Комплекс геолого-технологических исследований для выделения продуктивных пластов в поисково-разв (стр. 10 из 29)
Наряду с отмеченными особенностями образования электрических неоднородностей в зоне проникновения могут существовать и другие ситуации. В частности, нельзя исключать наличие микротрещин в терригенных коллекторах, которые играют важную роль в фазовой проницаемости. Эта трещиноватость может влиять на характер распределения электрических свойств в зоне проникновения.
В тонкослоистых осадочных отложениях, обладающих признаками коллекторов, возможны различия, как по содержанию флюидов различной вязкости, так и по степени смешения нефти и воды. Вероятно, вытеснение флюидов из прослоев с большим содержанием воды всегда будет интенсивнее, чем из более нефтенасыщенных прослоев. Кажущиеся УЭС в таких толщах могут сильно отличаться от соответствующих трансформаций в изотропных пластах.
Если в песчанике есть рыхлосвязанная вода, то она может вытесняться вслед за нефтью. Это приводит к скоплению рыхлосвязанной воды в зоне возмущения пластового флюида. Формируется окаймляющая зона с более низким удельным сопротивлением, чем окружающие ее части пласта. Обычно толщина окаймляющей зоны составляет 5—20 % от общей ширины зоны проникновения. Модели с окаймляющей зоной часто встречаются в залежах Приобской нефтяной зоны.
При тонкой слоистости продуктивного пласта-коллектора окаймляющая зона может не формироваться, поскольку границы с различным флюидонасыщением будут находиться на разных расстояниях от стенки скважины из-за различной проницаемости отдельных прослоев.
Петрофизические особенности нефтегазовых коллекторов
Среднего Приобья
Связующим звеном между геологическими объектами и геофизическими методами исследования разрезов скважин является петрофизика. Петрофизика осадочных пород концентрируется на исследовании пористости с различными ее проявлениями, характеристик насыщения пород флюидами и их способности пропускать флюиды через поровое пространство, а также минералогического и гранулометрического состава пород.
Эти петрофизические характеристики по отдельности или в совокупности связаны с конкретными физическими параметрами. К ним относят электрическую проводимость или удельное электрическое сопротивление, адсорбционную способность, плотность, водородсодержание, естественную радиоактивность и т.д.
Электрическая проводимость основных типов осадочных пород практически не зависит от их минералогического состава, поскольку удельное сопротивление породообразующих минералов чрезвычайно высокое (10
—10 
Ом-м). Исключением являются антрацитовые угли и сульфидные минералы, удельное сопротивление которых на много порядков меньше.Повышенную электропроводность осадочным породам придает вода, в которой растворены соли разных металлов. Преобладающую роль играют хлориды (NaCI, CaCI
, MgCl и др.), молекулы которых диссоциируются в водной среде. В зависимости от состава растворенных солей и от температуры раствора его удельное электрическое сопротивление изменяется примерно на три порядка — от 0,01 до 10 Ом-м.Из-за сложности описания реальной структуры порового пространства пород, обусловленной извилистостью поровых полостей и неравномерностью распределения минеральных частиц, по-разному взаимодействующих с пластовыми флюидами, связь между петрофизическими параметрами (пористостью, водо-, нефте-, газонасыщенностью) и электрическим сопротивлением пород-коллекторов представляется различного типа эмпирическими зависимостями:
р
= Р 
р 
= Р Р 
р 
.Здесь р 
— УЭС водо-, нефте-, газонасыщенного пласта; р 
— УЭС этого же пласта, поровый объем которого заполнен на 100 % пластовой водой; р 
— УЭС пластовой воды; Р 
, Р 
— параметры насыщения и пористости.
Параметр насыщения Р 
или коэффициент увеличения сопротивления показывает, во сколько раз возросло удельное сопротивление породы при частичном или полном насыщении ее нефтью и (или) газом. Параметр насыщения связан с коэффициентом водонасыщения К 
эмпирическим соотношением
P 
=a 
Здесь а и n — эмпирические величины, зависящие от типа покрытия поверхности пор пластовыми флюидами (гидрофильного или гидрофобного).
Параметр пористости породы (Р 
или относительное сопротивление) зависит от коэффициента пористости К и структуры порового пространства и для неглинистой «чистой» породы
Р
=a[K ] 
Здесь а и т — эмпирические величины, характеризующие структуру пор в зависимости от уплотнения пород.
При низкой электропроводности пород возможно влияние поляризационных свойств среды на формирование электромагнитного поля. Поляризуемость среды обусловлена прежде всего дипольными моментами молекул воды, находящейся в свободном и рыхлосвязанном состояниях, и количественно описывается диэлектрической проницаемостью. В некоторых случаях возможны поляризационные эффекты, обусловленные вторичной пиритизацией терригенных отложений.
Петрофизические модели удельного электрического сопротивления пород широко используются в практике для количественной оценки фильтрационно-емкостных параметров пористо-проницаемых пород. Удельное электрическое сопротивление многокомпонентных пористо-проницаемых сред определяется множеством параметров: количеством, формой, расположением, минеральными свойствами твердых и жидких фаз и их взаимодействием.
Физические свойства горных пород
Плотность осадочных пород зависит от минерального скелета, пористости, обусловленной структурой и происхождением пород, плотности жидкости, заполняющей поры. Размер пор и форма их зависят от формы и размеров породообразующих частиц.
Плотность горной породы – масса единицы объема абсолютно сухой горной породы, измеряется в кг/м3, г/см3. Так как плотность минерального скелета горных пород изменяется в узких пределах, то плотность горных пород обычно обратно пропорциональна их пористости.
Пористость горной породы – свойства породы, заключающиеся в наличие в ней пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение объема всех пустот горной породы к ее общему объему, выраженное в процентах или долях единицы.
Различают:
1. пористость абсолютную – все пустоты горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения;
2. пористость открытую (насыщенную) – совокупность сообщающихся между собой пустот;
3. пористость эффективную – совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%. Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов.
По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы:
1. сверхкапиллярные – 2-0,5мм (движению жидкости и газа препятствуют лишь силы трения);