Выделение коллекторов в однородных и неоднородных продуктивных пластах

Практика показывает, что однородные продуктивные пласты, содержащие залежи нефти и газа, представляют собой редкое явление. Большинству пластов присуща геологическая неодно­родность.

Геологическая неоднородность продуктивных пластов

Неоднородность продуктивных пластов обусловлена разли­чиями гранулометрического состава пород, формы частиц и их упаковки, степени отсортированности коллекторов, состава це­ментирующего материала, а также уплотнения осадков. Она проявляется в изменчивости пород по площади и разрезу, а также в различного рода литолого-фациальных замещениях — песчани­ков алевролитами и глинами, алевролитов глинами, известняков мергелями и т. п., т. е. литолого-фациальная изменчивость сво­дится к замещению хорошо проницаемых пород малопроницае­мыми и непроницаемыми. Неоднородность, связанная с измене­нием коллекторских свойств продуктивных пластов и их литолого-фациальной изменчивостью, называется микронеоднородностью. Наряду с этим в продуктивных пластах различают макронеодно­родность, которая выражается в расчлененности пластов на ряд проницаемых прослоев по площади и разрезу, в изменении мощ­ности отдельных прослоев. Микро- и макронеоднородность из­учаются геологическими и вероятностно-статистическими мето­дами. Однако, прежде чем оценить неоднородность, необходимо выделить коллекторы в пределах продуктивного пласта.

Выделение эффективной мощности пласта по прямым качественным признакам

Вследствие ограниченности отбора керна выделение коллек­торов в продуктивном разрезе основывается на геофизических методах исследования скважин и осуществляется по прямым качественным признакам.

В терригенных породах при вскрытии продуктивных пластов на глинистом растворе, менее минерализованном, чем пластовая вода, и при создании противодавления на пласт к основным пря­мым качественным признакам относят следующие (по Б. Ю. Вен-дельштейну, Р. А. Резванову):

1) сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным, фиксируемое на кавернограмме; присутствие глинистой корки, фиксируемое на коркограмме; 212

2) положительное приращение на диаграмме микрозондов; при этом на общем фоне невысоких значений показания микро­потенциал-зонда выше показаний микроградиент-зонда;

3) изменение показаний различных геофизических методов во времени, отражающее формирование зоны проникновения в коллектор фильтрата глинистого раствора.

Для выделения коллекторов межзернового типа в карбонатном разрезе применимы те же прямые качественные признаки. Так как на величину межзерновой пористости в карбонатных породах существенное влияние оказывает содержание нерастворимого остатка, выделение коллекторов осуществляют путем сравнения кривой Б К (экранированного зонда) с кривой НГМ, имеющих одинаковый масштаб пористости.

Вследствие ряда факторов, связанных с качеством раствора, и по другим причинам геофизические методы не всегда надежны. Пласты, выделенные по геофизическим данным как коллекторы, нередко при опробовании не дают притоков. В связи с этим воз­никла необходимость определения кондиционных пределов пара­метров продуктивных пластов (количественных критериев).

Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов

Кондиционными называют такие минимальные значения пара­метров пластов, при которых флюид может поступать в скважину.

При выделении коллекторов по количественным критериям определяющими должны служить параметры, характеризующие их фильтрационные свойства: проницаемость по керну и другие параметры по геофизическим данным. Особо должно учитываться кондиционное значение глинистости. Такой подход обусловлен тем, что именно фильтрационные свойства пород определяют возможность получения притока в скважине. Основными призна­ками, характеризующими породу как коллектор, следует считать получение из нее при опробовании скважины нефти, газа или воды, а также определенную величину притока. Параметром, отражающим эти признаки, является удельная продуктивность скважин q, рассчитываемая по формуле q = Q/(A/?/z₉₍j,. _оп), где Q — начальный дебит в скважине по нефти или воде в т/сут или по газу в м³/сут; Ар — депрессия, МПа; /г_эф. _оп — эффективная мощность опробованной части пласта или его прослоя, м.

Для определения кондиционного предела коллектор—некол­лектор (К—НК) исследуется статистическая связь между одним из геофизических параметров (а_сп, /„_v, пористостью по геофизи­ческим данным и т. п.), характеризующими продуктивные интер­валы пласта, и удельной продуктивностью скважин в этих интер­валах.

За кондиционные берутся такие значения, например а_сп, определенные по геофизическим данным, которым на указанной

^^СоГ„^С™„7рис^ЮТ89^ТГ^{Т 3}"^аЧе""^{е УДМЬНОЙ} W™»°™, Чтобы на диаграммах скважин выделить эффективную мотногтт, проницаемого пласта (прослоя), сначала используютпрямые ка явственные признаки. Затем около интервалов к^ждогГпрослоя подписываются значения а_сп и отмечается мощность кКой это значение соответствует. Если а_сп какого-либо интерва та внутри прослоя или всего прослоя в цТлом окажется меньше кон

ГваГсГтаТи⁶¹^' ^Т° ^{ТЗКИе неп}Р°^ни^мые интервалы ^6_Р1То- вываются. Таким образом учитываются кондиционные поелелы

г^П₀°ан^Ми°™^НОп^ ^{ПЛЗСТа (ПРОСЛОЯ)}' ^Не^хо_Димо\1_же^Ы_у^е_ст^П_а^Р_н^еов_ИТь площади. ^раСпР°^стР^анения проницаемого пласта (прослоя) по

Дата добавления: 2014-11-16