Петрофизические модели горизонта Ю1 месторождений Томской области

С (0,2 м ≤ rv ≤ 0,4 м) Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4].

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (рпv, рп* рп), и определить толщины слоев V-зоны (rv = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (pпv = 22 Ом*м), относят к расстоянию r1 = 0,4 • rv, усредненные значения УЭС для ОЗ

(pп* = 14 Om*m) - к расстоянию r2 = (rv - 0,5• r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (рп - 32 Ом • м) относят к расстоянию r3 = 1,3*rv. Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей рпv,рп*,рп, необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r1, r2 и r3. Кроме данных ЭМ (рпv,рп*,рп, rv и r*) а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. WпНМ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, δпГГМ) и акустического (AM. tпАМ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (kгл) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (kпво), коэффициенты набухания (α) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое rv = 0,3 м содержит ЗП (∆kпв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (∆kп = 0.04 отн. ед.). ЗУ (∆kгл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м.

Полученные на момент проведении ГИС данные (табл. 1 и 2, рис. 3) надежно характеризуют состояние прискважинной области пород и позволяют с высокой достоверностью решать различные геолого-промысловые задачи.

V-зоны и добывные возможности коллекторов

При оценке продуктивных пластов данные ГИС позволяют устанавливать факторы, влияющие на их потенциальные добывные возможности.

В |2, 4, 5] рассмотрены отличительные особенности формирования ЗУ в V-зоне. Отмечено, что при внедрении глинистых частиц (∆kгл) в поры коллектора в пределах V-зоны снижается эффективная пористость (∆kпэф). Это происходит как за счет внедряющейся в пласт глины (∆kгл), так и за счет воды, связываемой этой глиной. Следовательно, параметры ЗУ можно использовать для оценки снижения эффективной пористости в V-зоне: ∆kпэф = (1 + α)* ∆kгл, где α*∆kгл = ∆kПВОэф. В отличие от ЗУ, в ЗР (∆kп) повышается эффективная пористость. В свою очередь, изменение эффективной пористости ведет к изменениям проницаемости и добывных возможностей коллектора. При формировании ЗУ добывные возможности уменьшаются в среднем в 1,6 раза [2].

Необходимо указать на принципиальные ограничения возможностей ГИС. заключающиеся в том, что рассеянная глина (kгл) в порах породы по УЭС (рпЭМ) и по нейтронной влажности (wпНМ) эквивалентна содержанию некоторого количества (kпв) пластовой воды или фильтрата бурового раствора. По этому установить наличие в прискважинной области ЗУ (∆kгл) и достоверно оценить емкостные свойства породы лишь по данным комплекса ЭМ+НМ, в силу указанных ограничений, невозможно.

Результаты интерпретации только данных ЭМ+НМ содержат многочисленные неточности и погрешности. По этим данным V-зоне пласта для ситуации, рассмотренной в предыдущем разделе, выделяются только ЗП и ОЗ, емкостные показатели определяются неверно (табл.3 и рис. 4).

Заключение

Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи—граничное значение Кп, Кгл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор—не коллектор. Зная граничное значение Кпгр или Кглгр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую Кпгр или Кглгр, после чего характеризуют его как коллектор или не коллектор.

Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления ρп пласта-коллектора с его удельным сопротивлением ρвп при полном насыщении пластовой водой. Если ρп < ρвп —коллектор водоносный; если ρп > ρвп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии ρп > ρпкр н, где ρпкр н— критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину ρпкр н и соответствующее значение Рнкр н устанавливают с помощью зависимости Рн= f(Кв), в соответствии с величиной Квкр н, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть—вода или газ—вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.

Список литературы

Геологическое строение и полезные ископаемые Западной Сибири: Новосибирская, Томская и Омская области.

Т.1. Геологическое строение. 1999. – 228 с.

Т.2. Полезные ископаемые. 1998. – 254 с.

Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.

Т.2. Западно-Сибирская нефтегазовая провинция. – 1996. – 352 с.

Нефтегазовая энциклопедия / под реакцией Вадецкого. – М.: Нефть и газ, 2002 г. (в трех томах).

Т.1. А – И; Т.2. К – П.

Добрынин В.М. и др. Петрофизика: учебник для вузов. М.: Недра, 1991.– 368 с.

Сваровская Н.А. Физика пласта. Учебное пособие. ТПУ, 2003. – 155 с.

Журнал «Каротажник» выпуск 75.