2.7 Акустический метод

Акустические методы исследования скважин (AM) основаны на изучении полей упругих колебаний (упругих волн) в звуковом и уль­тразвуковом диапазонах частот. Акустические методы можно под­разделить на методы естественных и методы искусственных акус­тических полей.

Методы естественных полей изучают колебания, создаваемые различными естественными (обычно технологическими) причинами. Сюда относятся, например, методы, находящиеся в стадии опробо­вания: а) метод выделения газоотдающих интервалов в скважинах путем регистрации шумов, возникающих при поступлении газа или нефти в ствол скважины (шумометрия скважин); б)методы изуче­ния шумов при бурении с целью определения характера проходи­мых пород по спектру колебания бурового инструмента; в) метод оп­ределения горизонтальной проекции текущего забоя на земную по­верхность путем установления точки с максимумом мощности коле­баний на поверхности земли.

Основное применение получили методы искусственных акусти­ческих полей, в которых изучают распространение волн от излуча­теля, расположенного в скважинном приборе. Ниже рассматриваются именно эти методы. Существуют две основные технологии метода: а) технология, основанная на изучении времени прихода (скорости распространения); б) технология, основанная на изучении затухания амплитуды колебаний.

2.8 Нейтронные методы

Общие положения. Для определения коэффициента пористости горных пород используют три модификации стационарных ней­тронных методов: нейтронный гамма-метод (НГМ), нейтрон-нейтронный метод по тепловым (ПНМ-Т) и надтепловым (ННМ-НТ) нейтронам, а также в небольшом объеме импульсные нейтронные методы (ИНМ).

Показания всех трех модификаций стационарных методов зависят в основном от содержания водорода в среде, окружающей прибор. Однако в некоторых случаях заметное влияние на пока­зания оказывает также химический состав и плотность скелета горной породы. Показания НГМ и ННМ-Т в некоторой степени зависят также от содержания хлора в пластовых водах и глини­стом растворе.

3 Литологическое расчленение и выделение пластов коллекторов

3.1 Литологическое расчленение разрезов скважин

На основании применяемого в настоящее время комплекса ГИС можно достаточно детально расчленить почти любой встречаю­щийся в нефтегазовых районах разрез на пласты и комплексы пластов, различающихся по своим геофизическим свойствам. При составлении литолого-стратиграфической колонки сква­жины большое значение имеют данные анализов керна, шлама и образцов пород, отобранных боковым грунтоносом. Особое внимание должно быть уделено сбору палеонтологических определений, на основании которых устанавливается возраст пород.

Для изучения литологического состава пород и расчленения разреза скважин используется весь комплекс геолого-геофизи­ческих исследований. Наиболее благоприятные условия для этого имеются в песчано-глинистом разрезе. Здесь по данным каротажа по установленным признакам выделяются высокопористые проницаемые песчаники, глины, песчанистые глины, аргиллиты и алевролиты.

Литологическое расчленение разреза скважины с построением предварительной литологической колонки включает в себя определение границ и мощностей отдельных пластов и оценку литологической характеристики выделенных однородных интервалов на основании признаков, выявленных на диаграммах различных методов.

Литологическое расчленение терригенного разреза проводят по схеме:

1) Все породы в разрезе делят на коллекторы и неколлек­торы. Методика выделения и разделения коллекторов по ти­пам и характеру насыщения рассматривается ниже.

2) Среди неколлекторов выделяют глины, песчано-алевритовые глины, глинистые песчаники и алевролиты. Глины отме­чаются: максимальными показаниями на диаграммах СП и ГМ, минимальными одинаковыми значениями ρ_к на кривых микро­зондов; участками увеличенного по сравнению с номинальным диаметра скважины (d_c>d_н) на кавернограмме. Глинистые песчаники и алевролиты (неколлекторы) отмечаются: макси­мальными показаниями ρ_к микрозондов; значениями d_с=d_н на кавернограмме; максимальными показаниями СП, соответст­вующими «линии глин»; высокими, но более низкими, чем в глинах, показаниями ГМ (рисунок 3.1).

Глины песчано-алевритовые на диаграмме СП и каверно­грамме отмечаются примерно теми же показаниями, что чис­тые глины, но характеризуются более низкими показаниями ГМ и более высокими — микрозондов. На диаграмме стандартного акустического метода глинам соответствуют максимальные зна­чения ΔT и α_р, глинистым песчаникам и алевролитам — мини­мальные ΔT и повышенные α_р, песчано-алевритовым глинам — значения ΔT и α_р , близкие к их значениям в чистых глинах. На диаграмме ГГМ глинистые алевролиты и песчаники отме­чаются максимальными значениями плотности δ_п, чистые гли­ны— более низкими значениями δ_п, соответствующими степени уплотнения глин рассматриваемых отложений на данной глу­бине, песчано-алевритовым глинам соответствуют промежуточ­ные значения δ_п. По величине удельного сопротивления, уста­новленной по диаграммам разноглубинных методов сопротив­ления, глины характеризуются наиболее низкими значения­ми ρ_гл, исключая водоносные коллекторы, насыщенные мине­рализованной водой, глинистые песчаники и алевролиты — вы­сокими значениями ρ, песчано-алевритовые глины — промежу­точными значениями.

Кроме рассмотренных трех литотипов в терригенном разре­зе могут присутствовать: слабоглинистые или неглинистые песчаники и алевролиты с карбонатным цементом (неколлекто­ры); битуминозные глины, песчаники и алевролиты; пласты угля. Плотные песчаники и алевролиты с карбонатным цемен­том отмечаются низкими значениями коэффициента пористости на диаграммах методов пористости (НM, AM, ГГМ) при мини­мальных показаниях методов глинистости (СП, ГМ) и высоком сопротивлении на диаграммах обычных зондов и микрометодов сопротивлений.

Битуминозные породы характеризуются высо­кими значениями естественной радиоактивности и высокими удельными сопротивлениями.Битуминозные глины имеют более высокую радиоактив­ность, чем небитуминозные (в 2—3, а иногда в 5—10 раз) и удельное сопротивление, достигающее сотен и даже тысяч Ом­∙м. Битуминозные песчаники и алевролиты, даже слабо­глинистые, характеризуются радиоактивностью более высокой, чем в обычных песчаниках и алевролитах при низких показаниях СП и ВДМ- волновой диэлектрический метод (последнее в скважинах, пробуренных как на растворе на водной основе (РВО), так и на растворе на нефтяной основе(РНО), высоким удельным сопротивлением при отсутствии радиального градиента сопротивления; на диаграм­мах методов пористости битуминозные песчаники и алевроли­ты практически не отличаются от нефтенасыщенных коллек­торов.

Если же скважина пробурена на РНО (раствор на нефтяной основе), в комплексе ГИС отсутству­ют методы сопротивлений, включая микрозонды и исключая только индукционный зонд, метод СП, а кавернограмма стано­вится практически неинформативной. Основная нагрузка по­этому ложится на методы пористости AM, НМ, ГГМ и единст­венный метод глинистости ГМ. В целом признаки выделения рассмотренных литотипов по диаграммам этих методов сохра­няются; следует иметь в виду специфические признаки газонос­ных коллекторов, которые будут рассмотрены ниже. Важным дополнением комплекса является включение ВДМ (волновой диэлектрический метод).

Кривые 1, 2 зарегистрированы до крепления скважины трубами; 2, 4 — спустя 1,5 года после крепления скважины трубами. Заштрихованы участки диаграмм, соответствующие коллектору.

Рисунок 3.1 Выделение газоносных пластов по методике временных замеров и определение газоводяного (а) и газонефтяного (б) контактов (по В. В. Ларионову).

№ п/п	Нк, м	Нп, м	h, м	dc, мм	dn, мм	ГК, мк Р/ч	ГГКп, г/см^3	ННКт ус.ед.	БК, Ом*м	МБК Ом*м	ПС, мВ	ИК, Ом*м	АК, Ом*м	Литология
1.	1733	1739	6	218	215,9	14	2,3	3,9	1,8	2,5	80	2,2	325	Глин
2.	1739	1762	23	217	215,9	9	2,2	4	2,1	5,2	250	3	350	Гл, пе, во, уг.
3.	1762	1773	11	220	215,9	10	2,3	3,8	1,8	3	100	2,5	300	Гл.,алев.,
4.	1773	1775	2	217	215,9	8	2,4	3,9	1,7	3	280	2,5	320	Гл. пес. во. уг
5.	1775	1776	1	220	215,9	8	2,1	3,8	2	4	150	2,4	300	Глина, алевр
6.	1776	1780	2	217	215,9	9	2,3	3,4	1,7	3,1	210	2,4	320	Гл. песч. вод.
7.	1780	1785	5	220	215,9	10	2,2	3,5	1,7	2,8	110	2,5	300	Глина, алевр.
8.	1785	1788	3	219	215,9	9	2,3	3,3	1,6	3	220	2,3	310	Гл,во, уг,ал,пес
9.	1788	1806	8	221	215,9	10	2,3	3,3	1,7	2,6	100	2,6	300	Глина, алевр
10.	1806	1808	2	218	215,9	9	2,3	3,9	1,9	3,5	150	2,5	290	Гл,але.пес,во,уг
11.	1808	1811	3	217	215,9	9	2,4	3,8	1,6	2,5	80	2,1	300	Глина, алевр
12.	1811	1813	2	218	215,9	7	2,1	3,8	1,8	4,2	150	2,3	310	Гл.,пес, во., уг
13.	1813	1814	0,5	219	215,9	8	2,15	3,7	1,9	7	100	1,9	300	Глина, алевр
14.	1814	1820	6	220	215,9	7	2,25	3,9	1,7	4	150	1,6	310	Во, уг, пес, гл
15.	1820	1822	2,5	218	215,9	10	2,3	3,3	1,3	2,3	110	1,8	300	Песч., глина
16.	1822	1828	5,5	217	215,9	7	2,3	3,5	1,6	5	150	1,3	320	Во, уг, пес, гл, к
17.	1828	1859	31	291	215,9	10	2,4	4,1	2	3	40	2,5	300	Гл, пес, але. пес
18.	1859	1896	37	217	215,9	5	2,2	4,5	8,5	10	420	7	310	Вод, пес, гл, к
19.	1896	1915	19	220	215,9	5	2,25	4,5	2,5	5	390	1,5	300	Вод, пес, гл, к
20.	1915	1923	8	221	215,9	11	2,5	5,5	6	10	180	3	280	Глина, алевр.
21.	1923	1929	6	220	215,9	8	2,5	6,5	4	10	220	1,3	280	Во, угл, песч, гл
22.	1930	1945	15	222	215,9	14	2,5	7,5	10	25	180	10	230	Гл, песч, алев.

3.1 Литологическое расчленение разреза скважины

3.2 Выделение пластов коллекторов

Коллекторами называют пласты, представленные породами, способными содержать нефть, газ, воду и отдавать их при раз­работке.

Обычно коллекторами являются пески, песчаники, алевро­литы, пористые доломиты и известняки, трещинные и трещинно­-кавернозные породы, неколлекторами (непроницаемые по­роды)— глины, аргиллиты, плотные известняки, доломиты и песчаники (если они не трещиноватые), ангидриты и гипсы.

Рассмотрим способы выделения основных типов коллекторов и оценки характера их насыщения.

Межзерновые терригенные коллекторы. Для межзерновых терригеновых неглинистых коллекторов характерны на диаграм­мах различных методов каротажа следующие признаки.

1 Отрицательная аномалия ПС, если , положитель­ная аномалия ПС, если .

2 Наличие положительного приращения ( ) на диаграмме микрозондов.

3 Сужение диаметра скважины за счет наличия глинистой корки, .

4 Наличие повышающего или понижающего проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт, отмеченное по трех­слойным кривым БКЗ или по результатам измерений уста­новками с различной глубиной исследования. Ошибочный вывод может быть сделан в случае близких значений удельных сопро­тивлений зоны проникновения и пласта (в этом случае кривая БКЗ будет иметь вид двухслойной) или при незначительном проникновении фильтрата глинистого раствора в пласт.

5 Минимальные показания на диаграмме ГК . Исключение составляют случаи присутствия в скелете минера­лов, обладающих радиоактивными свойствами (монацит, глау­конит и др.).

6 Средние показания на диаграмме НГК. Исключение составляют газоносные коллекторы с неглубокой зоной проникновения. В этом случае показания НГК не отли­чаются от показаний в плотных породах.

7 Увеличение интервального времени на диаграмме аку­стического каротажа.

Выделение песчаных коллекторов, содержащих значительное количество глинистого материала — глинистых коллекторов, осложняется тем, что физические свойства коллектора и вме­щающих его пород—глин мало различаются. На диаграммах ПС глинистые коллекторы отмечаются менее четко, чем чистые; дифференциация диаграмм радиоактивного каротажа стано­вится менее яркой (ГК, НГК). На практике глинистые коллек­торы выделяют путем сопоставления и количественного анализа данных каротажа ПС, бокового каротажа, микробокового каро­тажа, гамма-каротажа и кавернометрии.

Оценка характера насыщения межзерновых терригенных коллекторов сводится к их разделению на водоносные и нефте­газоносные, которые могут отдавать нефть или газ в достаточ­ном для промышленности количестве.

Заключение о нефтегазоносности пласта основывается на значении коэффициента увеличения электрического сопротивле­ния пласта , рассчитываемого по формуле(3.11) , и на ее сравнении с критической величиной , характеризующей для исследуемых коллекторов границу между промышленно-продук­тивным и непромышленным коллектором.

Коэффициент насыщения Р_н определяют по формуле (3.11); для его подсчета необходимо найти удельное сопро­тивление пласта р_п и его значение р_вп при полном заполнении норового пространства пластовой водой (на 100%). Значение р_вп может быть получено: 1) по результатам каротажа сопро­тивления в том же пласте за контуром нефтеносности; 2) по ре­зультатам расчета, если известны сопротивление пластовой воды р_в и пористость k_п или относительное сопротивление Р:

(3.1)

Сопротивление пластовой воды р_в можно определить по данным анализов проб, отобранных с помощью пробоотборни­ков, или по данным каротажа ПС. Коэффициент пористости k_n находят по результатам анализа керна или по данным других методов каротажа (НГК, АК, ГГК).

Значение р_п определяют по данным Б КЗ, индукционного или бокового каротажа. Оцениваемый пласт, у которого , считается нефтегазоносным. Критическое значение коэффици­ента увеличения сопротивления Р_н устанавливают путем сопо­ставления данных каротажа и результатов опробования продук­тивных пластов. Для пластов разного геологического характера значения Р_н различны. Пласты с 4<Р_Н< <10 попадают в зону неопределенности и могут дать как нефть, так и воду. С увеличением глинистости коллектора вели­чина Р_н обычно уменьшается.

Другим способом оценки характера насыщения терригенных коллекторов является способ, основанный на использова­нии критических значений коэффициента водонасыщения или коэффициента нефтегазонасыщения ,

Значение k_B может быть установлено по результатам экспе­риментальных исследований фазовой проницаемости для кол­лекторов данного типа при фильтрации двухфазного потока (например, нефть и вода) через образец породы. При значе­нии через породу фильтруется только нефть. Установ­ленные по зависимости Р_н = [ ; ( )] – граничные значения и используют в качестве критерия разделения коллекторов на нефтеносные и водоносные. В качестве критерия может быть взято значение k_n, определенное по зависимости Р_н =f[k_B; ( )] или по формуле. При пласт считается нефтегазоносным. Критическая величина k_H устанав­ливается по результатам опробования скважин; она зависит от фазовой проницаемости коллектора для нефти, газа и воды и вязкости этих компонентов в пластовых условиях.

Для чистых песчаных и карбонатных коллекторов критиче­ское значение , начиная с которого пласт отдает нефть и газ без воды, равно 60—70 %. При <50 % пласт считается водо­носным.

Оценка продуктивности глинистых коллекторов с широким диапазоном изменения глинистости и пористости затруднена, поскольку удельные сопротивления р_п и р_вп пластов разли­чаются не более чем в 2—3 раза и коэффициент увеличения сопротивления пласта Р_н не является характерным параметром. На практике используют методику комплексного сопоставления диаграмм различных методов каротажа, связанных с определе­нием сопротивления, глинистости (ПС, ГК) и пористости (НГК, АК, ГГК).

Карбонатные коллекторы. Карбонатные коллекторы с межзерновой пористостью по геофизической характеристике близки к терригенным межзерновым коллекторам, вследствие чего на диаграммах различных методов каротажа они выделяются теми же признаками. Выделение коллекторов в этом случае заклю­чается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые по­роды и в выявлении среди неглинистых пород малопористых и пористых разностей. Пористые разности рассматриваются как возможные коллекторы. Задача упрощается, если в изучаемом разрезе не содержится глинистых пород.

В этом случае для пористых и высокопористых разностей характерны следующие признаки: 1) наличие минимумов на кривых НГК (ГК); 2) увеличение на кривых акустического каротажа; 3) низкие (по сравнению с окружающими) показа­ния БК, М3 (БМК); 4) наличие глинистой корки.

Для разделения малопористых и пористых разностей часто используют способ граничного значения k_n, при котором на диаграммах НГК или АК (кривая ) проводят линию, соот­ветствующую граничному значению k_n, установленному для дан­ного типа разреза по результатам опробования и анализа керна. Все пласты со значениями относят к коллекторам.

Трещинные, трещинно-кавернозные и карбонатные коллек­торы смешанных типов не имеют четко выраженных геофизиче­ских характеристик и распознавание их в разрезе скважины связано с большими трудностями.

Однако в ряде случаев появляется комплекс признаков на кривых тех или иных методов каротажа, которые дают возмож­ность выделить такие коллекторы: 1) уменьшение амплитуды (А) и большое затухание акустических колебаний ( ) на диаграмме акустического каротажа; 2) резкая дифференцированность кривой р_к на диаграмме микробокового каротажа; 3) минимальные значения показаний ГК и низкие значения показаний НГК; 4) резкая дифференциа­ция кавернограммы; 5) высокая скорость проходки при меха­ническом каротаже, иногда поглощение и потеря циркуляции глинистого раствора; 6) отрицательные, близкие к предельным, амплитуды ПС.

Эффективен для выделения карбонатных коллекторов слож­ной структуры способ временных исследований. Коллекторы определяют по данным сопоставления диаграмм, зарегистриро­ванных с одной и той же аппаратурой в одинаковом масштабе, но через промежуток времени, достаточный для заметного из­менения характеристики зоны проникновения по параметру, ха­рактеризующему то или иное физическое свойство. В качестве агента используют глинистый раствор, физические свойства ко­торого изменяют, добавляя в него различные активаторы: на­пример, увеличивая концентрацию соли в растворе, снижают его удельное электрическое сопротивление, добавляя в него радиоактивный изотоп, повышают удельную радиоактивность раствора и т. д. В соответствии с активатором выбирают и ме­тод каротажа для проведения исследований.

Методика проведения работ заключается в следующем. Пер­вый замер выполняют при заполнении скважины обычным рас­твором. Затем заменяют раствор на активированный, несколь­кими объемами которого промывают скважину, и проводят вто­рой замер. Совмещая диаграммы первого и второго замеров, выделяют коллекторы по изменению показаний измеряемого параметра на диаграмме второго замера, обусловленных изме­нением глубины проникновения фильтрата глинистого раствора. Эффективность исследований возрастает при повышении гидро­статического давления в скважине за счет увеличения плотно­сти активированного раствора.

Продуктивность коллекторов карбонатного типа может быть оценена одним из следующих способов.

1 По превышению кажущегося сопротивления, зарегистри­рованного при боковом каротаже , над кажущимся сопро­тивлением, зарегистрированным при микробоковом каротаже , при совмещении кривых БК и МБК в одинаковом масштабе сопротивлений.

2 По увеличению показаний р_к экранированного или индук­ционного зондов на диаграмме второго замера при изучении способом временных исследований. 3 По наличию приращений на кривых НГК, зарегистриро­ванных в разное время зондом одной длины (методика времен­ных замеров).

Этот способ эффективен при выделении газоносных пластов, когда имеется несколько замеров НГК, один из которых был выполнен при вскрытии пласта в процессе бурения, а осталь­ные— после укрепления скважины колонной труб и ее цементажа. Выделение газоносного пласта основано на явлении рас­формирования зоны проникновения газоносного коллектора в обсаженной скважине, когда в результате диффузии фильтрат глинистого раствора в зоне проникновения замещается газом, что и отмечается положительными приращениями (заштрихо­ваны) на кривых НГК, зарегистрированных через определенные промежутки времени

Совместно с данными каротажа для установления продук­тивности карбонатных и терригенных коллекторов используют данные газового каротажа, анализа проб, отобранных пробоот­борниками и испытателями пластов на трубах.