У песчаников пласта AС₁₀² К_п варьирует от 2,1 до 22,0 % при средневзвешенном значении пористости 20,55 % для нефтенасыщенных толщин и 20,27 % для водонасыщенных толщин, величина К_пр изменяется от 0,02 до 31,99 х l0^-3 мкм² при средневзвешенном значении проницаемости 16,19 х l0^-3 мкм² для нефтенасыщенных толщин и 7,14 х l0^-3 мкм² для водонасыщенных толщин, водоудерживающая способность имеет границы от 40,34 до 90.32 %, средневзвешенное значение К_ВО составляет 48,62 % для нефтенасыщенных толщин и 49,39 % для водонасыщенных толщин. Распределение коэффициентов пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности по пластам АС₁₀¹и AС₁₀² представлены на рис.3.

в соотношении средневзвешенных значений пористости и проницаемости песчаников верхнего и нижнего пластов отмечается некоторая алогичность: при близких значениях проницаемости пористость верхнего пласта составляет 23,4 х 10^-3 мкм², нижнего - 12,23 х 10^-3 мкм², что может быть связано, прежде всего, с недостаточной представительностью керна и неравномерностью его распределения по разрезу продуктивного горизонта АС_10.

Учитывая достаточно хороший вынос керна из горизонта АС₁₀ и большой объем лабораторных исследований определенные параметры пористости и проницаемости можно считать достоверными и использовать их в при обработки геофизических данных.

Таблица 3.

Количество исследованных образцов для определения коэффициентов пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности

скв.	пласт	Количество исследуемых образцов	Количество учтенных образцов	Кп	Кпр	Кво
				Кол-во определений всего	+	Кол-во определений всего	+	Кол-во определений всего	+
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
20	AC101	28	20	51	37	28	20	23	17
21	над AC101	3	0	5	0	2	0	2	0
22	AC101 AC102	45 48	38 41	44 47	38 41	34 41	36 31	35 41	31 37
23	AC101	17	8	34	16	17	8	0	8
24	AC101 AC102	45 8	41 6	46 8	42 6	42 6	39 4	41 6	39 4
25	AC101 AC102	27 2	25 1	27 2	26 1	26 2	26 1	26 2	26 1
26	AC101 AC102	2 5	2 0	3 4	3 0	2 0	2 0	2 1	2 0
27	AC101 AC102	32 6	25 4	32 6	25 4	31 5	24 4	28 5	24 4
30	AC101 AC102	47 5	0 0	47 5	0 0	46 5	0 0	39 5	0 0
3203	AC102	7	7	7	7	1	1	0	0
Итого по пласту AC101	243	160	284	187	226	150	194	147
Итого по пласту AC102	81	59	79	59	62	47	60	46

+-образцы, учтенные при определении ФЕС

2.2 Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин

Комплекс геофизических исследований скважин

На Биттемском месторождении с целью детального изучения литологии, выделения пластов-коллекторов, определения коэффициента пористости использовался комплекс промыслово-геофизических исследований скважин, включающий следующие виды работ:

1. Стандартные исследования.

2. Боковое электрическое зондирование (БКЗ).

3. Потенциал собственной поляризации (ПС).

4. Индукционный метод (ИК).

5. Боковой метод (БК).

6. Микрозондирование (МКЗ).

7. Микробоковой метод (МБК).

8. Микро-кавернометрия (МКВ).

9. Кавернометрия (КВ).

10. Радиоактивные методы исследования (ГК, НКТ).

11. Плотностной гамма-гамма метод (ГГКП).

12. Акустический метод (АК).

13. Инклинометрия.

14. Электротермометрия (ОЦК).

Стандартные исследования

Проводились во всех скважинах от забоя до кондуктора в масштабе 1: 500. Запись проводилась градиент-зондами АО=2,25 АО=2,25^КР и потенциал зондом АО=0.5 с одновременной записью кривой ПС. Масштаб записи кривых сопротивлений 2,5 омм/см, кривой ПС-12,5 мв/см. Скорость регистрации 2000 - 2500 м/ч. Запись осуществлялась аппаратурой К - 3, Э-1. Качество материала, в основном, хорошее. (В скв.23 занижено качество зонда АО=2,25 из-за завышений КС). Во всех скважинах, кроме скв. 20, в интервале стандартного каротажа проведена запись кривых ИК аппаратурой АИК-5, АИК-3М. Масштаб записи 10-20 мсим/см. Скорость замеров 2000 м/ч.

Боковое электрическое зондирование (БКЗ)

Проводилось во всех скважинах комплексом подошвенных градиент-зондов размерами: AO=0.45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 и одним кровельным градиент зондом АО=2,25. Запись БКЗ проводилась в масштабе 1: 200 с глубины 2050-2140 м до забоя аппаратурой 3-1, К-3. Скорость замеров 2000 м/ч Масштаб записи 2,5 омм/см. Качество материала, в основном, хорошее (по СКВ.23 занижено качество зонда АО=2,25 из-за завышенных показаний КС). Одновременно с БКЗ проводилась запись кривой ПС и запись ПЗ размером АО=0,5. Масштаб записи кривой ПС 12,5-25 мВ/см, ПЗ-2.5 Омм/см. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. Качество материала удовлетворительное.

Боковой метод (БК)

Проводился во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе 1: 200 приборами К-3, Э-1. Масштаб записи кривой БК логарифмический с модулем 6. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. По скв.22 качество материала снижено (значения КС занижены).

Индукционный метод (ИК)

Проводился во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе 1: 200. Запись кривой проводимости пород осуществлялась зондом 6Ф1 аппаратурой АИК-5, АИК-3М. Масштаб записи 20 мСим/см. Не стандартный масштаб записи 25мсим/см отмечается в скв.22 (занижено качество материала). В скв. 20, 22, 23, 24 ик проведен так же аппаратурой АИК-5. Масштаб записи активной и реактивной составляющих 10-20 мСим/см.

Микрозондuрованuе (МКЗ)

Проводилось во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе 1: 200 двумя зондами: микроградиент-зондом АО=0,0375 и микропотенциал зондом АО=0,05 в масштабе 1: 200 аппаратурой МК-АГ АТ. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. Масштаб записи: 2,5 Омм/см. Качество материала хорошее.

Микробоковой метод (МБК) и микрокавернометрuя (МКВ)

Проводились во всех скважинах в интервале БКЗ масштабе глубин 1: 200 аппаратурой МК-АГАТ. Запись кривых осуществлялась одновременно со скоростью 950-1000 м/ч. Масштаб записи: мБК-2,5 Омм/см, МКВ-2 Омм/см. Качество материала хорошее.

Кавернометрия (КВ)

Проведена во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе глубин 1: 200 и в интервале от кондуктора до забоя в масштабе глубин 1: 500. Запись кавернограмм проводилась приборами СКП, СКП-1. Масштаб записи 2 см/см, скорость записи 1800-2000м/ч. Качество материала хорошее.

Радиоактивные методы исследования (ГК, НКТ)

Проводились во всех скважинах в масштабе 1: 200 в интервале БКЗ и в масштабе 1: 500 по всему стволу в скв. 20, 22, 21. Замеры проводились в открытом стволе. Для исследования применялась аппаратура ДРСТ/3, СРК. При записи НКТ применялись плутониево-бериллиевые источники мощностью 9,810,2х10⁶ н/сек и источник быстрых нейтронов мощностью 10,1x10⁶ н/сек. В качестве индикатора ГК использовались сцинтиляционные счетчики, состоящие из кристалла СДН (40х80) или (40х60) и фотоэлектронного умножителя ФЭУ-74, скорости записи при постоянной интегрирующей ячейки =6 сек составляла 160-250 м/час, при постоянной интигрирующей ячейки =3 сек составляла 200-700 м/час. Масштаб записи ГК=1 /см, где=706-830 имп/мин. Масштаб записи НКТ 0,2-0,4 усл. ед., где 1 усл. ед. =580-21268 имп/мин. Качество материала, в основном, хорошее. Занижено качество зонда НКТ - 25 по скв.21 из-за нестандартного масштаба записи 0,1 усл. ед.

Акустический метод (АМ)

Проводился во всех скважинах в масштабе глубин 1: 200 в интервале БКЗ. Записи проводилась аппаратурой СПАК-6 зондом И₂О, 4И₁, 1,2П со скоростью 1000-1500 м/ч. Масштабы записи амплитуды кривых Аl и А2-0,5 в/см, Eg Аl/А2-2 дб/см. Масштабы записи временных кривых Тl и Т2-мкс/см, т-20 мкс/см. Качество материалов удовлетворительное.

Плотностной гамма - гамма метод (ГГК-П)

Выполнен в интервале БКЗ в масштабе глубин 1: 200 во всех скважинах. Запись производилась аппаратурой СГП-2 АГАТ со скоростью 200-250 м/ч. Масштаб записи 0,l г/см³/см. Качество материала хорошее.

Резистивuметрия

Выполнена во всех скважинах, кроме 24 в интервале БКЗ в масштабе глубин 1: 200 приборами К-З, 3-1. Масштаб записи 0,5 Омм/см. Скорость записи 2000-2500 м/ч. Качество материала хорошее.

Акустическая цементометрия (АКЦ)

Проводилась с целью определения качества цементного кольца. Замеры выполнены по всем скважинам приборами АКЦ-4 в масштабе глубин 1: 500 со скоростью 1000-1500м/ч. Масштаб записи Ак и Ап-12,5 у. /см. Тн-50 мкс/см. Качество материала хорошее.

Инклинометрuя

Проведена во всех скважинах по всему стволу через 25м. выполнялись приборами КИТ.

Характеристика условий проведения измерений.

Коллекторами продуктивных пластов на Биттемском месторождении являются преимущественно песчаники полимиктовые и алевролиты. Песчаники обычно мелко-среднезернистые, глинистые. Алевролиты от крупнозернистых до разнозернистых, песчаные. ГИС проводились сразу после бурения, перед исследованием ствол скважины прорабатывался промывочной жидкостью (ПЖ). УЭС ПЖ изменялось в пределах 2-3,4омм.

Минерализация пластовых вод для пластов АС принята 10 г/л, пластовая температура 80 ?С, УЭС пластовой воды для принятой минерализации температуре равна 0,16 Омм.

Соотношение УЭС пластовой воды и фильтрата ПЖ способствует образованию против проницаемых пород глинистой корочки и зоны проникновения. Наличие неглубокой зоны проникновения облегчает задачу выделения коллекторов.

3. Специальная часть

3.1 Выделение коллекторов по данным ГИС

Выделение пластов-коллекторов осуществляют при литологическом расчленении разреза. Признаки, по которым выделяют коллекторы, определяются характером разреза, типом коллектора, условиями бурения скважины.

Коллекторами будем считать породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке. По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям. По вещественному составу различают терригенные, карбонатные и их смешанные типы. По морфологии порового пространства коллекторы делятся на поровые (межзерновые, гранулярные), трещинные, каверновые и смешанные (порово-трещинно-каверновые).

Коллекторы отличаются от вмещающих пород проницаемостью, пористостью и глинистостью, что является предпосылкой для выделения их по геофизическим методам.

Выделение пластов-коллекторов осуществляют при литологическом расчленении разреза. Литологическое расчленение разреза скважин в пределах перспективных интервалов предусматривает выделение пластов, различающихся по геофизическим свойствам, определение их границ и глубины залегания.

Признаки выделения коллектора по геофизическим материалам можно разделить на две группы:

Первая группа объединяет прямые качественные признаки, основанные на более высокой проницаемости коллектора по сравнению с вмещающими породами и на проникновении в коллектор фильтрата глинистого раствора.

Вторая группа включает косвенные количественные критерии коллектора, основанные на отличие коллектора от вмещающих пород по пористости, проницаемости и глинистости: это позволяет выделить пласты-коллекторы в интервалах с повышенной пористостью, проницаемостью и пониженной глинистостью по диаграммам соответствующих геофизических методов.

Принадлежность выделенных пластов к определенному литологическому типу определяется по совокупности признаков на диаграммах различных методов ГИС.

В целом продуктивный разрез по данным ГИС можно расчленить на песчано-алевритовые породы, аргиллиты и карбонатизированные (плотные) и углистые разности.

Геологический разрез Биттемского месторождения представлен терригенными осадками. Коллекторы на рассматриваемом месторождении имеют слоистую текстуру с многочисленными рассеянными включениями глинистых минералов и относятся к межзерновому типу, представлены разнозернистыми песчаниками полимиктового состава, при выделении которых по данным ГИС накоплен достаточно большой опыт. Они уверенно выделяются по прямым качественным признакам, обусловленным проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты-коллекторы.

Выделение пластов-коллекторов по прямым качественным признакам:

Прямые качественные признаки являются наиболее надежным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. Таким доказательством является установление факта наличия проникновения в пласты фильтрата ПЖ и формирования (или расформирования) зон проникновения; эти факты в большинстве случаев являются достаточным признаком коллектора.

Основными признаками коллектора межзернового типа, вскрытого при бурении на пресном глинистом растворе (фильтрат глинистого раствора менее минерализован, чем пластовая вода) с репрессией на пласт (гидростатическое давление столба бурового раствора выше пластового давления) являются:

1. Сужение диаметра скважины (dcкв) по сравнению с номинальным (dн), фиксируемое на кавернограмме.

Сужение диаметра скважины на диаграммах методов, при помощи которых исследуется профиль скважины, указывает на наличие глинистой корки на стенке скважины против исследуемого пласта, что является однозначным признаком коллектора. Наличие корки не является признаком коллектора в следующих случаях:

против тонких плотных прослоев расположенных в мощном пласте- коллекторе, глинизация стенки скважины происходит благодаря "размазыванию" корки образовавшейся в коллекторе выше и ниже лежащих пластов, при спускоподъемных операциях в процессе бурения;

в призабойной зоне ствола скважины, вскрывшей не коллекторы, где сужение диаметра скважины может быть вызвано осаждением шлама.

Толщина глинистой корки зависит в первую очередь от качества глинистого раствора - чем хуже качество раствора, тем толще корка, поэтому наличие корок большой толщины является, прежде всего, признаком неудовлетворительной технологии бурения.

2. Наличие положительных приращений на диаграмме микрозондов - показания микропотенциалзонда (рк_мпз) выше показаний микроградиентзонда (рк_мгз).

Положительное приращение является надежным признаком межзернового коллектора в той же мере, как и наличие корки. Т.е. в тех случаях, где корка не является признаком коллектора, то и положительное приращение не признак коллектора, а следствие плохой подготовки скважины.

Положительное приращение в диаграммах микрозондов могут отсутствовать при следующих условиях:

глинистая корочка имеет большую толщину (>2 см), показания микрозондов близки;

водоносный коллектор имеет очень высокую проницаемость, как по напластованию, так и по нормали к напластованию, в результате промытая зона расформировывается. В результате удельное электрическое сопротивление (УЭС) среды, исследуемой МПЗ, близко к УЭС глинистой корки.

При бурении скважин на технической воде КВ, МКЗ не дают информации для выделения межзерновых коллекторов, т.к. заметных глинистых корок при фильтрации раствора не образуется. Если в разрезе скважины, пробуренной на воде, есть мощные пласты глинистых пород, то содержание глинистого материала в ПЖ становится значительным, тогда отдельные пласты-коллекторы отмечаются сужением диаметра и соответственно положительными приращениями на микрозондах.

3. Наличие радиального градиента удельного сопротивления, устанавливаемое по диаграммам электрических методов с различным радиусом исследования.

Наиболее распространенным способом установления радиального градиента сопротивления является интерпретация кривых БЭЗ для пластов-коллекторов большой мощности, получают в зависимости от характеристики коллектора кривые зондирования, характеризующие проникновение: повышающее (рзп>рп), понижающее (рзп<рп) и нейтральное (рзп ?рп).

4. В коллекторах со сложной структурой пустотного пространства прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам и фиксирующим формирование зоны проникновения при:

повторных измерений во времени при сохранении свойств ПЖ в стволе скважины (методика временных измерений). Проводят МБК и БК. Наличие временной динамики сопротивления (изменение во времени) рассматривается как признак коллектора;

измерений на ПЖ с различными физическими свойствами (методика двух ПЖ с различной минерализацией, при двух значениях с_с). Методика двух растворов предполагает проведение первого замера непосредственно перед сменой раствора в скважине, и второго замера не менее чем через двое суток. Эффективность метода увеличивается при направленном воздействии на пласт путем создания депрессии или репрессии.

повторные замеры ГК и НК при закачке меченой жидкости изотопов или при закачке жидкости с аномально нейтронными параметрами в пласты. Выделение поглощающих пластов (коллекторов) ведут по аномалиям гамма-активности, появившимся в результате контролируемого воздействия и превышающим погрешность измерений более чем в два раза. Отсутствие таких аномалий против заведомо непроницаемых пород (ангидритов, глин и т.п.) является критерием достоверного выделения коллекторов. Особенности обработки заключаются в необходимости нормирования кривых.

Выделение пластов-коллекторов по косвенным качественным критериям:

Косвенные качественные признаки коллекторов обычно сопутствуют прямым признакам. Они отражают присутствие, но не передвижение в породе свободных флюидов, т.е. по своим емкостным свойствам могут принадлежать к коллекторам. К таким признакам относятся:

1. Отрицательная аномалия на кривой самопроизвольной поляризации (ПС);

2. Низкие показания на кривой гамма-метода (ГМ);

3. Показания ядерно-магнитного метода, превышающие фоновые.

Выделение коллекторов по косвенным количественным критериям:

Выделение коллекторов по количественным критериям реализуется при отсутствии информации для выделения коллекторов в скважинах прямыми качественными признаками. Причинами отсутствия информации является:

отсутствие в выполненном комплексе ГИС диаграмм методов, по которым устанавливается проникновение фильтрата ПЖ в пласт (МК, КВ, БК, БМК, БКЗ и т.д.);

бурение скважины на токонепроводящих, малофильтрующихся или высокоминерализованных ПЖ;

Выделение коллекторов с использованием количественных критериев основано на следующих предпосылках:

в исследуемом разрезе породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов значениями фльтроционно-емкостных свойств (ФЕС), следовательно, и значениями геофизических характеристик, отражающих эти свойства;

граница между коллекторами и неколлекторами на статистическом уровне характеризуется граничными значениями фльтроционно-емкостных характеристик (проницаемость Кпр. гр, пористость Кп. гр и др.) и соответствующими значениями геофизических характеристик пород (относительная амплитуда бпс гр, двойной разностный параметр ДJгк и др.).

Выделение коллекторов производится сравнением измеренных значений фльтроционно-емкостных или геофизических характеристик с найденными граничными значениями.

Граничные значения каждого параметра (Кпр. гр, Кп. гр, и др.) определяют раздельно для коллекторов с различной насыщенностью (газ, нефть, вода).

Количественные критерии, определяющие на статистическом уровне границу "коллектор-неколлектор”, устанавливается двумя принципиально различными способами: статистическим и корреляционным.

Статистический способ:

Суть статистического способа обоснования количественных критериев заключается в разделении разреза базовой скважины (базового интервала) на проницаемые и непроницаемые пласты по прямым качественным признакам. Статистическая обработка полученной информации реализуется путем построения интегральных распределений (куммулят) пористости Кп по ГИС или какого-либо геофизического параметра (например бпс) для двух подвыборок - коллекторов и неколлекторов. Распределение рекомендуется накапливать по количеству пластов или по процентам от общего количества пластов раздельно по 2-м выборкам - для коллекторов и неколлекторов.

Граничные значения выбранных параметров получают по точкам пересечения интегральных функций распределения усредненных значений этих параметров для объектов коллекторов и неколлекторов.

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

Корреляционный способ:

При обосновании количественного критерия "коллектор-неколлектор" корреляционным способом используется, в основном, петрофизическая информация.

При определение граничных значений по керновым данным рассматриваются два случая, в зависимости от насыщения (однофазное, двухфазное).

Для этих целей выполняются построения сопоставления общей пористости Кп и с эффективной пористостью Кп. эф (для водоносных залежей) или динамической пористостью Кп. дин (для нефтеносных залежей).

Кп. эф=Кп (1-Кво),

Кп. дин=Кп (1-Кво-Кно),

где: Кво - остаточная водонасыщенность; Кно - остаточная нефтенасыщенность.

Выполнение условия Кп. эф (Кп. дин) >0 свидетельствует о наличии в породе эффективного пустотного пространства, которое может быть заполнено нефтью или газом. Граничные значения Кп. гр и Кпр. гр, отвечающие условию Кп. эф (Кп. дин) =0 устанавливают по корреляционным графикам следующего вида:

Кп =f (Кп. эф); lgКпр=f (Кп. эф); Кво = f (Кп. эф).

Кп =f (Кп. дин); lgКпр=f (Кп. дин); Кво =f (Кп. дин).

Найденные таким образом значения Кп. гр, Кпр. гр и Кво. гр отражают возможность присутствия в породе эффективного пустотного пространства, но не определяют фильтрационные свойства породы.

Выделение коллекторов с использованием количественных критериев носит статистический характер в связи с корреляционным характером всех используемых сопоставлений различных параметров. Однако если определение граничных значений выполнено методически верно на надежной петрофизической основе, то результаты выделения являются статически ненадежными.

3.2 Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10 Биттемского месторождения

Методика интерпретации геофизических материалов для нефтегазовых месторождений Западной Сибири и Биттемского месторождения имеет, в основном, единый подход, общую этапность и одни приемы обработки и получения результатов. В процессе работ были использованы материалы обработки геофизических и петрофизических данных.

В технологическом плане весь процесс, связанный с обработкой и интерпретацией геофизических данных, осуществлялся с применением современных вычислительных и программных средств на базе персонального компьютера. В качестве основного программного средства при обработке и интерпретации материалов ГИС использовалась программа обработки геофизических данных - ГеоПОИСК.

Многообразие способов выделения коллекторов, описанных выше, дают возможность определить наиболее эффективную методику решения этого вопроса исходя из геологических условий и комплекса ГИС проведенного на месторождении.

При интерпретации данных ГИС имеющихся скважин, выделение коллекторов в продуктивном пласте АС-10 Биттемского месторождения проводилось как по качественным, так и по количественным признакам.

Границы пластов уточнялись по фокусированным методам, плотные и глинистые прослои исключались на основании анализа комплекса методов МК, БК, МБК, КВ, МКВ, РК и АК.

Выделение пластов-коллекторов по прямым и косвенным качественным признакам.

При выделении коллекторов на Биттемском месторождении в первую очередь использовались прямые и косвенные качественные признаки коллектора.

Проницаемые пласты среди вмещающих глинистых пород отмечаются:

наличием глинистой корки на кавернограмме;

положительными приращениями на микрозондах;

радиальным градиентом сопротивления, установленным по данным измерений зондов с разной глубинностью (БЭЗ);

отрицательными аномалиями ПС;

низкими показаниями на кривой ГМ.

Технология проводки скважин, параметры ПЖ а также методика и условия проведения ГИС обеспечивают получение прямых и косвенных качественных признаков практически во всех скважинах. Они являются достаточными для выделения коллекторов и подтверждены результатами опробования проницаемых пластов. Основным для выделения пластов-коллекторов являлся метод ПС с привлечением комплекса МК и БМК.

Применение способов выделения коллекторов по специальным методикам нецелесообразно, так как требуют дополнительных затрат, а вышеуказанные способы и проведенный комплекс ГИС достаточно информативны при выделении пластов коллекторов.

В скважинах с ограниченным комплексом ГИС для выделения пород-коллекторов кроме качественных признаков использовались количественные критерии коллектора.

Выделение пластов-коллекторов по количественным критериям.

При выделения пород-коллекторов по количественным критериям применялось два способа: статистический и корреляционный.

Статистический способ:

Статистическая обработка полученной информации реализовалась путем построения интегральных распределений (куммулят) геофизического параметра - бпс.

Относительный параметр ПС - _ПС, в первую очередь, характеризующий литологию (глинистость и пористость) коллектора, рассчитывался по формуле:

_пс = U_пс /U_{пс. опор}

В пределах продуктивной толщи пласта АС-10 Биттемского месторождения для расчета величины относительной аномалии использовались в большинстве скважин несколько опорных пластов. В качестве опорного выбирался пласт с максимальной амплитудой ПС в интервале пласта АС-10.

Рисунок 3.2.1 Интегральное распределение бпс

Данная зависимость дает возможность определить граничное значение относительного параметра бпс. гр для коллекторов пласта АС-10 Биттемского месторождения.

Граничное значение бпс определялось по точкам пересечения куммулят для объектов коллекторов и неколлекторов и составило: бпс. гр=0,36.

Методика выделения коллекторов по бпс заключается в определении бпс против обрабатываемого интервала и сравнивание с бпс. гр, превышение над которым дает возможность говорить, что выделенный интервал является коллектором.

Корреляционный способ:

При обосновании количественного критерия "коллектор-неколлектор" корреляционным способом используется, в основном, петрофизическая информация.

Граничное значение каждого параметра определяют путем статистической обработки петрофизических исследований представительной коллекции образцов керна.

Керновый материал исследовался в Тюменской Центральной лаборатории.

Коллекторские свойства пород исследовались по общепринятым методикам на стандартном оборудовании. Керн из скважин отбирался снарядами КТД и "Недра".

Открытая пористость (Кп) определяется согласно ГОСТу 26450.1-85 "Горные породы. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением”. Пористость в песчаниках и алевролитах измерялась путем водонасыщения.

Водоудерживающая способность (Кво) пород определяется согласно СТП 50-32-90/0148463-015-90 "Горные породы. Метод определения водоудерживающей способности”. Проэкстрагированный, высушенный и насыщенный моделью пластовой воды образец помещается в центрифугу, и центрифугируется 40 минут при режиме 5000 об/мин. Объем порового пространства, занимаемый оставшейся после центрифугирования водой, рассчитанный путем взвешивания образца до и после центрифугирования, характеризует водоудерживающую способность породы.

Рассмотренные образцы керна представлены следующими основными литологическими типами пород: песчаники мелкозернистые, в различной степени алевритовые, участками переходящие в крупнозернистые алевролиты и песчаники средне - мелкозернистые с ед. прослоями УСМ.

Для определения граничных значений были построены корреляционные графики следующего вида:

Кво = f (Кп. эф); Кп =f (Кп. эф); lgКпр=f (Кп. эф);

где: Кп - открытая пористость;

Кво - остаточная водонасыщенность;

Кп. эф - эффективная пористость

Рисунок 3.2.2 Корреляционные графики вида Кво =f (Кп. эф)

Рисунок 3.2.3 Корреляционные графики вида Кп =f (Кп. эф)

Рисунок 3.2.4 Корреляционные графики вида Кпр =f (Кп. эф)

Основываясь на предположении, что гидрофильные межзерновые породы при К_во>0,7 практически не отдают флюид, по зависимости Кво от К_{п эф} устанавливалось критическое значение К_{п эф}^кр, а далее по зависимости К_п=f (K_{п эф}) определялось критическое значение К_п для пласта АС10. Найденные таким образом значения Кп. гр, Кпр. гр и Кво. гр отражают возможность присутствия в породе эффективного пустотного пространства. Таким образом, выделение коллекторов на Биттемском месторождении осуществлялось как по количественным, так и по качественным признакам с привлечением всего комплекса методов ГИС.

3.3 Определение коэффициента пористости

Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости Кп, который числено, равен отношению объема пор к ее общему объему породы и выражается в процентах или в долях единицы.

Кп = Vпор/Vп

Пористость горной породы - свойство породы, заключающееся в наличии в ней всякого рода пустот (пор, каверн, трещин).

Различают пористость:

общую (полную), представленную всеми пустотами (как открытыми, так и закрытыми).

открытую, образованную открытыми пустотами, сообщающимися между собой и составляющими единую систему пор.

закрытую, образованную изолированными пустотами, не сообщающимися друг с другом и с основной системой открытых пор.

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ различают эффективную и динамическую пористости.

Кп эф = Кп* (1-Кво),

Кп дин = Кп* (1-Кво-Кно),

где: Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефти.

Наличие в породе эффективной пористости (Кп. эф>0) отличает породы-коллекторы от неколлекторов. В нефтенасыщенном коллекторе часть эффективной пористости представляет динамическую пористость Кп. дин.

Различная реакция отдельных методов ГИС на разные типы пустот служит физической основой определения их относительного содержания в породе. Обоснования определений проводят результатами анализов образцов керна, которые рассматривают также в качестве самостоятельного источника информации о пористости пород.

Коэффициент пористости является одним из основных подсчетных параметров и определяется по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС. Так же данные керна используются в качестве петрофизической основы интерпретации и для обоснования достоверности полученных оценок.

Определение Кп по материалам ГИС дает значительное преимущество перед керновой обработкой, так как позволяет охватить весь разрез по скважине. Далее будут приведены методики, по которым была выполнена оценка пористости по ГИС. Коэффициент пористости коллекторов в соответствии с выполняемым комплексом ГИС определяется по данным метода сопротивления, по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС), по данным нейтронных методов (НКТ, НГК), гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-П), и акустического (АК).

3.3.1 Определение коэффициента пористости по данным метода сопротивления

Коэффициент пористости определяется методом сопротивлений от параметра Рп пористости. Параметр Рп рассчитывают по следующим данным:

1. по удельным сопротивлениям свп коллектора, насыщенного пластовыми водами и св:

Рп = свп/св,

где: свп - удельное электрическое сопротивление водонасыщенной неглинистой породы, св - УЭС породы

2. по удельным сопротивлениям сф и спп:

Рп = спп/сф*П,

где: спп - УЭС промытой зоны коллектора, сф - УЭС фильтрата глинистого раствора

3. по средним удельным сопротивлениям сзп и св, ф в зоне проникновения фильтрата глинистого раствора

Рп = сзп/св, ф*П

где: сзп - УЭС зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в коллектор, св, ф - УЭС смесь пластовой воды с фильтратом

Рассмотренные способы определения Кп характеризуют величину этого параметра только за контуром нефтяного месторождения, поэтому при подсчете запасов нефти и газа эти значения Кп можно использовать как ориентировочные. Кроме того, оценка сопротивления спп, сзп и свп для Биттемского месторождения возможна только с определенной погрешностью, так как разрез представлен тонким переслаиванием песчаников, алевролитов и глин.

Накопленный опыт показывает, что данную методику нежелательно использовать из-за больших погрешностей.

3.3.2 Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов собственной поляризации ПС

Предпосылкой для определения Кп по диаграммам метода ПС является наличие тесной корреляционной связи диффузионно-адсорбционной активности (Ада) с фильтрационно-емкостными свойствами терригенных коллекторов. Между Ада и Кп установлена корреляционная связь с высоким коэффициентом корреляции, что позволяет строить связь между Кп и пс рисунок 3.3.2.

Определение Кп по данным ПС возможно только для межзерновых терригенных, глинистых коллекторов с рассеянной глинистостью, пористость которых изменяется в широких пределах и контролируется главным образом рассеянной глинистостью, причем с ростом глинистости Кп уменьшается. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов собственной поляризации ПС основано на зависимости между относительным параметром ПС и коэффициентом пористости, определенном на керне для коллекторов изучаемого пласта.

Относительная амплитуда ПС (бпс) использовалась при построении петрофизических зависимостей типа "керн-геофизика”, "геофизика-геофизика”. Использование бпс позволяет исключить ошибки, возникающие при определении величины ПС за счет неточности масштаба записи кривой в различных условиях для отдельных скважин.

В качестве опорных пластов выбирались наиболее чистые коллекторы с максимальной амплитудой ДU_ПС.

Для определения коэффициентов пористости коллекторов по ПС (К_п^ПС) использована зависимость К_п = f (б_пс). Поскольку наблюдается зависимость между К_п по керну (К_п^КЕРН) и б_пс (рисунок.3.3.2.1).

Уравнение зависимости К_п = f (б_пс) имеет вид:

Кп = 6,5Апс + 13,13

Рисунок 3.3.2.1 Сопоставление б_пс с К_п^КЕРН для пласта АС10 Биттемского месторождения

Ограничения метода:

h 0,8 - 1 м., иначе погрешность резко возрастают, поправки не помогают.

на величину бпс и результат определения пористости оказывает влияние гидрофобизация пород.

необходимо исключить карбонатные и карбонатизированные породы, угли, битуминозные породы.

крайне важно определить положение опорных линий песчаников и глин по разрезу.

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. пс по методу ПС необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Используется петрофизическая связь типа "керн - ГИС" (рис.3.3.2.2)

Анализ результатов определений пористости по керну и методом ГИС показывают, что коэффициенты пористости, определенные по керну и по методу ПС, имеют близкие значения.

Погрешность определения Кп. пс лежит в пределах у = ± 0,5%

Рисунок 3.3.2.2 Сопоставление Кп керн с Кп пс для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.3 Определение коэффициента пористости по данным НК

Предпосылкой определения Кп по НК является зависимость показаний метода от суммарного водородосодержания WУ горной породы и связь с коэффициентом общей пористости, которая описывается уравнением: WУ=Кп+Wск* (1-Кп) +Wгл*Кгл, но так как значение W ск не известно и оказывает малое влияние на WУ, то пользуемся формулой:

WУ =Кп + Wгл *Кгл, где Wт. ф =Wгл *Кгл.

Возможность определения коэффициентов пористости по НК (К_п^НК), обусловлена зависимостью Кп = f (WУ). Для определения К_п коллекторов по нейтронному методу наибольшее распространение получила методика двух опорных пластов. В качестве последних принимаются - коллекторы с минимальными и максимальными показаниями. Оценивается водородосодержание чистого опорного коллектора () по данным анализа керна либо рассчитывается по формуле:

УWч = К_п + Wт. ф.,

Где: ?W-суммарное водородосодержание, Wт. ф. - водородосодержания твердой фазы; Кп - устанавливается по керну либо по ГИС.

В качестве опорных пластов выбирались:

глинистый пласт с минимальными показаниями НК ( = 3035% - в необсаженных скважинах);

плотный пласт с максимальными показаниями НК ( =2 4 %);

Значения пористости коллекторов по данным нейтронного метода находятся по формуле:

Кп=УW - Wт. ф.

Из рисунка 3.3.3.1 следует:

Wт. ф. = - 11,6Апс+16,77

Таким образом, для пласта АС-10 Биттемского месторождения коэффициент пористости по НК определяется по формуле:

Кп = УW - (-11,6Апс+16,77)

Рисунок 3.3.3.1 Сопоставление б_пс с Wт. ф. для пласта АС10 Биттемского месторождения

Результаты определения пористости по НК могут быть искажены в следующих случаях:

Ограничения метода:

В результате влияния газоносности пород. При К_г = 10 % в зоне глубинности методов ДК_п составит 2-3 %.

В углистых пластах (в результате влияния углистых включений) при объемном содержании 0,1% ДК_п = 0,8 %.

В случае загипсованных пород.

В случае присутствия элементов с аномальными нейтронными характеристиками (Cl, B, Gd, Cd)

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. нк по методу НК необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Погрешность определения Кп. нк лежит в пределах у = ± 2,5%

Рисунок 3.3.3.2 Сопоставление Кп керн с Кп нк для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.4 Определение коэффициента пористости по данным гамма-гамма плотностного метода ГГК-П

При ГГК-П регистрируется плотность потока многократно комптоновско рассеянного на электронах элементов горной породы г - излучения с энергией менее 1,2 МэВ. По измеренным скоростям счета импульсов рассчитывается с использованием соответствующих алгоритмов и программного обеспечения объемная плотность (д) горной породы, отображаемая на твердой копии в виде кривой плотности д (г/см3) в линейном масштабе.

Определение К_п по данным ГГК-П имеет существенное преимущество по сравнению с другими методами ГИС из-за слабого влияния глинистости (минеральная плотность скелета и глинистого цемента мало различается). Этот факт позволяет рассматривать этот метод в качестве одного из основных при определении К_п.

Для определения К_п по ГГК-П (К_п^ГГМ-П) часто используется формула:

Кп= (дск - д) / (дск - д ж), где:

дск - плотность скелета пород (г/см³), принимаемая для коллекторов Западной Сибири 2,68 г/см³;

дж - плотность флюида (г/см³), принимаемая 1,0 г/см³;

д - объемная плотность породы (г/см³) по диаграмме ГГК-П.

Для улучшения качества кривой ГГК-П пересчитаем масштаб кривой ГГК-П:

доп. п. ч. = (1-Кп п. ч.) * 2,66+Кп п. ч. /100

доп. пл. = 2,65-2,68

доп. гл. = (1-Кп гл) *2,69+Кп гл/100

Из рисунка 3.3.4.1 получаем уравнение зависимости для пересчета масштаба кривой ГГК-П.

Уравнение зависимости имеет вид:

д=0,74*дггм-п + 0,71

Рисунок 3.3.4.1 Сопоставление д опор с дизм для пласта АС10

Биттемского месторождения

Для определения коэффициентов пористости коллекторов по ГГК-П (К_п^ГГМ-П) использована зависимость К_п = f (двп). Поскольку наблюдается зависимость между К_п^КЕРН и двп (рис.3.3.4.2.).

Уравнение зависимости К_п ^керн= f (двп) имеет вид:

Кп=-37,63*дггм-п+106,91

Рисунок 3.3.4.2 Сопоставление Кп керн с двп для пласта АС10 Биттемского месторождения

Ограничения метода:

влияние каверн, кавернозности или шероховатости (неровности) стенок скважины.

аномалии плотности твердой фазы в отдельных литотипах породы: углей, плотных карбонатизированных пород, битуминозных пород, пород с повышенным содержанием органического детрита (обуглившиеся растительные остатки, подобны углю).

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. ггм-п по методу ГГК-П необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Используется петрофизическая связь типа "керн - ГИС" рисунок 3.3.4.3.

Анализ результатов определений пористости по керну и методом ГИС показывают, что коэффициенты пористости, определенные по керну и по методу ГГК-П, имеют близкие значения. Погрешность определения Кп ггм-п лежит в пределах у = ± 0,7%.

Рисунок 3.3.4.3 Сопоставление Кп керн с Кп ггк-п для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.5 Определение коэффициента пористости по данным гамма метода ГК

Основой для определения Кп по ГК для террегенных коллекторов является наличие связи между Кп и глинистостью, и в свою очередь, связи между глинистостью и регистрируемой величиной естественной разности пород I. Это позволяет строить корреляционную связь между Кп и значениями определяемыми по ГМ (I). Порядок определения коэффициента пористости по ГК такой же, как и для метода ПС. При определении линии глин необходимо ориентироваться на опорные глины, выделенные по ПС (Исключение составляют глины с повышенной радиоактивностью). Определение коэффициента пористости по данным естественного гамма-излучения основано на использование зависимости Кп=f (I). Для определения Кп используют относительный параметр:

_ГК^* 1 _ГК.

Строится зависимость _ГК^* f (Кп) рис 3.3.5.1.

Уравнение зависимости Кп. керн = f (_ГК^*) имеет вид:

Кп=6,36_ГК^* +16,8

Рисунок 3.3.5.1 Статистическая зависимость между относительным параметром ГК и коэффициентом пористости

Ограничения метода:

Информативность ГК снижается в интервале карбонатизированных пород, углей, битуминозных пород, а также в случае кавернозных пород.

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. гк по методу ГК необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Погрешность определения Кп. гк лежит в пределах у = ± 2,3%

Рисунок 3.3.5.2 Сопоставление Кп керн с Кп гк для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.6 Определение коэффициента пористости по данным акустического метода АК

Основой метода определения Кп породы является взаимосвязь между величиной среднего времени и Кп

Определить коэффициент пористости по данным акустического метода можно по нескольким методикам.

Методика В.Г. Фоменко:

Определение коэффициента пористости основано на комплексировании данных методов АК и ПС, выражается гиперболическим уравнением.

Т = C Кп² (_{пс -} 0.05) - ^0.5+180

где:

С - коэффициент, учитывающий размерность величин, входящих в формулу и степень уплотнения пород; С=0,175 (для неокома) и С=0,24 (для юры) по методике ЗапСибГеоНАЦ (Таужнянский Г.В. и др.).

Методика В.Н. Дахнова:

Т Тск*1 Кп^m Кгл^{m. гл.} Тж*Кп^{m. n.} Кгл_. ^{m. гл} *Тгл

где:

Кгл - коэффициент объемной глинистости.

Тгл - интервальное время в глинах.

Тж - интервальное время продольной волны в жидкости.

Тск - интервальное время продольной волны в скелете породы.

m. n и m. гл - коэффициенты (параметры), отражающие структуру, степень консолидации и глинистости пород, значения которых возрастают с увеличением уплотнения пород и находятся в диапазоне от 0,7 до 1,5.

Методика Шлюмберже

Т Тск Кп*Тж Тск *2 _ПС или

Кп = Т - Тск/ Тж-Тск (2 _ПС) = Кп ак/ (2 _ПС)