Методы интерпретации терригенных коллекторов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Югорский государственный университет

Институт ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ

Кафедра геологии

Курсовая работа на тему:

«МЕТОДЫ ИНТЕРПРИТАЦИИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ»

Выполнил: студент гр.2670

Поцепун М.С.

Принял: Сердитых Н.А.

г. Ханты-Мансийск

2011 г

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ В ТЕРРИГЕННОМ КОЛЛЕКТОРЕ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ к_п ПО ДАННЫМ МЕТОДА ГИС

2.1 Определение kn по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации

2.2 Определение kn по данным нейтронных методов

3. ПРИМЕНЯЕМАЯ МЕТОДИКА ИНТЕРПРЕТАЦИИ.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССОВОЙ ГЛИНИСТОСТИ, ПОРИСТОСТИ И МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ПОРОД

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПРАВОЧНАЯ ЛИТЕРЕТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Расчленение геологического разреза скважины по составу пород и составление предварительной литологической колонки представляют основное содержание оперативной интерпретации.

Прежде чем приступить к решению вопроса этого вопроса, диаграммы различных методов увязывают по глубине. Для этого выбирают пласты с наиболее четкими особенностями на каротажных диаграммах. Решение вопроса о литологическом расчленении зависит от типа геологического разреза.

Терригенный (песчано-глинистый) разрез обычно содержит пески, песчаники, глинистые песчаники, алевролиты. Реже в его состав входят: конгломераты, глинистые сланцы, аргиллиты (каменистые глины), мергели.

1. ВЫДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ В ТЕРРИГЕННОМ КОЛЛЕКТОРЕ

Терригенные коллекторы могут быть представлены межзерновыми, трещинными и трещинно-межзерновыми породами. Основная масса нефтегазовых залежей в терригенном комплексе приурочена к коллекторам с межзерновой пористостью. Уменьшение пористости этих коллекторов связано с ухудшением отсортированности зерен скелета, увеличением в межзерновом пространстве цементирующего материала, уплотнением зерен с глубиной вследствие возрастания геотектонического давления. Указанные факторы снижают и проницаемость горных пород. Коэффициент пористости межзерновых коллекторов изменяется от нескольких единиц до нескольких десятков процентов, коэффициент проницаемости -- от долей и единиц до нескольких тысяч фемтометров в квадрате (фм²). Нижним пределом k_np, когда пласт еще способен отдавать флюид, условно считают 1 фм² для нефтеносного коллектора и 0,1 фм² -- для газоносного.

Песчаные и алевритовые (слабосцементированные неглинистые) коллекторы в терригенном разрезе выделяют по ряду прямых качественных признаков и наиболее надежно -- по совокупности данных основных комплексов ГИС. Против чистых коллекторов наблюдаются: наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствии в пласте радиоактивных минералов), образование глинистой корки, фиксируемой сужением диаметра скважины по кавернограмме, и положительное расхождение кривых микрокаротажа. Разделение малопористых плотных песчано-алевритовых пород и слабосцементированных коллекторов уточняют дополнительно по диаграммам нейтронного гамма-, гамма-гамма- и акустического каротажа.

Присутствие глинистого материала в горной породе влияет на ее удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие физические свойства. Поэтому коллекторы, содержащие такое количество глинистого материала, которое приводит к изменению физических свойств пород относительно таких же чистых неглинистых пород, принято выделять в отдельную группу -- глинистые коллекторы. Опыт показывает, что в ряде случаев к глинистым коллекторам приурочены богатые промышленные запасы нефти и газа. Основные признаки выделения глинистых коллекторов по каротажным данным часто отличаются от ранее перечисленных признаков для чистых неглинистых песчаных пород.

Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых коллекторов. В ряде случаев глинистый коллектор представлен чередованием песчано-алевритовых и глинистых прослоев. Если мощность тонко чередующихся песчано-алевритовых прослоев достигает величины, равной одному-двум диаметрам скважины, то наряду с общим уменьшением амплитуды ПС происходит сокращение локальных минимумов и максимумов аномалии ПС против отдельных прослоев. Глинистый коллектор с песчано-алевритовыми прослоями малой мощности, исчисляемой сантиметрами, может вовсе не отметиться на кривой ПС.

Наибольшее значение для разделения в терригенном разрезе глинистых и неглинистых коллекторов имеют кривые ПС и гамма-каротажа. Амплитуды отклонения кривых ПС и ГК против глинистых коллекторов занимают промежуточное положение между чистыми амплитудами отклонений, кривых ПС и ГК против песчано-алевролитовых пластов и глин, приближаясь к одной из них в зависимости от степени глинистости.

Отличить глинистый коллектор с межзерновой пористостью от чистого неглинистого по другим кривым ГИС в общем случае затруднительно.

При выделении и качественной оценки глинистых коллекторов по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды отклонения кривой ПС использовать коэффициент снижения амплитуды ПС вследствие глинистости пласта:

 (1)

где -- амплитуда отклонений кривой ПС против опорного пласта; -- то же, против изучаемого глинистого пласта, приведенная к пласту большой мощности:

(2)

Здесь -- поправочный коэффициент за мощность, который находят по кривым, показанным на рис. 2.

Опорный пласт, служащий для определения относительной амплитуды , должен отвечать следующим требованиям: 1) обладать достаточной мощностью и удельным сопротивлением, мало отличающимся от удельного сопротивления изучаемых пластов, чтобы можно было исключить введение поправок за мощность и удельное сопротивление в , 2) сохранять на значительном протяжении по площади постоянство литолого-петрографических свойств и минерализацию пластовой воды; минерализация пластовых вод в опорных и изучаемом пластах не должна сильно различаться. Наилучшим опорным пластом следует считать хорошо проницаемые неглинистые песчаники или известняки.

Чтобы отнести тот или иной песчано-глинистый пласт к категории коллекторов или неколлекторов, необходимо располагать данными о нижних пределах величины для изучаемых пластов, когда пласт, являясь коллектором, еще способен отдавать жидкость или газ. Нижний предел для конкретного типа коллекторов месторождения устанавливается опытным путем и значительно изменяется от 0,3 до 0,6.

Характерными величинами для выделения глинистых коллекторов с межзерновой пористостью являются нижние пределы объемной глинистости ЗО %, относительной глинистости. Существенное значение имеет и характер распределения глинистого материала в породе -- тип глин (слоистые, структурные или полимиктовые и дисперсные или рассеянные глины), а также состав группы глин (монтмориллонитовая, каолинитовая и т. п.). Для каждого типа глин эффективная пористость коллектора с межзерновой пористостью определяется следующими выражениями: при слоистой глинистости

при рассеянной глинистости .При структурной глинистости . Из изложенного следует, что по форме связи с можно установить тип распределения глин в песчано-глинистых отложениях.

Коллекторские свойства песчано-алеврито-глинистых пород изменяются в широких пределах. В них помимо глинистого цемента встречаются карбонатный цемент, лимонитовый и др. В этих случаях величины пористости и глинистости, взятые раздельно, не могут однозначно характеризовать породу (коллектор или неколлектор), так как значению =l фм² соответствует обширный диапазон изменения указанных параметров.

Выделение коллекторов в этих случаях возможно на основании совместного изучения керновых и геофизических данных. Для этого с помощью формул и рассчитывают два семейства кривых

k_n = f(Cгл),=const и K=f (С_гл), =const, сопоставляя их с результатами керновых определений k_n, С_гл и на образцах (рис. 3).

Как видно, между коллекторами и неколлекторами данного разреза не существует четкой границы, а имеется некоторая переходная область, характеризующаяся значениями =0,45-0,55. Этой области соответствуют изменения в пределах 84-17 % и С_гл в диапазоне 8--25%. Следовательно, при выделении коллекторов в этом разрезе нельзя руководствоваться одним из этих параметров. Приведенные результаты свидетельствуют о том, что относительная глинистость позволяет более однозначно, чем пористость k_n и массовая глинистость С_гл, оценивать объемные и фильтрационные свойства коллекторов.

Для практических целей представляется целесообразным величины k_n, С_гл и заменить соответствующими геофизическими параметрами: Р_п, и . Анализ диаграмм ПС и ГК в сопоставлении с результатами лабораторных исследований кернов показывает, что для коллекторов изучаемого конкретного разреза наблюдается определенная связь между массовой глинистостью пород и их естественной радиоактивностью. В интервале изменения С_ГЛ=0-40% эта связь может быть аппроксимирована линейным уравнением

Для этих коллекторов установлена достаточно тесная связь между k_n и Р_п.



Рис. 1. Пример увеличения глубины проникновения фильтрата ПЖ со временем в проницаемый песчаный пласт.

I-- 4,15 Ом * м -- по истечении 3 сут после вскрытия пласта, // -- 4,8 Ом * м, после 16 сут, /// -- 3,75 Ом * м после 21 сут; IV -- 3,45 Ом * м, после 75 сут; V -- линия глин



Рис.2 Сопоставление коэффициента пористости с массовой глинистостью для песчано-алеврито-глинистых пород Прикумского нефтегазоносного района. Значения к_Пр в фм²: / -- <1, 2 -- 1-- 10, 3 -- 10--100, 4 -- >100; 5 --

скважина коллектор материал

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ к_п ПО ДАННЫМ МЕТОДА ГИС.

2.1. Определение kn по данным метода потенциалов самопроизвольной поляризации.

Определение k_п по диаграммам ПС возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между k_п и содержанием в породе глинистого материала. Присутствие других видов цемента (железистый, карбонатный), если они имеют подчиненное значение, не является помехой для определения k_п по ПС. Благоприятны для определения k_п по диаграмме ПС, кроме указанных, следующие условия:

значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными пористостью и глинистостью;

наличие в изучаемом разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных опорных пластов - чистого или слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и слабопесчаной глины;

постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых отложений.

Основа определения k_п по диаграммам ПС - корреляционная связь относительной амплитуды ПС б_пс и k_n (рис. 1).

Рис. 1. Корреляционная связь между параметрами б_пс и k_n для терригенных отложений. 1 -- коллектор; 2 -- неколлектор

Корреляционную связь б_пс - k_n получают, сопоставляя значения б_пс и k_n по пластам, в которых k_п определено другим методом ГИС или по данным представительного керна. Затем зависимость б_пс - k_n в виде графика или уравнения регрессии используют для определения k_n по значению б_пс в пластах, где параметр k_n неизвестен.

Определение k_n по б_пс возможно как в продуктивных, так и в водоносных коллекторах.

Предпочтительнее составлять раздельные связи б_пс - k_n для продуктивных и водоносных коллекторов и пользоваться ими для определения параметра k_n соответственно в нефтегазоносных и водоносных пластах.

Целесообразность использования диаграмм ПС для определения коэффициента пористости терригенного глинистого коллектора определяется характером связи б_пс - k_n. Если в области k_n > k_n._гр б_пс > б_пс.гр, т.е. для пород-коллекторов б_пс изменяется в достаточно широких пределах, например 0,5-1, определение k_n по величине б_пс имеет смысл.

Даже при благоприятных условиях использования данных ПС для определения k_n имеется существенное ограничение, обусловленное характером связи б_пс - k_n.

Обычно в области максимальных k_n, соответствующей коллекторам с низкой глинистостью, k_n зависит не столько от глинистости, сколько от степени отсортированное зерен скелетной фракции, при этом б_пс ?1. Для этой области по величине б_пс = 1 можно указать только пределы k_n и наиболее вероятное среднее значение k_n для коллекторов этого класса.

Более целесообразно комплексирование метода ПС с одним из методов определения пористости (НМ, AM, ГГМ) как в терригенном, так и в карбонатном разрезе, для одновременного определения коэффициента общей (или открытой) пористости k_n и глинистости k_гл, учитывая, что метод ПС - это прежде всего метод, позволяющий при благоприятных условиях определять относительную глинистость терригенных з_гл и относительное содержание нерастворимого остатка з_ho карбонатных отложений.

2.2 Определение kn по данным нейтронных методов

Величину k_n как в простом межзерновом, так и в сложном коллекторе с присутствием пор любой морфологии, открытых и закрытых, определяют по данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т) и гамма-гамма-метода. В разрезе, содержащем породы биминерального состава (доломитизированные известняки в карбонатном разрезе и глинистые песчаники, алевролиты в терриген-ном), проводят комплексную интерпретацию данных НМ и ГГМ с одновременным определением k_n и параметра минерального состава скелета породы (объемное содержание кальцита в доломитизированном известняке и объемная глинистость в терригенном коллекторе). Эту задачу решают обычно графически способом кросс-плотов.

Нейтронные методы исследования скважин основаны на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтроны высоких энергий по выходе из источника замедляются до тепловых. Наиболее интенсивный замедлитель в породах - водород. Медленные или тепловые нейтроны характеризуются большой вероятностью захвата их ядрами атомов элементов той среды, в которой происходит замедление. В породах типичного осадочного комплекса наиболее вероятной реакцией при захвате нейтрона является зг -реакция радиационного захвата.

В результате зг-реакции возникает радиационное гамма-излучение, которое является измеряемым параметром в нейтронном гамма-методе (первая модификация). Во второй модификации нейтронных методов измеряется плотность нейтронов в некотором удалении от источника. Если изучается плотность нейтронов тепловых энергий, метод именуется нейтрон-нейтронным по тепловым нейтронам (ННМ-Т), если надтепловых - нейтрон-нейтронным по надтепловым нейтронам (ННМ-НТ).

Кроме радиационного г-излучения (НГМ) и плотности нейтронов (НИМ), изучается пространственный декремент затухания плотности тепловых нейтронов.

Существуют приборы двух типов, позволяющие производить измерения в скважинах - однозондовые и двухзондовые. Последние по сравнению с однозондовыми менее подвержены влиянию скважинных условий и поэтому позволяют повысить точность и надежность исследований.

Скважинный прибор нейтронных методов имеет источник и один или два индикатора того или иного излучения. Расстояние от источника до середины индикатора есть длина зонда.

Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарного водородсодержания среды. Наименьшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородсодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличением водородсодержания и содержания в породах элементов с аномально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и пластовых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы.

Плотность тепловых нейтронов по мере удаления от источника нейтронов в однородных средах с разным водородсодержанием снижается по разным законам. В среде с высоким водородсодержанием, где малы Длина замедления и диффузионная длина, плотность тепловых нейтронов на малых расстояниях значительна и быстро убывает по мере удаления от источника. В среде с меньшим водородсодержанием плотность тепловых нейтронов вблизи источника меньше и снижается с удалением от него медленнее, чем в первом случае.

Область пересечения кривых, выражающих указанные зависимости, именуется областью инверсионных зондов и соответствует длинам зондов 15-30 см. При длинах нейтронных зондов, больших инверсионных, плотность тепловых нейтронов в среде, окружающей индикатор, убывает с увеличением водородсодержания. Такие зонды используются на практике. Зонды НГМ чаще всего имеют размер 60см, ННМ-Т - 40-50см. При изучении декремента затухания плотности тепловых нейтронов используются два или несколько зондов, имеющих разные размеры.

3. ПРИМЕНЯЕМАЯ МЕТОДИКА ИНТЕРПРЕТАЦИИ

Основными задачами создания представляемой методики является разработка алгоритма комплексной интерпретации каротажных данных в терригенном разрезе на основе построения петрофизических моделей Элланского М.М. и привлечения методик расчета петрофизических параметров пласта Ларионова В.В., Дахнова В.Н., Афанасьева С.В., Урманова Э.Г., Пирсона С.Дж., Коутса-Дюмануара и других. Методика построена в качестве универсального алгоритма для определения петрофизических коэффициентов пластов, оценки характера насыщения их и прогноза фазового притока при отсутствии достаточного петрофизического обоснования типа керн-ГИС исследуемых отложений. Построение новой модели интерпретации данных ГИС в терригенном разрезе явилось результатом методических разработок по повышению эффективности геофизических исследований в ОАО ЗСК «Тюменьпромгеофизика», г.Мегион. Рассматриваемый алгоритм интерпретации данных стандартного комплекса ГИС в терригенном разрезе разрабатывался в рамках одного из этапов научно-исследовательской работы, проводимой автором (аспирантом кафедры геоинформатики Института геологии и геофизики Уральской государственной горно-геологической академии) в рамках научно-исследовательских работ технологического центра ОАО ЗСК «Тюменьпромгеофизика».

Методы комплексной интерпретации каротажных данных в терригенном разрезе представляют собой построение петрофизической модели терригенных отложений, имеющих песчано-глинистый литологический состав и межзерновую структуру порового пространства. Процесс построения такой модели включает в себя выполнение следующих основных задач:

- определение литологических характеристик отложений, напрямую связанных с геофизическими величинами (содержание глинистого материала, алевролита, песчаника, карбонатного вещества), а также объем пустот - общей пористости;

- петрофизическое моделирование водо- и нефтегазонасыщенности с использованием современной модели электропроводности горных пород;

- построение моделей абсолютной проницаемости для пород, имеющих пластовый флюид в подвижном состоянии;

- прогноз фазового притока при повторном вскрытии пласта.

Данная методика может быть использована как для ситуации расширенного комплекса ГИС, включающего методы сопротивления (в том числе и микрометоды), естественной радиоактивности и СГМ, нейтрон-нейтронный, акустический и плотностной гамма-гамма метод, кавернометрию; так и стандартного комплекса, отличающегося отсутствием микрометодов, СГМ, кавернометрии, акустического и плотностного гамма-гамма метода.

Расширенный комплекс ГИС при решении задач комплексной интерпретации позволяет оценить не только литологический, но и минеральный состав изучаемых отложений, а также более точно определить коэффициенты пористости и нефте-газонасыщеннности, возможное наличие вторичных пустот. При этом допускаются любые литологические смеси из пяти компонент: известняка, кварца, полевых шпатов, двух минералов глин. Для успешной и достаточно точной интерпретации данных ГИС в терригенном разрезе по данной методике предлагается следующий комплекс входных данных: Каротаж естественной гамма-активности пород (ГК или СГК); Плотностной гамма-гамма каротаж (ГГКП); Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ); Акустический каротаж (АК); Боковой и микробоковой каротаж (БК и МБК); Боковое каротажное зондирование (БКЗ); Индукционный каротаж (ИК) или ВИКИЗ; Резистивиметрия; Кавернометрия.

Препроцессинговая обработка. По отношению большого (НКТб) и малого (НКТм) зондов НКТ для определенного вида аппаратуры производится расчет текущего водородосодержания (кажущейся нейтронной пористости) пород.

Для обеспечения устойчивого математического решения в алгоритме предусмотрен входной фильтр исходных данных: отрицательных и нулевых значений; интервального времени пробега упругой волны (от минимального времени в чистых доломитах до максимального времени на больших кавернах); кажущейся плотности по ГГКП (от минимальной на кавернах до максимальной на плотных прослоях); определение минимального и максимального показаний ГК. Следующей процедурой препроцессинговой обработки служит исправление входных данных (кажущейся плотности, водородосодержания и интервального времени DT) за диаметр скважины - т.е. приведение этих данных к показаниям при номинальном диаметре скважины.

1) Поправка за толщину слоя (глинистый раствор) плотностью Rсл отделяющей прибор от изучаемой породы плотностью Rгп определяется следующим образом[1]:

2) dR=16.13*((DS-Dnom)^2)+0.22*(DS- Dnom) (1),где DS - диаметр скважины в м, Dnom - номинальный диаметр скважины в м.

2) Учет влияния диаметра скважины на показания нейтронных методов также сводится к введению поправочного коэффициента[1]:

dW=10^(-0.7689*(lg(DS-Dnom))^2-1.5018*(lg(DS-Dnom))-0.5851).

3) Поправка же интервального времени пробега упругой волны имеет линейный характер:

dDT=(DS-Dnom)*DTсл (2), где

DTсл - время пробега волны в буровом растворе (зависит от концентрации солей в растворе и текущей температуры, приближенно 580-600 мкс/м).

Рассчитывается статический потенциал собственной поляризации для определения параметра Альфа ПС, участвующего в дальнейших построениях модели пористости и насыщения:

Est=70.7*((273+t)/298)*log10(Rf/Rw) (3),

где t - температура пласта; Rf - УЭС фильтрата бурового раствора; Rw - УЭС пластовой воды.



4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССОВОЙ ГЛИНИСТОСТИ, ПОРИСТОСТИ И МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ПОРОД

Зависимость метода естественной радиоактивности от глинистости осадочных пород изучалась многими отечественными и зарубежными исследователями. В.В. Ларионов, обобщая результаты анализа этой зависимости, установил, что для осадочных пород (в которых отсутствуют значительные примеси глауконитовых, монацитовых, карнотитовых и других высокорадиоактивных песков, песчаников и конгломератов, а также отсутствуют полимиктовые пески и песчаники, псаммитовая фракция которых характеризуется повышенным содержанием калия), зависимость показаний гамма-метода от массовой глинистости Сгл достаточно универсальна[2]. Эту зависимость можно представить в следующем виде dJгк = 1,9*(Сгл/Сгл.макс) - 0,9*( Сгл/Сгл.макс) (4), где dJгк - показания гамма-метода, выраженные в единицах так называемого двойного разностного параметра: dJгк = (Jгк-Jгк.мин)/( Jгк.макс-Jгк.мин), Jгк,Jгк.мин, Jгк.макс - соответственно показания против изучаемого интервала разреза, минимальные и максимальные показания гамма-метода, Сгл.макс - максимальная глинистость пласта глин, используемого для получения относительных показаний dJгк. Как видно, связь глинистости и dJгк нелинейная. Ее нелинейность была подтверждена работами В.В. Ларионова и М.Д. Шварцмана [2], показавших, что величина удельной радиоактивности глин Qгл уменьшается по мере возрастания количества глинистого цемента в терригенных породах или нерастворимого остатка в карбонатных породах. Разрешая данное уравнение относительно массовой глинистости, получена следующая зависимость: Сгл=Cгл.макс*(1-(1-dJгк)1/2) (5).

Таким образом, используя данные выражения, по показаниям метода естественной радиоактивности с помощью модели В.В. Ларионова определяется массовая глинистость пород, участвующая в дальнейших расчетах.

При наличии данных спектрометрического гамма-каротажа расчет производится согласно методике Урманова Э.Г. [3]. Данные СГК в таких случаях позволяют избежать грубой ошибки определения глинистости пласта в песчаниках с высоким содержанием ЕРЭ.

Выбор минерального состава изучаемых отложений производится по сопоставлению параметров плотности - интервального времени пробега волны - водородосодержания, тория - калия, с привлечением керновых данных. Для получения объемных содержаний выбранных компонентов в каждой точке решается система линейных уравнений. В качестве коэффициентов системы уравнений принимаются петрофизические коэффициенты содержания тория - калия рассчитываемых минералов. В качестве индикатора глинистости предлагается использовать так называемый «калий-ториевый индекс» JTh+K, при отсутствии установленных для конкретных отложений корреляционных связей, оценка глинистости производится по методике двух опорных пластов:

Сгл=(JTh+K-(JTh+K)min)/((JTh+K)оп.пл-(JTh+K)min) (6).

Далее в определяющие входные данные вводится поправка за глинистость, исходя из линейной связи этих данных с параметром глинистости:

W= W-Wгл*Сгл

Q = Q -Qгл* Сгл (7)

DT= DT-DTгл*Сгл,

где Wгл, Qгл, DTгл - соответственно водородосодержание глин в изучаемом разрезе, минеральная плотность глинистого материала и интервальное время пробега упругой волны в опорном пласте глин.

Доля карбонатного цемента - коэффициент карбонатности породы рассчитывается по теоретической модели взаимосвязи карбонатности с показаниями методов СП и ГК Элланского М.М. [4]. Коэффициент общей пористости рассчитывается с учетом пористостей, оцененных по всем методам комплекса:

- КпПС по методике Элланского М.М. [4];

- КпАК по формуле Фоменко или коэффициентов петрофизической модели;

- КпНК с введенными поправками за водородосодержание глин;

- КпГГКП по данным плотности скелета породы или коэффициентов петрофизической модели.



5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД

Нефтегазонасыщенность оказывает существенное влияние на удельные электрические сопротивления пород, и для ее оценки наиболее широко применяется каротаж по методу сопротивлений.

Удельное сопротивление нефтегазоносной породы зависит от коэффициента нефтегазонасыщенности Кнг, минерализации пластовых вод, пористости, структуры порового пространства и др. Для исключения влияния различных факторов (минерализации пластовых вод, пористости и структуры порового пространства) используется отношение удельного сопротивления нефтегазоносного пласта снг (поры которого заполнены нефтью, газом и остаточной водой) к сопротивлению того же пласта свп при 100%-ном заполнении его пор водой той же минерализации. Коэффициент увеличения сопротивления, или параметр нефтегазонасыщенности Рн = снг/свп показывает во сколько раз увеличивается удельное сопротивление водоносного коллектора при частичном насыщении его пор нефтью или газом. Коэффициент увеличения сопротивления связан с водонасыщенностью следующим соотношением:

1 / Рн = снг/ свп = Р* св/ снг = Квn (8). Для промытой зоны и зоны проникновения:

1 / Рон = св.пп/ спп = Р* сф/ спп = Квnпп (9); 1 / Рон1 = св.зп/ сзп = Р* ссм/ сзп = Квnзп (10),

где Рон и Рон1 - коэффициент увеличения сопротивления в промытой зоне и зоне проникновения; Кв.пп и Кв.зп, св.пп и св.зп - водонасыщенность и удельные сопротивления промытой зоны и зоны проникновения; n - показатель степени водонасыщенности, зависит от литолого-петрофизических свойств пород, их смачиваемости, свойств нефти и воды и изменяется в пределах 1.73 - 4.33 (в общем случае принимается равным 2).Как видно, для определения нефтегазонасыщенности по удельному сопротивлению пласта снг необходимо найти сопротивление того же пласта при 100%-ной водонасыщенности свп, т.е построить модель электропроводности рассматриваемой породы при данном литологическом составе и нулевом содержании углеводородов в порах. В качестве модели электропроводности терригенной породы используется модель Афанасьева В.С. [5], учитывающая влияние интегрального параметра, характеризующего электрохимическую активность горной породы - приведенную емкость катионного обмена qп, с принятым структурным показателем для гранулярных горных пород n=1.7.

Определение остаточных (не участвующих в фильтрации) водо- и нефтегазонасыщенности продуктивных пород[4].

Попадая в поры продуктивной породы, нефть, газ и вода взаимодействуют с породой под воздействием различных сил: поверхностного натяжения, капиллярных, адсорбционных. В результате проявления этих сил в поровом пространстве породы какая-то часть нефти, газа и воды попадает в тупики между зернами скелета или в тупики поровых каналов, образует пленки на поверхности пор, «защемляется» под воздействием капиллярных сил в тонких капиллярах, не имеющих «активной» поверхности (способной адсорбировать молекулы воды и углеводородов), адсорбируется на поверхности пор в тонких капиллярах, обладающих активной поверхностью. Все перечисленные категории углеводородов и воды теряют подвижность, то есть не участвуют в фильтрационных процессах. Кроме того, они приобретают свойства, отличные от свойств нефти, газа и воды в свободном состоянии. Естественно, что для применения методик выявления нефтегазоносных пород нужно знать физические, физико-химические и другие свойства не только подвижных, но и всех неподвижных компонент углеводородов и воды. Виды остаточных насыщенностей пород: -Адсорбированная вода и адсорбированные углеводороды. - Капиллярные вода, нефть и газ.

- Остаточные вода и углеводороды «скелета» и стенок больших капилляров продуктивных отложений.

- «Островные» остаточные нефть, газ и вода.

Используя модель остаточных насыщенностей в рассматриваемой методике интерпретации коэффициенты остаточной водо- и нефтенасыщенности рассчитываются путем суммирования значений флюидов по каждому виду остаточных насыщенностей в поровом пространстве:

Кво=f(Квоск, вгл,в) (11), Конг=f(Квоск,Конгск,вгл,в) (12), Квкр=0.69*Кво+0.31 (13),

где Кво, Квоск - остаточные водонасыщенности общая и скелета породы соответственно; Конг, Конгск - остаточные нефтегазонасыщенности общая и скелета породы соответственно; вгл, в - доли открытых пор, заполненных связанной водой в глинистом и карбонатном цементе соответственно; Квкр - критическая водонасыщенность, выше которой появляется подвижная вода (эмпирическая формула по данным ВНИИГИК). Именно возникновение островной насыщенности нефти и газа при их вытеснении водой объясняет тот факт, что объем остаточных углеводородов оказывается примерно одинаковым как в случае нефти, так и в случае газа. Он чаще всего равен 0,2-0,3 объема порового пространства - для лучших коллекторов. С ухудшением коллекторских свойств этот объем возрастает и достигает (для нефти) 0,5 и более объема открытых пор[6]. Определение абсолютной, эффективной и фазовой проницаемости продуктивных пород[4] Для решения поставленной задачи оценки разных видов проницаемости авторами методики были учтены теоретические и эмпирические результаты, полученные Л.С.Лейбензоном, С.Д.Пирсоном, В.О.Винзауером и др. [6,7,8], использующими в своих исследованиях модель идеального грунта. Идеальный грунт, как известно, представляет собой среду с извилистыми цилиндрическими капиллярами. Результаты, полученные при описании электропроводности реальных горных пород с помощью модели идеального грунта показали, что при наложении электрического поля движение электрического тока происходит по наиболее упорядоченной части порового пространства, имеющей достаточно простую форму. И эту часть порового пространства можно моделировать с помощью извилистых каналов, имеющих сечение в виде круга или эллипса. Такой подход оказался весьма плодотворным и при моделировании всех видов проницаемости пород с межгранулярным типом пор: абсолютной, эффективной и фазовой по нефти (газу) и воде. Базовым выражением петрофизической зависимости проницаемости является уравнение Козени для идеального грунта:

Кпр.абс=Кп*rп2/4КТ2 (14)

где Кп - коэффициент пористости породы, rп - радиус поровых каналов в мкм, К - коэффициент, отражающий форму порового сечения канала изменяющийся в небольшом диапазоне и равный 2 для круга и 2,5 - для эллипса, Т - извилистость поровых каналов.

Исходя из вышесказанного авторами модели проницаемости [4] на основе решения уравнения Козени был предложен следующий алгоритм расчета проницаемости пород с межгранулярной пористостью, используемый и в настоящей методике интерпретации поровых коллекторов:

Кпрабс=(Кп*(1-Кво)*(rp^2))/(8*(f^2)) - абсолютная проницаемость пород (15);

Кпрэф=Кпрабс*((1-Кво-Конг)/(1-Кво)) - эффективная проницаемость (16);

Kпрфаз= Кпрэф *(((1-Кв-Конг)/(1-Кво-Конг))^2) - фазовая проницаемость для продукта (17).

Рассчитываемый коэффициент абсолютной проницаемости (Кпрабс) является сложной функцией коэффициента пористости, остаточной водонасыщенности, извилистости пор скелета (f) и радиуса фильтрующих капилляров (rp). Коэффициенты эффективных (Кпрэф) и фазовых (Kпрфаз) проницаемостей рассчитываются из абсолютной с учетом подвижных и неподвижных флюидов порового пространства коллектора.

Выделение проницаемых интервалов и оценка характера притока из них. Для решения данной задачи применена универсальная модель критериев выделения коллекторов и оценки характера притока[4]. Они, как доказано автором модели, не зависят от литологии, структуры порового пространства и других особенностей продуктивных отложений. Эти критерии отражают, во-первых, долю порового пространства, свободную от неподвижных углеводородов и воды и, во-вторых, различие между полной (текущей) и остаточной водонасыщенностью и полной (текущей) и остаточной нефтегазонасыщенностью. Анализ этих критериев показывает, что нет единой границы «коллектор - неколлектор». Она будет разной для нефти, газа и воды, а также будет зависеть от состава цемента и от минерализации пластовой воды.

Рассматриваемая модель реализуется для метода вытеснения углеводородов водой за счет разницы между забойным и пластовым давлениями. «Грубые» критерии «коллектор - неколлектор» и «продуктивный коллектор - водоносный коллектор» имеют следующий вид:

Кво + Конг = 1 - изучаемый интервал разреза неколлектор. Кво + Конг < 1 - интервал возможно коллектор (возможно и нет). Кв = Ков - коллектор продуктивен. Кв >> Ков - коллектор водоносен.

Приведенные критерии выделения проницаемых прослоев и оценки характера притока являются приближенными и для однозначного выделения коллекторов и оценки вида продукции, отдаваемой ими, их необходимо уточнить.

Для прогноза характера притока из пласта применяется схема вытеснения нефти (газа) водой, учитывающая не только остаточную водонасыщенность, но и неподвижную воду пор коллектора (см. рис2).

Рис.2. Схема вытеснения продукта водой в коллекторе порового типа.

1.Если 0 < Кв<=Квкр(Ков<=Кв
2.Если Квкр <=Кв< 1-Конг, из пласта будут получены нефть (газ) с водой.
3.Если Кв=1-Конг, из пласта будет получена вода.
Пусть коллектор насыщен нефтью (газом) и в нем отсутствует вода. Создается перепад давления, за счет которого вода начинает внедряться в коллектор.
Сначала формируются все виды остаточной, не участвующей в фильтрации воды. Завершение формирования этой категории воды происходит при Кв = Ков. Далее начинает формироваться подвижная вода в виде отдельных капелек («островная» водонасыщенность по С.Д.Пирсону). Когда водонасыщенность Кв достигает значения критической водонасыщенности Квкр, отдельные капельки сливаются в единый ансамбль - «нитку» подвижной воды и вода начинает двигаться в коллекторе и выходить из него вместе с нефтью или газом. После того, как водонасыщенность Кв достигает значения (1 - Конг), сплошная «нитка» нефти или газа истончается и раздробляется на отдельные капельки нефти или пузырьки газа. Рост водонасыщенности останавливается. Фазовая проницаемость по нефти (газу) становится равной нулю. Из коллектора поступает только вода, а внутри него остаются нефть в виде капелек или газ в виде пузырьков, причем их объем равен Конг, что составляет в лучшем коллекторе (скелете породы) 0,25-0,3 объема открытых пор, а в плохих коллекторах - 0,5 и более объема открытых пор

Схема, показанная на рисунке, позволяет выделить различные интервалы водонасыщенности коллектора (показанные под рисунком), в пределах которых будет тот или иной характер притока. Обратим внимание на то, что во всех этих интервалах характер насыщения коллектора не изменяется: он всегда содержит и воду, и углеводороды, но в разных количествах. Подводя итог сказанному, очевидно, что если:

Кво<= Кв< Квкр, то из коллекторов будут получены безводная нефть или безводный газ. Квкр<=Кв<1-Конг, то из коллектора будут получены нефть(газ) и водаКв=1-Конг, то из коллектора будет получена вода, хотя в коллекторе находятся остаточные углеводы в виде капелек нефти, или пузырьков газа (островная нефтегазонасыщенность). Критическая водонасыщенность тесно связана с остаточной водонасыщенностью и по данным ВНИИГИК:

(Квкр-Кво) / (1-Кв-Кво)=0,27-0,34 (18), т.е. Квкр =0,69Кво+0,31 (19).

Таким образом, с помощью рассмотренных моделей оцениваются все характеристики продуктивных отложений, необходимые для использования универсальных критериев выделения коллекторов и оценки характера притока из них. Подобная картина наблюдается и при рассмотрении продуктивной залежи пласта: в случае вытеснения нефти (газа) водой наблюдается три качественно различных состояния или три класса коллекторов по характеру притока: 1)безводная нефть или безводный газ; 2)нефть (газ) с водой и 3)вода. По рассмотренной схеме также можно оценивать и степень обводненности пластов-коллекторов в процессе разработки месторождения. Итак, в рассматриваемом алгоритме интерпретации в результате уточнения «грубых» критериев выделения коллекторов и разделения их на продуктивные и водоносные мы получаем универсальные критерии:

1. Выделения коллекторов;

2. оценки характера притока из них;

3. оценки степени их обводнения.

При этом показано, что граница «коллектор-неколлектор» будет разной для воды и нефти (газа).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Типичным примером песчано-глинистого разреза на территории России могут служить мезозойские отложения Западной Сибири и девонские отложения Волго-Уральской провинции.

Такие разрезы разбуриваются на пресном буровом растворе, т.е. при минерализации бурового раствора c₀ меньше, чем минерализация c_в пластовых вод и, следовательно, при с₀ › с_в . Это обуславливает существование «прямого поля» ПС и образование положительного приращения ?с_к на диаграммах микрозондов.

Кратко охарактеризуем основные литологические разности песчано-глинистого разреза.

Глины и глинистые породы отличаются положительными аномалиями ПС, самыми низкими КС (от 2 до 20 Ом*м), с_к^МГЗ ? с_к^МПЗ ;повышенной естественной радиоактивностью, минимальными показаниями на диаграммах НГК-60; высокими значениями интервального времени ( ) на диаграммах АК; увеличением фактического диаметра скважины против нормального.

КС глубин зависит от их отсортированности, оно минимально у морских, глубоководных глин и несколько выше у континентальных.

Песчаники и алевролиты имеют отрицательные показания на диаграммах ПС; более высокие значения КС (от единиц до сотен Ом*м); положительные приращения ?с_к на диаграммах микрозондов; промежуточные показания на диаграммах ГК НГК; более низкие значения интервального времени по АК (у песчаников , у алевролитов - 20 ;на кавернограммах фиксируется уменьшение диаметра против номинального.

КС песчаников и алевролитов меняется в очень широких пределах в зависимости от их плотности и пористости, характера насыщения пор, состава цемента и примеси глинистого материала.

Алевролиты характеризуются, в общем, такими же признаками, как и песчаники, но выраженными менее отчетливо.

На рис 1. представлен условный песчано-глинистый разрез и схематизированный вид каротажных диаграмм

Рис 1. Литологическое расчленение терригенного разреза по данным комплекса методов ГИС: 1- глина; 2- алевролит; 3- песчаник; 4- известняк.

Для песчано-глинистого разреза основными методами ГИС являются: МЗ, ПС и КС, дополнительными: ГК, НГК, АК, КМ.

Справочная литература

1. Дахнов В.Н. «Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин» - М.: Недра. 1982.

2. Ларионов В.В., Шварцман М.Д. «Естественная радиоактивность карбонатных отложений верхнего мела Восточного Предкавказья» - Геофизические методы исследования скважин (МИНХ и ГП, Труды, вып.56). - М.: Недра. 1966.

3. Урманов Э.Г. «Спектрометрический гамма-каротаж нефтегазовых скважин» - М.: ВНИИОЭНГ. 1994.

4. Элланский М.М. «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин» - М.: ГЕРС. 2001.

5. Афанасьев В.С., Афанасьев С.В. «Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы» - Тверь: НПГП «ГЕРС». 1993.

6. Пирсон С.Д. «Учение о нефтяном пласте. Под ред.Н.Н.Кусакова» - М.: Гостоптсхиздат. 1961.

7. Тульбович Б.И. «Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа» - М.: Недра. 1978.

8. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. «Петрофизика» - М.: Недра. 1991.

9. Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. «Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС» - М.: ВИЭМС. 1991.

Размещено на Allbest.ru