Диссертация (1172960), страница 12
Текст из файла (страница 12)
В плотном карбонатном разрезе на кривых кавернометрии противтрещинных и порово-трещинных коллекторов иногда наблюдается незначительноеувеличение диаметра скважины, вследствие выкрашивания стенок ствола [19; 83].Эффективным методов выявления в разрезе макротрещин и определения ихориентации является наклонометрия. Метод предназначен для определения углаи направления наклона пластов. При этом выявляются субвертикальныемакротрещины, при пересечении которых отмечается увеличение проводимости посравнению с проводимостью матрицы.
Кривые регистрации трех или четырех (взависимости от аппаратуры) радиальных башмаков напоминают кривые84микрокаротажа. Если зонд вращается в стволе скважины с постоянной скоростью,наклонометр может зарегистрировать все типы макротрещин, пересекающих стволскважины.Современным развитием данного метода являются методы, предназначенныедля регистрации непрерывного, ориентированного по азимуту детальногоизображениястенкистволаскважины,основанныенаиспользованиимикробокового каротажа с большим числом (до 192) прижимающихся к стенкескважины электродов.
Это – пластовый микросканер FMS и пластовыймикроимиджер FMI [40].Результаты представляются в виде двумерных данных по сопротивлениюи похожи по своему внешнему виду на развертку поверхности керна. Одним изосновных результатов исследований является выявление и анализ трещиноватости.Трещины располагаются на изображении как аномалии проводимости илисопротивления, плоскость которых пересекает границы пластов под углом. Приэтом предполагается, что полости открытых естественных трещин заполненыбуровым раствором. Их трассы в виде синусоиды распознаются на изображении потемным, почти черным оттенкам, а полости залеченных трещин, заполненныевторичным материалом, отмечаются по изображению светлыми тонами.На рисунке 3.13 представлен пример записи развертки пластовым микросканером FMS (Рисунок 3.13).85Рисунок 3.13 – Выделение трещиноватости прибором FMSМетод FMI, имеющий аналогичный принцип действия, но использующийбольшее число токоиспускающих дисковых электродов малого диаметра,прижимающихся к стене ствола скважины, позволяет выявлять трещиныс раскрытостьюменееинтерпретированное1 мм.Наизображениерисункестенки3.14показаноскважины,частичнополученноемикроимиджером FMI.
Темным тоном выделены участки ствола скважиныс низким сопротивлением, светлым – с высоким сопротивлением (Рисунок 3.14).Приведены также результаты интерпретации с оценкой углов и азимутов трещин.86Рисунок 3.14 – Частично интерпретированное изображение стенки скважины, полученноемикроимиджером FMI ТЭлектрические сканеры весьма эффективны для выявления и оценкихарактеристик трещиноватости. В то же время полученные результатыхарактеризуются небольшой глубинностью исследований (1,25–1,5 см) и требуютпроведения калибровки по представительному керновому материалу.Среди множества методов ГИС, используемых при изучении сложныхколлекторов, необходимо выделить исследования по схеме ГИС-индикация-ГИС,как наиболее эффективные для диагностики выделенных типов коллекторов87Исследования по схеме ГИС – индикация - ГИС основаны на быстромпроникновении в коллекторы с вторичной пустотностью различного родареагентов (индикаторов), добавляемых в промывочную жидкость [20].
Такимиреагентами могут быть:–- нейтронно-поглощающие вещества – Сd, V и другие – для выделенияколлекторов нейтронными методами;– легко активирующие вещества – Na, Al, Mn, V – для выделения коллекторовметодами активационного анализа;– диспергированное железо и магнетит для выделения коллекторов методамимагнитной восприимчивости и потенциалов вызванной поляризации;– гамма-активные вещества – радиоактивные изотопы для выделенияколлекторов с помощью повторных замеров гамма активности.Последние методы получили значительное распространение в практикеизучения карбонатных трещиноватых коллекторов, в частности, индикаторныйметод по радону (ИМР).ИсследованияпроводятсяпоразработаннойвинститутеВолгоградНИПИнефть технологии [24], которая включает в себя следующиеэтапы:– измерение естественной гамма-активности (фонового уровня ГК);– закачка в скважину в интервал исследования активированной порциибурового раствора или дизельного топлива, если бурение ведется на ИБР;– проведение повторного замера ГК в целях контроля распределенияиндикаторной жидкости (далее – ИЖ) в скважине;– продавливание ИЖ в проницаемые пласты путем многократногорасхождения бурильного инструмента (спущенного до забоя) или созданиядополнительного перепада давлений 3-5 МПа на пласты; продавливание ведется дотех пор, пока скважина не примет ИЖ объемом 0,3–0,5 м3 на каждые 100 мисследуемого интервала;– закачка через инструмент 30-50 м3 нерадиоактивной промывочнойжидкости для промывки ствола скважины и интервала исследования;88– подъем бурильных труб выше исследуемого интервала и двукратноепроведение ГК в целях выявления гамма-эффектов, связанных с проникновениеИЖ в пласты; при этом ГК выполняется и в обсаженной части скважины для оценкиуровня гамма-излучения, обусловленного наличием остаточного радона в стволескважины.Пример эффективного применения ИМР в комплексе с другими промысловогеофизическими методами показан на рисунке 3.15, где приведены материалы поскв.
25Котовскогосопоставленииместорождениявидно,чтонижний(Рисунок3.15).интервалразрезаНапредставленном(2883–2622 м),нехарактеризующийся по стандартным методам как коллектор, по данным ИМРпоказал высокое проникновение, благодаря трещиноватости и в дальнейшемименно из этого интервала были получены большие притоки нефти.Рисунок 3.15 – Данные исследования методом ИМР продуктивных карбонатных отложений:кривые изменения общей пористости (1); интенсивности нейтронного гамма – излучения (2);изменение фоновой интенсивности гамма – излучения (3); интенсивности гамма – излучения,зарегистрированной индикаторным ГК (4); выполнен после продавливания радоновогоиндикатора в проницаемые породы и промывки ствола скважины нерадиоактивным буровымраствором89В общем случае абсолютная амплитуда аномалии ГК – Угкп, обусловленнаяпроникновением активированной жидкости в пласт-коллектор, рассчитываетсяследующим образом (3.8):Угкп = Угк –Угкфон -Угкост,где(3.8)Угкп – показания ГК, зарегистрированные перед продавливанием ИЖв пласт и промывки скважины;Угкфон – показания ГК, зарегистрированные перед закачкой ИЖ;Угкост – прирост показаний ГК, обусловленный неполным удалениемактивированного раствора из ствола скважины при ее промывке.После увязки глубин и редактирования диаграмм производится выборнепроницаемых пластов и определяется минимальная амплитуда радоновойаномалии, а также выбирается проницаемый пласт с достаточно большой (необязательномаксимальной)амплитудойрадоновойаномалии.Последнийпринимается за опорный при расчете относительных амплитуд радоновойаномалии, его динамическая пористость вычисляется с использованием данныхНГМ при заданном значении Кво (обычно 0,1–0,15).При сопоставлении определяемой по ИМР эффективной пористости с общейпористостью, определяемой нейтронными методами, четко выделяются тридиапазона значений пористости, выпадающих из поля корреляции (Рисунок 3.16) –области А, В и С.
К области А относятся высокопористые пласты – коллекторытрещинно-порово-каверновые. В области В располагаются пласты с менееглубоким проникновением ИЖ, коллекторы порово-трещинного типа. В области Срасполагаются низкопористые пласты с относительно высокой проницаемостью –коллекторы трещинного типа [24].Динамическая пористость (ИМР) Кп. д90АbКп.д = (1-Кво)КпКп.д =КпBСI0аIIIIIОбщая пористость КпРисунок 3.16 – Схема петрофизической интерпретации сопоставления эффективной(динамической) пористости (ИМР) с общей; опорные пласты:а – непроницаемый, б – проницаемыйРассмотренные методы исследований на основе сочетания методов ГИСи воздействия на пласт в определенной мере позволяют делать экспертноколичественные оценки параметров и характеристик трещиноватости, но основнойих эффект заключается в выявлении трещинных зон в плотной части разрезапродуктивнойтолщи,чтобыразделитьтрещинныйколлектор(1 тип)и неколлектор, что является важным для правильного определения эффективныхтолщин и взаимосвязи резервуара.91Глава 4.
Термогидродинамические исследования скважинВ СПО, связанных с коллекторами в кристаллических породах, диагностикаи локализация основных фильтрующих элементов представляется достаточносложной проблемой. В вулканогенных и эффузивных отложениях количественныекерновые анализы имеют существенные ограничения. Это более сложные породы,как в минералогическом плане, так и в плане строения структуры их пустотногопространства. В связи с этим некоторые стандартные методики определенияфизических свойств для этих пород дают искаженную информацию.
Так дляэффузивов месторождения Ниноцминда в Восточной Грузии часто наблюдаласьобратная связь между пористостью и проницаемостью. По данным анализов кернапористость насыщения изменяется от 1 до 26 %, при среднем значении 10,1 %.Однако порода в большинстве случаев не является коллектором, так как почти всяпористость обусловлена порами крайне небольшого радиуса (менее 1 мкм).
В то жевремя, образцы с пористостью менее 6 %, но с микрокавернозностью, обладалисущественной проницаемостью.Вторымсложнымдляизученияэлементомстроенияэффузивныхколлекторов являются трещины [46]. Это касается, в первую очередь макротрещин,играющихопределяющуюрольвфильтрации,нопочтиникогданепредставленных в кернах. В связи с невозможностью получения естественныхтрещинных кернов необходимой кондиции при проектировании разработкиэоценовой залежи месторождения Самгори оценка эффективности вытесненияв трещинах изучалась на искусственных компоновках [62]. На обнаженияхвулканогенных отложений были отобраны соответствующие образцы пород,которые были размолоты до пилитовых фракций.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
