Изучение внутреннего строения залежей и свойств пород-коллекторов

Глава V ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

§ 1. ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Породы коллекторы и неколлекторы. Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии — изучение внутреннего строения залежи нефти или газа. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров — пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Понятие внутренних геологических границ и их виды. Выявление внутреннего строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в решении этой задачи — проведение необходимых внутренних геологических границ. Проведение границ означает разделение пространства залежи на области, в отношении которых делается допущение, что внутри них значения признаков известны для любой точки. В результате пространство становится полноопределенным.

По процедуре выделения внутренних геологических границ различают границы естественные и условные.

Естественные границы фиксируются в скважинах по резкой смене физических свойств пород — это поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, границы зон коллекторов с разными емкостнофильтрационными свойствами, с разным характером насыщения пород, а также дизъюнктивные, связанные с разрывными нарушениями, и др.

Условные границы принимаются по каким-либо косвенным признакам — по кондиционным свойствам коллекторов, по категорийности запасов, по комплексу свойств, определяющих технологические показатели разработки, по зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки, по частям залежей, принадлежащим разным недропользователям и другим, которые не приурочиваются к каким-либо естественным границам.

Простые и сложные геологические тела. Часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы.

Геологические тела, внутри которых по выбранному списку свойств нельзя провести ни одной естественной или условной границы, называют простыми, а тела, внутри которых можно провести хотя бы одну такую границу, — сложными. Тело, среди границ которого имеются и условные, называется условным геологическим телом. При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его простые и условные тела выступают как элементы системы.

Таким образом, залежь нефти или газа в природном виде в целом представляет собой геологическое тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными, так и условными и произвольными границами.

§ 2. РАСЧЛЕНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

Расчленение продуктивной части разреза скважины — это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в 74 конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью комплекса методом изучения разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные, нагнетательные и др.). Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.

Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами. Выделению коллекторов по геофизическим данным способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, обусловленным несовершенством колонковых долот, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые не всегда выносятся. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубинам.

Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности.

Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы — про наибольшему отклонению кривой ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при бурении скважины. Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно электрическое микрозондирование, нейтронный гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж.

Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гамма-каротажную кривую.

Коллекторы в карбонатном разрезе (известняки и доломиты) имеют различные структуры пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофизическим материалам весьма сложно.

Петрофизические свойства микрокавернового ("порового") карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расчленении разреза теми же методами на плотные и пустотные породы и в выделении среди последних высокопористых разностей. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены по данным микрозондирования.

Для выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород разработаны специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретации:

электрометрия, нейтронный каротаж, результаты анализа керна; проведение повторных измерений в скважине при смене растворов (метод двух растворов); совместное использование данных радиометрии и акустического каротажа и др.

Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс геофизических исследований скважин, включающий методы, наиболее информативные в данных конкретных условиях.

На рис. 24 приведены типичные кривые различных геофизических методов, позволяющих выделять интервалы пород-коллекторов в разрезах скважин. Эти методы следующие:

1 — метод сопротивлений — по расхождению кривых кажущихся сопротивлений р_к зондов малого и большого размера;

2    — метод микрозондов (М3) — по положительному приращению микропотенциал-зонда (МП3) над микроградиент-зондом (МГ3): Ар_к.мз = Рк.мз + Рк.мгз;

3    — метод потенциалов собственной поляризации (СП) — по отрицательной аномалии АУ_СП;

4    — метод естественного гамма-излучения (ГМ) — по низким значениям 1_Y;

1    2    3    4    5    6    7

Б

8    9    10    11    12    13    14    15

Рис. 24. Характеристика коллекторов по данным различных геофизических методов исследования скважин (по В.Н. Дахнову).

Разрезы: Л — песчано-глинистый; Б — карбонатный. а — глины; б — пески; песчаники: , — рыхлые, „ — плотные; известняки: % — кавернозные и за-карстованные, е — трещиноватые, ж — плотные; з — участки кривых, соответствующие коллекторам; кривые р_к: I — малого потенциала-зонда, II — среднего градиент-зонда, III — микропотенциал-зонда; кривые U_cn: V — Р_ф > Р_в, VI — р_ф < р_в; 1—15 — способы выделения коллекторов по гИё

5    — гамма-гамма метод (ГГМ) — по повышенным значениям I_Y;

6 — метод изотопов — по повышенным значениям I_Y в сравнении с фоновыми значениями после закачки изотопов;

7—11 — нейтронные и нейтронные гамма-методы (ННМ и НГМ) — по понижающимся значениям I_n, _t; I_n, _H; I_n, _Y (карбонатные коллекторы); при высокой минерализации вод по хлору коллекторы могут выделяться повышенными значениями I_h, _Y и пониженными значениями I_{n t}, измеренными зондами разного размера (L и L_n);

12 — метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) — по повышенному значению !_ЯМР;

13    — ультразвуковой метод — по достаточно высоким значениям интервального времени пробега волны Ат_п;

14 — метод кавернометрии — по увеличению толщины глинистой корки (сужению диаметра ствола скважины d_с по сравнению с номинальным ее диаметром dj;

15    — метод продолжительности проходки — по низким значениям т_пр.

Песчаники характеризуются:

широким диапазоном изменения р_к; для газоносных и нефтеносных пород обычно характерны высокие значения р_к, для водонасыщенных — низкие;

отрицательными аномалиями AU_cm уменьшающимися при увеличении глинистости песчаного пласта;

более высокими, чем у глин, значениями р_кз, при этом ркмпз > ркмгз (кривые расходятся);

низкими значениями I_Y , повышающимися против глинистых полимиктовых и глауконитовых песчаников;

понижением значений I и Ат_п с уменьшением пористости и возрастанием их с увеличением глинистости;

широким диапазоном изменений I_n, _Y , и I_n в зависимости от пористости, степени цементации и характера насыщенности;

уменьшением dj. из-за образования глинистой корки. Определение литологического состава пород-неколлекто-ров по промыслово-геофизическим данным основывается на следующих геофизических признаках.

Глины обычно характеризуются:

низкими значениями р_к , которые увеличиваются при повышении плотности и карбонатности глин;

положительными аномалиями AU_cn (кривая занимает крайнее правое положение);

совмещением значений р_{к мгз} и р_{к мпз} , примерно равных

сопротивлению промывочной жидкости (глинистого раствора рр): р_к мгз = р_к мпз = рр (кривые почти сливаются); высокими значениями I_Y ;

высокими значениями I , снижающимися в более плотных разностях;

низкими показаниями I_n, _Y и I_n ; максимальными значениями Ат_п ; увеличением d^. по сравнению с d^ ростом геотермического градиента Г.

Глинистые сланцы характеризуются более высокими, чем у глин, значениями р_к, I_Y, I_n, _Y , большими показаниями AU_CП, более низкими значениями I и Ат_п ; незначительным увеличением dj. или номинальным его значением.

Карбонатные породы (известняки и доломиты) характеризуются:

широким диапазоном изменения р_к в зависимости от типа и значения пористости, характера насыщения; нефтегазонасыщенные породы имеют более высокие значения р_к, чем водонасыщенные;

отрицательными амплитудами А^^ уменьшающимися при увеличении глинистости;

низкими значениями I_Y , возрастающими с увеличением глинистости;

низкими значениями I_Y , возрастающими с увеличением пористости пород;

широким диапазоном изменения I_n, _Y и I_n в зависимости от пористости, плотности пород и характера их насыщения;

низкими значениями Ат_п, увеличивающимися при повышении глинистости;

зависимостью величины d_t. от структуры пустотного пространства: в плотных разностях d^. = d_w в карстовых полостях dj. >> d_m в карбонатных породах с трещинным пустотным пространством возможно d_c > d_w в породах с межзер-новой пористостью d_c < d^ небольшими значениями Г.

Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризуются очень высокими значениями р_к; незначительными амплитудами А^п минимальными значениями I_Y и низкими I ; максимальными показаниями I_n, _Y и I_n ; низкими значениями Ат_п; номинальными значениями dj.; очень низкими значениями Г.

На рис. 25 приведены характерные кривые геофизических методов для различных типов пород.

От полноты комплекса геофизических исследований, пра-

Рис. 25. Кривые радиометрии скважин в осадочных породах (по В.Н. Дахнову):

1 — глины; 2 — аргиллиты; 3 — пески; песчаники; 4 — плотные; 5 — рыхлые; известняки: 6 — чистые; 7 — глинистые; 8 — в ысокопористые; 9 — гипсы; 10 — ангидриты; 11 — галит; 12 — калийные соли; 13 — бо рсодер-жащие соли

вильного его выбора для конкретных условий, освещенности разреза керном зависит степень детальности расчленения разреза скважины.

Еще раз следует отметить, что в терригенном разрезе пет-рофизические свойства пород обусловлены глинистостью и поэтому здесь наиболее информативны показания р_к, U_cn и I_Y . Карбонатные породы в основном различаются по типу пустотного пространства и его величине, поэтому в карбонатном разрезе более информативны нейтронные и акустические методы и метод сопротивлений.

Результаты расчленения разреза скважины представляются в виде литологической колонки, на которой приводятся кривые основного комплекса геофизических исследований.

Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет определить в каждой скважине один из важных параметров, необходимый как для подсчета запасов, так и для эффективной организации разработки залежей и эксплуатации отдельных скважин, — толщины пластов и горизонта.

При изучении разрезов скважин выделяются: 1) общая толщина горизонта (пласта) — расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических границах; 2) эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта; 3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная суммарной толщине прослоев нефтегазонасыщенных коллекторов. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК или ГВК.

значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно существенно. Для отображения изменения названных толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (изопахиты — линии равных значений толщины). Метод построения карты изопахит такой же, как и структурной карты, — линейная интерполяция. В пределах внутреннего контура нефтегазоносности значения конфигурации изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внутреннего контура к внешнему идет закономерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтегазоносности одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактически границей залежи.

§ 3. ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е. существованием пустотного (емкостного) пространства, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозно-стью и трещиноватостью.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость полную (абсолютную) и открытую. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях единицы. Пористость можно выразить также в процентах от объема породы. Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементи-рованности.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные — диаметром 2 — 0,5 мм; 2) капиллярные —    0,5 — 0,0002 мм;

3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости К_п называется отношение суммарного объема всех пор У_пор в образце породы к видимому его объему У_о6р:

К = Кор/^₆р = (^₆р - Узер)/К₆р,    (V.1)

где ^_ер — суммарный объем зерен.

Коэффициентом открытой пористости К_по называется отношение суммарного объема открытых, сообщающихся пор У_по к видимому объему образца:

Кп.о =К.о/^₆р.    (V.2)

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости К_по, который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин. Существует несколько способов определения К_по по образцам. С ними можно познакомиться в пособиях по подсчету запасов и по физике нефтяного и газового пласта. Наиболее широко применяют методы И.А. Преображенского и с использованием 82 газового порометра. По образцам может быть определена и полная, и открытая пористость.

Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные. значения открытой и полной пористости песков практически совпадают. В песчаниках и алевролитах, по данным А.А. Ханина, полная пористость на

5 — 6 % больше открытой.

Наиболее тесная связь пористости с показаниями геофизических методов отмечается для методов сопротивления, нейтронных и акустического. Оценка пористости по данным методов сопротивления осуществляется по параметру пористости Р_п, представляющему собой отношение удельного сопротивления водонасыщенного пласта р_вп к удельному сопротивлению насыщающей его воды р_в. Параметр Р_п для гранулярных пород может быть выражен через К_по следующим образом:

Рп = a / Кп^то,    (V.3)

где а — некоторая постоянная; m — так называемый структурный коэффициент, характеризующий структуру порового пространства. Величина а чаще всего принимается равной 1, а значение m колеблется от 1,3 (для песков) до 2,4 (для песчаников).

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 — 25 %.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия (см. § 7 настоящей главы).

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13—15 %, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1—2 %. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности К_к равен отношению объема каверн V_K к видимому объему образца У_о6р.

к = V/V •

(V.4)

(V.5)

^{± V}K    ^v к' ^v обр*

Если порода целиком кавернозна, то

^Кк    ⁽^обр    ^мин^)/^обр,

где V_ыин — объем минеральной части породы.

Выразив объемы У_мин и У"_о6р через плотности соответственно минеральной части породы р_мин и всего образца р_о6р, получим

(V.6)

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макро-кавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) — и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной П плотностью трещин: Т = S/V; П = I/F, где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; I — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин

Г = An/AL,

где A n — число трещин, пересекающих линию длиной A L, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин — 1/м.

Трещинная емкость К_т по данным исследования шлифа под микроскопом равна

К_т = bl/F,

где b — раскрытость трещин в шлифе; I — суммарная протяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа.

Исследованиями Е.М. Смехова и других установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависят от литологического состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно выше, чем терригенных.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 — 50 мкм и микротрещины шириной до 40 — 50 мкм.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Методика обработки результатов наблюдений описана в пособиях по физике пласта.

Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в скважине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бокового каротажа. В этом случае

^Кт =    ¹,⁵[^рф1^рф2^(р2 ^{— р}1⁾]^/[^р1^р2^(рф2 ^{— р}ф1⁾],

где р₁ — удельное сопротивление породы при заполнении трещин фильтратом первой промывочной жидкости с удельным сопротивлением Рф₁; р₂ — то же, при заполнении трещин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением Рф₂.

Микротрещиноватость изучают на образцах — на больших шлифах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 —2 %.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.

Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.

Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наи-

Т а б л и ц а 1

Промыслово-геологическая классификация нефти и газа (по М.И. Максимову, с изменениями)

более широко распространены поровые терригенные коллекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко. В карбонатных отложениях они характерны, например, для всей залежи в верхнемеловых карбонатных отложениях месторождения Хаян-Корт в Грозненском нефтяном районе. Они часто встречаются в объеме крупных залежей в карбонатных коллекторах, в зонах с наибольшей плотностью пород и обеспечивают гидродинамическую связь всех участков залежи между собой.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов.

В табл. 1 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.

§ 4. НЕФТЕ-, ГАЗО-,

ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ

ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности К_н (газонасыщенности К_г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности К_в коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда К_н, К_г, К, выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора

Кн + к, = 1;

для газонасыщенного коллектора

К_г + К_в = 1;

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть

К_г + К_н + К_в = 1.

При подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов нефте- и газонасыщенности.

Однако и прямое (по образцам нефтегазонасыщенных пород), и косвенное (по геофизическим данным) определение этих коэффициентов не дает надежных результатов. По керну нефтегазоносность не может быть определена потому, что при выбуривании образца часть нефти или газа вытесняется из него фильтратом промывочной жидкости; при подъеме образца на поверхность вследствие снижения давления в нем от пластового до атмосферного происходит увеличение об ъ-ема нефти и газа, и они вытекают из образца; кроме того, при снижении давления из нефти выделяется растворенный в ней газ, который также вытесняет некоторую часть нефти.

значение коэффициента водонасыщенности пород в меньшей степени подвержено влиянию внешних факторов, и при соблюдении определенных условий отбора образцов и проведения опытов оно устанавливается с удовлетворительной точностью. Поэтому значения коэффициентов нефтега-зонасыщенности обычно находят, определив содержание остаточной воды, из соотношений (V.7) и (V.8):

1 — К_в, 1 — К_в.

^кг

(V.11)

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее надежно определен, если керн выбуривается при использовании промывочной жидкости, не проникающей в пласт, например, приготовленной на известково-битумной или нефтяной основе.

Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких.

По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасы-щенности определяют через величину Р_н, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

^Рн    Рн.п/Рв.п,

где р_н._п — удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; р_вп — удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Между параметрами нефтегазонасыщения и коэффициентом водонасыщения существует зависимость

(V. 12)

где п — показатель, зависящий от литологической характеристики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазоне 1,73 — 4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

Определив из (IV. 12) значение К_в, по (IV. 18) и (IV. 19) находят значения К_н и К_г.

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (К_в < 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых.

В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.

В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.

В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97 — 50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 — 50 %.

Для подсчета запасов, определения нефтегазоотдачи и решения других задач нефтегазопромысловой геологии необходимо знать значения эффективной и динамической пористости пород, связанные с значениями водо- и нефтенасыщенности.

Эффективная пористость К_пэф — это доля пор, занятая нефтью или газом, т.е. значение открытой пористости за вычетом коэффициента остаточной водонасыщенности. Динамическая пористость К_пд — это объем пор, в которых возможно движение нефти или газа при их извлечении из пласта. При этом следует иметь в виду, что нефть и газ извлекаются при разработке не полностью, в результате чего по окончании эксплуатации пласт содержит некоторую остаточную нефтенасыщенность К_он (или газонасыщенность К_о._г).

Таким образом:

Кп.эф = Кп.о(1 — К_в),    (V.13)

Кп.д = Кп.о(1 — К_в — Ко.н).    (V.14)

§ 5. ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация — совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости ?_пр.

Значение ?_пр в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

v = (?пр Др)цД1,    (V.15)

где V — скорость фильтрации; ^ — вязкость газа (жидкости); Др — перепад давления; Д L — длина образца. В этом уравнении коэффициент пропорциональности ?_пр представляет собой коэффициент абсолютной проницаемости.

Скорость фильтрации V можно определить следующим образом:

v = Q/F,    (V.16)

где Q — объемный расход газа (жидкости) через образец в единицу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образце; F — площадь фильтрационного сечения образца.

Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (V. 15) и (V.16):

?пр = (Q^L)/^pF).    (V. 17)

Абсолютная проницаемость зависит только от физичеких свойств породы.

В Международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 ми перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м³/с. Размерность единиц — м². Физический смысл размерности ?_пр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

На практике, учитывая небольшие значения проницаемости в м², используют размерность мкм² или 10 ^{— 3} мкм².

Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах — от нескольких тысячных до 5 мкм². В числе разрабатываемых широко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,05—1,0 мкм². В последние годы в связи с ухудшением состояния сырьевой базы вводятся в разработку нефтяные залежи и с ?_пр менее 0,05 (вплоть до 0,005 — 0,01).

Рис. 26. Зависимость отно- k'_nXi,⁰/o сительных проницаемостей к    пористой среды для

нефти (1) и воды (2) от водонасыщенности к, пустотного пространства (по Ф.И. Котяхову)

О 20    40    60    80 к_в, %

Фазовой называется проницаемость к_пр._ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физикохимических свойств.

Относительной проницаемостью к_{пр о} породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами.

В качестве примеров на рис. 26 и 27 показаны графики зависимости от водонасыщенности пористой среды относительных проницаемостей соответственно при совместном движении для нефти и воды, а также для газа и воды.

Из приведенных зависимостей видно, что в принципе с ростом обводненности пластов фазовая (и соответственно относительная проницаемость) нефти и газа снижается. Но по каждой залежи это происходит по-своему и поэтому требует индивидуального изучения.

Анализ таких графиков позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины,

б

^пр 9 ^0//°

80

60

40

20

20    40    60

20    40    60

80 100 к_в,%

а

*пр,% 100

80 100 к_в,%

Рис. 27. Зависимость относительных проницаемостей к_пр пористой среды для жидкости (1) и газа (2) от водонасыщенности к, пустотного пространства в песчаниках (а) и пористых известняках и доломитах (•) (по Ш.К. Гиматудинову)

что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа.

Из изложенного видно, что проницаемость пород можно определить путем исследования их образцов.

При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость реальных продуктивных пластов определяют также по результатам гидродинамических исследований скважин (см. главу XIII настоящего учебника). Надежных методов определения проницаемости по данным геофизических исследований скважин пока нет.

§ 6. СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Как было отмечено в настоящей главе, терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного вида — микрокаверны (поры выщелачивания), макрокаверны, трещины. Карбонатные породы с развитой системой трещин и каверн явно отличаются от терригенных условиями фильтрации. Вместе с тем имеются залежи, в которых большое место занимают коллекторы, пустотное пространство которых представлено в основном микрокавернами, соизмеримыми по размерам с породами. В.Д. Викториным показано, что при поровом типе терригенных коллекторов и микрока-верновом карбонатных также имеются существенные различия между ними, влияющие на условия разработки залежей нефти и газа в этих породах.

1. Прежде всего, различны условия залегания пород-коллекторов — если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десятков метров, то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллекторов. Соответственно к первым обычно приурочены залежи пластового типа, ко вторым — в зависимости от степени трещиноватости пород — залежи массивного, массивно-пластового и пластового типов. Это предопределяет применение весьма различных систем разработки залежей.

2. Поровые терригенные и карбонатные коллекторы различаются по структуре пустотного пространства.

В терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллекторах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн, составляющих основную емкость коллектора. Поэтому при равной величине пустот-ности терригенных и карбонатных коллекторов карбонатные обычно имеют меньшую естественную проницаемость.

3. В связи с разной структурой пустотного пространства микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные коллекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содержащихся в единице объема образца. От удельной поверхности пустотного пространства породы, которая может достигать огромных размеров, зависят содержание остаточной воды, нефтегазонасыщенность, адсорбционная способность породы и другие свойства. При низкой и средней проницаемости удельная поверхность карбонатных коллекторов значительно ниже, чем терригенных; лишь при высокой проницаемости их удельные поверхности почти соизмеримы. Из изложенного ясно, что коэффициенты нефтегазонасыщенности карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных коллекторов.

4. Во многих карбонатных толщах присутствуют одновременно продуктивные коллекторы с разными видами пустот-ности и с большим диапазоном проницаемости, вплоть до очень низкой (менее 0,001 мкм²). В связи с этим карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные, обладают слоистой и зональной неоднородностью по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам. В результате даже монолитные карбонатные толщи представляют собой сложные объекты разработки. Это делает процессы вытеснения из карбонатных коллекторов нефти и газа водой и вытеснения нефти другими агентами более сложными.

5.    Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени, чем терригенные, подвержены трещиноватости. Макротрещины имеют преимущественно вертикальную или наклонную к слоистости ориентировку, а их раскрытость определяется превышением пластового давления над боковым горным. Боковое горное давление даже для одной залежи меняется в широких пределах (от 0,05 до 0,75 вертикального горного давления), т.е. так же, как и все физические свойства карбонатного коллектора, характеризуется неоднородностью. Раскрытость трещин часто меняется по высоте и длине, вследствие чего в сумме они создают относительно невысокую проницаемость. Однако и при этом трещины могут являться основными каналами для перемещения нефти и газа и обеспечивать гидродинамическую связь различных частей резервуара и даже его единство в целом.

Терригенным же пластам обычно свойственна разобщенность различных их частей непроницаемыми и по толщине, и по простиранию породами.

6.    В терригенных коллекторах макротрещиноватость проявляет себя положительно в виде системы каналов для фильтрации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непроницаемой матрицей.

В карбонатных коллекторах трещиноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллекторах с нефте (газо) насыщенной, но малопроницаемой матрицей, и в коллекторах с высокопроницаемой матрицей (в последнем случае она играет все же подчиненную роль).

7. При вскрытии бурящейся скважиной продуктивного пласта в условиях создания репрессии в скважине проницаемость всех коллекторов — и терригенных, и карбонатных — значительно ухудшается по сравнению с естественной. В терригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по 96 очистке прискважинной зоны, это в значительной мере остается необратимым. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, в процессе которых происходит растворение карбонатных пород в соляной кислоте, позволяет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг скважины. Особенно глубоко кислота внедряется в пласт по трещинам, что резко увеличивает трещиноватость и трещинную проницаемость. В результате этого при высокой нефте-газоносности пород создаются условия для промышленной разработки залежей в карбонатных пластах при таких низких природных значениях проницаемости, при которых терригенные коллекторы могут считаться непродуктивными.

§ 7. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.

Развитие методов изучения геологической неоднородности и учета ее при подсчете запасов и разработке залежей — важнейшая задача промысловой геологии. Предложено несколько подходов к оценке неоднородности, предусматривающих различную степень детализации структуры залежи. Один из них — с выделением пяти видов неоднородности — принадлежит Л.Ф. Дементьеву и подробно им описан. Не имея возможности представить все взгляды на геологическую неоднородность и учитывая объективную необходимость постоянного развития методов ее изучения, в том числе и компьютерных, излагаем основные отправные промысловогеологические представления о неоднородности продуктивных пластов.

Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр — на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности — макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекто-ров.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов — обычно в разном количестве на различных участках залежей — вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 28) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 29), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:

коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,

Рис. 28. Отображение макронеоднородности на фрагменте геологического разреза горизонта XIII месторождения Узень.

Кровля и подошва: 1 — пласта, 2 — прослоя; 3 — коллектор; 4 — неколлек-тор; а — в — индексы пластов-коллекторов

где n — число прослоев коллекторов в i-й скважине; N — число скважин;

коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,

Рис. 29. Фрагмент карты распространения коллекторов одного из пластов горизонта:

1    — ряды скважин:    Н —

нагнетательных, Д — добывающих; 2 — границы распространения коллекторов; 3 — границы зон слияния; участки:    4    —    распространения

коллекторов, 6    —    слияния

пласта с вышележащим пластом, 7 — слияния пласта с нижележащим пластом.

где Л_эф — эффективная толщина пласта в скважине; N — число скважин;

коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев),

К_св = F_CB/F_K,    (V.20)

где Fc — суммарная площадь участков слияния; F_K — площадь распространения коллекторов в пределах залежи;

коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания,

^расп = F_k/F,    (V.21)

где F_K — суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта (прослоя);

коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта

Ксл = wn,    (V.22)

где Ь_кол — суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П — периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);

три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

Кспл = Fспл/F_к; Кпл = Fпл/F_к; К = F_K/F_K,    (V.23)

где К_спл, К_пл, К_л — соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F — суммарная площадь зон распространения коллекторов; F^ — площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; F_M — площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие; F_л — площадь линз, не испытывающих воздействия;

Кспл + Кпл + Кл = 1.    (V.24)

На рис. 20 стрелками показаны направления воздействия вытесняющего агента на зоны коллекторов с разными условиями залегания.

Комплекс названных коэффициентов дает достаточно представительную картину макронеоднородности.

Для характеристики макронеоднородности пласта по площади применяются статистические числовые характеристики. Так, используются дисперсия о² статистической совокупности с качественным признаком, с помощью которой оценивается пространственная выдержанность пластов:

о² = ю(1 - ю),    (V.25)

где ю = N_i/N; N_i — число скважин, вскрывающих коллектор; N — общее число пробуренных скважин.

В табл. 2 приведены вычисленные В.А. Бадьяновым значения для пластов горизонта Д₁ по двум площадям Ромашкинского месторождения.

Для характеристики макронеоднородности горизонта Д₁ в целом в пределах площади вычисляется

⁰ср = ^{(1 - ю}cp^

где Юср = (2N, /(ZN).

Для приведенных в табл. 2 площадей ос_р соответственно равны 0,17 и 0,19. Следовательно, макронеоднородность горизонта Д₁ на Миннибаевской площади несколько больше, чем на Альметьевской.

Во ВНИИнефти предложен ряд коэффициентов макронеоднородности по площади и по объему, производных от о² или ю и К_св.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;

выявлять участки повышенной толщины коллекторов,

Т а б л и ц а 2

Оценка выдержанности пластов горизонта    по площади

возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

В процессе разработки залежей знание макронеоднородности способствует:

квалифицированному планированию и проведению промыслово-геологического контроля разработки;

оценке фактического охвата залежи процессом дренирования;

обоснованию и реализации технологических мероприятий по регулированию разработки для повышения их эффективности;

выбору идентичных, опытных и эталонных участков для проведения и оценки результатов опытно-промышленного испытания новых процессов разработки;

обоснованному группированию залежи при обобщении опыта их разработки.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа — вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наиболее распространен метод анализа характеристик распределения того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты.

Изучение законов распределения свойств нефтегазоносных пластов показало общность форм гистограмм и полигонов распределения одних и тех же свойств для различных геологических условий. Это свидетельствует о том, что статистические распределения значений признаков по интервалам существуют объективно и что эти распределения представляют характеристику структуры пород на микроуровне. Все разнообразие форм распределений свойств нефтегазоносных пластов сводится к пяти основным типам (рис. 30).

В результате теоретического анализа установлено, что пористость терригенных и карбонатных коллекторов подчиняется закону нормального распределения. Значения начальной нефтенасыщенности распределяются по еще не установленному закону, отличающемуся от закона нормального распределения. В распределении проницаемости отмечается резкая и даже крайняя левая асимметрия.

В связи с особой важностью изучения изменчивости проницаемости предприняты попытки свести эмпирическое распределение ее значений к какому-либо функционально-нормальному. В настоящее время при решении практических задач для описания распределения проницаемости чаще всего используют логарифмически нормальный закон.

Для количественной оценки микронеоднородности широко используются также числовые характеристики распределений случайных величин, такие как

Рис. 30. Основные типы кривых распределения значений геологических признаков.

х — значения переменной величины; р — частость; распределение: 1    —

симметричное, 2 — левоасимметричное, 3 — правоасимметричное, 4 — крайнеасимметричное, 5 — гиперболоподобное

n

2(х, - X)²

/(n - 1),

(V.26)

о

коэффициент вариации ю = (о/х)100 %;

(V.27)

среднее абсолютное отклонение

6 = >

/ n;

(V.28)

S ⁽Х ^{- х)}

вероятное отклонение

Q = (Оэ - Qi)/2;

(V.29)

(V.30)

энтропия

n

w[x] = S Pi ^log Р^,

где x_i — i-е значение признака; х — среднее арифметическое значение признака; Q₁ — первый или нижний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого в данной совокупности 1/4 всех значений; Q₃ — верхний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого 3/4 всех значений; n — общее число значений признака; P_i — вероятность (или частность, доля) значения x_i.

Необходимо четко представлять, что энтропия и остальные числовые характеристики отражают разные стороны неоднородности. Покажем это на следующем условном примере.

Допустим, что имеются три совокупности образцов карбонатных пород. В 1-ю совокупность входят образцы с открытой пористостью ?_по, имеющей только два различных значения, во 2-ю — образцы с пористостью, принимающей четыре разных значения, и в 3-ю — шесть разных значений.

Примем, что в каждой совокупности количество образцов с одинаковыми значениями пористости равно, т.е. равны относительные частоты таких образцов. Пусть также во всех трех совокупностях будут одни и те же интервалы изменения 104

Рис. 31. Соотношение значений пористости к_{п о} образцов трех совокупностей:

I, II, III — совокупности соответственно с двумя, четырьмя и шестью значениями пористости: а и б — варианты соотношения пористости во 2-й и 3-й совокупностях

пористости (т.е. размах R) и среднее значение к_п._о; R = 8; к_п._о = 6. Характеристики всех трех совокупностей с возможными вариантами (а и •) приведены на рис. 31 ив табл. 3.

От 1-й совокупности к 3-й о к_по и ш к_п._о убывают, а Н(к_по) возрастает.

Т а б л и ц а 3

Характеристики трех совокупностей образцов для условного примера

Рассмотренный пример раскрывает важное различие статистических характеристик геологической неоднородности. Энтропия Н отражает неоднородность совокупности образцов по числу разных значений пористости, т.е. является прямой мерой неоднородности. Среднее квадратическое отклонение

о и коэффициент вариации ш отражают интенсивность неоднородности, т.е. являются ее опосредованной мерой.

В табл. 3 приведены характеристики интенсивности микронеоднородности терригенных отложений горизонта Д! на некоторых площадях и месторождениях Татарии и Башкирии.

Из данных таблицы следует, что для терригенных коллекторов наиболее интенсивно изменяется проницаемость, наименее интенсивно — нефтенасыщенность. Вместе с тем неоднородность пород по проницаемости больше, чем по пористости.

Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, характеризующих и макронеоднородность. В качестве примера приведен профиль на рис. 32,

Скв.610 1635    615    1125    1640    1645    Скв.1135

Рис. 32. Отображение макро- и микронеоднородностей на геологическом разрезе (на примере фрагмента горизонта XIII месторождения Узень).

Кровля и подошва: 1 - пласта; 2 - прослоя; 3 - условные границы между частями пласта с различной проницаемостью; проницаемость, мкм²: 4 - < < 0,01; 5 - 0,01-0,05, 6 - 0,05-0,1; 7 - 0,1-0,4; 8 - > 0,04; 9 - непроницаемые породы; а — з - индексы пластов

где показано распределение проницаемости в пределах XIII горизонта месторождения Узень по толщине и по линии профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно большое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин.

Поскольку геологический профиль не дает представления

об изменении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту.

На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого параметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи.

На рис. 33 приведен фрагмент карты для одного из плас-

Рис. 33. Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктивности пласта Тл_2а Павловского месторождения:

1 - граница зоны распространения коллекторов; 2 - внешний контур нефтеносности; коллекторы: 3 - непродуктивные; 4 - низкопродуктивные; 5 - среднепродуктивные; 6 - высокопродуктивные; 7 - скважины

тов Павловского месторождения Пермской области, на которой показано распространение коллекторов с разной продуктивностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекторов, а по большой части площади залежи без четко выраженной закономерности фиксируются сравнительно небольшие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов.

Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи.

Такие карты широко применяются при моделировании процессов фильтрации на ЭВМ для расчета технологических показателей и создания постоянно действующих динамических моделей.

Изучение микронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом;

оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

§ 8. ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН

Составление адекватной модели залежи возможно лишь при наличии надежной детальной корреляции продуктивных разрезов пробуренных скважин.

В строении осадочной толщи, в том числе и продуктивных отложений, принимают участие породы, различающиеся по времени образования, литологическому составу, коллекторским свойствам и т.п. Эти породы располагаются в геологическом разрезе в определенной последовательности, при чередовании пачек, пластов, слоев с разными свойствами.

Выделение в разрезе и прослеживание по площади одноименных комплексов, горизонтов и пластов, выяснение условий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляют с помощью корреляции разрезов скважин.

Корреляция основана на сопоставлении разрезов скважин. Сопоставление может проводиться по разным признакам: биостратиграфическим, хроностратиграфическим и литостратиграфическим (литогенетическим).

К биостратиграфическим признакам относят различия в фаунистической и флористической характеристике пород разреза, связанные с последовательной сменой одних биоценозов другими в процессе осадконакопления. По биостратиграфическим признакам сопоставление разрезов скважин может производиться по макрофауне (брахиоподы, кораллы и др.), микрофауне (фораминиферы, диатомеи, остракоды и др.), палинологическим данным (спорово-пыльцевым комплексам).

К хроностратиграфическим признакам относятся специфические физико-химические свойства породы (определенное содержание акцессорных минералов, типоморфные особенности - форма зерен, окраска, характерные включения), геохимические соотношения элементов породы, конфигурация кривых на диаграммах электро- и радиометрии разрезов скважин и другие, которые характерны для определенных промежутков времени накопления осадков.

Литогенетические признаки основаны на различиях лито-лого-коллекторской характеристики пород. К таким признакам относятся вещественный состав пород (песчаники, алевролиты, глины, известняки и др.), их емкостные и фильтрационные свойства.

В зависимости от решаемых задач различают региональную, общую и детальную корреляцию.

Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Ведущую роль при этом играет биостратиграфическая идентификация сопоставляемых отложений. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.

Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях разведочных работ в пределах месторождений с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев. Сопоставление ведется по биостратиграфическим и литостратиграфическим признакам, получаемым при обработке керна и по данным геофизических исследований (ГИС). Результаты общей корреляции используются при решении разведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки, а также учитываются при детальной корреляции.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции -обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту. При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта, положения стратиграфических и других несогласий в залегании пород и др.

При детальной корреляции основное место отводится хроностратиграфическим и литостратиграфическим признакам, определенным по промыслово-геофизическим данным с привлечением результатов исследования керна.

На разрабатываемых месторождениях при детальной корреляции за основу берутся материалы ГИС, которые ком-плексируются с данными, получаемыми при исследовании керна, опробовании скважин и др. Чем шире комплекс привлекаемых данных, тем надежнее будет проведена детальная корреляция.

На основе детальной корреляции делаются все геологические построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят обоснованность принимаемых технологических решений при разработке залежей нефти и газа, точность подсчета запасов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи и др.

Основные положения, учитываемые при детальной корреляции. Основой детальной корреляции является выявление и учет последовательности напластования пород. Разрезы, сложенные осадочными образованиями, представляют собой чередование прослоев разного возраста и различного литоло-го-фациального состава.

При согласном залегании пород последовательность их напластования не нарушена, т.е. каждый вышележащий прослой отлагается непосредственно на нижележащем.

При несогласном залегании пород последовательность напластования нарушена в результате перерывов в осадкона-коплении, размывов, дизъюнктивных нарушений с наруше-110 нием сплошности пластов. Несогласное залегание проявляется в существенном различии углов наклона вышележащих и подстилающих слоев, выпадении из разреза отдельных прослоев, пластов, пачек или их частей или повторе в разрезе одних и тех же пачек пород.

Коррелируются только те адекватные интервалы сопоставляемых разрезов скважин, внутри которых установлено согласное залегание слоев. В пределах этих интервалов могут быть выделены и прослежены границы всех одноименных прослоев и пластов.

В интервалах, внутри которых установлено несогласное залегание слоев, выявляются и прослеживаются границы несогласного залегания пород или другие нарушения.

Следующее положение, учитываемое при детальной корреляции, касается расположения границ между одновозрастными прослоями. Внутри интервалов разреза с согласным залеганием слоев при незначительном изменении толщин коррелируемых интервалов в разрезах скважин границы между разновозрастными прослоями примерно параллельны друг другу.

Если общая толщина продуктивного горизонта в целом меняется мало и в его пределах нет несогласий в залегании пород, границы составляющих его пластов и прослоев практически параллельны кровле и подошве продуктивного горизонта.

Преимущественная параллельность синхроничных границ свойственна большинству продуктивных горизонтов.

Если толщина всех прослоев интервала (и в целом продуктивного горизонта) с согласным залеганием пород закономерно изменяется в определенном направлении, то границы между ними имеют веерообразный характер.

При общем согласном залегании пород может происходить изменение толщин отдельных слоев или пачек на локальных, ограниченных по площади участках, что приводит к некоторому отклонению от параллельного или веерообразного залегания их границ на этих участках. Увеличение толщины слоя обычно связано с повышением песчанистости (в результате повышенной скорости отложения осадков), и, наоборот, уменьшение толщины обусловливается повышением глинистости пород (в результате меньшей скорости осадко-накопления и более значительного уплотнения пород). При нормальном залегании пород такие аномальные отклонения в толщинах отдельных пластов часто наблюдаются при неизменной толщине горизонта в целом. Это связано с тем, что уменьшение толщины одной части разреза компенсируется увеличением толщины другой его части.

Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной изменчивости по площади прослоев пород, слагающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, которые могут полностью или частично замещаться на коротких расстояниях алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами.

В карбонатных разрезах границы между прослоями (пластами) зачастую становятся нечеткими вследствие вторичных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна.

При детальной корреляции важное значение имеет выделение в разрезе реперов и реперных границ. Репером называется достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Иногда на диаграммах четко фиксируется только одна граница пласта (его подошва или кровля). Четко фиксируемая синхроничная поверхность пласта может быть принята в качестве реперной границы.

Хорошими реперами считаются пачки и прослои, представленные глинами, так как обычно они залегают на значительной площади и имеют четко выраженные граничные поверхности. На диаграммах ГИС они четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС, диаграммам микрозондов и радиокаротажа.

Наибольшей устойчивостью свойств могут обладать небольшие по толщине (до 10 м) прослои известняков, залегающие среди терригенных пород. Так, в западной и юговосточной частях Татарии на огромной площади прослеживаются слои известняков толщиной 2-6 м; в основании тульского горизонта среднего карбона - "тульский известняк"; в кровле горизонта Д₁ пашийских отложений - "верхний известняк"; в кровельной части малиновских отложений -"средний известняк" и др., служащие идеальными реперами. Наличие реперов и реперных границ - основа надежной корреляции.

Детальной корреляции способствует учет ритмичности осадкообразования, приводящей к последовательной смене пород разного литологического состава. Ритмичность связана с колебательными движениями дна седиментационного бассейна - наступлением (трансгрессией) и отступлением 112 (регрессией) береговой линии. Соответственно выделяются трансгрессивный и регрессивный циклы осадконакопления. Трансгрессивный цикл характеризуется увеличением грубо-зернистости пород вверху по разрезу, а регрессивный -уменьшением.

Методические приемы детальной корреляции. Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выполняемых операций, заканчивающихся составлением корреляционной схемы, на которой отображено соотношение в пределах продуктивной части разреза (продуктивного горизонта) преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними.

Детальную корреляцию начинают с выделения реперов и реперных границ, которые позволяют установить характер напластования пород в изучаемом разрезе. Реперы или реперные границы необходимо выделять в пределах продуктивного горизонта, а также непосредственно выше его кровли и ниже подошвы.

Если в пределах продуктивного горизонта отмечено несогласное залегание слоев (что обычно фиксируется на стадии общей корреляции), то необходимо иметь реперы выше и ниже поверхности несогласия.

По корреляционной значимости реперные пласты разделяют на категории. К I категории относят реперы, фиксируемые на каротажных диаграммах всех пробуренных скважин. Эти реперы - основные. Обычно они бывают известны по результатам общей корреляции. В пределах продуктивного горизонта или в непосредственной близости от его кровли и подошвы обычно удается выделить не более одно-го-двух реперов I категории. Иногда в пределах коррелируемой части разреза реперы этой категории вообще отсутствуют.

Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и повсеместно    распространены,    но из-за литолого-

фациальной изменчивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно. В комплексе с реперами I категории, а при их отсутствии - самостоятельно реперы II категории позволяют проводить корреляцию достаточно уверенно.

К III категории относят реперы, которые прослеживаются в части скважин. Обычно это прослои небольшой толщины, фиксируемые на каротажных диаграммах по характерной конфигурации одной или нескольких кривых ГИС. Реперы I и II категорий наносят на литологические колонки сопоставляемых скважин с расчленением разрезов по типам пород.

После выделения реперов I и II категорий производят выбор опорного разреза. Опорным называется наиболее полный, четко расчлененный и характерный для площади разрез продуктивного горизонта в какой-либо скважине. На опорном разрезе должны четко выделяться все пласты продуктивного горизонта, реперы и реперные границы. Он используется в качестве эталонного при проведении детальной корреляции.

Для небольших и средних по размерам залежей обычно может быть подобран один опорный, характерный для всей исследуемой площади разрез. Для крупных залежей могут потребоваться два или больше опорных разрезов.

Проницаемым    пластам-коллекторам,    выделенным на

опорном разрезе, присваиваются соответствующие индексы. Индексацию пластов в каждом районе производят исходя из сложившейся традиции. Например, в горизонте Д₁ Ромашкинского месторождения выделяются (сверху вниз) пласты а,

б, в, г, и д, в бобриковском горизонте Арланского месторождения выделяются пласты I, II, III, IV, V и VI.

Следующим этапом работы по детальной корреляции является сопоставление разрезов каждой пробуренной на месторождении скважины с разрезом опорной скважины. Для сопоставления берут каротажные диаграммы, на которые нанесены результаты расчленения разреза по типам пород и реперы I и II категорий.

При выделении двух или более опорных разрезов сопоставляемые скважины разделяют на группы, в каждую из которых включают скважины, разрезы которых наиболее полно отвечают тому или иному опорному разрезу.

Попарное сопоставление начинают с совмещения реперов

I и II категорий, выделенных на каротажных диаграммах. По поведению толщины между реперами, полноте и расчлененности разреза сопоставляемой скважины по сравнению с опорным разрезом судят о характере напластования. Решению этого вопроса помогает выделение на опорном и сопоставляемом разрезах реперов III категории.

Совмещая одноименные реперы, устанавливают, какому проницаемому пласту опорного разреза в этом интервале соответствует проницаемый пласт сопоставляемого разреза. Одноименным пластам присваивают индексы, принятые для пластов опорного разреза.

Затем приступают к последовательному сопоставлению разрезов всех скважин между собой в определенном порядке (например, по линии профиля или по типам разрезов).

В результате выясняется соотношение в продуктивном горизонте пластов-коллекторов и непроницаемых разделов между ними, выдержанность или прерывистость пластов-коллекторов и их частей и др.

Последовательное сопоставление выполняют путем построения корреляционной схемы. Обосновывается выбор линии корреляции (привязки). В качестве этой линии принимают кровлю или подошву одного из наиболее надежных реперов I или II категории. Если в интервале продуктивного горизонта последовательность слоев не нарушена и границы пластов примерно параллельны, то положение в разрезе репера, принимаемого за линию сопоставления, не играет существенной роли. При веерообразном расположении границ пластов за линию привязки удобнее принимать кровлю или подошву репера, расположенного в средней части продуктивного горизонта.

Если изменение толщины продуктивного горизонта связано с нарушением последовательности напластования (например, с размывом) в его верхней части, то за линию привязки принимают кровлю или подошву репера, расположенного ниже поверхности несогласия. При изменении толщины продуктивного горизонта за счет его нижней части (например, вследствие его несогласного залегания на подстилающих размытых отложениях) в качестве линии привязки выбирают репер, расположенный в верхней части продуктивного горизонта, как можно выше от границы несогласия.

После выбора линии привязки начинают непосредственно построение корреляционной схемы.

На листе бумаги проводят горизонтальную линию привязки, перпендикулярно к которой на произвольных равных расстояниях наносят оси коррелируемых разрезов скважин. Вправо от осей вычерчивают в вертикальном масштабе 1:200 привязанные к линии корреляции наиболее информативные геофизические диаграммы скважин. Порядок построения корреляционных схем показан на рис. 34. Во избежание громоздкости рисунка геофизические диаграммы заменены на их основе литологическими разрезами.

На оси каждого разреза показывают интервалы залегания реперов и их индексы, положение кровли и подошвы п ро-ницаемых прослоев и пачек, а также непроницаемых пластов и прослоев (рис. 34, А).

Затем приступают к прослеживанию одновозрастных (синхроничных) границ путем соединения прямыми линиями кровли и подошвы каждого выделенного репера (рис. 34, б).

*еэ

/м

nntiKVQddoyi mrnny

9

я

j

V

э

ж

1

za

Я

Jm

V

Вначале прослеживаются кровля и подошва реперов I категории, затем - II и III категорий. После этого проводят верхнюю и нижнюю границы горизонта - при согласном залегании прямыми линиями, при несогласном - волнистыми. При наличии внутри горизонта несогласия, связанного с размывом или перерывом в осадконакоплении, его поверхность также показывается волнистой линией. Линии дизъюнктивных нарушений выделяются вертикальными или наклонными прямыми линиями, проводимыми на половине расстояния между скважинами, находящимися по разные стороны нарушения.

Затем приступают к прослеживанию границ проницаемых пластов и прослоев. Положение кровли и подошвы каждого из них показывают прямыми линиями, примерно параллельными ранее проведенным линиям одновозрастных (синхроничных) границ (рис. 34, В).

Если в одной из скважин пласт сложен породами-коллекторами, а в соседней скважине они замещены породами-неколлекторами, то на половине расстояния между скважинами вертикальной ломаной линией показывают условную границу фациального замещения. При фациальном замещении части толщины пласта вертикальной ломаной линией показывают, какая часть пласта замещена.

При детальной корреляции нередко используются так называемые геолого-статистические разрезы.

Геолого-статистический разрез (ГСР) представляет собой кривую вероятностей появления коллектора в интервале продуктивного горизонта, построенную по данным разрезов скважин, пробуренных на изучаемой площади.

Геолого-статистический разрез горизонта может быть построен в пределах залежи в целом или для крупного фрагмента залежи при нормальном залегании пластов, подтверждаемом относительно небольшими колебаниями значений его общей толщины в скважинах, а также при нормальном залегании пластов, но с закономерным изменением толщины горизонта в некотором направлении.

Геолого-статистический разрез строят следующим образом. Разрезы продуктивного горизонта в его стратиграфических границах расчленяют по признаку коллектор - некол-лектор и привязывают к корреляционной поверхности (кровле или подошве), принимаемой за горизонтальную плоскость.

По данным всех скважин определяют среднее значение

толщины горизонта h и разделяют ее на равные интервалы с шагом h* =    1-2 м. Затем толщину горизонта в каждой

скважине h_t расчленяют на то же количество интервалов. При этом шаг для каждой скважины h* составляет: h* = (h, / h)h *.

Границы между интервалами являются точками наблюдения. В каждой точке наблюдения устанавливают, какой породой - коллектором или неколлектором - представлен разрез в скважине на данной палеоглубине. Данные по всем скважинам представляют в виде графика, на оси ординат которого откладывают палеоглубину от корреляционной поверхности, а на оси абсцисс - долю скважин (%), в котор ых разрез на данной палеоглубине сложен коллекторами (рис. 35).

В результате получают дифференцированную кривую, на которой максимумами отмечаются интервалы разреза, сложенные преимущественно коллекторами, и минимумами -интервалы, сложенные непроницаемыми породами. На геолого-статистическом разрезе, представленном на рис. 35, четко выделяются три пласта-коллектора: а — в интервале палеоглубин 1—2 м; б — в интервале 4 — 6 м; в — в интервале 7 —

Доля скважин, вскрывших коллектор, %

Скв.1 2    345678    9    10    о io 20 зо 40 so во 70 во яо ioo

Рис. 35. Пример построения геолого-статистического разреза.

Порода: 1 - коллекторы, 2 - неколлекторы; а — в - индексы пластов

О Ш¹²

14 м.

При значительном количестве скважин построение геоло-го-статистических разрезов — весьма трудоемкая работа и поэтому выполнять ее целесообразно с помощью ЭВМ.

Рассмотрим примеры использования геолого-статистичес-ких разрезов при детальной корреляции.

При детальной корреляции важно установить, с чем связано начальное изменение общей мощности продуктивного горизонта. Достаточно уверенно решить эту задачу можно с помощью ГСР. Для этого разрезы скважин делят на несколько групп, различающихся общей толщиной продуктивного горизонта.

Для каждой выделенной группы строят ГСР, которые сравнивают между собой. На групповых ГСР с повышенной толщиной обычно можно четко видеть, за счет какой части разреза происходит увеличение общей мощности продуктивного горизонта. На рис. 36 показаны групповые ГСР продуктивных отложений яснополянского надгоризонта одной из площадей Арланского месторождения. Здесь выделены три

а    б    в    г

Доля скважин, вскрывших коллектор, %

О 20 40 60 80100 0    20 40 60 80100    0    20    40    60    80100    0    20    40    60    80100

Рис. 36. Групповые геолого-статистические разрезы продуктивных отложений яснополянского надгоризонта Арланского месторождения.

Групповые разрезы по скважинам с толщиной продуктивных отложений, м: а — 42 — 49, б — 38 — 4 1,9,    ,    —    3    1    —    37,9;    „    —    сводный геолого

статистический разрез

группы скважин с толщиной продуктивного горизонта 42 — 49 м (24 скважины), 38 — 41,9 м (39 скважин) и 31—37,9 м (37 скважин). В качестве линии привязки принята кровля продуктивных отложений.

Отчетливо видно, что в верхней части продуктивного горизонта кривые ГСР имеют одинаковую конфигурацию и изменения толщины здесь не отмечается. В нижней части конфигурации кривых существенно различаются, причем можно видеть, что увеличение общей толщины происходит в результате увеличения толщины нижнего песчаного пласта (залегающего на размытой поверхности подстилающих тур-нейских отложений).

Другой важный вопрос, который позволяют решать ГСР, — это выяснение степени выдержанности по площади проницаемых прослоев и разделов между ними. При детальной корреляции не всегда бывает ясно, прослеживаются отдельные прослои по всей площади или представляют собой ограниченные по размерам и не связанные друг с другом линзы.

С точки зрения разработки объекта продуктивный горизонт или отдельные его интервалы могут соответствовать одной из следующих основных моделей.

Модель 1 — монолитный пласт-коллектор с линзовидными прослоями непроницаемых пород. Каждый непроницаемый прослой имеет ограниченную площадь распространения и поэтому не может коррелироваться между разрезами соседних скважин. Эти прослои не могут служить гидродинамическими экранами, и поэтому пластовое давление при его изменении в любой части продуктивного разреза хорошо перераспределяется как по вертикали, так и по горизонтали.

Модель 2    —    переслаивание выдержанных по площади

проницаемых прослоев и в такой же степени выдержанных по площади непроницаемых разделов между ними. Такие непроницаемые прослои могут служить гидродинамическими экранами, и при изменении пластового давления в одном проницаемом прослое его перераспределение между другими прослоями сильно затруднено либо совсем не происходит. Хорошо перераспределяется пластовое давление лишь по простиранию данного прослоя.

Модель 3 — продуктивный горизонт, сложенный преимущественно непроницаемыми породами с линзообразно залегающими разобщенными проницаемыми прослоями. Проницаемые прослои имеют прерывистый характер и между соседними скважинами не прослеживаются. При такой модели 120 разработка может происходить без перераспределения пластового давления между отдельными линзовидными проницаемыми прослоями и частями разреза.

Специальными исследованиями установлено, что к моделям 1 относятся интервалы ГСР с долей скважин, вскрывших коллектор, более 70 %. В пределах этих интервалов непроницаемые прослои, выделенные в разрезах соседних скважин, не коррелируются и изображаются в виде изолированных линз.

Интервалы ГСР с долей скважин, вскрывших коллектор, 30 — 70 % относятся к модели 2, и в их пределах все проницаемые и непроницаемые прослои, вскрытые соседними скважинами, должны коррелироваться между собой.

Если доля скважин, вскрывших в рассматриваемом интервале коллектор, менее 30 %, то этот интервал ГСР относится к модели 3. В его пределах проницаемые прослои соседних скважин не коррелируются между собой, так как представляют собой несвязанные изолированные линзы.

В реальных продуктивных горизонтах и эксплуатационных объектах иногда весь разрез соответствует одной схеме модели. Например, на Мухановском месторождении I объект разработки (пласт С-I) целиком соответствует модели 1 (рис. 37), и при его разработке вытеснение нефти водой происходит за счет подъема ВНК практически по всей площади залежи.

До последнего времени детальная корреляция продуктивных разрезов скважин в основном проводилась "вручную". К сожалению, промысловым геологам не всегда удавалась с ее помощью проводить достаточно надежную корреляцию при большой макронеоднородности продуктивных горизонтов. В таких случаях нередко утерждалось, что изучаемый горизонт детальной корреляции не поддается. Соответственно фактически не обеспечивалась возможность составления адекватной модели залежи, что приводило к ошибкам выбора системы разработки и организации управления процессами разработки.

Наряду с этим даже при владении методикой детальной корреляции физически не удавалось выполнить ее "вручную" по крупным месторождениям, где пробурены тысячи и десятки тысяч скважин.

Поэтому в последние годы некоторыми специалистами — В.Ф. Гришкевичем, И.С. Гутманом, В.А. Бадьяновым, Т.А. Бохановым и другими велись исследования по созданию автоматизированных методов расчленения и детальной корреляции продуктивных разрезов скважин с помощью ЭВМ.

Рис. 37. Геолого-статис-тические разрезы.

Объекты разработки Му-хановского месторождения: а - I (пласт С-1), б - II (пласты C-II, C-III, C-IVa, C-IV6); интервалах разреза, в которых доля скважин, вскрывших коллектор, составляет, %: 1 - до 30, 2 - 30-70, 3 - более 70

Наиболее детальную корреляцию с выделением и прослеживанием прослоев небольшой толщины обеспечивает п р о-грамма, разработанная в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина под руководством И.С. Гутмана с участием сотрудников МГУ и Института прикладной математики.

Предложенная программа реализует подход, при котором процесс детальной корреляции полностью автоматизирован. Это обеспечивает большую надежность выполняемых процедур при огромном быстродействии программы - массив из 3500 скважин с толщиной разреза до 200 м может быть де-

7    8    9    10    11    12    13    14    т?_пр

Рис. 38. Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа от приведенных псевдокритических давления р_пр и температуры Г_Пр (по Г. Брауну).

Шифр кривых - значения Г_пр

тально откоррелирован в зависимости от класса машин за 10- 12 часов.

Программа ориентирована на использование IBM Pentium II, обеспечивающей связь с другими программами (построение

профилей, карт и т.п.). Она предусматривает одновременную обработку по скважине комплекта из шести и более геофизических диаграмм, оценку дифференцированности формы каждой из кривых и выбор наиболее представленных кривых.

Алгоритм программы основан на опыте выполнения детальной корреляции вручную. Программа предусматривает проведение детальной корреляции в два этапа.

На первом этапе строится корреляция всех пар скважин по всему коррелируемому разрезу. При этом обеспечиваются применение при выборе корреляционных пар скважин принципа триангуляционных сетей и постоянная проверка получаемых результатов с включением в процесс уже откор-релированных скважин. При неправильном соединении интервалов разрезов программа вносит коррективы.

На втором этапе, после выполнения всех парных корреляций, программа обеспечивает процесс проверки их согласованности и строит схему детальной корреляции (рис. 38). Схема может быть построена по любому количеству скважин по всему разрезу или только с выделением пластов-коллекторов (на основе индексации этих пластов в одной из скважин).

Все это выполняется в автоматическом режиме.

Свойства пластовых флюидов  »

Библиотека »