в поровых водах, которая должна превышать 5/kП кг/м3 при условии выбора оптимальной методики исследования (размер нейтронного зонда, импульсный режим) и технологии проведения работы. Об определении положения водонефтяного контакта методом изотопов говорилось выше.

ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ

Положение газонефтяного контакта устанавливают следующими способами: 1) путем сопоставления диаграмм Inγ (In), за регистрированных после крепления скважины в процессе расформирования зоны проникновения фильтрата глинистого раствора; 2) по данным измерения Inγ с зондами двух размеров; 3) импульсными нейтронными границы раздела между водонасыщенной частью коллектора и его частью, содержащей непроводящий флюид (устанавливают методами сопротивлений), и границы раздела между газонасыщенной частью коллектора и его частью заполненной жидкостью. Эта граница определяется нейтронными методами так же, как и газонефтяной контакт.

§ 103. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Под эффективной мощностью коллектора подразумевается суммарная мощность нефте- и газонасыщенных прослоев, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах ∑h нефтегазонасыщенной части коллектора.

Определению эффективной мощности предшествует оценка суммарной мощности коллектора (находят по разности глубин залегания подошвы и кровли коллектора), при которой подсчитывают эффективную мощность. Эффективную мощность устанавливают следующими способами.

1.По кривым ρK микрозондов — по участкам положительных приращений ∆ρ и относительно низких величии ρK и ρЭФ (на кривой микроэкранированного зонда),

2.По кривым экранированного зонда и градиент-зондов в тех случаях, когда эффективнопористые прослои имеют мощности, точно определяемые по данным этих зондов.

3.По кривым микрокаверномера и коркомера — по увеличению толщины глинистой корки на участках скважины, пересек шей прослои с динамической пористостью.

4.По диаграммам метода анизотропии, если нефтенасыщенные прослои по удельным электрическим сопротивлениям значительно отличаются от непродуктивных слоев. По

палетке, приведенной на рис. 31, находят отношение (∑hЭФ +∑hПЛ )/ ∑h, где ∑hЭФ и ∑hПЛ — суммарные мощности нефтегазонасыщенных и плотных прослоев; ∑h - суммарная мощность коллектора. Из полученной суммы ∑hПЛ + ∑hПЛ вычитают величину ∑hПЛ, определенную по диаграммам микроэкранированного зонда.

5.По площади ΩСП аномалии на кривой UСП. Суммарная мощность нефтенасыщенных

иплотных (неглинистых) прослоев

где поправочный коэффициент ξСП< 1 определяется по данным сопоставления эффективных мощностей, определенных методом UСП и другими способами (или приближенно принимается равным отношению ∆UСП,ПЛ/∆UСП ,где ∆UСП,ПЛ — амплитуда аномалии UСП и в плотных прослоях большой мощности). Суммарную мощность ∑hПЛ находят по данным микроэкранированного зонда и далее рассчитывают по формуле

Метод рекомендуется применять для терригенного разреза при небольшой разности между сопротивлениями коллектора и вмещающихпород и насыщении газом или нефтью всех эффективных прослоев в пределах изучаемого объекта, отмечаемого единой аномалией

UСП.

6. По площади Ωγ аномалии кривой Iγ. Суммарная мощность неглинистых прослоев

252

где Iγ,ГЛ ,Iγ,ГЛ=0 — интенсивности естественного гамма-излучения в глине и чистом коллекторе. Величину ∑hПЛ находят указанными выше способами и далее рассчитывают

Вычисленные значения ∑hЭФ должны быть приведены к верти- , калькой скважине. Если коллектор имеет угол падения α в азимуте θ и вскрывается скважиной, искривленной под углом δ в азимуте ϕ, подсчитанную мощность ∑hЭФ,В, вычисляют по формуле

здесь ∑hЭФ,Д — эффективная мощность коллектора, установленная по геофизическим диаграммам указанными выше способами.

§ 104. ВЫДЕЛЕНИЕ ЗОН АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ПЛАСТОВЫХ (ПОРОВЫХ) ДАВЛЕНИЙ И ИХ ОЦЕНКА

Получение промышленных притоков нефти и газа с больших глубин, особенно в терригенном разрезе, часто определяется существованием аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Так называются пластовые давления, удовлетворяющие условию

РПЛ=РГДЕ+∆Ра>HgδВ,СР,H (418)

где δВ,СР,H — средняя плотность пластовых вод до глубины H залегания изучаемого объекта; g — ускорение силы тяжести; РГДЕ — гидростатическое давление на глубине H; ∆Ра — превышение аномального пластового давления (АВПД) над гидростатическим.

Возможность обнаружения зон аномально высоких давлений по геофизическим данным основана на зависимости физических свойств пород от эффективного напряжения РЭФ и связи его с ∆Ра:

Здесь рГС геостатическое давление; δВ,СР,H — средняя плотность пород до глубины Н; п — коэффициент разгрузки — вели чина, близкая единице (п > 0,85) и часто принимаемая за единицу; δВ - эквивалентное значение средней плотности пластовых вод, в условиях которой пластовое давление равно наблюдаемому аномальному.

В результате указанных связей в горных породах и особенно в глинах — породах, физические свойства которых в наименьшей степени зависят от изменения литологии, в зонах аномально высоких пластовых давлений за счет возрастания ∆Ра наблюдаются следующие изменения физических свойств: а) снижение удельного электрического сопротивления; б) увеличение ∆τ и повышение аОСЛ упругих волн; в) увеличение коэффициента «нейтронной» пористости; г) повышение интенсивности рассеянного гаммаизлучения; д) повышение теплового сопротивления и снижение температуропроводности; е) снижение продолжительности проходки; ж) увеличение dc и его изменение со временем; з) уменьшение плотности шлама.

Из перечисленных изменений физических свойств и геофизических параметров в зонах аномально высоких давлений в практике обычно используют два первых и последнее.

Величину ∆ра определяют следующими тремя способами.

1. По зависимости отношения ρГЛ (ра)/ рГЛ (рН) или разности ∆τП(ра) — ∆τП{РН) (а также других физических свойств) от отношений рЭФ(Ра)/ рЭФ(Рн), grad рПЛ,а/grad рПЛ,н .Эти

зависимости дают возможность оценить δВ,ЭКВ/δВ,СР,Н и рассчитать ∆ра =рГДС [(δВ,ЭКВ/δВ,СР,Н)

— 1].

2.По равенству эффективных напряжении на глубине Н залегания изучаемого объекта

ина меньшей глубине НЭФ, на которой нормальные свойства глин численно равны аномальным. Для этих глубин

В формулах (419) и (420) δВ,СР,Нэф ,δП,СР,Нэф — средние плотности пород и поровых вод до глубины НЭФ+∆Н; ∆Н — поправка за неравенство температур в точках Н и НЭФ [44].

253

Для определения ∆ра могут быть использованы специальные палетки, одна из которых приведена на рис. 185. В ее основу поло жена зависимость сопротивления глин, приведенного к температуре 20 °С, от глубины Н их залегания и формула (420). Для построения номограммы используют данные измерений ρГЛ в скважинах, вскрывших разрез с нормальными пластовыми давлениями. Эти данные сведены в основную часть номограммы А, на которой нанесено семейство кривых ρГЛ,20 = f (Н) при δВ,СР = const (сплошные линии) и вспомогательная сетка значений (δП,СР,Н -nδВ,СР,Н = const (пунктирные линии). Блок Б номограммы служит для пересчета измеренного сопротивления глин при их температуре к сопротивлению при t = 20 °С. Блок В предназначен для расчета ∆ра и определения минимально допустимого превышения ∆δР плотности глинистого раствора над плотностью пластовых вод δВ,СР, обеспечивающего бурение скважины без выброса.

Рис. 185. Палетка для расчета ∆ра по данным удельного электрического сопротивления глин

3. Способом кривых нормально уплотненных глин. В этом способе, разработанном В. М. Добрыниным и В. А. Серебряковым [46], определение ∆ра основывается на зависимости изменения физических свойств ФС горных пород с глубиной при условии их нормального уплотнения. При этих условиях

где ФС2 и ФС1 — значения физических свойств (ρГЛ, ∆τГЛ, δГЛ и др. при нормальном поровом давлении на границах интервала ∆Н = Н2-Н1 прилегающего к зоне АВПД; (δП-δВ)СР — средняя разность плотностей пород и поровых вод на участке ∆Н; ФСН и ФСА - значения физических свойств пород при нормальном и аномальном давлениях на глубине, где предполагается превышение ∆ра; а, — среднее значение температурного коэффициента для изучаемого физического свойства в интервале глубин ∆Н.

Рассчитав ∆ра, по средней части формулы (418) вычисляют аномальное давление. Преимуществом использования формулы (421) является возможность приближенного

расчета ∆ра по данным измерения физических свойств глин на относительно небольшом интервале глубин ∆Н.

При выделении зон и расчете аномально высоких поровых давлений по геофизическим данным наибольшие погрешности могут возникнуть при изменении литологии глинистых пород, по которым решается задача. Удельное сопротивление глин (по род)

рГЛ,П = РГЛρГЛ

где ρГЛ — сопротивление пелитовой фракции, составляющей глинистую породу; РГЛ — параметр глинистости.

Так как при построении зависимости ρГЛ = f (Н) могут быть использованы данные по породам различного минерального состава, возможность изменения ρГЛ,П за счет непостоянства ρГЛ и РГЛ достаточно вероятна. Погрешности в определении ∆ра возникают также при изменении по разрезу скважины угла β встречи со скважиной плоскостей напластования глинистых пород.

254