«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Пермский государственный технический университетС.В. Галкин, Г.В. ПлюснинНЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯРекомендованоРедакционно-издательским советом университета в качестве учебного пособияИздательствоПермского государственного технического университета2010 УДК 553.982Рецензенты: заслуженный деятель науки РФ, доктор геол.-мин. наук, профессор В.И. Галкин; канд. техн. наук, доцент И.Р. Юшков.Нефтегазопромысловая геология / С.В. Галкин, Г.В. Плюснин. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2010. – 96 с.Учебное пособие предназначено для студентов специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (очная и заочная формы обучения) и студентов заочной формы обучения по направлению 130500 «Нефтегазовое дело» (бакалавриат).УДК 553.982 ГОУ ВПО «Пермский государственный технический университет», 2010СОДЕРЖАНИЕ Введение 5 1. Общая характеристика нефтяных и газовых месторождений 8 1.1. Залежи, месторождения нефти и газа 8 1.2. Породы коллекторы и неколлекторы 11 1.3. Изучение формы залежей нефти и газа 12 2. Методы получения геолого-промысловой информации 13 2.1. Геологические наблюдения при бурении скважин 13 2.2. Методы исследования скважин геофизическими методами 14 2.3. Гидродинамические методы исследования скважин 16 3. Выделение коллекторов в разрезе продуктивного пласта 20 3.1. Определение литологического состава пород 20 3.2. Расчленение продуктивной части разреза 24 3.3. Емкостные свойства пород-коллекторов 25 3.4. Фильтрационные свойства пород-коллекторов 31 3.5. Детальная корреляция разрезов скважин 35 4. Запасы месторождений нефти и газа 38 4.1. Степень изученности месторождений нефти и газа. Категоризация запасов 38 4.2. Промышленная ценность месторождений 42 4.3. Геолого-промысловые характеристики залежей нефти и газа 44 5. Геологическое моделирование залежей углеводородов 47 5.1. Виды геологических моделей залежей углеводородов 47 5.2. Создание структурной модели отражающих сейсмических горизонтов 48 5.3. Построение литологической модели пластов 50 5.4. Моделирование фильтрационно-емкостных свойств 51 6. Подсчет геологических запасов месторождений нефти и газа 54 6.1. Методы подсчета запасов месторождений нефти и газа 54 6.2. Объемный метод подсчета запасов месторождений нефти и газа 55 6.3. Этапы подсчета запасов нефти и газа объемным методом 57 6.4. Обоснование положения ВНК, ГВК 58 6.5. Построение карт эффективных толщин 62 6.6. Обоснование подсчетных параметров 67 7. Оценка начальных извлекаемых запасов нефти и газа 68 7.1. Коэффициент извлечения нефти 68 7.2. Методы определения проектных коэффициентов извлечения нефти 71 7.3. Подсчет запасов растворенного в нефти газа 73 7.4. Коэффициент извлечения свободного газа 74 8. Порядок выполнения контрольной работы «Подсчет запасов нефтяной залежи объемным методом» 75 Список литературы 84 Приложение 1. Содержание учебной дисциплины программы курса «Нефтегазопромысловая геология» 85 Приложение 2. Контрольные вопросы для подготовки к экзамену 92 Приложение 3. Исходные данные для построения двумерной модели нефтяной залежи 94 Приложение 4. Образец титульного листа курсовой работы 95 Приложение 5. Образец задания на выполнение курсовой работы 96 ВВЕДЕНИЕНефтегазопромысловая геология – приклад­ная отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в их начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки. Нефтегазопромысловая геология обеспечивает геологическое обоснование эффективной деятельности по добыче нефти и газа и рациональному исполь­зованию недр.^ Целью изучения дисциплины является подготовка специалистов в области геологического обеспечения разработки нефтяных и газовых месторождений.Задачи изучения дисциплины: - освоение теоретических основ и методов изучения геологического строения продуктивных пластов, состава и свойств пластовых флюидов, определения фильтрационно-емкостных свойств горных пород и запасов углеводородов в недрах; - приобретение навыков выполнения расчетов и графических построений для подсчета запасов нефти, попутного газа, природного газа и газового конденсата, при решении других задач нефтегазопромысловой геологии.^ Предметом изучения дисциплины являются: - природные естественные условия нефтяных и газовых месторождений, методы их изучения и отображения; - геологическое строение залежей, состав и физико-химические свойства флюидов, геолого-физические характеристики пластов-коллекторов; - методы определения запасов углеводородов в продуктивных пластах; - методы геолого-промыслового контроля при решении задач анализа и регулирования разработки нефтяных и газовых залежей. ^ В результате изучения дисциплины студент должен знать: - современные достижения науки и техники, передовой отечественный и зарубежный опыт в области нефтегазопромысловой геологии; - профессиональную терминологию, связанную с деятельностью геологической службы в нефтегазовой отрасли; - методы изучения геологического строения залежей, состава и свойств флюидов и продуктивных пластов; - системы разработки нефтяных и газовых месторождений с учетом сложности их геологического строения; - методы геолого-промыслового контроля, анализа и регулирования разработки залежей нефти и газа; - принципы построения статических и динамических геологических моделей залежей; - основы геологического обеспечения мероприятий, направленных на рациональную разработку и повышение эффективности технологических процессов; - основные требования, предъявляемые к геолого-промысловой документации при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений; - экологические требования по защите окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений.^ Студент должен уметь выполнять: - построение комплекса графических приложений (карт, геолого-геофизических схем корреляции разрезов), отражающих геологическое строение недр и взаимодействие объектов эксплуатации (скважин, продуктивных пластов); - геометризацию залежей с определением их типа, размеров, местоположения в пространстве, границ пластов, связанных с литологической изменчивостью, тектонической нарушенностью, различным характером насыщения; - определение кондиционных пределов коллекторских свойств с выделением высокопродуктивных и низкопродуктивных коллекторов; - прогнозирование уровней добычи нефти, газа и принципы оценки коэффициентов извлечения углеводородов с учетом геологических особенностей объектов; - расчеты по определению запасов углеводородов нефтяных и газовых месторождений.^ Студент должен иметь навыки: - работы с первичной геолого-промысловой и геофизической информацией; - построения геологических карт по кровле, подошве продуктивного пласта, карт эффективных и нефтенасыщенных толщин; - подсчета запасов углеводородов в залежи; - построения геологических профилей по данным геолого-геофизических исследований; - построения корреляционных схем; - проведения геолого-промыслового анализа. ^ 1. Общая характеристика нефтяных и газовых месторождений1.1. Залежи, месторождения нефти и газа Залежь углеводородов – это скопление неф­ти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих ком­понентов в едином геологическом пространстве. Залежи углеводородов часто в структурном плане приурочены к антиклинальным формам – продуктивным локальным структурам. Залежь может относиться к одному пласту-коллектору или к нескольким сообщающимся между собой продуктивным пластам месторождения. Под месторождением нефти понимается отдельная залежь или группа залежей различной стратиграфической приуроченности, залегающих в недрах одной площади и полностью или частично совпадающих в плане. В единое месторождение углеводородов в пределах границ лицензионного участка могут быть объединены несколько продуктивных структур. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято назы­вать многопластовым. Для промысловой геологии важное значение имеет расположение залежей относительно друг друга в плане. Залежь с большими размерами может сочетаться с наличи­ем в других пластах (горизонтах) небольших залежей. Ко всем пластам разного возраста могут быть приурочены небольшие залежи, не совпадающие друг с другом в плане. Размер площади месторождения, объединяющего такие залежи, принимается по линии, оконтуривающей на поверхности расположение всех залежей. На рис.1 приведены геологические профили многопластового Трушниковского месторождения нефти, промышленно продуктивного в нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложениях. Нижнекаменноугольные залежи (пласты Тл, Т) связаны со структурами облекания верхнедевонских рифов. Залежь девонских отложений залегает ниже рифовой постройки и связана со структурой тектонического генезиса. абРис.1. Геологические профили по нижнекаменноугольным (а) и девонским (б) отложениям Трушниковского месторождения (Пермский край) По нижнекаменноугольному структурному плану месторождение состоит из двух локальных поднятий – Трушниковского и Юлианского, которые разделяет прогиб (скважина 345). Залежь Тл приурочена к терригенным коллекторам тульского возраста, залежь Т1 – к карбонатным коллекторам турнейского возраста. Между залежами Тл и Т1 залегают промежуточные водоносные пласты малиновских отложений (Мл), выше по разрезу бобриковский пласт (Бб) замещен плотными породами (рис.1.а). На Трушниковском поднятии (скважины 261 и 287) промышленные залежи относятся к пластам Тл1 и Т1. Залежь пласта Тл1 – пластовая, залежь пласта Т1 – массивная. На Юлианском поднятии (скважина 355) в нижнекаменноугольных отложениях промышленно нефтеносны пластовые водоплавающие тульские залежи (Тл1 и Тл2). Различное положение их водо-нефтяных контактов (-1192 м и -1199 м) свидетельствует об отсутствии между ними гидродинамической связи. Из геологического профиля (рис.1.а) видна высокая изменчивость коллекторских свойств пород Трушниковского месторождения. Например, отсутствие промышленного скопления нефти в турнейских отложениях (Т1) Юлианского поднятия связано со значительным уменьшением толщин коллекторов верхнего продуктивного пласта. Нефтеносность девонских терригенных отложений Трушниковского поднятия связана с пластом Д1 (рис.1.б). Выше- и нижезалегающие пласты (Д0 и Д2) на Трушниковском месторождении водонасыщены. Отсутствие залежей нефти в пластах Д0 и Д2 связано, очевидно, с недостаточно надежными изолирующими качествами покрышек над этими пластами. Залежь Д1 в районе скважин 287 и 345 пластовая, продуктивный пласт выклинивается в направлении скважины 343. В районе скважины 343 залежь пластовая водоплавающая, продуктивный пласт ниже ВНК замещается плотными породами (рис.1.б). ^ 1.2. Породы коллекторы и неколлекторы Коллектором называется горная порода, способная вмещать флюиды (нефть, газ и воду) и обеспечивать при создании перепада давлений их фильтрацию. Коллекторы обладают геолого-физическими свойствами, обеспечи­вающими в условиях разработки месторождений физическую подвижность флюидов в их пустот­ном пространстве. Абсолютно непроницаемых пород не существует, однако в условиях возможных при разработке месторождений перепадов давлений многие породы практически не проницаемы для флюидов. Такие плотные породы относят к неколлекторам. Основными задачами нефтегазопромысловой геологии являются изу­чение внутреннего строения залежи нефти или газа, выделение в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, выделение проницаемых пропластков, различающихся по геолого-физическим характеристикам (пористости, проницаемости, продуктивности и др.). Таким образом, строение залежи определяется пространственным размещением пластов коллекторов и неколлекторов как в разрезе, так и по площади их распространения. Выявление внутреннего строения представляет собой задачу построения модели залежи. Естественные границы залежей наблюдаются в скважинах по рез­кой смене физических свойств пород. К таким границам относятся поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и некол­лекторы, зоны замещения коллекторов плотными породами, границы коллекторов с разными емкостно-фильтрационными свойствами, с разным характером насы­щения пород, а также дизъюнктивные разрыв­ные нарушения. Условные границы принимаются по каким-либо косвен­ным признакам: кондиционным свойствам коллекто­ров; категорийности запасов; комплексу свойств, оп­ределяющих технологические показатели разработки; зо­нам залежей, выделенным в соответствии с системой разра­ботки; частям залежей, принадлежащим разным недро­пользователям и т.д.^ 1.3. Изучение формы залежей нефти и газа В изучении залежей большую роль играет моделирование их внешней формы, которая определяется положением в пространстве геологических поверхностей, огра­ничивающих породы различной проницаемости и насыщенности про­дуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи. К числу таких поверхностей относятся: - кровля и подошва залежи – верхняя и нижняя структур­ные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов; - дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга; - поверхности, разделяющие коллекторы и некол­лекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород (зоны замещения), со стратиграфическими несогласиями и др.; - поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т.е. поверх­ности ВНК, ГВК и ГНК. Пересекающиеся граничные поверхности образуют линии, проекции которых на карте являются границами залежи. Это могут быть линии дизъюнктивных нарушений, границы распространения коллекторов, контуры нефтегазоносности. Определение положения поверхностей и их пересече­ний, обусловливающих общий объем залежи, входит в общий объем процедуры геометризации залежи (выполнение наблюдений, измерений, вычислений и графических пост­роений).^ 2. Методы получения геолого-промысловой информации2.1. Геологические наблюдения при бурении скважин Источниками первичной информации в неф­тегазопромысловой геологии служат исследования нефте- газо- и водонасыщенных пластов различными методами. Основным источником прямой информации о геолого-физических свойст­вах пород, составе и физико-химических свойствах флюидов служит изучение в лабо­раторных условиях керна, шлама, проб нефти, газа и воды. Бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин ведется в продуктивных пластах с обязательным отбором керна. Нормы отбора керна и детальность лабораторных исследований регламентируются «Инструкцией по отбору керна». Для отбора керна при бурении скважин используют специальные колонковые долота, которые позволяют отбирать образцы пород, сохраняя последовательность их залегания. Такое долото разбуривает забой по кольцу, сохраняя целик породы – керн. Детальное изучение керна выполняется с целями: - определения литологии и минерального состава горных пород; - определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и пород-покрышек (пористости, проницаемости, коэффициента остаточной водонасыщенности); - оценки характера насыщения пород-коллекторов и выявления признаков углеводородов; - построения эталонных зависимостей между геофизическими параметрами и коллекторскими свойствами пород. Бурение с отбором керна существенно увеличивает продолжительность и стоимость строительства скважин, поэтому большая часть скважин эксплуатационного фонда бурится без отбора керна. В этом случае ведется отбор и изучение шлама – раздробленных долотом кусочков породы. По шламу оперативно изучаются литологическая характеристика разреза и признаки нефтеносности. Небольшие размеры образцов шлама делают затруднительной оценку коллекторских свойств разбуренных пород. В процессе бурения скважин производится опробование пластов перспективных на нефть и газ. Опробование производят непосредственно после вскрытия пласта, чтобы сократить влияние промывочной жидкости на его характеристики. Для этих целей используют пластоиспытатели на бурильных трубах, которые позволяют определить чем насыщен пласт (нефть, газ, вода), а также величину притока флюида из пласта и его фильтрационные параметры. Отбор проб проводят в пластовых или в поверхностных условиях. Плас­товые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных, поэтому свойства образцов пород и флюи­дов, определенные в лабораторных условиях, могут существенно отличаться от тех же свойств в пласте. Пересчет ре­зультатов лабораторных определений на пластовые условия может производиться с помощью алгоритмов (графики, эмпирические зависимости и др.), построенных на основе данных специальных исследований.^ 2.2. Методы исследования скважин геофизическими методами При изучении разреза всех пробуренных скважин применяется комплекс геофизических исследований скважин (ГИС). В результате интерпретации диаграмм ГИС (каротажных диаграмм) решаются задачи изучения геологических разрезов скважин, исследования их технического состояния, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки. Для изучения геологических разрезов скважин использу­ются электрические (метод кажущихся сопротивлений КС, боковой каротаж БК, индукционный каротаж ИК, микрозондирование МЗ, метод собственных потенциалов СП), радиоактивные (гамма-каротаж ГК, нейтронный гамма-каротаж НГК, гамма-гамма каротаж ГГК, нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам ННК-т), акустические (акустический каротаж АК), механические (кавернометрия КВ) и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Теория геофизических методов и выяв­ленные петрофизические зависимости позволяют проводить интерпретацию результатов исследований. В итоге решаются следующие задачи: - определение литолого-петрографической характеристики пород; - расчленение разреза и выявление гео­физических реперов; - выделение коллекторов и установление условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; - определение характера насыщения пород (нефтью, газом, водой); - количественная оценка подсчетных параметров пласта (пористости, нефтенасыщенности и др.). Для изучения технического состояния скважин применя­ются: инклинометрия – определение углов и азимутов ис­кривления скважин; кавернометрия – установление диаметра скважины (горных выработок) dcи сравнение его с номинальным диаметром долота dH; цементометрия – определение по данным акустического каротажа (АКЦ) высоты подъема цемента, характера его распределения в заколонном пространстве и степени сцепления с горными породами; выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактив­ным методами. Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического – в необсаженных.^ 2.3. Гидродинамические методы исследования скважин Гидродинамические исследования скважин (ГДИ) объединяют совокупность мероприятий, направленных на измерение параметров пласта и отбор проб пластовых флюидов в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени. Гидродинамические исследования скважин при­меняются для определения физических свойств и продуктив­ности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с пластовым и забойным давлениями. Установив на основе гидродинамических ис­следований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений (депрессии), можно определить ряд параметров, характеризующих пласт и скважину. Применяют три основных метода гидродинамических ис­следований: изучение процесса восстановления пла­стового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, изучение взаимодействия (интенференции) скважин. Интерпретация ГДИ позволяет оценить фильтрационные характеристики пластов (продуктивность, пьезопроводность, проницаемость и др.), в том числе раздельно для призабойной (ПЗП) и удаленной (УЗП) зон пласта. Различают ГДИ на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП). Каждый цикл испытания пласта с вызовом притока пластовой жидкости состоит из периода с регистрацией кривой притока (КП) и периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида, оценки продуктивности и гидропроводности УЗП требуется большая продолжительность притока (второй цикл). Метод кривой восстановления давления применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами. Исследование методом КВД заключается в регистрации давления после прекращения отбора жидкости в остановленной скважине, которая была закрыта путем герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом или после установившегося отбора. Продолжительность исследования добывающей скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Метод кривой восстановления уровня применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих или неустойчиво фонтанирующих. Вызов притока в таких скважинах осуществляется путем снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования. КВУ проводится в остановленной скважине с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъемом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация изменения глубины динамического уровня жидкости во времени. Подъем уровня жидкости в скважине сопровождается увеличением давления на ее забое. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости. Рис.2. Индикаторная диаграмма. Пласт Мл. Мало-Усинское месторождение нефти, скважина №32 (Пермский край)Метод снятия индикаторной диаграммы применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита q от забойного давления Рзаб или депрессии на пласт ΔР (рис.2). Депрессией называют разность пластового и забойного давлений: ΔР = Рпл–Рзаб Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 3-5 установившихся режимах работы скважины на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз, обводненность и др. Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности, который рассчитывается по формулеКпрод = q/ ΔР Пример построения индикаторной диаграммы приведен на рис.2. Пласт Мл исследован при фонтанном притоке нефти дважды – до и после дострела пласта Мл2. В том и другом случаях скважина исследована на трех режимах. По результатам исследований отмечается увеличение фильтрационных параметров после дострела пласта Мл2 (рис.2); коэффициент продуктивности скважины Кпрод увеличился с 8,7 (т/сут)/МПа (пласт Мл1) до 13,2 (т/сут)/МПа (пласты Мл1+ Мл2). Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование метода ИД с методом КВД в остановленной скважине. При сравнении оценок проницаемости по методам ИД и КВД судят о кольматации околоскважинной зоны пласта (наличии скин-фактора). Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), выявления зон выклинивания, тектонических нарушений и т.п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленными изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.^ 3. Выделение коллекторов в разрезе продуктивного пласта3.1. Определение литологического состава пород Расчленение продуктивной части разреза скважины заключается в выделении слоев различного литологического состава, в установлении последовательности их залегания и, в конечном итоге, в выделении коллекторов и непроницаемых разделов между ними. Решаются эти задачи с помощью ком­плекса методов, в котором основное место занимают геофизические ме­тоды исследования скважин. Методами ГИС в обязательном порядке исследуются сква­жины всех категорий (поисковые, разведочные, эксплуатационные и др.). Данные ГИС увязываются с геологической информацией, включающей анализ образцов пород (шлама, керна), результаты опробования ин­тервалов на приток, результаты исследований скважин гидродинамическими методами. В терригенном разрезе петрофизические свойства пород во многом обусловлены глинистостью, поэтому здесь наиболее информативны показания электрических методов, методов ПС и ГК.^ Глинистые породы (аргиллиты) представлены обломочными осадочными породами с размерами частиц менее 0,01 мм. На диаграммах ГИС глинистые породы уверенно выделяются по следующему комплексу признаков: высокие значения метода естественной радиоактивности ГК; низкие показания нейтронных методов НГК или ННК-т; низкие значения удельного сопротивления; положительная аномалия метода ПС; совмещение показаний сопротивлений на диаграмме микрозондов; увеличение диаметра скважины по сравнению с номинальным.Песчаники (размер частиц от 0,1 до 1 мм), являющиеся поровыми коллекторами, вы­деляются в терригенном разрезе по наибольшему отклоне­нию кривой метода ПС от линии глин и минимальной гамма-активности на кривой ГК, в пористых песчаниках отмечается сужение диаметра скважины и положительная аномалия сопротивлений на диаграммах микрозондов. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают крупнозернистые песчаники с преобладающим размером частиц от 0,5 до 1 мм. Для среднезернистых и мелкозернистых песчаников (с размерами частиц соответственно 0,1-0,25 мм и 0,25-0,5 мм) по мере уменьшения крупности зерен коллекторские свойства пород ухудшаются. Алевролиты, как промежуточная по размеру частиц фракция между аргиллитами и песчаниками (от 0,01 до 0,1 мм), характеризуются и промежуточными показаниями геофизических методов. Для их пористых разностей наблюдаются повышенные показания метода ГК в сравнении с песчаниками. ^ Карбонатные породы (известняки и доломиты) в основном различаются по типу пустотного пространства и емкостным характеристикам. При выделении поровых коллекторов в карбо­натном разрезе наиболее информативны нейтронные и акусти­ческие методы. Карбонаты характери­зуются широким диапазоном изменения удельных сопротивлений, низкими значениями естественной радиоактивности, высокими значениями нейтронных методов (возрастающими с увеличением плотности породы), зависимостью величины диаметра скважины от структуры пустотного про­странства (в плотных разностях dc=dH, в карстовых полос­тях dc»dH, в карбонатных породах с трещинным пустот­ным пространством возможно dc>dH, в породах с межзер­новой пористостью dcH).Гидрохимические осадки (ангидриты, соли) характеризу­ются очень высокими значениями удельного сопротивления, минимальными значениями метода ГК, максимальными показаниями нейтронных методов, номинальными значениями dc. От полноты комплекса геофизических исследований, обоснованности его выбора для конкретных условий, освещенности разреза керном зависит степень детальности расчленения разреза скважины. При решении задач промысловой геофизики используется весь комплексов методов ГИС. На рис.3 приведен пример комплексной интерпретации результатов ГИС терригенных визейских отложений Майкорского месторождения. В верхней части разреза пласт Тл представлен переслаиванием аргиллитов (высокие показания ГК, увеличение диаметра скважины) и глинистых алевролитов (повышенные показания ГК). Продуктивность скважины связана с пластом Бб, в котором по данным интерпретации ГИС в интервале отметок глубин 1789,0-1798,4 м выделен нефтенасыщенный коллектор (низкие показания ГК, сужение диаметра скважины). В интервале отметок глубин 1792,8-1794,4 м по увеличению показаний ГК выделяется заглинизированный пропласток. Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет опре­делить в каждой скважине эффективные толщины пластов. При изучении разрезов скважин выделяются: общая толщина горизонта (пласта) – расстояние от кровли до по­дошвы; эф­фективная толщина, равная общей толщине за вычетом тол­щины прослоев неколлекторов; нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, рав­ная суммарной толщине прослоев нефтенасыщенных (газонасыщенных) коллекторов. В чисто нефтяной (газовой) зоне залежи во внутреннем контуре нефтеносности (газоносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной (газонасыщенной). В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта неф­тенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхнос­ти ВНК или ГВК. Значения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин в пределах площади залежи различаются, иногда довольно су­щественно. С целью графического отображения геологической информации, отображающей распределение толщин, строятся карты изопахит (линий равных толщин). Рис.3. Интерпретация разреза скважины по данным геофизических методов исследований. Майкорское месторождение (Пермский край).^ 3.2. Расчленение продуктивной части разреза Выделению коллекторов по данным ГИС способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в ком­плексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущест­венно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и силь­нотрещиноватые часто разрушаются при бурении. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубине. Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности. Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, вы­деляются наиболее надежно по совокупности следующих характеристик – наибольшему отклоне­нию кривой метода ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при фильтрации бурового раствора в проницаемую породу. Для выделения малопористых плот­ных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополни­тельно электрическое микрозондирование, нейтронный гам­ма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж. Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гам­ма-каротажную кривую. Коллекторы в карбонатном разрезе имеют различную структуру пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофи­зическим материалам весьма сложно. Петрофизические свойства порового карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расч­ленении разреза на плотные и пористые породы. Основными в комплексе методов выделения пористых карбонатов являются нейтронные методы (низкие показания НГК и ННК-т в поровых разностях). В целом можно говорить о снижении информативности показаний методов ГИС для пропластков менее 1 метра, особенно для карбонатных пластов. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть полу­чены при привлечении к анализу данных микрозондирования. Задача выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород значительно усложняется, специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретация здесь обычно весьма индивидуальна для конкретных пластов. Учитывая отмеченные особенности подходов к расчлене­нию терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается опре­деленный комплекс ГИС, включающий методы, наиболее информативные в конкретных условиях. ^ 3.3. Емкостные свойства пород-коллекторов Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пус­тот, которые могут быть представлены порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекто­ров нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней межгранулярных пор. Количественно пористость породы характеризуется ко­эффициентом пористости, который измеряется в долях еди­ницы или процентах. Различают пористость общую и открытую. Общая (абсолютная) пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные, так сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом общей пористости называется отно­шение суммарного объема всех пор в образце породы к объему образца: