Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин

При сумме баллов (0 - 3) - объект неперспективный в отношении наличия коллектора; (4 - 6) - невозможность выдачи по имеющейся информации заключения о наличии коллектора; (7 - 10) - вероятный коллектор; (10 -14) - коллектор; (13 -15) - коллектор с высокими емкостными свойствами.

Рис. 1.7. Распределение пористости пластов-коллекторов и неколлекторов по результатам опробывания

При использовании в качестве основного критерия прямых качественных признаков коллектора для построения куммулят используют материалы ГИС по всем скважинам, в которых существовали реальные предпосылки для выделения коллекторов по прямым признакам. Обычно это скважины, пробуренные на месторождении на глинистой ПЖ с водной, чаще всего пресной основой, а также скважины, в которых выполнены исследования по специальным методикам, направленным на выделение коллекторов. Полученные граничные значения используются для выделения коллекторов в другой части скважин, пробуренных на безводной, малофильтрующейся. иногда на высокоминерализованной промывочных жидкостях, не обеспечивающих существование прямых признаков проникновения, а также в случаях отсутствия информации для выделения коллекторов по прямым признакам.

При использовании в качестве основного критерия результатов испытаний пластов граничные значения выбранных параметров (К_п, ?t, а_пс и др.) получают по точкам пересечения интегральных функций распределения усредненных значений этих параметров (например, пористости) для объектов, давших притоки и бссприточных. Некоторые авторы строят указанные распределения, откладывая по оси ординат количество объектов для выборок с приточными и бесприточными пластами, то же в процентах от числа объектов в каждой выборке или от общего числа объектов, эффективные толщины пластов в процентах. При этом получают существенно различные значения граничных параметров с использованием одних и тех же выборок.

В связи с изложенным статистическую обработку результатов испытаний пластов для оценки количественных критериев коллектора целесообразно проводить наиболее простым способом прямого сопоставления как на рис. 1.7.

Следует отметить, что количества испытанных интервалов в большинстве случаев бывает недостаточно для формирования значимых по объему подвыборок. Кроме того, как правило, при испытании одним объектом нескольких неоднородных по ГИС прослоев приток относят к прослою с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами, не устанавливая реально отдающие интервалы средствами геофизического сопровождения испытаний. С другой стороны, причиной частого несоответствия оценок граничных значений по испытаниям пластов и по другим методам является то, что объекты с небольшими дебитами и низкими коллекторскими свойствами относят к бесприточным, хотя в скважине не были выполнены работы по интенсификации притоков.

Вариантом оценки граничных значений с использованием результатов испытаний является сопоставление значений усредненных для интервала испытанных пластов К_п либо геофизических характеристик с коэффициентом удельной продуктивности пород з_прод(з_прод = Q/?ph_эф, где Q - дебит, полученный при испытании скважины, ?p - депрессия, при которой выполнялось испытание, h_эф - эффективная толщина испытанного интервала. Для газонасыщенных пластов з_прод = Q/(p_пл - p_скв)h_эф , где p_пл и p_скв - пластовое давление и давление в скважине) - рис. 1.8. Величина К_п или выбранной геофизической характеристики в точке, вторая координата которой з_прод = 0, определяет искомое граничное значение. Граничные значения находят отдельно для интервалов с различной насыщенностью (газ, нефть, вода). Способ применим также при отсутствии пластов, не давших притоков пластовых флюидов. Недостатком способа является отсутствие, обычно, точек на графике, соответствующих низкопроницаемым пластам, в связи с чем дальняя экстраполяция графика н а ось ординат снижает надежность оценки граничных значений пористости или других параметров.

Важно отметить, что пласты с минимальными, но превышающими граничные ФЕС, не могут и не должны обеспечивать рентабельные дебиты при разработке. В массивных и пластово-массивных залежах, разрабатываемых или предназначенных для разработки в естественном режиме, прослои с небольшими дебитами могут вовлекаться в разработку в результате вертикальных перетоков и дренажа через вмещающие высокопроницаемые пласты. Подтверждения этому получены на разрабатываемых месторождениях в скважинах, пробуренных на участках, на которых текущее пластовое давление изменилось по сравнению с первоначальным более, чем на 10%. С помощью аппаратуры ГДК на Медвежьем газо-конденсатном месторождении (скв.'438 и др.) в прослоях алевролитов, исключенных из эффективных толщин, измерены те же значения пластовых давлений, что и в коллекторах с высокими ФЕС.

Необходимо указать, что, хотя "самой прямой" информацией о наличии коллекторов в разрезе являются результаты испытаний пластов, надежно обосновать численные значения количественных критериев коллектора по этой информации часто бывает затруднительно.

В большей степени реальному распределению в разрезе коллекторов и неколлекторов соответствуют результаты статистического анализа результатов испытаний пластов приборами на каротажном кабеле.

Обоснование количественных критериев коллектора статистическими способами всегда предпочтительнее других, т.к. они базируются на статистической обработке прямой информации о наличии коллекторов, причем эту информацию получают в результате реальных скважинных, а не модельных измерений.

При использовании статистического способа обоснования граничных значений фильтрационно-емкостных или геофизических параметров обычно реализуется разделение выборки на два класса по одному из этих параметров. Для выделения коллекторов ачимовской толщи Западной Сибири предложена методика комплексной интерпретации с использованием двух параметров - ГК и НКТ. По результатам статистической обработки данных ГДК (рис. 1.9,а) и прямых качественных признаков БК-МБК (рис. 1.9,б) проницаемые интервалы) выделяются в одной и той же зоне показаний ГК и НКТ, что свидетельствует о высокой эффективности методики.

зпрод (м3/сут)/Мпа*м

Рис. 1.8. Определение граничного значения а.ПС путем сопоставления аПС и зпрод для испытанных нефтеносных пластов

Рис. 1.9. Обоснование граничных характеристик коллекторов ачимовских отложений Западной Сибири.

а, б - см. по тексту

1.3.2 Корреляционные способы

1. Сопоставление обшей пористости К_п и эффективной К_п,эф (для газовых залежей) или динамической К_п,дин (для нефтяных залежей) пористости, где К_п,эф = К_п (1 - K_во), К_п,дин = К_п (1 - K_во - K_но), K_во - остаточная (неснижаемая) водонасыщснность, К_но - остаточная нефтенасыщенность.

В данном случае под величиной K_но понимают содержание остаточной нефти, неизвлекаемой из породы при заводнении. Значения К_но находят по результатам лабораторного моделирования процессов вытеснения нефти водой или прямым определением экстракционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного на ПЖ с водной основой.

Очевидно, что выполнение условия К_п,эф (К_п,дин) > 0 свидетельствует о наличии в породе эффективного пустотного пространства, которое может быть занято нефтью или газом. Граничные значения К_п,гр и К_пр,гр отвечающие условию К_п,эф (К_п,дин) = 0, устанавливают по корреляционным графикам между К_п и К_п,эф (К_п,дин), К_пр и К_п,эф (К_п,дин). Пример подобных построений приведен на рис. 1.10. Фактически описанный подход равноценен отысканию на графиках K_п - K_во и K_пр - K_во значений К_п и К_пр, для которых K_во становится меньше 1(или 1 - K_во).

2.Сопоставление пористости К_п и эффективной проницаемости К_пр,эф где К_пр,эф - проницаемость при наличии в пустотном пространстве исследуемого образца остаточной (неснижаемой) водонасыщенности.

Рис. 1.11. Сопоставление относительной эффективной проницаемости (Котнпр,эф) с пористостью Кп (вверху) и абсолютной проницаемостью Кпр(внизу)

По физическому смыслу величина пористости, соответствующая нулевому значению эффективной проницаемости, является граничной. Эта величина на статистическом уровне делит пласты на проницаемые и непроницаемые. Значения К_пр,эф находят по результатам лабораторного моделирования процессов фильтрации через образцы пород газа или нефти в присутствии остаточной воды. Принцип определения ясен из рис. 1.11.

Преимуществом данного способа по сравнению с первым является использование в качестве значимой фильтрационной, а не емкостной характеристики коллектора.

Рис. 1.10. Сопоставление динамической пористости Кп,дин с пористостью Кп

Рис. 1.12. Сопоставление остаточной Kво и текущей Кв водонасыщенности с проницаемостью Кпр. Даулетабадское месторождение

Рис. 1.13. Сопоставление приращений водонасыщенности ?Кв и нефтенасыщенности ?Кн парных скважин с пористостью Кп. Оренбургское месторождение

3. Установление наличия либо отсутствия проникновения фильтрата ПЖ в пласты, которые определяются по результатам специальных исследований керна. При этом оценивается превышение измеренных значений текущей водонасыщенности (К_в) над остаточной водонасыщенностью (К_пр,эф).

Возможны два варианта реализации определений, отличающихся способами измерения K_в и K_во. В одном из них К_к измеряется прямым дистилляционно-экстракционным способом на предварительно герметизированных на скважине образцах пород, отобранных из продуктивных пластов на водной ПШ, а K_во - на тех же образцах капилляриметрическим способом. Поскольку подвижная вода могла проникнуть только в проницаемые породы, то к коллекторам относят образцы, для которых (К_в - K_во )> 0. Абсцисса точки (К_в - K_во) = 0 определяет нижнее граничное значение проницаемости коллекторов (рис. 1.12).

Во втором варианте сопоставляются величины водо- и нефтенасыщенности, определенные прямым дистилляционно-экстракционным способом на образцах пород, отобранных из продуктивных коллекторов в соседних скважинах, которые пробурены на ПЖ с водной и нефтяной основой. Приращение ?К_в или ?К_н, установленное для коррелируемых пластов в двух скважинах, свидетельствует о наличии проникновения водного или углеводородного

фильтрата ПЖ в пласт, т.е. о том, что этот пласт является коллектором. Приведенное на рис. 1.13 сопоставление по 3-м парам базовых скважин, пробуренных на Оренбургском месторождении на водной и углеводородной ПЖ, свидетельствует о том, что коллекторы присутствуют практически во всем диапазоне изменения пористости.

4.Анализ результатов измерения минерализации воды в поровом пространстве образцов керна. Вследствие проникновения в поры коллектора фильтрата ПЖ. обладающего иной по сравнению с пластовой водой минерализацией, текущая минерализация воды в порах будет различной в породах-коллекторах и неколлекторах. При разбуривании разрезов на пресной (по сравнению с пластовой водой) ПЖ минерализация воды в коллекторах будет меньшей, чем в неколлекторах (рис. 1.14); при разбуривании на минерализованной ПЖ - наоборот.

5. Сопоставление относительной глинистости

з_гл = К_гл/(К_гл + К_п)

с К_п или К_пр. На этом сопоставлении (рис. 1.15) линии постоянных значений з_гл делят совокупность точек для пород в разрезе на коллекторы и неколлекторы, а область, соответствующую коллекторам, - на подобласти (классы) существования пород с различными коллекторскими свойствами.

Значения з_{гл гр} изменяются от района к району и от степени метаморфизма пород. Для молодых (кайнозойских) терригенных продуктивных отложений со значительным содержанием монтмориллонитового цемента з_гл,гр составляет 0,3 - 0,4 (Северный Кавказ); для большей части продуктивных отложений мезозоя и верхнего палеозоя Волго-Уральской провинции, Западной Сибири, Мангышлака оно равно 0,4 - 0,5 при глубине залегания коллекторов до 4000 м; для глубоко залегающих (более 4000 м) пород палеозоя и мезозоя Днепровско-Донецкой разрезов Волго-Уральской провинции, ДДВ, Мангышлака с высокой минерализацией пластовых вод (C_в > 100 - 150 г/см³) и незначительной активностью глинистого каолинитово-гидрослюдистого цемента зависимость выполаживается в области небольших значений з_гл и становится более крутой в области неколлекторов. С уменьшением минерализации пластовых вод (большинство нефтегазовых месторождений Западной Сибири) и ростом активности глин зависимость спрямляется, имея примерно одинаковый наклон во всем диапазоне изменена з_гл. При дальнейшем снижении минерализации вод и повышении активности глинистого материала (нефтяные месторождения о. Сахалин, ачимовская толща Большого Уренгоя) зависимость б_п и з_гл становится вогнутой с ростом крутизны в области коллекторов.

Рис. 1.14. Сопоставление минерализации воды в поровом пространстве образцов керна СCl с проницаемостью Кпр (по Коростышевскому)

Рис. 1.15. Сопоставление коэффициентов пористости Кп и массовой глинистости Cгл для разделения терригенных пород на коллекторы и неколлекторы по параметру згл, (продуктивные отложения девона).

Коллекторы: 1 - хорошие (Кпр > 200мД); 2 - средние и плохие (200мД > К^ > 2мД); 3 - неколлектор впадины (ДДВ), Северного Кавказа и Прикаспия згл,гр достигает 0,5 - 0,6.

6. Сопоставление относительной глинистости з_гл с относительной амплитудой кривой собственной поляризации пород (б_пс), определяемой как б_пс =?U_пс/E_s , где ?U_пс - амплитуда ПС в интерпретируемом пласте, E_s - максимальная амплитуда ПС в исследуемом интервале разреза против наиболее чистых неглинистых песчаников.

Конкретный вид зависимости между з_гл, и б_пс несколько различается для разных районов (рис. 1.16).

В среднем для коллекторов с рассеянной глинистостью характерны значения б_пс,гр = 0,4 - 0,5; для слоистых глинистых коллекторов - 0,2 - 0,3. При равных условиях б_пс,гр несколько ниже для газоносных отложений чем нефтеносных. Конкретные значения б_пс,гр для изучаемых отложений находят, пользуясь способами определения граничных значений геофизических характеристик по корреляционным зависимостям между б_пс,гр, К_пр, К_п, К_гл и результатами испытаний пластов.

Рис. 1.16. Сопоставление относительной глинистости згл с относительной амплитудой ПС апс для продуктивных отложений Широтного Приобья (1), Южного Мангышлака (2), ачимовской свиты Большого Уренгоя (3), Лянтор (4).

7. Сопоставление общей пористости, определенной по комплексу НГК-АК, с пористостью по БК (объемная водонасышенность, равная произведению К_п К_в). Методика предложена В.И. Дузиным для выделения порово-трещинно-каверновых карбонатных коллекторов нижнего девона Западно-Лекейягинского месторождения (Ненецкий автономный округ Архангельской области). Эта методика была рассмотрена на экспертно-техническом совете ГКЗ МПР России и рекомендована для использования при подсчете запасов. К коллекторам относятся интервалы, где К_п^нгк+ак - К_пК_в > 3%. Граничное значение приведенной разности (3%) принято как произведение средних для рассматриваемых коллекторов величин пористости (К_п,ср = 8%) и остаточной нефтенасыщенности (К_но,ср = 36%). Таким образом, в качестве эффективных толщин выделяются интервалы разреза, содержащие подвижную нефть.

К сожалению, точно такие же коллекторы, как в нефтенасыщенной по испытаниям части разреза, выделяются в его водонасыщенной части. Авторы методики объясняют эту ситуацию повышающим проникновением фильтрата ПЖ в пласт. В связи с изложенным оценка характера насыщенности по стандартному комплексу ГИС не реализуется и положение ВНК определяется только по данным испытаний. Пример выделения и оценки коллекторов по описанной схеме приведен на рис. 1.17.

Существуют и другие способы обоснования количественных критериев коллектора, основанные на установлении наличия эффективного пустотного пространства в породе или эффективной проницаемости.

Рис. 1.17. Выделение коллекторов и оценка параметров по скважине Леккейягинского месторождения (по В. И. Дузину и Е.П. Симоненко)

1.3.3 Особенности выделения коллекторов с использованием количественных критериев

Выделение коллекторов с использованием количественных критериев носит статистический, а не детерминистский, как при использовании качественных признаков, характер. Однако, если определение граничных значений выполнено методически верно на надежной петрофизической основе, то результаты выделения являются статистически надежными. Суммарная по достаточно большой выборке эффективная толщина определяется без смещения, хотя очевидно, что при использовании граничных значений для отдельных пластопересечений возможны ошибки обоих знаков.

Рассматривая способы обоснования количественных критериев коллектора, нельзя не отметить частовстречающуюся ошибку в обосновании эффективных толщин с использованием не одного, а нескольких количественных параметров или одновременного использования прямых признаков и количественного критерия (например, К_пр,гр). Действительно, получив каким-либо способом граничное значение параметра, можно, используя различные зависимости, найти соответствующие ему граничные значения и параметров. Очевидно, что если граничное значение какого-либо параметра получено на статистическом уровне с разделением обучающей выборки на проницаемые и непроницаемые пласты (образцы) одновременное использование в качестве граничных двух или более параметров непременно приведет к искусственному занижению эффективных толщин. Точно так же нельзя, выделив эффективные толщины в какой-либо скважине (интервале) по количественному критерию, исключать из них затем пласты из-за отсутствия против них прямых признака коллектора.

Рис. 1.18.Сопоставление пористости и проницаемости

Для обоснования изложенных положений приведем следующие доводы. Пусть граничное значение пористости К_п,гр, равное, например, 6%, получено по результатам статистической обработки данных выделения коллекторов по прямым качественным признакам. При этом, естественно, суммарная эффективная толщина коллекторов, выделенная по К_п,гр, соответствует реальному соотношению в разрезе проницаемых и непроницаемых интервалов. Построим для изучаемой части разреза попластовое сопоставление пористости и проницаемости рис. 1.18). Суммарная эффективная толщина коллекторов как следует из вышеизложенного, состоит из пластов, лежащих на графике выше линии 1 -1, для которых выполняется условие К_п > К_п,_гр.

Кроме этого из сопоставления следует, что граничному значению пористости формально соответствует граничная проницаемость К_п,,гр = 0,07 мД.

Пусть для пластов изучаемого разреза кроме пористости определена и проницаемость (по данным ЭК, ГДК или по керну). Возникает желание повысить достоверность выделения коллекторов и кроме К_{п гр} дополнительно использовать в качестве граничного и К_пр,гр. В этом случае из числа проницаемых неминуемо будут исключены пласты, лежащие на графике левее линии 2-2. Ясно, что в этом случае суммарная эффективная толщина коллекторов будет искусственно занижена. Еще большее занижение возникнет при использовании еще одного количественного критерия (например, при определении глинистости по ГИС и наличии петрофизической связи К_п - К_гл).

Несмотря на очевидность изложенных положений, во многих отчетах по подсчету запасов допускается одновременное применение нескольких количественных критериев. Еще чаще количественные критерии применяются вместе с качественными признаками, что также неверно.

Рассмотрим еще одну особенность выделения коллекторов с использованием количественных критериев. Пусть на одном из месторождений количественный критерий (граничное значение пористости К_п,гр) был установлен по базовым скважинам, в которых геолого-технические условия проведения ГИС позволили выделить коллекторы традиционным способом по наличию глинистых корок, связанных с проникновением фильтрата ПЖ в проницаемые пласты. Значение К_п определялось с использованием статистической обработки путем построения куммулят для двух подвыборок пластов: с наличием и отсутствием глинистых корок.

Важно указать, что суммарная эффективная толщина при выделении коллекторов по прямым признакам и с использованием К_п одинакова, так как количество пластов-коллекторов с К_п < К_пгр равна количеству пластов-неколлекторов с К_п> К_{п гр}.

Однако наиболее важно то, что средняя пористость пластов с К_п > К_{п гр} будет больше средней пористости коллекторов, выделенных по прямым качественным признакам. Естественно, что и величины К_нг при выделении коллекторов по количественному критерию будут искусственно завышены по сравнению с реальными.

Рис. 1.19. Определение граничного значения бПС способом пересечения куммулят по числу пластов. Лянторсское месторождение.

При выделении коллекторов по количественным критериям при правильной оценке суммарной эффективной толщины изучаемого объекта ряд выделяемых в качестве коллекторов пластов собственно коллекторами не является, однако по толщине эти пласты компенсируются проницаемыми пластами с К_п < К_{п гр}. Рассмотрим еще раз сопоставление разрезов одной из скважин, в которой h_эф было выделено по прямым качественным признакам и по количественному критерию (рис. 1.20). Для обоих вариантов выделения ?h_эф практически равны, однако распределения в разрезе проницаемых интервалов существенно отличаются друг от друга.

Рис. 1.20. Сопоставление результатов выделения коллекторов по прямым качественным признакам (а) и количественному критерию (б)

В этом случае в процессе разведочных работ могут быть допущены следующие ошибки, существенно влияющие на результат.

• Истинная отметка кровли первого коллектора на 41 м ниже установленной по ГИС с использованием количественного критерия К_{п гр}. В результате будет допущена ошибка в построении структурной карты и подсчетного плана.

• При опробовании в колонне интервала 1313 - 1337 м приток пластового флюида не должен быть получен из-за отсутствия в интервале пластов-коллекторов. На этом основании будет сделан ошибочный вывод о необходимости исключения из суммарной эффективной толщины выделенных по данным ГИС пластов-коллекторов и, как следствие, вывод о неадекватности алгоритма выделения проницаемых интервалов.

• При возможном опробовании интервала 1356 - 1386 м будет получен приток пластового флюида, и тогда из-за отсутствия в интервале выделенных пластов-коллекторов порового типа будет сделан вывод о развитии в нем коллекторов, например, трещинного типа.

Таким образом, установлены следующие особенности методики обоснования подсчетных параметров и в целом технологии проведения геологоразведочных работ при выделении коллекторов по количественным критериям.

1) Поинтервальные испытания пластов в колонне, выполняемые с целью подтверждения нефтегазоносности участков разреза или площади изучаемой залежи, следует выполнять в скважинах, где эффективные толщины выделены по прямым качественным признакам. В скважинах, где эффективные толщины выделены по количественным критериям, испытания целесообразно проводить в интервалах, ФЕС которых выше максимальных для пластов-неколлекторов (с К_п > 7% на рис. 1.19).

2) Геологические построения, связанные с выделением и прослеживанием отдельных продуктивных пластов (профили, схемы опробования и т.п.), следует проводить по скважинам, эффективные толщины в которых выделяются по прямым качественным признакам.

3) Величины К_п и К_нг по данным ГИС следует определять по скважинам, эффективные толщины в которых выделяются по прямым качественным признакам. В скважинах, где выделены по граничным значениям ФЕС, возможна приближенная оценка К_н и К_нг при учете характера распределения в разрезе проницаемых и непроницаемых интервалов.

4) Выделение коллекторов возможно с использованием только одного статистического критерия;

использование нескольких критериев, в том числе совместно с выделением по прямым качественным признакам, неправомочно.

Граничные значения основных параметров (К_п,гр и К_пр,гр) изменяются в широких пределах. Для карбонатных газонасыщенных коллекторов К_пр,гр в большинстве случаев равно 0,2 -1,0 мД, для нефтенасыщенных - 0,4 - 2,0 мД. Этим значениям соответствуют граничные значения пористости, равные 3 - 8% для газонасыщенных пород, 4 - 5% для нефтенасыщенных доломитов и 6 - 8% - для нефтенасыщенных известняков. Минимальные значения К_п наблюдаются для крупнопоровых рифовых коллекторов, максимальные - для тонкопоровых и тонкозернистых пород. Нельзя исключить и то, что низкие значения К_п,гр могут частично объясняться определенной трещиноватостью карбонатных пород.

Для неглинистых газонасыщенных терригенных коллекторов К_пр,гр составляет 1 - 5 мД, для нефтенасыщенных - 2 -10 мД. Соответствующие им граничные значения пористости изменяются еще в больших пределах: они тем меньше, чем древнее и интенсивнее метаморфизованы породы. Так, для нижнекембрийских песчаников Восточной Сибири К_{п гр} равно 4 - 6% в газонасыщенных и 5 - 7% в нефтенасыщенных интервалах. Для нефтенасыщенных девонских песчаников Урало-Поволжья К_л составляет 10 - 12%, а для песчаников нижнего карбона - 15 - 17%, Для газоносных сеноманских песчаников Западной Сибири величина К_пгр равняется 20 - 27%, для более глубоко залегающих нефтенасыщенных меловых песчаников и алевролитов она уменьшается до 18% и в юрских отложениях - до 11 - 13%.

1.4 Разделение коллекторов по структуре порового пространства

Поровые коллекторы обычно выделяются по наличию прямых качественных признаков. По косвенным количественным критериям выделяют их только в скважинах, в которых по имеющимся материалам ГИС невозможно надежно установить проникновение ПЖ в пласты из-за технологических условий бурения скважин или недостаточности выполненных исследований. При этом пористости пластов превышают нижние граничные значения (К_п > К_п,гр). Петрофизическим признаком порового коллектора является наличие тесных корреляционных связей между фильтрационными и емкостными параметрами пород, а также между физическими свойствами и емкостными параметрами пород.

Порово-каверновые коллекторы не имеют устойчивых прямых качественных признаков и выделяются, как правило, с использованием косвенных количественных критериев. Основные геофизические признаки: расхождение значений К_п, определенных по данным РК (НК, ГГКП) и по АК, на величину, превышающую погрешности определения этого параметра (±2 - 3% от объема пород); как правило К^ак_п>К^рк_п; превышение общей пористости (поданным РК) над К_п,гр. Другие геофизические признаки (состояние стенки скважины, величина затухания продольных колебаний и др.) являются неустойчивыми и считаются вспомогательными. Для порово-кавернового типа коллекторов характерна меньшая теснота корреляционных связей между физическими параметрами пород и их фильтрационными и емкостными свойствами.

Трещинные коллекторы по геофизическим признакам характеризуются: повышенным затуханием продольных и поперечных акустических колебаний; повышенной интенсивностью волн Лэмба-Стоунли; неравномерным увеличением фактического диаметра скважины; наличием трещин на стенках ствола скважины, фиксируемым на диаграммах высокоразрешающих акустических и электрических сканеров; низкой общей пористостью пластов (меньше нижнего граничного значения, установленного для коллекторов порового типа). Все перечисленные геофизические признаки трещинного коллектора не являются обязательными. Обязательным считается факт установления проникновения фильтрата ПЖ или получения притока флюида при низкой (меньшей граничного значения) общей пористости пород. Наличие трещиноватости в керне и повышенной за счет этого фактора его проницаемости еще не является критерием наличия в разрезе трещинных коллекторов. Трещинные коллекторы не имеют косвенных количественных критериев. Для них не характерны определенные значения К_п,гр взаимосвязь между К_п и К_пр отсутствует. При разбуривании интервалов с трещинными коллекторами часто отмечаются поглощение промывочной жидкости и увеличение скорости бурения, фиксируемые на диаграммах ГТИ.

1.5 Выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров тонкослоистых и трещинных коллекторов по данным высокоразрешающих методов ГИС