Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор предшествующих работ по группированию и классификации продуктивных отложений 8
1.1.Общие классификации пород-коллекторов 8
1.2. Петрофизическое районирование . 13
1.3.Классификация пород по геофизическим данным 15
1.4. Классификация пластов-коллекторов го комплексу геолого-геофизических и промысловых показателей 17
ГЛАВА 2. Система моделей петрофизических взаимосвязей для типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом 19
2.1. Модели решений прямых петрофизических задач 20
2.1.1. Модель удельного электрического сопротивления продуктивных пород 20
2.1.2. Модель показаний метода собственных потенциалов 23
2.1.3. Модель показаний метода естественной радиоактивности 25
2.1.4. Модели нейтронной, акустической и плотностной пористости 26
2.2. Модели, описывающие взаимосвязи между «базовыми» характеристиками продуктивных отложений или
модели- -«связки» 28
2.3.Модели, описывающие взаимосвязи между остаточной водо насыщенностью, проницаемостью и
«базовыми» характеристиками продуктивных пород 29
2.3.1.Взаимосвязи остаточных водо и нефтегазонасыщенности с открытой пористостью, глинистостью и карбонатностью 29
2.3.2.Взаимосвязи абсолютной, эффективных и фазовых проницаемостей с «живым» сечением, извилистостью и радиусом норовых каналов 32
2.3.3.Модели текущего и конечного коэффициентов вытеснения нефти и газа. 35
2.3.4.Модель коэффициента гидрофобизациипродуктиеных отложений. 35
2.4. Изменения рассмотренных моделей петрофизических взаимосвязей при переходе к карбонатным
отложениям со сложным литологическим составом и сложной структурой пустотного пространства 36
2.5.Возможности использования систем многомерных моделей петрофизических взаимосвязей при решении задач комплексной интерпретации данных ГИС 39
ГЛАВА 3. Петрофизическая модель продуктивного пласта и методика ее построения 41
З.І.Петрофизическая модель продуктивного пласта 41
3.2. Методика построения петрофизической модели продуктивного пласта .42
3.3. Методика оценки параметров петрофизической модели продуктивного пласта, представленного терригенными отложениями с глинисто-карбонатным цементом 45
З.З.І.Оценка открытой пористости скелета породы. 45
3.3.$.Оценка абсолютной проницаемости и остаточной нефтегазонасыщенности скелета породы .49
3.4.Опробование рассмотренной методики построения петрофизической модели 51
продуктивного пласта для карбонатных отложений с межгранулярным тилом пор 51
Глава 4. Разработка методики оперативной интерпретации данных гис с использованием петрофизической модели продуктивного пласта 59
4.1.Подготовка петрофизической основы интерпретации данных ГИС с помощью петрофизической модели
продуктивного пласта для терригенных отложений 59
4.2. Выделение коллекторов в разрезе скважины 60
4.2.1. Типичные терригенные отложения с глинистым цементом. 61
4.2. 2. Типичные терригенные отложения с глинисто-карбонатным цементом . 66
4.3. Оценка характера притока из коллектора 70
4.4. Оперативная оценка фильтрационно-ем костных характеристик продуктивных отложений 71
4.4.1. Оценка открытой пористости, глинистости и карбонатности типичных терригенных «тложений. 71
4.4.2. Оценка отдающих свойств коллекторов. ?4
4.5. Особенности оперативной интерпретации данных ГИС применительно к карбонатным продуктивным отложениям, имеющим сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства 78
4.б.Группирование продуктивных отложений при решении задач оперативной комплексной интерпретациа данных ГИС *5
4.6.1.Основные задачи комплексной интерпретации данных ГИС. *?
4.6.2. Группирование типичных терригенных отложений при решении задач оперативной комплексной
интерпретации данных ГИС 87
4.6.3. Группирование карбонатных отложений при решении 91
поискоео-разведочных задач нефтегазовой геологии 91
ГЛАВА 5. Опробование методик оперативной интерпретации данных ГИС 95
5.1. Отложения карбона юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины .95
5.2. Меловые отложения месторождения Дружное (Западная Сибирь) 103
5.3. Продуктивные отложения покурской свиты Западло-Торкасалинского газоконденсатного
месторождения Западной Сибири 108
5,4 Сложные карбонатные отложения месторождения Мусюршор республики Коми 119
Заключение. Основные результаты. Защищаемые положения 126
Список литературы
- Петрофизическое районирование
- Модель удельного электрического сопротивления продуктивных пород
- Методика построения петрофизической модели продуктивного пласта
- Типичные терригенные отложения с глинисто-карбонатным цементом
Введение к работе
Актуальность проблемы. В последние годы снизилась эффективность как поисково-разведочных работ на нефть и газ, так и разработки месторождений. Это связано с целым рядом факторов, которые можно разделить на две группы: экономические факторы и факторы, обусловленные усложнением изучаемых объектов и недостаточно высокой эффективностью методик, используемых при поиске, разведке и разработке месторождений нефти и газа. Мы не будем затрагивать экономические факторы, а остановимся на одном из факторов второй группы: недостаточно эффективной методике геологической интерпретации данных геофизических исследований скважин - ГИС
Эффективность использования данных ГИС для решения задач поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа определяется как сложностью изучаемых объектов -продуктивных отложений, так и используемыми при интерпретации данных ГИС моделями.
В последние годы наблюдается существенное усложнение условий изучения залежей нефти и газа, проявляющееся в следующем:
существенно усложняются коллекторы нефти и газа,
возрастает доля трудно извлекаемых запасов нефти и газа,
существенно снижаются дебиты нефти и газа,
возрастает обводненность скважин.
В этих условиях модели, используемые при комплексной интерпретации данных ГИС, оказываются недостаточно эффективными для получения информации, необходимой при выделении коллекторов, оценке характера притока из них, прогнозе их отдающих возможностей, прогнозе конечного коэффициента вытеснения нефти и газа.
С учетом сказанного можно утверждать, что проблема повышения степени извлечения геологической информации из данных ГИС при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа является весьма актуальной*
Именно этой проблеме и посвящена настоящая работа. Поскольку она очень широка, мы вычленим из нее более узкую проблему: повышение эффективности оперативной интерпретации данных ГИС.
Цель работы. Разработка эффективной методики оперативной интерпретации данных ГИС на основе петрофизической модели продуктивного пласта.
Основные задачи.
Разработка методики построения петрофизической модели продуктивного пласта, представленного типичными терригенными отложениями с глинисто-карбонатным цементом и «простыми» карбонатными отложениями.
Выявление возможностей использования петрофизической модели продуктивного пласта для создания петрофизической основы комплексной интерпретации данных ГИС,
Создание на основе петрофизической модели продуктивного пласта методик оперативной интерпретации данных ГИС, позволяющих а) выделять коллекторы в разрезе продуктивных отложений, б) оценивать характер притока из них, в) оценивать отдающие возможности коллекторов и г) прогнозировать конечный коэффициент вытеснения нефти и газа.
Создание схем группирования типичных терригенных и сложных карбонатных отложений для задач оперативной и сводной интерпретации данных ГИС.
Опробование предложенных методик на конкретных объектах.
Научная новизна результатов диссертации.
Предложена методика оценки параметров типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом и «простых» карбонатных отложений, необходимых при построении петрофизической модели продуктивного пласта.
Разработана (совместно с М.М. Элланским) методика построения петрофизической модели продуктивного пласта, представленного типичными терригенными отложениями с глинисто-карбонатным цементом и «простыми» карбонатными отложениями.
Создана методика использования петрофизической модели продуктивного пласта для получения частных интерпретационных моделей применительно к конкретным залежам нефти и газа.
Создана методика оперативной интерпретации скважинных данных для решения задач поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа.
Практическая значимость работы.
Разработанные методики оперативной комплексной интерпретации данных ГИС позволяют повысить эффективность решения задач выделения коллекторов, оценки характера притока из них, оценки их отдающих возможностей и прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти и газа.
Эти методики опираются на «модельные» (построенные с помощью петрофизической модели продуктивного пласта) интерпретационные взаимосвязи между геофизическими величинами и характеристиками продуктивных пород, которые хорошо согласуются с этими же взаимосвязями, построенными по выборочным данным.
Хорошая сходимость «модельных» и статистических графиков интерпретационных взаимосвязей дает возможность проводить количественную интерпретацию данных ГИС до проведения анализов керна, то есть практически начинать ее с «первой скважины»
На примере ряда залежей нефти и газа, представленных сложными терригенными и карбонатными отложениями, показаны возможности: а) эффективного использования универсальных критериев выделения коллекторов и оценки характера притока из них, б) определения карбонатности и ее учета при оценке открытой пористости и других характеристик терригенных пород, в) оценки по данным ГИС расширенного комплекса характеристик продуктивных отложений, в т ом числе остаточной водонасыщенности, остаточной нефтегазо-насыщенности, проницаемости и др.
Показана возможность выделения по скважинным данным при разработке залежи четырех классов коллекторов по степени их обводнения.
Опробование и реализация результатов диссертации:
разработанные диссертантом методики оперативной интерпретации данных ГИС были использованы на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа группой математического моделирования, возглавляемой проф. М.М. Элланским, при переоценке под-счетных параметров Челбасского месторождения (Краснодарский край) и при подсчете запасов месторождения Дружное. Диссертант принимал в этих работах непосредственное участие. Результаты подсчета запасов нефти по месторождению Дружное утверждены в ГКЗ России в ноябре 1999 г. Методика построения петрофизической модели реализована в программе «Петрофизика» и широко используется в ряде производственных организаций: тресте «Центргеофизика», ЗАО «Пангея», РРК «Самара». Диссертант является соавтором главы ме-
тодического пособия «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС (автор М.МЭлланский), посвященной построению и изучению петрофизической модели продуктивного пласта.
При подготовки днсссртационной работы автор широко использовал результаты изучения многомерных моделей петрофизических взаимосвязей и создания методик интерпретации данных ГИС для терригенных отложений, полученные отечественными и зарубежными исследователями: В.Н. Дахновым, В.Н. Кобрановой, В.М. Добрыниным, Б.Ю. Вендель-штейном, ДА. Кожевниковым, Р.А. Резвановым, С.Г. Комаровым, И.Э. ЭЙдманом, В.В. Ларионовым, В.Л. Комаровым, Ф.Ф Котяховым., А.А Ханиным, М.М. Элланским, Г.А. Арчи, Г.Г. Доллєм, С.Г Пирсоном, Хиллом, Милберном, Ваксманом, Смитом, Пуло ном и др.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, введения и заключения. Общий объем составляет 140 страниц, включая 12 таблиц, 53 рисунков, 73 формул, 79 список литературы наименований. В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных соискателем в период 1997-2000г. годы во время работы на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа
Автор выражает благодарность М.М. Элланскому Д.А. Кожевникову, В.П. Филиппову, В.В. Стрельченко.
Петрофизическое районирование
Довольно много работ было посвящено проблеме петрофизического районирования с целью повышения эффективности интерпретации скважинных данных и, в первую очередь, данных ГИС. Предполагалось, что целью такого районирования является выделение петрофизических зон и установление эталонных петрофизических зависимостей для каждой зоны.
О проблеме петрофизического районирования годах говорили еще в 40-50-х В. Н. Дах-нов, В. Н. Кобранова и др. Первое крупное исследование с выделением петрофизических зон в пределах Волго-Уральской провинции было выполнено В. Л. Комаровым в начале 70-х годов [40] . Он предложил для выделения петрофизических зон кроме фильтрационно-емкостных, литологических н структурных характеристик коллекторов использовать также характеристики пластовых жидкостей (химический состав, удельный вес иефтей, процент содержания в них сер, смол и асфальтенов) и их влияние на электрические свойства пород; влияние мощности пластов и их стратиграфической принадлежности и на гранулометрический состав, влияние на мощность переходной зоны структурных характеристик пластов, их коллекторких свойств и физико-химических характеристик пластовых флюидов,
В работе [34] Т. С. Изотова, С. Б. Денисов и Б. Ю. Вендельштейн дали определение петрофизической зоны. Они считают, что это- объект, имеющий определённое распространение по площади и разрезу, приуроченный к определённой тектонической зоне, характеризующийся отложениями, близкими по времени образования, вещественному составу, структуре их порового пространства. В этой же работе утверждается, что одним из важных признаков петрофизической зоны является наличие единых петрофизических взаимосвязей.
Как видно, это определение носит скорее географический, нежели петрофизический характер. То есть выделяются какие-то ограниченные в пространстве геологические объекты, характеризующиеся едиными петрофизическими связями.
А если объекты расположены в разных местах, они, по определению авторов работы [34], входят в разные петрофизические зоны даже в случае, когда петрофизические связи у этих объектов одинаковы.
Существенный вклад в решение проблемы пстрофизического районирования внес П. А. Карпов [38]. Он, используя глинистость пластов и степень их вторичных преобразований (окремененис, кальцитизацяя и т. п.) по данным керна, а также взаимосвязи различных характеристик пород и сопоставление их сданными ГИС, выделил в отложениях девона Нижнего Поволжья четыре петрофизических зоны. В дальнейшем М. Г. Белоусова дополнила эту схему. По графику сопоставления ЛГП_ га и Кп. нгм она выделяет шесть зон по водородосодержанию
Легко заметиь из изложенного, что в большинстве рассмотренных петрофизических классификаций использовались «географический» принцип выделения зон и частные (изученные по выборочным данным) петрофизические взаимосвязи.
Другой подход к петрофизическому районированию предложен М.М. Элланским [65, 66] . Выделяется не географическая зона, а класс пород, описывающийся определённой системой многомерных петрофизических моделей. Ещё одна существенная разница в подходе к петрофизическому районированию. Если Т. С. Изотова с соавторами имела в виду частные модели петрофизических взаимосвязей, полученные по выборочным данным, то М. М. Элланский рассматривал общие, теоретические модели петрофизических взаимосвязей, применимые для того или иного класса пород с точностью до коэффициентов (которые для каждого изучаемого объекта — пласта, залежи должны быть оценены).
В этой классификации в качестве того или иного класса и других более мелких подразделений выбирается совокупность тех представителей продуктивных отложений, которые описываются одной и той же системой многомерных моделей петрофизических взаимосвязей. В настоящее время выделено три класса продуктивных отложений: терригенные, карбонатные и отложения с нетрадиционными коллекторами. В каждом классе выделяются подклассы. В классе терригенных коллекторов время выделено три подкласса: типичные терригенные отложения с глинистым цементом, типичные терригенные отложения с глинисто-карбонатным цементом и нетипичные терригенные отложения. В первых двух подклассах выделены группы по характеру цемента: только дисперсный цемент и дисперсный и стркук щ турньгй цемент. В последнем подклассе пока выделены две группы: недоуплотненные отло жения (шельф Сахалина, север Западной Сибири, ГьщанскиЙ и Ямале кий полуострова) и отложения порово-трещинного типа с кварцитовым цементом (пиленгиты, распространенные на Сахалине и Камчатке).
В классе карбонатных отложений выделено два подкласса: простые карбонатные отложения - известняки с пустотами межгранулярного типа и сложные карбонатные отложения, имеющие сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства.
К классу отложений с нетрадиционными коллекторами отнесены два подкласса: аргиллиты (бажениты и акжариты) и отложения кристаллического фундамента, .Классификация пород по геофизическим данным.
Одну из первых классификаций пород по данным ГИС разработал И.Е. Эйдман для коллекторов Нижнего Поволжья [61]. Все терригенные коллекторы по минералогическому составу скелета разбиты на два класса: кварцевые и полимиктовые, причём это разбиение
Производится по паказаниям гамма-метода. В каждом классе выделены подклассы чистых и глинистых коллекторов. Дальнейшее деление коллекторов на виды и подвиды производится по степени цементации и особенностям характера порового пространства для чистых коллекторов и степени и характеру глинизации для глинистых.
Из геофизических характеристик для классификации использовались тип кривой зондирования, параметр зоны проникновения, удельное электрическое сопротивления пласта, величина относительной амплитуды СП, показания микрозондов, нейтронного гамма и гамма каротажа и ряд других параметров. Классификация И. Е. Эйдмана является видовой, поскольку за основу принимаются качественные признаки. Внутри классов определяются граничные значения коллекторских свойств, но эти величины не являются определяющими при отнесении пород к тому или иному классу.
Модель удельного электрического сопротивления продуктивных пород
При построении петрофизической модели продуктивного пласта сначала выделяется несколько градаций продуктивных отложений, начиная от скелета породы имеющего открытую пористость Кп.кк и кончая наиболее уплотненной разностью породы с жестким скелетом, имеющей критическую величину открытой пористости A n.jcpm- (таблица 3.1). Величина Кп.сх является одним из параметров петрофизической модели продуктивного пласта, с помощью которых проюводится «настройка» модели на конкретные геолого-скважинные условия. Величина Я"п.крнт- рассчитывается с помощью соотношения рассчитывают глинистость и карбонатность каждой из выделенных градаций продуктивных отложений, а также доли открытых пор, заполненных адсорбированной - ргл и капиллярной-Ркарб остаточной водой.
После этого, используя заданные параметры петрофизической модели продуктивного пласта: А"п.сю Оам . каш й"ов.ск и окпск (напомним, что последние два параметра характеризуют остаточную водо и нефтегазонасыщенность скелета породы), с помощью моделей ( ) и ( ), рассмотренных во второй главе, определяют остаточные водо и нефтегазонасыщенность каждой градации продуктивных отложений и критическую водонасыщенность (напомним, что последняя характеризует водонасыщенность, при которой капельки воды объединяются и фазовая проницаемость коллектора по воде становится больше нуля). Все названные характеристики, а также эффективная проницаемость по нефти(газу) рассчитываются для двух случаев: а) когда в порах продуктивных отложений вместе с углеводородами находится пластовая вода- K0R_Bt Кпгг.в, JKB B И - пр ф.нг.в и б) пластовая вода вытесняется фильтратом бурового раствора - К0в4 онг.ф, К"в Ф и Кпр ф.
Перед расчетом эффективной проницаемости предварительно с помощью модифицированной формулы Козени, рассмотренной во второй главе, рассчитываются абсолютная проницаемость каждой градации продуктивных отложений и радиус фильтрующих капилляров. При этих расчетах используется еще один параметр петрофизической модели продуктивного пласта - абсолютная проницаемость скелета породы - tfnp.a6c.ac Все остальные характеристики петрофизической модели продуктивного пласта, включая геофизические величины и промысловые характеристики (коэффициент продуктивности нефти или газа, водонефтяной или газо-водяной фактор, дебнты нефти, газа и воды) определяются с помощью моделей, рассмотренных во второй главе.
Как мы уже видели, для настройки петрофизической модели продуктивного пласта на конкретные геолого-скважинные условия необходимо задать следующие параметры: і. открытую пористость скелета породы Кн. ск., 2. абсолютную проницаемость скелета породы #пр.абсас 3. остаточную водонасыщенность скелета породы /Гов.ск... 4. остаточную нефтегазонасыщенность скелета породы Аонгхк..» 5. содержание адсорбированной воды в порах глинистого цемента Юадс, 6. содержание капиллярной воды в порах карбонатного цемента (Оющ.
Еще нужно задать остаточную нефтегазонасыщенность скелета породы. Но, по литературным данным, она изменяется незначительно, в диапазоне 0,25 - 0,3. Поэтому ее можно в первом приближении считать константой.
Помимо параметров продуктивных отложений для построения петрофизической модели нужно знать три скважннные характеристики: 1. удельное сопротивление пластовой воды, 2. удельное сопротивление фильтрата бурового раствора, 3. пластовую температуру.
В частности, для модели верхнепермских отложений Среднеткжгского газоконденсатного месторождения (таблица 3.1), были использованы следующие значения указанных параметров: пористость, абсолютная проницаемость, остаточная водонасыщенность и остаточная газонасыщенность скелета равны соответственно 0,259, ЮООмД, 0,15 и 0,30; содержание адсорбированной воды в порах глинистого цемента и капиллярной воды в порах карбонатного цемента равно 0,307 и 0,1. Удельные сопротивления пластовоой воды и фильтрата бурового раствора равны 0,05 и 0,3 Ом.м. Пластовая температура - 70 градусов Цельсия.
В следующих разделах мы рассмотрим методику оценки параметров петрофизической модели продуктивного пласта применительно к типичным терригенным отложениям с глинисто-карбонатным цементом и простым карбонатным отложениям.
Методика построения петрофизической модели продуктивного пласта
Сравнивая полученные два крайних, вырожденных варианта петрофизической модели, когда в продуктивных отложениях присутствует только глинистый цемент (таблица 3.1) и только карбонатный цемент (таблица 3.2), можно заметить, что:
во втором варианте (карбонатный цемент) абсолютная и фазовая проницаемость снижаются медленнее при уменьшении открытой пористости по сравнению с первым случаем (ГЛИНИСТЫЙ цемент), в результате чего критическая пористость при заполнении пор скелета карбонатным цементом более низкая (0,024), чем в случае заполнения их глинистым цементом (0,061).
карбонатный цемент не влияет на показания методов СП и ГК, в результате и самый лучший коллектор, н наиболее уплотненная порода выделяются на диаграммах этих методов одинаково; в то же время глинистый цемент существенно влияет на показания этих методов, причем показания метода СП оказываются разными для продуктивных и водоносных пород,
минерализация поровой воды в случае карбонатного цемента не влияет на ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений, в случае же глинистого цемента снижение минерализации поровой воды приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений,
И при глинистом, и при карбонатном цементе показания нейтронного и акустического методов существенно зависят от характера насыщения породы.
Более подробно возможности использования петрофизических моделей при изучении продуктивных отложений по скважйнным данным и, в первую очередь, по данным ГИС, мы рассмотрим в главе 4. Сейчас же отметим, что с помощью этих моделей можно строить графики любых двухмерных взаимосвязей между характеристиками продуктивных отложений, В частности, могут быть построены взаимосвязи между геофизическими характеристиками -удельным сопротивлением породы, показаниями методов СП, ГК, НТК и АК- и коллектор-скими, литологическими и др. свойствами продуктивных отложений.
При подходе к построению петрофизической модели продуктивного пласта для карбонатных отложений был принят во внимание практически одинаковый характер корреляционных петрофизических взаимосвязей (между открытой пористостью и абсолютной проницаемостью, открытой пористостью и остаточной водонасьоденностью) для терригенных и карбонатных отложений с межгранулярным типом пустотного пространства. Была выдвинута гипотеза, что для карбонатных пород, не имеющих трещин и каверн, можно использовать тот же способ моделирования, что и для терригенных пород межгранулярного типа[50,66]. Иными словами, можно допустить, что в карбонатных отложениях имеется скелет, заполняемый либо карбонатным, либо карбонатным и глинистым цементом. При наличии в породе только карбонатного цемента справедливо следующее соотношение: Я"п + А"карб = Кп-ск (3.5) Если же помимо карбонатного присутствует и глинистый цемент, то Кп + карб + гл = п.ск - (3.6)
Влажность (капиллярная водонасыщенность) карбонатного цемента, как и в случае терригенных пород, значительно ниже влажности (адсорбированной водонасыщенности) глинистого цемента. Поэтому критическое значение открытой пористости карбонатных отложений порового типа, соответствующее максимальному заполнению пор скелета карбонатным цементом, составляет чаще всего 0,03- 0,06. Если же поры заполняются только глинистым цементом, критическая пористость значительно выше и составляет 0,10-0,15[74,66, 33].
После того, как поры скелета будут полностью заполнены цементом, жесткость скелета нарушается. Как и в случае терригенных пород, цемент принимает на себя нагрузку от давления вышележащих пород. В результате адсорбционная водонасыщенность глинистого цемента и капиллярная водонасыщенность карбонатного цемента перестают быть константами и снижаются по мере снижения пористости карбонатных пород.
Для опробования описанного подхода к построению петрофизической модели продуктивного пласта, представленного карбонатными отложениями с межгранулярной пористостью - простыми карбонатными отложениями - используем результаты анализов образцов карбонатных отложений Ливийского месторождения Фидда, выполненные «Core Laboratories UK LTD, Petroleum Reservoir Engineering, London-Aberdeen».
Типичные терригенные отложения с глинисто-карбонатным цементом
При оценке открытой пористости с помощью графиков двухмерных связей межу открытой пористостью и геофизическими величинами нужно иметь в виду, что основной вариант петрофизической модели продуктивного пласта отражает закономерности для типичных терригенных гидрофильных отложений с глинистым цементом. Если же изучаемый интервал разреза имеет другую характеристику, например, содержит карбонатный цемент или является частично гидрофобным, разные геофизические методы реагируют на эти изменения существенно по-разному. Поэтому, определяя с помощью двухмерных связей открытую пористость, мы будем получать разные ее значения для разных геофизических величин.
Эти расхождения в оценках можно учесть, используя «принцип противоречия различных оценок одной и той же характеристики продуктивных отложений с помощью разных методов ГИС», предложенный М.М. Элланским [74 ]. Коротко этот принцип сводится к следующему;
Все оценки открытой пористости по данным ГИС делятся на две группы: в первую входят оценки по данным метода сопротивлений, СП и ГК, во вторую - по данным НГК (НКТ), АКиГГК.
Если изучаемый интервал разреза соответствует условиям, для которых построена пет-рофизическая модель продуктивного пласта, все оценки открытой пористости будут одинаковыми ( с точностью до погрешностей используемых взаимосвязей).
Если оценки первой группы существенно выше оценок второй группы, изучаемый интервал разреза содержит карбонатный цемент.
Если оценки второй группы существенно выше оценок первой группы, изучаемый интервал разреза сильно «заглинизирован» и, вероятнее всего, является неколлектором.
Помимо противоречий между группами при интерпретации данных ГИС возникают противоречия оценок внутри групп. Так, для оценок первой группы возможны следующие ситуации: Все три оценки совпадают. Оценка открытой пористости по данным метода сопротивлений выше других оценок. В этой ситуации возможна гидрофобизация изучаемого интервала разреза, либо (при сопротивлении пластовой воды более высоком, чем сопротивление двойного ионного слоя) наличие в породе карбонатного или другого «неактивного» цемента.
Оценка открытой пористости по данным метода сопротивлений ниже двух других оценок. В этой ситуации возможно наличие подвижной воды (попадание в переходную зону) в изучаемом интервале разреза или (при сопротивлении пластовой воды более низком, чем сопротивление двойного ионного слоя) наличие в породе карбонатного или другого «неактивного» цемента.
Оценка открытой пористости по данным ГК более низкая, чем по данным метода СП. В этой ситуации изучаемый интервал разреза «аномально» радиоактивен, то есть содержит, помимо глинистого цемента, какие-то другие источники естественной радиоактивности.
Рассмотренный принцип противоречия оценок необходимо учитывать как при оперативной, так и при сводной интерпретации данных ГИС.
Перейдем к конкретным методикам оценки открытой пористости, глинистости и кар-бонатности типичных терригенных отложении.
1).В терригенных отложениях имеется только глинистый цемент. В этом случае можно использовать любую двухмерную связь между какой-либо геофизической величиной и открытой пористостью, построенную с помощью петрофизической модели продуктивного пласта. На рис. 4.13 показаны две такие связи с открытой пористостью: относительной аномалии СП и относительных показаний ПС
Связь показаний СП с открытой пористостью будет разной для водоносных и продук тивных отложений. Расхождение между двумя зависимостями будет тем больше, чем мень ше водонасыщенность зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в изучаемый интервал разреза.
2) В терригенных отложениях имеется глинистый и карбонатный цемент. В этом случае нужно сначала определить долю карбонатного цемента в изучаемом интервале разреза. Это можно сделать, используя один из кросс - плотов типа рис.4.8 или 4.9.
Затем по графикам типа рис.4.14 и 4.15 с учетом известной доли карбонатного цемента в породе оценивается открытая пористость изучаемого интервала разреза.
С помощью петрофизической модели продуктивного пласта можно построить графики взаимосвязей абсолютной и эффективной проницаемости по нефти(газу) и воде с харак теристиками продуктивных отложений, включенными в эту модель. Мы будем использовать для оперативной интерпретации данных ГИС графики взаимосвязей: а) абсолютной проницаемости с открытой пористостью и б) эффективной проницаемости по нефти (газу) и воде с абсолютной проницаемостью. С учетом эффективной проницаемости, а также текущей и критической водонасыщенности и остаточных водо и нефтегазонасыщенности мы будем оценивать фазовую проницаемость коллекторов по нефти (газу) и воде и коэффициент продуктивности коллектора.
Абсолютная проницаемость. В главе 2, рассматривая общую модель абсолютной проницаемости, мы выяснили, что абсолютная проницаемость пород с межгранулярной пористостью зависит от открытой пористости, остаточной водонасыщенности, извилистости и радиуса пор, участвующего в фильтрации. Перечисленные четыре характеристики достаточно тесно взаимосвязаны между собой, так как зависят от одних и тех же факторов: объема открытых пор и количества цемента в породе. Поскольку в типичных терригенных отложениях может присутствовать как глинистый, так и карбонатный цемент, а содержание воды в их порах существенно разное (глава 3), можно было ожидать, что и абсолютная проницаемость будет разной при одинаковом количестве глинистого и карбонатного цемента. Это предположение подтверждается как модельными данными, так и фактическими материалами.
На рис.4.13 и 4.14 приведены взаимосвязи между абсолютной проницаемостью и открытой пористостью с учетом вида цемента для покурской свиты Западно-Торкасалинского месторождения, построенные с использованием петрофизической модели продуктивного пласта и по результатам анализа керна. На первом рисунке помещены две «предельные» кривые взаимосвязи абсолютной проницаемости и открытой пористости для случаев, когда в породе находится только глинистый и только карбонатный цемент, а также данные керна для образцов с преимущественным содержанием одного из этих видов цемента. Как видно, модельные данные хорошо согласуются с результатами анализа керна. На втором рисунке представлено семейство модельных кривых для разного содержания глинистого и карбонатного цемента.
