Использование геофизических методов изучения разрезов скважин при подсчетах запасов нефти и газа
В.Н. ДАХНОВ
Возможность определения мощностей нефтегазонасыщенной части коллектора, коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности и глинистости по данным геофизических методов исследования скважин позволяет использовать эти методы при подсчетах запасов нефти и газа.
При научно обоснованном выборе комплекса геофизических методов исследования разрезов скважин, исходящем из конкретных геологических условий, при качественных измерениях и интерпретации полученных результатов и изучении физических свойств пород, отобранных из опорных и первых разведочных скважин, геофизические методы позволяют оценить коллекторские свойства пород и их нефтегазонасыщенность не менее, а в некоторых случаях и более точно, чем это возможно сделать на основании отбора керна.
Ниже рассмотрим комплекс основных требований, которые должны предъявляться к геофизическим методам исследования скважин и результатам этих исследований при выделении коллекторов, определении их пористости, выделении нефтегазосодержащей части коллектора, и определении ее коэффициентов нефтегазонасыщения.
Выделение коллекторов в разрезе скважин
Для выделения коллекторов используются кривые многих физических параметров, оптимальный комплекс которых выбирается исходя из литологической характеристики изучаемого разреза [2, 4].
В песчано-глинистых отложениях, кроме стандартных диаграмм кажущегося сопротивления и потенциалов собственной поляризации пород, микрозондов, интенсивностей естественного и радиационного гамма-излучений и каверномера, рекомендуется регистрация комплекса кривых бокового электрического градиент-зондирования в разрезах скважин, представленных пластами относительно небольшой мощности, и потенциал-зондирования в мощных пластах и особенно в породах низкого сопротивления. В тех разрезах, где могут встречаться плотные породы, желательно иметь диаграммы потенциалов вызванной поляризации и продолжительности проходки.
В карбонатных отложениях наличие полного комплекта диаграмм бокового электрического зондирования не является обязательным, и удельные сопротивления могут быть изучены при помощи дополнительных одного и реже двух потенциал-зондов большого размера, симметричного градиент-зонда и зонда сопротивления экранированного заземления.
Определение коэффициента пористости
Для бескернового определения коэффициента пористости пород могут быть использованы методы сопротивлений, потенциалов собственной поляризации, нейтрон-нейтронный и гамма-нейтронный (Электрические методы определяют коэффициент открытой пористости; нейтронные - коэффициент общей пористости). В стадии разработки находятся методы естественного гамма-излучения, изотопов, рассеянного гамма-излучения и ультразвуковой сейсмометрии [1-6]. Обратим внимание на некоторые особенности использования этих методов в практике.
1. При определении коэффициента пористости методом сопротивлений [1-6] необходимо соблюдать следующие условия:
а) измерение удельного сопротивления пород производится с большей степенью точности; погрешность в измерениях не должна превосходить ±10% и в крайних случаях (при наличии большого числа определений) ±20% от измеряемой величины; при оценке удельного сопротивления коллекторов, насыщенных сильно минерализованными водами, должны использоваться боковые электрические потенциал-зондирования или потенциал-зонды большого размера (рис. 1);
б) удельное сопротивление пластовых вод известно; все анализы пластовых вод обязательно должны сопровождаться измерением их удельного сопротивления; сведения об удельном сопротивлении пластовых вод и методах их определения должны обязательно содержаться в материалах, представляемых ГКЗ, по подсчету запасов нефти и газа;
в) в породе, коэффициент пористости которой определяется, отсутствуют нефть и газ или известен процент остаточного нефтенасыщения породы;
г) коэффициент пористости определяется по зависимости параметра пористости Рп от коэффициента Кп пористости породы, полученной для исследуемой или однотипной ей породы (если возможность использования этой зависимости проверена лабораторными исследованиями керна);
д) вносятся поправки на влияние глинистости (при заданных минерализации пластовых вод или фильтрата бурового раствора) и анизотропии.
При определении коэффициента пористости пород по данным параметра Рп необходимо широко использовать микрозонды, по данным которых возможно изучение пористости газоносных, а иногда и нефтеносных пород, недоступное макроэлектрическим методам сопротивления.
Для изучения коэффициента пористости карбонатных пород следует применять симметричный зонд или комплекс симметричного и малого потенциал-зондов.
Точность определения коэффициента пористости сильно сцементированных песчаных и карбонатных пород может быть значительно повышена при определении этого параметра Рп микрометодом экранированного заземления с фокусировкой питающего тока.
2. При определении коэффициента пористости пород методом потенциалов собственной поляризации [2-4] должно быть обеспечено выполнение следующих требований:
а) наличие зависимости между диффузионно-адсорбционной активностью Ада или амплитудой ΔUсп изменения потенциалов собственной поляризации и коэффициентом пористости;
б) наличие опорного горизонта с постоянными и выдержанными коллекторскими свойствами;
в) постоянство минерального состава коллектора и вмещающих отложений;
г) учтено влияние мощности пласта, удельных сопротивлений пласта, вмещающих пород, температуры и нелинейности зависимости между амплитудой ΔUсп и логарифмом отношения удельных сопротивлений фильтрата бурового раствора и ρb пластовых вод;
д) отсутствие влияний потенциалов фильтрации и искажений кривых Uсп, созданных сторонними причинами (блуждающими токами, гальвано-коррозией, непостоянством электродных потенциалов и др.).
3. При определении коэффициента пористости нейтрон-нейтронным (по тепловым и надтепловым нейтронам) и гамма-нейтронным методами [1-4] необходимо выполнение следующих условий:
а) отсутствие в коллекторах глинистого материала (чистые кварцевые пески и песчаники, неглинистые известняки и доломиты); в глинистых коллекторах нейтронные методы могут быть использованы только в тех случаях, когда известны количество глинистого материала и вероятный процент содержащейся в нем кристаллизационной и гигроскопической воды.
б) точной эталонировки диаграмм плотности тепловых и надтепловых нейтронов и интенсивности радиационного гамма-излучения и использования для определения коэффициента пористости отношения разностей интенсивностей в исследуемом и опорных пластах;
в) внесение поправок за влияние диаметра скважины, числа и диаметра обсадных колонн;
г) отсутствие искажения влиянием флуктуации, стороннего фона и другими причинами;
д) стабильной минерализации поровых вод. (Это требование необязательно при определении пористости пород по плотности нейтронов надтепловых энергий.)
Преимуществом нейтронных методов является возможность их использования для определения коэффициента пористости не только водоносных, но и нефтеносных пород как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах.
Каждый из перечисленных способов определения пористости наиболее эффективен в конкретных геологических условиях. При этом другие методы определения коэффициента пористости, кроме оптимального, должны использоваться как вспомогательные с тем, чтобы в случаях, когда наблюдается значительное расхождение в определении коэффициента пористости пород различными способами, можно было бы вскрыть причины этого расхождения и, скорректировав показания даже более оптимального из способов исследования, получить наиболее точные сведения о пористости пород.
Выделение нефтеносных и газоносных пород
Для выделения нефтеносных и газоносных пород используются методы кажущегося сопротивления потенциалов собственной поляризации, нейтрон-нейтронный и нейтронный гамма-методы и метод наведенной активности. Наиболее точно эта задача решается методом сопротивлений [1, 2, 4].
Газоносные породы могут быть выделены по данным нейтронных методов, однако в большинстве случаев это требует специальной методики исследования. В благоприятных случаях газоносные породы отмечаются более высоким сопротивлением, чем нефтеносные, а интервалы газоносности обнаруживаются по термограммам [3].
На диаграммах кажущегося сопротивления нефтеносные и газоносные коллекторы характеризуются весьма различными сопротивлениями, варьирующими от 1,5-2,5 ом м до 1000 омм; более высокие значения сопротивлений встречаются крайне редко. Следует заметить, что получение очень высоких сопротивлений (порядка 1500 ом м и выше) в большинстве случаев является скорее отрицательным фактором, чем положительным. Обычно это указывает на небольшую пористость и малую продуктивность отложений. Необходимо особенно остерегаться погрешностей в заключениях о нефтеносности пород по признаку омы-тонны, когда исследователь ищет промышленные скопления нефти и газа только в тех отложениях, которые выделяются высокими удельными сопротивлениями, и оставляют без внимания участки низкого сопротивления и особенно участки, сложенные глинистыми породами.
Критерием нефтенасыщенности коллектора является не его удельное сопротивление, а величина так называемого параметра насыщения Рн - отношения сопротивления ρп данной нефтеносной породы к удельному сопротивлению той же породы, полностью насыщенной пластовыми водами. Порода может считаться нефтеносной или газоносной, если Рн >= 4 - 5 для чистых коллекторов и Рн >= 2,5 - 3 для глинистых коллекторов.
Особенно с большим вниманием необходимо относиться к выделению нефтегазоносных тонкослоистых песчаноглинистых отложений по следующим причинам.
1. Удельное электрическое сопротивление нефтеносных песчано-глинистых коллекторов в связи с дополнительной проводимостью глинистого материала и несравненно более высоким содержанием капиллярных вод значительно ниже удельного сопротивления чистых нефтеносных коллекторов и редко превосходит 10-20 ом м.
2. Частое переслаивание глинистых прослоев с нефтегазонасыщенными коллекторами большого сопротивления резко уменьшает величину кажущегося сопротивления, измеряемого макрозондами (рис. 2).
3. Коллекторы, содержащие большое количество глинистого материала, отличаются малыми аномалиями потенциалов собственной поляризации, затрудняющими, а иногда и вовсе исключающими выделение коллекторов по этому признаку.
Газоносные породы по данным нейтрон-нейтронного и нейтронного гамма-методов наиболее точно выделяются при проведении двукратных измерений до и после обсадки скважины. В этих условиях газоносные пласты на диаграммах радиометрии, зарегистрированных после обсадки скважин, отмечаются повышением плотности нейтронов и интенсивности радиационного гамма-излучения по сравнению со значениями этих параметров, измеренных до спуска обсадной колонны.
Определение коэффициента нефтегазонасыщения порового пространства
В тех случаях, когда нефтегазонасыщенность горизонта известна, величина коэффициента нефтегазонасыщения определяется по параметру насыщения:
где ан - коэффициент, изменяющийся в пределах от 0,4 до 0,7; Кв и Кн - коэффициенты водонасыщения и нефтегазонасыщения порового пространства; n - показатель, числовое значение которого для гидрофильных коллекторов может быть принято равным 2,15.
В связи с тем, что величина относительной погрешности в определении коэффициента водонасыщения в 2,15 раза меньше величины относительной погрешности в определении параметра Рн и малой величины коэффициента Кв водонасыщения порового пространства в коллекторах с высоким нефтегазонасыщением, точность определения коэффициента Кн нефтегазонасыщения методом сопротивлений достаточно велика. Надо заметить, что определение нефтенасыщенности по данным анализа керна обычно не обеспечивает даже много меньшей точности определения Кн по следующим причинам.
1. При отборе керна из нефтеносных и газоносных пластов проникновение фильтрата бурового раствора изменяет коэффициент нефтенасыщения в несколько раз и, таким образом, анализ керна дает величину Кн, более близкую к коэффициенту остаточного нефтенасыщения, чем к его первоначальному значению.
2. При проведении бурения на растворах с нефтяной основой коэффициент Кн достоверно может быть установлен лишь в том случае, если в коллекторе отсутствует гравитационная вода, которая частично будет вытеснена раствором.
3.Коэффициент нефтегазонасыщения, определенный по керну, относится к объему коллектора, в десятки и сотни раз меньшему, чем объем, исследуемый геофизическими методами, и в связи с этим не так полно характеризует коллектор в целом.
Отметим, однако, что, несмотря на точность определения коэффициента нефтегазонасыщения методом сопротивления, необходимо серьезно обращать внимание на дальнейшее повышение точности и исключение погрешностей, созданных недоучетом влияния глинистых прослоев, его анизотропии, и гидрофобности коллектора. В условиях последней зависимость параметра насыщения от коэффициента насыщения становится более интенсивной.
Геофизические методы могут быть использованы также для определения коэффициента остаточного нефтенасыщения и содержания связанной воды, что представляет интерес при изучении промышленных запасов нефти и газа.
При подсчетах запасов нефти и газа с использованием данных промысловой геофизики часто допускаются ошибки, вызванные тем, что в формулы, определяющие содержание нефти и газа, подставляются параметры, частично определенные по данным геофизики и частично по керну, и следовательно, относящиеся к различным объемам или при использовании геофизических данных не учитываются специфические особенности метода, с помощью которого определялись параметры пласта. Так, например:
1. В тех случаях, когда мощность коллектора определяется по границам аномалий кривых макроисследований скважин и, следовательно, тонкие глинистые или сцементированные песчаные и плотные карбонатные прослои не исключаются, следует брать средние значения коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности по пласту в целом, по данным макроисследований скважин, а не эти данные, полученные только для проницаемых участков изучаемого объекта (по керну или микроисследованиям скважин).
2. Когда мощность коллектора определяется за вычетом непроницаемых (глинистых и плотных) прослоев - например мощность коллектора определяется по площади аномалии кривых Uсп, или по диаграммам микрозондов и микрокаверномера, коэффициента пористости и нефтенасыщенности должны соответствовать этим параметрам только для той части изучаемого объекта, которая является собственно коллектором (песчаные прослои, трещинные и закарстованные карбонаты).
Выводы
1. Измерение мощностей газонефтенасыщенных коллекторов и определение коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности порового пространства по геофизическим данным с требуемой степенью точности возможны при условии проведения комплексных высококачественных геофизических исследований.
Для точного определения мощностей должны широко использоваться микрометоды исследования скважин (микрозонды, микрокаверномер, зонды экранированного заземления).
2. При определении мощности и коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности коллекторов по геофизическим данным для последующего их использования при подсчетах запасов нефти и газа необходимо иметь следующие материалы:
а) диаграммы электрометрии, радиометрии и бокового электрического зондирования по продуктивным отложениям, зарегистрированные в масштабе 1 : 200 глубин; диаграммы радиометрии должны быть записаны с градуированной аппаратурой и с подтверждением стабильности ее работы повторной записью кривых;
б) диаграммы микрозондов и каверномера, зарегистрированные в объектах мощностью свыше 2 м в масштабах 1 : 200 и 1 : 50 при меньших мощностях; по продуктивным горизонтам микрозонды должны иметь повторную запись;
в) результаты интерпретации кривых бокового электрического зондирования с указанием палеток, использованных при интерпретации, и значений найденных параметров, а также внесенных поправок;
г) обоснованные геофизические критерии, устанавливающие нефтегазоносность коллекторов; особое внимание должно уделяться влиянию проводимости глинистых частиц и анизотропии коллектора.
3. Номограммы, используемые для определения коэффициента пористости и нефтегазонасыщенности пород, должны быть подтверждены данными лабораторных измерений и снабжены указаниями, обосновывающими учет влияния различных факторов (глинистости и, в частности, слоистости коллектора, минерализации вод и других) на точность определяемых параметров.
4. Геофизические материалы по подсчету запасов нефти и газа целесообразно иллюстрировать картами площадного распространения:
а) эффективной мощности продуктивных горизонтов, по которым производится подсчет запасов нефти и газа;
б) глинистости (для песчано-глинистых коллекторов);
в) коэффициента пористости;
г) коэффициента нефтегазонасыщенности порового пространства.
Наличие всех перечисленных материалов позволит наиболее эффективно использовать данные промысловой геофизики при подсчетах запасов нефти и газа и повысить точность этих работ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вопросы промысловой геофизики. Сб. статей. Перевод с английского языка. Гостоптехиздат, 1957.
2. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Гостоптехиздат, 1955
3. Дахнов В.Н. Геофизические методы изучения коллекторских свойств и нефтенасыщенности горных пород. Материалы межвузовского совещания по новой технике в нефтяной промышленности, т. I. «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений». Гостоптехиздат, 1957.
4. Дахнов В.Н. и Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. Гостоптехиздат, 1959.
5. Комаров С.Г. Определение пористости пород по удельному сопротивлению. Прикладная геофизика, вып. 14. Гостоптехиздат, 1956.
6. Pirson J. F. Oil Reservoir Ingemring. New Jork, 1958.
МИНХ и ГП им. Губкина
Рис. 1. Пример сопоставления кривых, зарегистрированных потенциал- и градиент-зондами в водоносном (а) и нефтеносном (б) коллекторах (Затеречная равнина).
1 - кривая кажущегося сопротивления, зарегистрированная потенциал- зондом В25А4М; 2 - то же, градиент-зондом В1А8М; 3 - кривая потенциалов собственной поляризации.
Как видно из рисунка, градиент-зонд вследствие значительных искажений и невозможности регистрации кривой в крупном масштабе не расчленяет между собой водоносный (а) и нефтеносный (б) коллекторы. В противоположность градиент-зонду потенциал-зонд выделяет нефтеносный коллектор (б) средним сопротивлением 5 ом*м (верхняя часть коллектора), значительно превосходящим величину среднего сопротивления (0,375 ом*м) водоносного коллектора (а).
Рис. 2. Примеры продуктивных песчано-глинистых пластов низкого удельного сопротивления. Снижение сопротивления вызвано значительной глинистостью коллектора и повышенным содержанием связанной воды. Градиент-зонд М2,5А0,25В.
