважин, осложненных высокими пласто­выми давлениями, проводятся при герметизации устья скважи­ны с помощью лубрикаторов. На рис. 73 изображен лубрикатор ВНИИ марки Л-4, установленный на фланце арматуры скважины.

В подвесном блок-балансе на-грузкУ на кабель измеряют с по­мощью тензодатчика, который устанавливают в месте крепления подвесного ролика к крюку бу­ровой лебедки. В этом случае сила, действующая на датчик на­тяжения, равна 1/2 фактического натяжения кабеля в скважине.

Показания динамометра с по­мощью датчиков натяжений пе­редаются на измерительные при­боры, установленные на конт­рольной панели в кабине лебед­чика и в лаборатории станции. На контрольной панели, помимо указателя натяжения кабеля, размещены указатели скорости движения кабеля и счетчик глу­бины.

Ряд геофизических работ, осо­бенно при исследовании эксплуа­тационных скважин или скважин, осложненных высокими пласто­выми давлениями, проводятся при герметизации устья скважи­ны с помощью лубрикаторов. На рис. 73 изображен лубрикатор ВНИИ марки Л-4, установленный на фланце арматуры скважины.

Скважинный прибор на кабе­ле вводят вначале в приемную камеру лубрикатора, а затем, от­крыв подлубрикаторную задвиж­ку, спускают в скважину. Ввод кабеля в лубрикатор герметизи­руется сальником. Имеются луб­рикаторы различных типов, при­меняемые при разных давлениях в скважине. Для работы с гер­метизированным устьем исполь­зуют также устьевые сальники.

Рис. 73. Общий вид лубрикатора Л-4. 1 - основание; 2 - мерный ролик; 3 - приемная камера; 4 - кронштейн; 5 - сальник; 6 - верхний ролик; 7 - ка­бель; 8 - червячное колесо с кронштей­ном для установки приемной камеры

Г л а в а V

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ИСТОЛКОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

§ 1. ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН

Литологическое расчленение разреза скважины выполняют по данным полного комплекса ГИС. Методику расчленение рас­смотрим на примере трех наиболее типичных разрезов (терригенного, карбонатного и галогенного) для скважин, пробурен­ных на глинистом растворе.

Терригенный разрез

Литологическое расчленение разреза по данным ГИС прово­дят по следующей схеме: а) разделение пород на коллекторы и неколлекторы; б) выделение среди коллекторов и неколлекто­ров отдельных литологических разностей. Выделению коллекто­ров посвящен § 2 данной главы; здесь же рассмотрим только вопросы разделения пород на классы неколлекторов.

В терригенном разрезе неколлекторы делятся на глины и все прочие породы, представляющие неколлекторы глины выделя­ются на кавернограмме прежде всего в интервалах увеличения диаметра скважины по сравнению с номинальным. К неколлек­торам относят породы, отмечаемые номинальным значением диаметра на кавернограмме. Глинам соответствуют наиболее высокие показания СП и ГМ, низкие удельные сопротивления, наиболее низкие показания НГМ и микрозондов, наиболее вы­сокие значения ΔТ (рис. 74). В остальной части разреза (за исключением коллекторов и глин) выделяют классы неколлек­торов с различной глинистостью и пористостью по диаграммам методов глинистости (СП, ГМ), пористости (ННМ-Т, AM, ГГМ) и метода сопротивлений. Обычно удается четко выделить по крайней мере два класса неколлекторов. К первому классу от­носятся глинистые песчаники и алевролиты, характеризующиеся более низкой пористостью и более высокой глинистостью по сравнению с худшими коллекторами; они отмечаются высокими показаниями на диаграммах БЭЗ, БК и микрозондов, низкими значениями ΔТ на диаграмме AM, повышенными показаниями НГМ, промежуточными значениями на диаграммах СП и ГМ, но более близкими к показаниям в худших коллекторах. Вто­рой класс включает глины, содержащие песчаный, алевритовый или карбонатный материал, для которых характерны показания всех методов, типичные для глин. Некоторое отличие их заклю­чается в небольшом увеличении удельного сопротивления по сравнению с сопротивлением чистых глин, в наличии незначи­тельных отрицательных аномалий СП по отношению к линии чистых глин и в незначительном понижении радиоактивности по сравнению с чистыми глинами на диаграмме ГМ.

В терригенном разрезе возможно также присутствие некол­лекторов, представленных песчаниками и алевролитами с карбо­натным цементом и плотными известняками. Эти породы отме­чают обычно низкими показаниями на диаграммах СП и ГМ — такими же, как чистые коллекторы; но наряду с этим для них характерны высокие показания на диаграммах НГМ, микрозондов и минимальные значения ДГ на диаграмме акусти­ческого метода.

Рис. 74. Примеры литологического расчленения и выделения коллекторов в терригенных отложениях по данным ГИС.

1 - коллектор (песчаник); 2 - неколлектор (глинистый алевролит); 3 — глина

Карбонатный разрез

Карбонатный разрез расчленяют по данным ГИС следующим образом. Сначала выделяют межзерновые коллекторы. В ос­тальной части разреза проводят литологическое расчленение с выделением сложных коллекторов и коллекторов различных видов. Рассмотрим методику такого расчленения. Методика же выделения межзерновых коллекторов изложена в § 2. Вначале выделяют интервалы, соответствующие глинам (по тем же при­знакам, что и в терригенном разрезе) и карбонатным породам с повышенным содержанием нерастворимого остатка, которые отмечаются повышенными значениями UСП (иногда на уровне линии глин) и естественной радиоактивности. Карбонатные породы с высокими значениями UСП, как правило, являются не­коллекторами и лишь в редких случаях могут быть трещинным коллектором с низкой эффективной пористостью (рис. 75). Остальная часть разреза (за исключением межзерновых коллек­торов, глин и пород с повышенным содержанием нерастворимого остатка), представленная низкопористыми чистыми известня­ками и доломитами, расчленяется на классы неколлекторов и кавернозно-трещинных коллекторов по фильтрационным свой­ствам и на классы известняков, доломитов и промежуточных литологических разностей по минеральному составу скелета. Первая задача может быть решена по диаграммам стандартно­го комплекса и специальных исследований ГИС, вторая — по данным комплексной интерпретации диаграмм ННМ-Т, ГГМ и акустического метода.

Рис. 75. Пример литологического расчленения карбонатного разреза по данным ГИС.

1 - известняк плотный; 2 - известняк-коллектор; 3 - глина

Галогенный разрез

Разрез, представленный гидрохимическими отложениями, рас­членяют в основном по данным ядерных методов — нейтронно­го (ННМ), гамма-метода (ГМ) и гамма-гамма-метода (ГГМ) с использованием результатов акустического метода и кавернометрий. В этом разрезе по данным ГИС устанавливается нали­чие следующих литологических разностей: гипса — по низким показаниям ННМ, соответствующим высокому водородосодержанию, при низкой пористости (менее 1%) — по данным ГГМ и AM; ангидрита — по высоким показаниям ННМ, при низкой пористости — по данным ГГМ и AM; каменной соли — по высо­ким показаниям ННМ при увеличении диаметра скважины на кавернограмме и низкой естественной радиоактивности; калий­ных солей — по высоким показаниям ННМ и ГМ и увеличению диаметра скважины на кавернограмме. Прослои глины и аргил­лита в гидрохимических отложениях устанавливают по тем же признакам, что и в карбонатном и терригенном разрезах.

§ 2. ВЫДЕЛЕНИЕ МЕЖЗЕРНОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ТЕРРИГЕННОМ РАЗРЕЗЕ

Пласты-коллекторы выделяют при литологическом расчлене­нии разреза. Признаки, по которым выделяют коллекторы, оп­ределяются характером разреза, типом коллектора, условиями бурения скважины. Рассмотрим наиболее типичные для практи­ки выделения коллекторов случаи.

Терригенный разрез может содержать коллекторы межзерновые трещинные и смешанные — трещинно-межзертновые. Большая часть открытых залежей нефти и газа связана с межзерновыми коллекторами. Основной опыт выделения и изучения коллекторов геофизическими методами накоплен для межзер­новых коллекторов, пройденных скважиной с использованием пресного глинистого раствора при изучении разреза в необса­женном стволе. Коллекторы отличаются от вмещающих пород проницаемостью, пористостью, глинистостью, что и является предпосылкой для выделения их геофизическими методами.

Признаки выделения межзернового коллектора по геофизическим материалам можно разделить на две группы. Превая группа объединяет прямые качественные признаки основанные на более высокой проницаемости коллектора по сравнению с
вмещающими породами и на проникновении в коллектор фильтрата бурового раствора. Вторая группа объединяет косвенные
признаки, основанные на отличии коллектора от вмещающих пород по пористости и глинистости, что позволяет выделить пласты-коллекторы в интервалах с повышенной пористостью и пониженной глинистостью по диаграммам соответствующих геофизических методов.

Рассмотрим следующие основные признаки коллектора меж­зернового типа, вскрываемого при бурении на пресном глини­стом растворе (фильтрат глинистого раствора менее минерализо­ван, чем пластовая вода) с репрессией на пласт (гидростатиче­ское давление столба бурового раствора выше пластового давле­ния): 1) сужение диаметра скважины dc по сравнению с номи­нальным dн (диаметр долота), фиксируемое на кавернограмме, микрокавернограмме, профилограмме; наличие глинистой корки на коркограмме; 2) наличие положительных приращений на диа­грамме микрозондов (показания потенциал-микрозонда ρкМПЗ выше показаний градиент-микрозонда ρкМГЗ, при этом значе­ния ρкМПЗ и ρкМГЗ невысокие, см. рис. 75); 3) наличие ради­ального градиента удельного сопротивления, устанавливаемого при сравнении удельного сопротивления породы, определенного по диаграммам электрических методов с различным радиусом исследования; 4) изменение во времени показаний различных геофизических методов, отражающее формирование во времени зоны проникновения фильтрата бурового раствора в коллектор.

Выделение коллектора по наличию глинистой корки

Сужение диаметра на диаграммах методов, исследующих про­филь скважины, указывает на присутствие глинистой корки на стенке скважины против исследуемого пласта, что является од­ним из признаков коллектора. Поскольку исследования каверно­мером входят в стандартный комплекс изучения терригенного разреза, этот признак коллектора широко используют при мас­совой обработке геофизических материалов. Наличие корки не является признаком коллектора в следующих случаях: а) про­тив тонких плотных прослоев, расположенных в мощном пласте-коллекторе; глинизация стенки скважины происходит в них бла­годаря «размазыванию» корки, образовавшейся в коллекторе выше и ниже; б) в призабойной зоне ствола скважины, вскрыв­шей неколлекторы, где сужение диаметра скважины может быть вызвано осаждением частиц шлама; в) в любых участках разре­за, не являющихся коллектором, где образуются сальники, обу­словленные низким качеством глинистого раствора или неудов­летворительной подготовкой скважины к промыслово-геофизическим исследованиям.

Нередко полагают, что толщина глинистой корки является характеристикой проницаемости коллектора. В действительно­сти, толщина корки зависит, в первую очередь, от качества гли­нистого раствора — чем хуже качество раствора (т. е. чем выше его водоотдача и ниже коллоидальность), тем при прочих рав­ных условиях толще корка. Поэтому наличие корки большой толщины является прежде всего признаком неудовлетворитель­ного качества раствора. Только на ограниченном участке от­дельной скважины, пройденном при постоянном режиме буре­ния, толщина корки может являться качественной характеристи­кой проницаемости.

Выделение коллектора по диаграмме микрозондов

Положительные приращения на диаграмме микрозондов — на­дежный признак межзернового коллектора в той мере, в какой надежен признак наличия глинистой корки. Следовательно, в рассмотренных выше случаях, когда присутствие корки не явля­ется признаком коллектора, нельзя считать признаком коллекто­ра и положительные приращения.

Положительные приращения в коллекторе на диаграммах микрфондов могут отсутствовать при следующих условиях: а) глинистая корка имеет большую толщину (более 2 см); пока­зания микрозондов одинаковы, поскольку при этом потенциал-микрозонд, как и градиент-микрозонд, исследует глинистую кор­ку; б) водоносный коллектор имеет очень высокую проницае­мость как по напластованию, так и по нормали к напластова­нию; в результате расформирования промытой зоны удельное сопротивление среды, исследуемой потенциал-микрозондом, близко к удельному сопротивлению глинистой корки ρк.

При бурении скважин на технической воде кавернограммы и диаграммы микрозондов обычно не используют для выделения в разрезе межзерновых коллекторов, поскольку заметных глини­стых корок при фильтрации в коллекторы не образуется. Если в разрезе скважины, пробуренной на воде, имеются мощные пла­сты глин и глинистых пород, содержание глинистого материала в промывочной жидкости в процессе бурения становится значи­тельным; в этом случае отдельные пласты-коллекторы могут отмечаться сужением диаметра и соответственно положительны­ми приращениями на диаграмме микрозондов.

Выделение коллектора по наличию радиального

градиента удельного сопротивления, установленного

по диаграммам электрометрии

Наличие проникновения фильтрата бурового раствора в пласт устанавливают, сравнивая значения удельного сопротивления по­роды, полученные при интерпретации диаграмм электрических методов с различным радиусом исследования R, т. е. изучая ха­рактер изменения удельного сопротивления породы в радиаль­ном направлении по нормали к оси скважины (рис. 76). При этом по данным интерпретации устанавливают либо наличие радиального градиента сопротивления, либо его отсутствие. Наиболее распространенный способ установления радиального градиента сопротивления — интерпретация кривых бокового электрического зондирования. При интерпретации кривых БЭЗ в пластах-коллекторах большой мощности получают кривые зон­дирования, характеризующие проникновение, повышающее (ρзп>ρп) или понижающее (ρзп<ρп) удельное сопротивление пласта, и двухслойные кривые ρзп=ρп.

Кривые БЭЗ типа ρр<ρзп>ρп характерны: 1) для водонос­ных коллекторов, насыщенных минерализованной пластовой во­дой (Св>20 г/л); в этом случае величина ρзп существенно пре­вышает ρп; 2) для продуктивных коллекторов с высоким со­держанием остаточной воды, обусловленным либо значительной глинистостью коллектора, либо незначительным расстоянием по высоте по отношению к ВНК; 3) для слоистых продуктивных
коллекторов, представленных чередованием тонких прослоев коллекторов и глин.

Проникновение, понижающее удельное сопротивление поро­ды, реже встречается в практике интерпретации; оно характер­но для хороших коллекторов с высоким коэффициентом нефтегазонасыщения (kнг≥85%) при бурении скважин на растворе удельное сопротивление фильтрата которого ρф несущественно отличается от удельного сопротивления пластовых вод.

Рис. 76. Радиальный градиент удельного сопротивления поро­ды-коллектора.

Графики ρ=f(R) для коллекторов: 1 - продуктивного; 2 - водоносного; 3 - скважина; 4 - глинистая корка; 5 - промытая зона продуктивного (ρпп пр) и водоносного (ρпп вп) коллекторов; 6 - зона проникновения продуктивного (ρзп пр) и водоносного (ρзп вп) коллекторов; 7 - неизме­ненная часть коллектора

В практике интерпретации используют также другие приемы обнаружения радиального градиента сопротивления; они основа­ны на сопоставлении истинных или кажущихся значений удель­ного сопротивления, получаемых по диаграммам обычных или фокусированных зондов с различным радиусом исследования. Для решения рассматриваемой задачи чаще всего сопоставляют значения ρп или ρк следующих пар зондов: стандартных потен­циал-зонда (АМ = 0,2÷0,5 м) и градиент-зонда (АО = 2÷2,5 м); малого (АО = 0,2÷0,5 м) и большого (АО 4 м) градиент-зон­дов, микроэкранировэнного (МБК) и экранированного (БК) зон­дов; экранированного и индукционного зондов; двух экраниро­ванных зондов с различной глубиной исследования.

Другой способ сравнения показаний фокусированных зондов электрометрии с разной глубинностью — совмещение кривых, на­пример МБК и БК, в одинаковом логарифмическом масштабе сопротивлений в пределах исследуемого участка разреза. Совме­щение осуществляют таким образом, чтобы показания зондов совпали в плотных породах; тогда в коллекторах с повышаю­щим или понижающим проникновением будет отмечено рас­хождение показаний с соответствующим знаком (рис. 77).

Рис. 77. Выделение продуктивных коллекторов в терригенном разрезе по данным ГИС.

1 - продуктивный коллектор; 2 - неколлектор: I - микросферический зонд; экрани­рованный зонд: II - короткий; III – длинный

Выделение коллектора

по данным временных исследований

В необсаженном стволе происходит формирование во времени зоны проникновения в коллекторах, поэтому показания методов электрометрии, кавернометрии (,в первую очередь) в интервалах залегания коллекторов во времени изменяются, что позволяет, сравнивая диаграммы одного и того же метода, зарегистриро­ванные в различное время в одинаковом масштабе, выделять коллекторы по расхождению показаний (при совпадении пока­заний в интервалах плотных пород). В обсаженной скважине происходит расформирование зоны проникновения в коллекто­рах, что также создает предпосылки для выделения коллекторов по диаграммам повторных измерений геофизическими методами, в первую очередь радиометрии (рис. 78).

В необсаженных скважинах при оптимальных условиях про­ведения первого и повторных замеров коллекторы отмечаются во времени увеличением толщины глинистой корки, изменением показаний на диаграммах микрозондов, в первую очередь потенциал-микрозонда, изменением показаний на диаграммах раз­личных зондов, а также фокусированных зондов электрометрии. Наиболее отчетливое изменение показаний методов электромет­рии во времени происходит в условиях ярко выраженного про­никновения, повышающего или понижающего удельное сопро­тивление пласта в зоне проникновения; при незначительном от­личии удельных сопротивлений зоны в неизмененной части коллектора не следует ожидать существенного изменения во вре­мени показаний методов электрометрии.

Специальные повторные замеры по определенной программе выполняют в отдельных параметрических или оценочных сква­жинах, как правило, в продуктивных участках разреза. В этом случае стремятся обеспечить оптимальное время первого и по­следующего измерений, а также создать дополнительные усло­вия, позволяющие усилить роль фактора времени с помощью из­менения гидростатического давления в скважине или физиче­ских свойств бурового раствора пород повторными измере­ниями.

Рис. 78. Выделение газоносных коллекторов по диаграммам повторных за­меров НГМ в обсаженной скважине с учетом стандартного комплекса ГИС.

1 - газоносный коллектор; 2 - неколлектор; I, II - диаграммы НГМ первого и за­ключительного замеров; заштрихованные участки диаграмм соответствуют коллек­торам

Рассмотренные геофизические методы выделения межзерно­вых коллекторов неприменимы в скважинах, бурящихся с раствором на нефильтрующейся основе (РНО) вследствие самой природы такого раствора, исключающей возможность фильтра­ции в породы-коллекторы промывочной жидкости и появления признаков коллектора, связанных с образованием зоны проник­новения. Поэтому в скважинах, бурящихся с этим раствором, коллекторы выделяют по количественным признакам, используя граничные значения параметров, соответствующие границе кол­лектор— неколлектор.

§ 3. КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ

Ценность данных промысловой геофизики заключается не толь­ко в возможности составления литологического разреза скважи­ны, выделения и промышленной оценки коллекторов, но также в том, что путем корреляции геофизических диаграмм, получен­ных в разных скважинах, можно выполнить все геологические построения, начиная с геологических профилей и кончая карта­ми эффективной мощности продуктивного коллектора.

Корреляцию результатов ГИС по скважинам проводят сле­дующим образом. Вначале выбирают диаграммы геофизических методов, которые содержат наибольшую информацию о харак­терных особенностях разреза, — чаще всего это диаграммы стандартной электрометрии (кривая ρк стандартного зонда и кривая UСП) и радиометрии (кривые Iγ и Inγ). Затем на диа­граммах одного и того же метода по различным скважинам, расположенным в определенной последовательности, отвечаю­щей порядку размещения скважин по профилям на месторожде­нии или разведочной площади, выделяют геофизические реперы, характеризующие в разрезе пласты, наиболее выдержанные на изучаемой площади. Диаграммы располагают на большом листе с учетом альтитуды каждой скважины, но без учета расстояний между скважинами, размещая их так, чтобы подошва или кров­ля основного репера в различных скважинах оказывалась на одной горизонтальной линии. По каждой скважине рядом с диа­граммой часто располагают литологическую колонку, составлен­ную по данным ГИС, на которой нанесены основные стратигра­фические границы и обозначены все реперы. Завершается со­ставление корреляционной схемы проведением линий, соединяю­щих границы соответствующих реперов, — стратиграфических и литологических (рис. 79). Если какой-либо репер или пласт не прослеживается в разрезе отдельной скважины на профиле, при подходе к этой скважине данный репер или пласт выклинивают.

Рис. 79. Корреляция разрезов скважин Прикумской области по данным ГИС (по ).

I, II - реперы

Опираясь на корреляционные схемы по скважинам разведоч­ной площади или месторождения, составляют сводный геолого-геофизический разрез, геологические профили, структурные кар­ты, а для продуктивного горизонта — карты равной нефте-, га­зонасыщенной мощности с положением контуров и границ вы­клинивания коллекторов, карты равного удельного нефтегазосодержания, карты равных значений пористости и проницаемости коллектора. Геологические построения, выполняемые на основе корреляционных схем, используют при подсчете запасов нефти и газа объемным методом и при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений.

Глава VI.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ И НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Разработаны геофизические методы определения коэффициен­тов пористости и нефтегазонасыщения продуктивных коллекто­ров. Коэффициент пористости находят по данным индивидуаль­ной интерпретации отдельных геофизических методов для про­стых коллекторов и по данным комплексной интерпретации двух-трех геофизических методов в коллекторах, имеющих слож­ную структуру норового пространства или сложный минераль­ный состав. Коэффициент нефтегазонасыщения получают в ос­новном по данным метода сопротивлений. Раздельно коэффици­енты нефте - и газонасыщения определяют по данным нейтрон­ных методов или путем комплексирования метода сопротивле­ний со стационарными нейтронными методами.

§ 1. ГЛИНИСТОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ

Глинистость межзернового терригенного коллектора характери­зуется долей минерального скелета породы, которая представле­на глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен dз<0,01 мм.

Количественно глинистость характеризуется массовым содер­жанием Сгл (массовая глинистость) в твердой фазе породы, вы­ражаемым в процентах или долях единицы:

где m<0,01 - масса фракции dз<0,01 мм; mтФ - масса твердой фазы породы, включая и фракцию dз<0,01 мм.

Для характеристики объемного содержания глинистого мате­риала в породе используют коэффициент объемной глинистости kгл, который при равенстве минеральных плотностей δск=δгл частиц скелетной и глинистой фракции будет

. (VI.1)

В петрофизике и промысловой геофизике используют также параметр относительной глинистости

(VI.2)

характеризующий степень заполнения глинистым материалом пространства между скелетными зернами и выражаемый в долях единицы.

Глинистый материал в коллекторе занимает отдельные обо­собленные участки, образуя агрегаты глинистых частиц, прони­занные субкапиллярами, с коэффициентом пористости1 kп гл.

Зная kп, kп гл, ηгл можно оценить предельное значение эф­фективной пористости kп эф межзернового коллектора с глини­стым цементом заполнения пор:

. (VI.3)

Параметры Сгл, kп, kп гл, ηгл характеризуют рассеянную глинистость в межзерновых коллекторах. В слоистом глинистом коллекторе, представленном чередованием чистых прослоев кол­лектора и глины, относительное содержание по мощности глинистых прослоев в пачке характеризуют параметром χгл. В общем случае различия коэффициентов пористости песчаных и глини­стых прослоев (kпkп гл) параметры ηгл и χгл для пачки связа­ны соотношением

 

1 Ранее эту величину обозначали kпц и называли коэффициентом пористости цемента

. (VI.4)

В полимиктовых песчаниках и алевролитах часть глинистого материала содержится в преобразованных зернах полевого шпа­та и в обломках глинистых пород, которые при гранулометриче­ском анализе попадают в скелетную фракцию с dз<0,01 мм, по­этому по данным стандартного гранулометрического анализа глинистость таких пород характеризуется неверно.

Глинистые минералы в осадочных породах обычно присутст­вуют в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной по­верхностью, которая адсорбирует молекулы воды и обменные катионы. Физически связанная адсорбированная вода и обмен­ные гидратированные катионы образуют на поверхности твердой фазы глинистых минералов слои с аномальными физическими свойствами (аномальные слои), отличающимися от свойств сво­бодной воды. Присутствие в субкапиллярах глинистых коллекто­ров аномальных слоев воды оказывает существенное влияние на физические свойства глинистого коллектора, обусловливая их отличие от соответствующих физических свойств чистого коллек­тора (сжимаемость, электрические, электрохимические и акусти­ческие свойства, плотность, проницаемость, эффективная пори­стость).

Глинистые минералы содержат химически связанную воду и радиоактивные элементы, что существенно влияет на показания методов радиометрии. Так, присутствие химически связанной воды обусловливает отличие пористости глинистых пород, полу­ченной нейтронными методами, от их общей пористости, а уве­личение содержания глинистого материала в породе приводит к закономерному росту ее радиоактивности.

С ростом содержания глинистого материала закономерно уменьшаются эффективная пористость, проницаемость и способ­ность породы быть коллектором.

Таким образом, содержание в породе глинистого материала является одним из основных факторов, определяющих способ­ность породы быть промышленным коллектором, но, с другой стороны, глинистость коллектора оказывает существенное влия­ние на физические свойства породы и петрофизические связи, лежащие в основе интерпретации данных ГИС. Это обусловило широкое применение методов ГИС для определения параметров глинистости продуктивных коллекторов, основанное на корреля­ционных связях показаний отдельных геофизических методов с параметрами глинистости. Получаемую информацию о глинисто­сти используют при решении задачи об отнесении изучаемого объекта к коллектору или неколлектору, для оценки класса дан­ного коллектора и для корректировки результатов количественной интерпретации ГИС с учетом конкретных значений глинис­тости.

Прежде чем перейти к рассмотрению геофизических способов определения глинистости, рассмотрим недостатки определения понятия «глинистость», изложенного в начале данной главы и широко применяемого в нефтегазовой геологии и геофизике. Эти недостатки обусловлены особенностями методики определения глинистости в лабораториях производственных и исследователь­ских организаций и заключаются в следующем.

Навеска породы перед гранулометрическим анализом обра­батывается 5%-ным раствором соляной кислоты; при этом рас­творяются не только карбонатные соединения, но и высокодисперсные компоненты — некоторые глинистые минералы (лептохлориты), гидроокислы железа и алюминия, которые по ряду признаков следовало бы включить в глинистую фракцию. Иног­да содержание таких растворимых высокодисперсных компонен­тов соизмеримо с содержанием фракции dз<0,01 мм или выше.

В полимиктовых и вулканогенных песчаниках и алевролитах часть глинистых минералов входит в состав скелетных зерен и не учитывается при стандартном гранулометрическом анализе.

Выделение фракции dз<0,01 мм позволяет лишь определить массовое содержание в породе этой компоненты, но не дает пред­ставления о ее дисперсности. В действительности, для различ­ных пород эта фракция может иметь различный минеральный состав (глинистые минералы группы монтмориллонитов, гидро­слюд и каолинита с примесями неглинистых минералов) и дис­персность.

Таким образом, используемое понятие «глинистость» в общем случае не является объективной характеристикой содержания высокодисперсного материала в породе и выполняет эту роль лишь для кварцевых или преимущественно кварцевых песчани­ков и алевролитов с достаточно однородным минеральным со­ставом фракции dз<0,01 мм при отсутствии или незначитель­ном содержании растворимых высокодисперсных компонентов. Более объективными характеристиками содержания в породе активных минеральных компонент, в первую очередь глинистых минералов, являются: емкость катионного обмена, отнесенная к единице объема породы Qп или объема пор qп, гигроскопическая влажность породы, отнесенная к единице объема породы Qг или объема пор qг. Значения Qп, Qг, qп, qг выражают обычно в мг·экв/см3. Вполне закономерно, что значения таких геофизиче­ских параметров, как относительная амплитуда UСП или индекс свободного флюида (ИСФ), устанавливаемый по диаграмме ЯМР, имеют более тесную корреляционную связь с величинами, чем с параметрами глинистости.

Параметры Qп, Qг, qп, qг не получили пока широкого приме­нения в практике для характеристики глинистости пород, что обусловлено, вероятно, ограниченным масштабом эксперимен­тальных определений этих величин в лабораториях петрофизики, физики пласта и литологических исследований. В то же вре­мя в ряде работ, опубликованных в Советском Союзе и за рубе­жом, показана возможность и целесообразность использования этих параметров в качестве более эффективной характеристики содержания в породе дисперсного материала. Однако в настоящее время параметры глинистости Сгл, kгл, ηгл в практике изучения продуктивных коллекторов используют чаще, поэтому в учебнике рассмотрены наиболее широко применяемые методы определения глинистости пород. Необходимость определения глинистости как одной из характеристик продуктивных коллекторов и пород, вмещающих эти коллекторы, обусловлена следующим.