2.2 Виділення порід-колекторів у піщано-глинистих теригенних відкладах

Виділення колекторів будь якого типу, базується на результатах комплексних геофізичних досліджень у пошукових свердловинах та даних лабораторних петрофізичних досліджень керну. Фактори та ознаки, за допомогою яких визначається колектор, діляться на прямі та побічні (посередні), якісні і кількісні.

Кількісні ознаки включають ряд критеріїв наявність, або відсутність яких в кожному конкретному випадку характеризує тип колектора. Прямою якісною ознакою є рух флюїду у породі, який встановлюється за результатами ГДС. Основними геофізичними методами для визначення цього фактору є електричні методи, ядерно-магнітні та росходометрія.

Із електричних методів можна успішно використати метод самочинних потенціалів (ПС). Якщо мінералізація пластових вод більша мінералізації бурового розчину, піщані та алевритисті пласти-колектори виділяються як мінімуми на кривій ПС, глини і глинисті (непроникні породи) – максимуми. Значення потенціалів ПС розміщається на одній лінії – “лінії глин”, якій відповідає найбільший високий потенціал. Величина потенціалу напроти пісковиків та алевролітів на порядок менша від потенціалу лінії глин. В залежності від того, до якої лінії ближче лежать виміряні значення ПС, їх відносять до колекторів або до глинистих пластів. Однак, якщо мінералізація пластових вод різна, то значення потенціалів пісковиків і алевролітів будуть різні. Цю обставину можна використати, якщо відомо зміну мінералізації пластових вод по розрізу свердловини.

Якщо мінералізація бурового розчину більша мінералізації пластової води то ПС буде мати зворотній вигляд. Глини в цьому випадку відмічаються мінімумами, а пласти-колектори (пісковики і алевроліти) максимумами на кривій ПС. Наявність зворотнього вигляду кривої методу самочинної поляризації, можна встановити за результатами досліджень порід різного літологічного складу, або порівнюючи дані про мінералізацію пластової води і бурового розчину. У випадку підвищеної мінералізації бурового розчину і наближення її значення до значення мінералізації пластової води, метод ПС при виділенні колекторів буде неінформативним.

Малопористі пласти мають більший питомий опір у порівнянні із глинистими та водоносними породами, що дозволяє їх виділити у геологічному розрізі за даними електричних методів. Для того, щоб розділити низькопористі пласти від проникних, необхідно врахувати ряд ознак, а саме:

1. Мікрокаротаж – по сильних змінах із глибиною високих показів, які перевищують покази проти колекторів і глин. Пояснюється це відсутністю напроти низькопористих пластів глинистої кірки.

2. Перевищення показів мікропотенціал зондів над показами градієнт зондів.

3. Акустичний каротаж – по великих швидкостях розповсюдження пружних хвиль.

4. Нейтронний каротаж – по високих показах, обумовлених низьким вмістом водню у низькопористих породах колекторах. Як виняток складають газоносні породи-колектори, які також характеризуються підвищеними показами на кривій інтенсивності нейтронного каротажу.

Порові теригенні і карбонатні колектори характеризуються не тільки якісними ознаками, але і кількісними критеріями, за якими породи розділяються на колектори і непроникні пласти.

До ознак пласта-колектора, що характеризується проникненням бурового розчину при умові розбурювання теригенних і карбонатних порід на прісному розчині, опір (_с) якого більше 0.2 Омм; а відношення _ф/_в>5 можна віднести:

а) звуження діаметру свердловини на кривій кавернометрії свердловини (ДС);

б) радіальний градієнт опорів, заміряних зондами різної глибини досліджень (мікрокаротажу МК), бокового каротажу, комплексу МК, БК, ІК, БМК.

Поряд із кількісними є побічні, якісні ознаки, що характеризують ємнісні властивості гірських порід. До якісних побічних ознак можна віднести покази ядерно-магнітного каротажу (ЯМК). За величиною індексу вільного флюїду (ІВФ) можна оцінити ефективну пористість породи-колектора. Підвищення мінералізації бурового розчину (_с<0.2 Омм) призводить до зменшення числа якісних ознак – згладжується крива ПС, незадовільна якість кривих МК.

Прямі ознаки проникнення стають відсутніми в разі тривалого процесу буріння.

Радіальний градієнт електричного опору в породі-колекторі обумовлений формуванням у ньому зони проникнення, питомий опір якої _зп відрізняється від опору у незмінній частині пласта _п. Наявність радіального градієнту опору встановлюється порівнянням показів однотипних зондів з різним радіусом дослідження (БКЗ, БК, ІК). При інтерпретації кривих однотипних зондів для колекторів h_еф>L_з одержують криві зондування тришарового типу при _зп>_п – підвищене проникнення і при _зп<_п – понижене. Пласти, у яких відсутнє проникнення характеризуються двошаровими кривими зондування.

Криві тришарові з підвищеним проникненням спостерігаються у водоносних пластах з високим вмістом зв’язаної води. Підвищена водонасиченість порід-колекторів спостерігається поблизу контактів вуглеводнів з водою, а також у алевролітах, польовошпатових, глинисто- кварцевих пісковиках.

За кривими БКЗ впевнено оцінюється радіальний градієнт опору у однорідних колекторах товщиною більше 6-8 м, іноді позитивні результати отримують у пластах товщиною 4-6 м. Для пластів у яких товщина рівна 1.5-4 м, наявність проникнення можна оцінити за даними коротких А₀ 0.4 м, 1.05 м градієнт зондів і потенціал зонда БКЗ у комплексі із зондами БК і ІК.

Породи-колектори малої товщини (0.4-1.5 м) виділяться за даними БМК і БК, або різноглибинних зондів БК. Якщо криві цих методів зареєстровані в однаковому масштабі, породи-колектори виділяться за різницею показів різноглибинних зондів. Ефективність виділення низькопористих колекторів за даними ГДС зменшується внаслідок швидкого наближення h_гл до одиниці.