Нефтетехнологический факультет Кафедра «Геология и геофизика» (стр. 10 )

       Детальная корреляция оформляется в виде схем корреляции, выравненных по поверхности одного из основных реперов, называемой линией сопоставления или выравнивания. Результаты детальной корреляции – отбивки стратиграфических границ продуктивного горизонта, кровли и подошвы пластов-коллекторов.

На рис. 2 приведена схема корреляции по линии скважин 4-288-289-290-280. По каждой скважине выделены стратиграфические единицы: тульский, бобриковский, горизонты визейского яруса; кизеловский, черепецкий, упинский, малевский горизонты турнейского яруса; заволжский надгоризонт, данковский горизонт фаменского яруса. Линия выравнивания – кровля глин бобриковского горизонта. Бобриковский горизонт визейского яруса представлен терригенными породами: глинами, песчаниками, алевролитами. Турнейский, фаменский ярусы – в основном карбонатными породами. Реперная граница по подошве глин малевского горизонта турнейского яруса является кровлей заволжского надгоризонта фаменского яруса. На схеме показано изменение толщин пластов и горизонтов исследуемого объекта. В терригенных отложениях бобриковского горизонта выделен пласт Б2. В карбонатном разрезе турнейского яруса выделены пласты:В1, соответствующий кизиловскому горизонту, В2 – черепецкому, В3 - упинскому. В отложениях заволжского надгоризонта выделен пласт ЗЛ (Дл), пласт Дфм соответствует донковскому горизонту фаменского яруса.

       

ВЫДЕЛЕНИЕ ТИПОВ КОЛЛЕКТОРОВ. КАЧЕСТВЕННЫЕ  ПРИЗНАКИ ВЫДЕЛЕНИЯ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ.

Коллекторы (эффективные толщины) определяются по качественным и количественным признакам, прямым и косвенным. Качественные признаки связаны с проникновением промывочной жидкости ПЖ в пласт, образованием глинистой корки, промытой зоны и зоны проникновения. В связи с этим отмечается уменьшение диаметра скважины, изменение УЭС в глубь пласта, превышение МПЗ над МГЗ, а также отрицательная аномалия ПС, пониженные  показания НК (ННК, НГК), пониженные показания ГК, пониженные показания ГГК-П, повышенные ДТп.

Для мономинеральной породы достаточно одного метода определения пористости (ННК, НГК, АК, ГГК-П, ПС). По акустическому каротажу определение пористости связанно с тем, что интервальное время в породе складывается из интервального времени в жидкой и твердой фазах: ДТ п =ДТж  Кп +ДТтв (1-Кп), это уравнение среднего времени. По гамма-гамма  плотностному каротажу, дп  = дж Кп + дтв (1-Кп).

По нейтронным методам (ННК, НГК) определение пористости осуществляется через двойной разностный параметр:  ДInɣ= (Ix – Imin) / (Imax  - Imin), где I max –максимальные показания в плотных породах, Imin – минимальные показания в глинистой каверне ( опорные пласты). Затем используется зависимость в виде палетки ДInɣ с нейтронной пористостью, и с введением поправок определяется общая пористость. При определении емкости глинистого пространства и коэффициента глинистости используется зависимость Кгл с ДIɣ; ДIɣ= (Ix – Imin) / (Imax  - Imin), где I max – максимальные показания в глинах, Imin – минимальные показания в чистых не глинистых породах (опорные пласты).  Открытая пористость определяется как разность общей пористости и емкости глинистого пространства  щгл ∙Кгл 

Для дву-  трехминеральной породы одного метода недостаточно. Для двуминеральной породы межзернового типа предлагается НК – АК, НК – ГГК-П,  по палеткам определяется литология и пористость. Для трехминеральной породы не осложненной вторичной пористостью  НК – АК - ГГК-П. Для мономинеральной породы трещинно-кавернозной по НК - определяется общая пористость, а по АК – оценивается межзерновая пористость. Для двуминеральной породы по НК - ГГК определяется литология и пористость (по палеткам), а по акустическому каротажу оценивается межзерновая пористость.  К п нк  > К пак  является признаком кавернозности. Признаками трещиновастости является; увеличение ДТп, нарушение синфазности на фазокорреляционной диаграмме по звуковому образу, а также снижение показания БК, изрезанность диаметра скважины.

Геофизические методы, рекомендуемые для определения пористости

  Таблица

Породы	Коллектор	Пористость	Комментарии
Терригенные	Межзерновой чистый	КП ≈ КПо = КПМ3 НК, АК, ГГК, ПС	Минерализованный раствор – исключая ПС Инвертный раствор – исключая ПС
Глинистый	КПо = КП - Кгл (НК, АК, ГГК) + ГК
Трещинный	НК, ГГК, БК	По АК признаки трещ. увеличено нарушение синфазности ФКД
Карбонатные	Межзерновой чистый	КП ≈ КПо ≈  КПМ3 НК, АК, ГГК, ПС
Двуминеральный	НК – АК, НК -- ГГК
Трехминеральный	НК – АК -- ГГК
Кавернозный чистый	КП  > КПМ3 НК – АК, ГГК -- АК	КП по НК, ГГК КПМ3 по АК
Двуминеральный	(НК – ГГК) + АК	КП по НК-ГГК КПМ3 по АК
Трехминеральный	НК – ГГК – АК
Трещинный чистый	НК, ГГК	По АК признаки трещ. увеличено нарушение синфазности ФКД
Двуминеральный	НК – ГГК
Трехминеральный	Определяется условно
Вулканогенные	Межзерновой	ГГК, АК Глин. Условно по ПС
Трещинный	Практически не определяется

Количественные признаки.

Количественные признаки: прямые и косвенные. Прямые признаки  К п >Кпкр. Косвенные признаки: ДInɣ< ДInɣ крит;  ДI ɣ< ДIɣ крит; дп  <  дп крит; ДТп >ДТп.

Схема определения критических значений

  Таблица

Параметры коллектор-ских свойств	Способы определения	Сущность определения	Повышение достоверности определения параметров коллекторских свойств
	Петрофизический (на керне)	КП = f(КПР ), при КПР = 0	Определение литологического состава; структуры порового пространства; трещиноватости; уточнение ; учет глинистости, определение ; определение вещественного состава глин
КП = f() = f(), при  = 0
Статистический по накопленным распределениям параметров	По результатам опробования приток – нет притока
По качественным признакам коллектор – не коллектор
	Статистический по накопленным распре-делениям параметров	По качественным признакам коллектор – не коллектор
	Статистический по накопленным распре-делениям параметров	По результатам опробования нефть - вода
	Статистический по накопленным распре- делениям параметров	По результатам опробования нефть-вода
Кпр	Петрофизический (на керне)	КПР = f (КП ) f ( ), = f при  = 0
По эмпирическим зависимостям КПР = f(Рн)
	Статистический по накопленным распре-делениям параметров	По качественным признакам коллектор – не коллектор
Кгл	По зависимости КГЛ = f()	Содержание глинистой фракции в опорных пластах

По комплексу ГИС – керн – ИПТ – перфорация выделяют нефтенасыщенные пласты. По ГИС признаки нефтесодержания выявляют по увеличенным значениям УЭС, по методике нормализации и способу радиального градиента.