Выделение эффективных толщин коллекторов и определение границ распространения коллекторов по площади, оценка неоднородности продуктивных пластов и подготовка исходных данных для подсчета запасов

Продуктивный разрез Усть-Тегусского месторождения относится к терригенному типу и включает следующие литологические разности: песчаники и алевролиты слабоглинистые и глинистые, аргиллиты и глины, плотные прослои, представленные известняками, песчаниками и алевролитами с высоким содержанием карбонатного вещества. Коллекторами являются песчаники и алевролиты.

Литологическое расчленение разреза, вскрытого скважинами на Усть-Тегусском месторождении, не вызывает серьезных затруднений. По комплексу ГИС выделялись песчаники, песчаники глинистые, песчаники карбонатные, плотные разности, аргиллит, аргиллит битумный, уголь и фундамент.

Выделение коллекторов

Выделение коллекторов осуществлялось общепринятыми способами по результатам комплексной интерпретации методов ПС, кавернометрии, микрозондирования, АК, ГК и НК. Качественным критерием коллекторов является наличие глинистой корки по данным каверномера, отрицательные аномалии по ПС, положительное приращение показаний МПЗ над МГЗ, наличие проникновения фильтрата ПЖ, определяемое по БКЗ.

Прямые качественные признаки, обусловлены проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты-коллекторы и формированием или расформированием во времени возникающей при этом зоны проникновения. Эти признаки устанавливаются по данным:

кавернометрии — уменьшение диаметра скважины на кривых ДС и микрокавернометрии за счет образования глинистой корки на границе скважина-пласт;

микрозондирования — превышение показаний микропотенциал-зонда над показаниями микроградиент-зонда при их небольших значениях;

БКЗ (ВИКИЗ) — наличие радиального градиента сопротивлений.

Прямым признакам сопутствуют косвенные качественные признаки, характеризующие породы, которые могут принадлежать к коллекторам. К таким признакам относятся отрицательные аномалии ПС и низкие показания ГК. Кроме того, коллекторам соответствуют средние значения водородосодержания по НКТ и интервального времени по акустическому каротажу.

В эксплуатационных скважинах, в которых отсутствует запись микрометодов, коллектора выделялись по комплексу методов ПС, ГК, АК, НК, ИК, ГГКп и кавернометрии по следующим качественным признакам: отрицательные аномалии по ПС и ГК, наличие глинистой корки по данным каверномера, средние значения показаний по АК, НК и ГГК, наличие проникновения фильтрата ПЖ, определяемое по зондам ИК разной глубинности.

Как правило, наличие всех качественных признаков достаточно для уверенного выделения коллекторов на Усть-Тегусском месторождении. Однако, для выделения коллекторов в скважинах, где такие признаки частично или полностью отсутствуют, либо методы, регистрирующие прямые качественные признаки имеют удовлетворительное качество, были установлены косвенные количественные критерии, соответствующие границе коллектор — неколлектор.

В качестве граничных количественных критериев для разделения пластов на коллектор-неколлектор были установлены нижние значения пористости и проницаемости, при превышении которых пласт будет отнесен к коллектору. Для этого по разведочным скважинам с представительным керном и полным комплексом ГИС были построены зависимости Кпр=F (Кп) (в попластовом варианте) для двух типов пород коллектора и неколлектора. Точка пересечения этих зависимостей дает нижний предел по пористости и проницаемости для отнесения пород к коллекторам. Значения пористости и проницаемости для пластов были установлены по данным лабораторного анализа кернаразделение на классы выполнено по данным ГИС. Графическое отображение выполненных построений для пластов Ю2, Ю3 и Ю4 представлено на рисунке 6.1.1. Как следует из рисунка граничное значение по пористости составляет 12,8%, а по проницаемости — 0,5 мД. При подсчете запасов 2006 г. эти значения составляли соответственно 13,4% и 0,6 мД и были получены для Кп дин = 0, расчет которой был выполнен с применением Квс, а не Кво.

Граница «коллектор-неколлектор» для нефти будет соответствовать условиям Кво + Кно < 1, (6.1.2).

Кв* + Кно <1, (6.1.3).

где Кво, Кно соответственно коэффициенты остаточной водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности Кв*- значение критической водонасыщенности, при которой вода начинает двигаться в коллекторе.

Рис. 6.1.1 Обоснование нижнего предела на коллектор по данным керновых исследований на Усть-Тегусском месторождении

Рис. 6.1.2 Зависимость Кво=F (Кпр) по Усть-Тегусскому месторождению для различных давлений

Рис. 6.1.3 Зависимости Кво=F (Кп) и Кво=F (Кпр) для Усть-Тегусского месторождения

На Усть-Тегусском месторождении в разведочных и большинстве эксплуатационных скважин метод ПС работает хорошо, и проблем с выделением коллекторов не возникает, но в отдельных эксплуатационных скважинах кривая ПС оказывается малоинформативной. В связи с этим были установлены нижние пределы коллекторов по таким геофизическим параметрам как пс и J.

По результатам выделения коллекторов в разведочных скважинах с полным комплексом (обязательно присутствие микрозондов) был построен график интегрального распределения пс и J для коллекторов и неколлекторов (рис. 6.1.4 и 6.1.5).

Рис. 6.1.4 Распределения параметра пс для коллекторов и неколлекторов Усть-Тегусского месторождения

Рис. 6.1.5 Распределения параметра J для коллекторов и неколлекторов Усть-Тегусского месторождения

Пересечение кумулятивных кривых распределения пс и J для коллекторов и неколлекторов дает отсечку коллектора. Граничное значение J для пластов Ю2-Ю4 Усть-Тегусского месторождения составило 0,4, а граничное значение пс установлено равным 0,3.

В случаях неоднозначности выделения коллекторов по качественным признакам в эксплуатационных скважинах было использовано граничное значение по пористости равное 12,8%.