Файл: Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин.pdf

Скачать файл (14,05Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 11.04.2024

Просмотров: 144

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

песчаника, поры которого полностью заполнены глинистым мате риалом:

Р п н > Р п . гл = РчРгл. р.

(146)

5. Коэффициенты увеличения сопротивления Q и О' для песчаника со слоистой глинистостью всегда больше единицы. Для нефтегазо носных песчаников величины 0„ и QÛ больше Ов и Q'B водоносных песчаников (рис. 76):

		0'я>0„>0'а^Ов,					(147)
если	Сг л . р <	0,65/сп. ч ; а ^			5.
Неравенство (147) показывает, что оценка
нефтегазоиосности глинистых песчаников с рас
сеянным материалом может производиться так
же по коэффициентам О и Q'.
6. Для песчаников с рассеянной глини
стостью							(148)
							(148)
Неравенство (148) может служить крите
рием	определения		типа	глинистости.
Из	выше	указанных		особенностей			чистых		]/	ЕЕЗ^
и глинистых		коллекторов			видно, что		оценка	Рис. 76.	Значение		коэф
нефтегазоиосности			пластов		должна	произво		фициентов		увеличения
диться раздельно для чистых и глинистых								сопротивления для песча
диться раздельно для чистых и глинистых								ника с рассеянной гли-
коллекторов. Чистые коллекторы следует оце								пнстостыо.			Шифр
нивать по коэффициентам увеличения сопро								I - Q,	II -	Q'.	Шифр
нивать по коэффициентам увеличения сопро								кривых — а.
тивления и водонасыщенности. Для						определе

ния нефтегазоиосности тонкослоистых глинистых коллекторов более целесообразно использовать отношение удельных сопротивлений пласта и глинистой компоненты. Характер насыщения песчаников с рассеянным глинистым материалом можно оценить как по вели чине Рп/Ргл. р> т а к и п 0 значению О'.

27. К Р И Т Е Р И И О Ц Е Н К И НЕФТЕГАЗОИОСНОСТИ ЧИСТЫХ К О Л Л Е К Т О Р О В

Под чистыми (неглинистыми) пластами подразумеваются пласты с низким содержанием глинистого материала — не больше некоторой предельной величины. За предельное значение объемной глинистости

можно принять величину С г л . п р ,			удовлетворяющую следующим ус
ловиям.
1. Коэффициент увеличения сопротивления Q должен быть больше
критического значения		его С к р	для чистых коллекторов.		Вели
чина С к р	соответствует	критической водонасыщенности кв_ к р ,			ниже
которой пласт отдает чистую нефть. По данным работ				[28, 29], зна
чение кв. к р для чистого песчаника равно 0,3—0,35 и				соответственно
этому Окр	10.		коэффициента нефтегазонасыщѳн-
2. Погрешность определения
ности кпг	коллектора с глинистостью, равной предельному значению,

191

по формуле Арчи ие должна превышать погрешность определения его с учетом фактической глинистости. Кривые зависимости предельной

глинистости Сгл. прі	от а > полученные для коллектора с	рассеянной и
слоистой глинистостью при Q = С к р = 10 показаны на		рис. 77.
Для определения	предельной глинистости Сгл. ПР2 песчаника

с рассеянным глинистым материалом по второму условию потреоуем, чтобы

Vir

0,1,

(149)

(• гл) (1 — Іі'п, гл)

'''п. ч

Рис.

77.

Предельные

значения

глинисто-

т п

с г л . пр-

о — коллектор

рассеянным глинистым

материалом;

б — топкослонстып

коллек

тор; J — С г л

п р

1 ,

удовлетворяющее

пер

вому условию;

— С г л _

п р 2 ,

удовлетворя

ющее

второму

условию — формулы

(150)

(151);

— С г л

п р ,

удовлетворя

ющее обоим условиям.

где

к„ Q — коэффициент нефтегазонасыщенностн по коэффициенту О;

кК

— коэффициент нефтегазонасыщенностн, определенный

по фор

муле

Комарова

( 1 — Сгл) ( 1 — Ап

г л

) /гП -

(150)

где

кп

= Cr j l An . гл +

1/Сгл!

^п.гл — пористость

глинистой

компо

ненты;

кп, ч — пористость чистой компоненты.

имеет

следу

Для

слоистого глинистого коллектора

это условие

ющий вид:

1- •

• 1

0,1.

(151)

( 1 - С г л ) ( 1 - / , - п . г л )

Как

видно из

рис.

77, а, кривые

Сгл.

п р 1

Сг л . п р

для

глинистого песчаника с рассеянным глинистым материалом пере секаются. Предельное значение глинистости для этого песчаника следует определять по левой ветви кривой Сгл. n P 2 (до точки пере сечения) и правой части кривой Сг л . п р 1 (после точки пересечения). Величина Сгл. п р слоистого песчаника (см. рис. 77, б, кривая Сг л . п р 2 ) целиком определяется точностью оценки коэффициента его нефтегазо насыщенностн. Значение Сгл. п р существенно меняется в зависимости от типа коллектора и величины а.

Оценку нефтегазоносности чистых коллекторов производят по величине удельного сопротивления пласта. Кроме того, для оценки

192

характера насыщения пластов необходимо иметь значение крити ческого сопротивления р к р пласта (или критического коэффициента увеличения сопротивления QKp), пористости кп (или удельного сопро тивления зоны проникновения) и удельного сопротивления пласто вой воды р п в . В зависимости от наличия этих данных применяются те или иные приемы оценки иефтегазоносности. По нашему мнению, исходя из необходимости перехода на автоматическую интерпрета цию данных каротажа, можно различать следующие случаи опре деления характера насыщения чистых коллекторов [21 ].

1. Чистые пласты, р 1 ф или QKp известно.

2.Чистые пласты, пористость известна.

3.Чистые пласты, имеется удельное сопротивление зоны про никновения, удельное сопротивление пластов известно.

4.Чистые пласты, имеется удельное сопротивление зоны про

никновения, удельное сопротивление пластов неизвестно.

5. Чистые пласты, пористость и удельное сопротивление зоны проникновения неизвестны.

Рассмотрим методы оценки нефтегазоносное™ пластов в указан

ных случаях. При этом ограничимся гранулярными						коллекторами.
Ч и с т ы е	п л а с т ы ,	р к р и л и		QKP	и з в е с т н о .		Оценка
характера насыщения пласта сводится к следующему.
1. Известно	р к р . Сравнивают удельное				сопротивление пласта			р п
с критическим	р к р . Пласт нефтегазоносен,				если
		Рп ^ ( 1 +	6) рк р.				(152)
Здесь ô характеризует		величину	26 — область неопределенности
решения, выбираемую в зависимости от точности определения							р п и р к р .
Пласт водоносен, если
		р„ ^ ( l - ô )		р к р .			(153)
Характер насыщения пласта трудно определить						при
	(1 — о)Рк Р <Ргі<(1 + о)Ркр-						(154)
2. Известно р в п . Определяют Q и сравнивают его с критическим
значением QKp.	Характер	насыщения		оценивают проверкой нера
венств (152), (153), (154) путем подстановки в них Q вместо р п и								QKP
вместо р к р .	п л а с т ы , п о р и с т о с т ь и х					и з в е с т н а .
Ч и с т ы е

При заданной пористости пласта нефтенасыщенность чистого кол лектора определяется следующим способом.

Находят удельное сопротивление пласта при 100%-ной водонасыщенности

Рвп^-^Рпві

где Р — 1/кп — относительное сопротивление.

Определяют коэффициент водонасыщенности кв при помощи из вестного выражения

13 Заказ 111

193

При оценке нефтегазоносное™ руководствуются тем, что в чистых нефтегазоносных коллекторах водонасыщенность меньше критиче ского значения. Исходя из этого для разделения чистых коллекторов на водоносные и нефтегазоносные можно принять следующие кри терии.

Пласт нефтегазоносен, если

	К<.К.кр-				(156)
Пласт	водоносен, когда
	К > 0 , 5 .		•		(157)
Характер насыщения определить затруднительно при к а =					0,5-^-
~Г ^Р. кр-
Ч и с т ы е п л а с т ы , у д е л ь н ы е				с о п р о т и в л е н и я
з о н ы	п р о н и к н о в е н и я	п л а с т о в		и з в е с т н ы .	Рас

смотрим случай, когда данных о пористости пласта нет, но известно удельное сопротивление зоны проникновения, или промытой зоны. По удельному сопротивлению зоны проникновения (промытой зоны) можно приближенно определить пористость пласта, вычислить его водонасыщенность по формуле (155) и после этого оценить нефтегазо носное™ по критериям (156) п (157). Однако определение пористости в этом случае является излишней операцией, вносящей дополнитель ную погрешность. Поэтому описанный этап можно исключить, вос пользовавшись величиной

Рп Рф

где Рф — удельное сопротивление фильтрата бурового раствора. Величина ß представляет отношение удельных сопротивлений

зоны проникновения л пласта, приведенных к одному и тому же удель ному сопротивлению насыщающей породу воды. Она определяет характер насыщения пластов. Отсюда получаем следующие крите рии для оценки нефтегазоносности пластов.

Пласт	нефтегазоносен,	если
Пласт	водоносен, когда	ß < ß „ .						(159)
Пласт	водоносен, когда	ß > ß „ -						(160)
		ß > ß „ -						(160)
Характер насыщения определить			затруднительно			при	ß	= ßH-f-
-f- ßb . В водоносном пласте соблюдается					следующее	условие:
	р	Р" _	Рзп
		Р п в	Рф<7	'
где q — поправочный коэффициент			на	наличие остаточной				пласто
вой воды в зоне проникновения.						= q.
В соответствии с этим для водоносных пластов ßB						= q.	Согласно
данным С. Дж. Пирсона,		за наименьшее			значение	можно		принять

194

q = 0,5. Отсюда получаем наименьшее значение ßB для водоносных пластов, равное 0,5. В нефтеносных пластах, согласно [21],

кІІ0

(l-*i.o)n '

где

— остаточная

нефтеиасыщенность

зоне

проникновения.

Принимая

в соответствии

указанными

выше

критериями

кв

за наибольшее значение для нефтегазоносного пласта

А„ — 0,3

считая, что к,,0

sc 0,4,

получим ß„

0,18

(здесь и далее будем пред

полагать п —• m = 2). Значения

ßn и ß„ необходимо уточнять в

каж

дом

районе.

Для

месторождений Днепровско-Донецкой

впадины

Д. Е. Коваленко рекомендует

значения

ß„ и ßB ,

приведенные

Т а б л и ц а

в табл.

23.

как

установле

Граничные значения ß„ п ßD

После

того

для

песчаников

с различным

но,

что

пласт

нефтегазоносен,

характером

н а с ы щ е н и я

(Сгл <С0,45)

можно подсчитать его водона-

сыщенность по формуле (155).

Месторождение

Результаты определения неф

тегазоиосности

пластов

по

Пролетарское

0,15

0,25

удельным сопротивлениям пла

ста

и зоны

проникновения

Глписко-Р озбашевское

0.20

0,30

Кочановское

0,07

0,15

ряде случаев

получаются более

достоверными,

чем при исполь

зовании

значений

пористости. Однако применение

метода

оценки

нефтегазоиосности по удельному сопротивлению пласта и зоны проникновения ограничивается тем, что не всегда удается получить значение удельного сопротивления зоны проникновения (промытой зоны).


Ч и с т ы е п л а с т ы , у д е л ь н о е		с о п р о т и в л е н и е
з о н ы п р о н и к н о в е н и я	и з в е с т н о , у д е л ь н о е с о
п р о т и в л е н и е п л а с т о в	н е и з в е с т н о . Принципиально

нефтегазоносность пласта можно установить и по одному лишь удель ному сопротивлению зоны проникновения. Для этого необходимо знать этот параметр в случае полной водонасыщенности пласта. Величина р з п . в может быть получена одним из следующих способов.

1.Определена по диаграмме электрического каротажа против заведомо водоносных пластов с такой же геолого-геофизической ха рактеристикой, как и исследуемый пласт. Если в пласте имеется

водо-нефтяной контакт, то лучше в качестве р, п . „ взять удельное сопротивление зоны проникновения в том же пересечении пласта ниже водо-нефтяного контакта.

2.Подсчитана по формуле

Рзп.в "

Очевидно, что в нефтегазоносном пласте