Виділення колекторів. Визначення ефективних товщин нафтогазонасичених класів Виділення міжзернових порід-колекторів з міжзерновою пористістю

Основною передумовою виділення колектора за результатами інтерпретації даних геофізичних досліджень свердловин є відмінність його характеристик від аналогічних ознак вміщаючих порід-неколекторів, а саме за проникністю, пористістю, глинистістю. Ознаки пласта-колектора діляться на прямі, якісні і вторинні кількісні.

Прямі якісні ознаки характеризують породу на можливість фільтрації в порах колектора води, нафти, газу і фільтрату бурового розчину. При бурінні на якісному глинистому розчині з малою водовіддачею і невисокою мінералізацією основними ознаками колектора буде:

— звуження діаметра свердловини за рахунок утворення глинистої кірки (dc<dн);

— позитивні перерощення на діаграмах мікрозондів (_угз<_упз) при невеликих значеннях їх показів;

— наявність зони проникнення, або радіального градієнту опору в пласті за результатами обробки даних БКЗ.

При погіршенні якості глинистого розчину із збільшенням його водовіддачі, зростає глиниста кірка на поверхні колектора (h1см) в хороших умовах і до 3-4 см в умовах поганого бурового розчину. В цьому випадку різниця в показах мікрозондів спочатку зростає, а потім зменшується.

У пластах колекторах із значною товщиною глинистої кірки виключається можливість дослідження промитої зони мікрометодами. При бурінні свердловин на технічній воді ознаки колектора на діаграмах мікрозондів і кавернограм відсутні. Значні збагачення промивної рідини глиною із розбурених порід обумовлюють слабі ознаки колектора на діаграмах цих методів.

Коли виділення порід-колекторів у геологічному розрізі на основі окремих вимірів здійснити неможливо, то використовуються динамічні методи їх виявлення. В цьому випадку здійснюється спостереження процесів формування або розформування зони проникнення в часі за даними БКЗ, спосіб повторних замірів з незмінними умовами у свердловині, або метод двох розчинів при зміні свердловинних умов.

Такі спостереження в обдсажених свердловинах з використанням даних нейтронних методів направлені на виявлення газових колекторів у процесі розформування зони проникнення. Вони застосовуються у геологічних розрізах, де мають місце складно-побудовані колектори.

Вторинні методи (кількісні). Базуються на критичних граничних значеннях петрофізичних параметрів, а саме:

— критичне значення проникності (Кпр);

— граничне значення пористості (Кп);

— граничне значення глинистості (Сгл, Кгл).

Геофізичні параметри , що відображають зміну коефіцієнта пористості і проникності: In, I, nc і т.д.

Основним критерієм, який дозволяє віднести породу до класу “колектор” або “не колектор” є граничне значення коефіцієнта проникності.

Граничне значення проникності в більшості випадків залежить від властивостей флюїдів і колектора в пластових умовах. Для нафтоносних колекторів величина граничного значення рівна 1-10 мД, для газових 0,1-1 мД.

Узагальнюючи вище сказане, можна зробити висновок, що виділення пластів-колекторів у теригенних розрізах є трудоємка інтерпретаційна робота, яка потребує об’ємних знань про фізичні властивості гірських порід, флюїдів, що їх насичують, та взаємодію фізичних полів.