Содержание к диссертации
Введение
1. Общие сведения о трещиноватости горных пород, методах ее оценки и особенностях карбонатных отложений 10
1.1. Трещиноватость и кавернозность горных пород 10
1.2. Особенности карбонатных отложений 14
1.3. Краткий обзор методов оценки трещиноватости пород 17
Выводы по разделу 1 20
2. Анализ эффективности волнового акустического каротажа при оценке трещиноватости пород 21
2.1. Акустические признаки трещиноватости карбонатных пород и их применение в практике каротажа 21
2.2. Сравнительная оценка эффективности акустических признаков трещиноватости 29
2.3. Причины недостаточной эффективности акустических методов оценки трещиноватости пород 43
Выводы по разделу 2 49
3. Новые способы волнового акустического каротажа 51
3.1. Способ акустического каротажа по отраженным поверхностным волнам 51
3.2. Способ трехплоскостного поляризационного акустического каротажа 54
3.3. Способ акустического каротажа переменной мощности возбуждения 57
Выводы по разделу 3 59
4. Использование данных электрометрии скважин для оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород 60
4.1.. Анализ методик оценки трещиноватости пород по данным электрометрии скважин 60
4.2. Основные положения авторской методики оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород по данным электрометрии скважин 64
4.3. Оценка трещиноватости карбонатных пород с однородными по разрезу литологией и структурой (на примере отложений фа- менских рифов Волго-Уральской провинции) 66
4.4. Оценка трещиноватости низкопористых известняков с водо- насыщенной матрицей (на примере овинпармских отложений Тимано-Печорской провинции) 78
4.5. Оценка трещиноватости низкопористых карбонатных пород сложного вещественного состава и высокой степени метаморфизма 95
4.5.1. Двухкомпонентные по составу кавернозные карбонатные породы (на примере евлано-ливенских отложений Тимано-Печорской провинции) 95
4.5.2. Трехкомпонентные по составу кавернозные карбонатные породы (на примере фаменско-турнейской залежи Тимано-Печорской провинции) 105
Выводы по разделу 4 111
Заключение 113
Литература
- Краткий обзор методов оценки трещиноватости пород
- Причины недостаточной эффективности акустических методов оценки трещиноватости пород
- Способ акустического каротажа переменной мощности возбуждения
- Оценка трещиноватости низкопористых известняков с водо- насыщенной матрицей (на примере овинпармских отложений Тимано-Печорской провинции)
Введение к работе
Актуальность проблемы. Карбонатные породы содержат более половины мировых запасов нефти, при этом только часть запасов сосредоточена в коллекторах порового типа. Значительное количество углеводородов находится в низкопористых карбонатных породах (НКП), которые могут быть коллекторами промышленного значения только при наличии в них открытых трещин.
В этой связи актуальной является задача поисков трещинных зон и оценки степени трещиноватости в карбонатных толщах. Наличие открытых трещин определяют с помощью различных методов, чувствительных к изменениям физических свойств пород, вызванным трещиноватостью. При сейсмических исследованиях, в том числе скважинных, трещиноватость оценивают по анизотропии скоростей продольных волн, по расщеплению поперечных волн на быстрые и медленные, по рассеиванию сейсмических волн. Эти исследования не обладают достаточной детальностью при решении промысловых задач.
На оценку трещиноватости направлены также специальные исследования керна, гидродинамические исследования, в частности, гидропрослушивание, анализ процесса бурения, особенно выявление интервалов поглощения промывочной жидкости при бурении и т.д.
Среди всех исследований важнейшим источником информации о параметрах пород является комплекс геофизических исследований скважин (ГИС). В настоящее время существуют специальные методы ГИС, направленные на выявление трещин, пересекающих скважины. Наиболее эффективными являются метод электрического сканирования стенки скважины и способы, связанные с закачкой в прискважинную зону индикаторов (радиоактивных, нейтронопоглощающих). Но в большинстве скважин комплекс ГИС включает стандартный набор методов. Известно, что наиболее чувствительными к трещиноватости являются волновой акустический каротаж (ВАК) и электрометрия скважин, в частности, боковой каротаж (БК). Однако имеющиеся способы оценки трещиноватости по этим методам каротажа имеют существенные недостатки, поэтому разработки автора в данном направлении являются весьма актуальными.
Цель диссертационной работы. Разработать методику интерпретации стандартного комплекса ГИС и способы волнового акустического каротажа для оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород.
Основные задачи исследований:
1. Анализ состояния проблемы оценки трещиноватости по данным геофизических исследований скважин, в частности, по результатам волнового акустического каротажа;
2. Разработка способов наблюдений и интерпретации волнового акустического каротажа, эффективных при оценке трещиноватости пород;
3. Создание способа учёта слоистости и кавернозности пород при оценке пористости по данным волнового акустического каротажа;
4. Разработка общих принципов оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород по данным электрометрии;
5. Разработка методики оценки трещиноватости по данным электрометрии и комплексу ГИС на примере различных карбонатных толщ;
6. Оценка пористости карбонатных пород с применением адаптации данных ГИС, учитывающая доломитизацию, окремнение, кавернозность и слоистость.
Объекты исследований – низкопористые карбонатные породы Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций, существенно отличающиеся по физическим свойствам.
Предмет исследований – данные геофизических исследований скважин, прежде всего, волнового акустического каротажа и бокового каротажа при изучении низкопористых карбонатных пород.
Фактический материал и личный вклад автора. Диссертация является логическим завершением десятилетних научно-исследовательских работ автора в ОАО «Пермнефтегеофизика» и обучения в аспирантуре Пермского государственного университета. Часть научно-исследовательских работ выполнялась в рамках договоров с ООО «ПермНИПИнефть», в которых автор принимал непосредственное участие в качестве ответственного исполнителя со стороны ОАО «Пермнефтегеофизика» по темам: «Комплексное изучение карбонатных коллекторов смешанного типа» (2002 г.), «Разработка методики комплексной интерпретации сейсмических, геолого-геофизических и акустических измерений для выявления высокопроницаемых трещинных зон в рифовых массивах и дифференцированной оценки сложнопостроенных коллекторов (на примере им. Архангельского и Шершнёвского месторождений)» (2004 г.), «Разработка методики комплексирования геолого-геофизических методов с целью подсчёта запасов углеводородов в сложнопостроенных карбонатных резервуарах (на примере Тобойского, Медынского и Мядсейского месторождений)» (2008 г.).
Основные защищаемые положения:
1. Анализ эффективности волнового акустического каротажа при оценке трещиноватости пород, основанный на сопоставлении с результатами прямых наблюдений трещиноватости и учитывающий субвертикальность раскрытых трещин.
2. Способы акустического каротажа скважин, основанные на использовании отражённых волн Стоунли, поляризованных в трёх плоскостях поперечных волн и вариаций мощности излучения.
3. Методика оценки трещиноватости низкопористых нефтенасыщенных карбонатных пород по данным электрометрии скважин, основанная на использовании свойств остаточной воды и применении закона Арчи.
Научная новизна:
1. Показана эффективность широкополосного волнового акустического каротажа, особенно при площадном анализе трещиноватости. Установлено, что акустические признаки трещиноватости не являются необходимыми и достаточными из-за субвертикальности открытых трещин и несовершенной конструкции применяемых приборов.
2. Разработаны три способа волнового акустического каротажа, повышающие эффективность оценки трещиноватости пород.
3. Предложен метод учёта кавернозности и слоистости породы при интерпретации результатов акустического каротажа.
4. Обосновано использование электрометрии скважин, в частности, метода БК в низкопористых карбонатных нефтенасыщенных породах как метода оценки трещиноватости.
5. Разработаны общие принципы и методика оценки трещиноватости по данным электрометрии скважин для карбонатных пород разного генезиса, вещественного состава, структуры матрицы и пустотного пространства.
6. Разработан принцип адаптивной интерпретации данных ГИС, учитывающий результаты петрофизических и других геолого-геофизических исследований при оценке коллекторских свойств карбонатных пород.
Практическая значимость работы. Оценка трещиноватости по разработанной методике применялась на месторождениях им. Архангельского и Шершнёвском. Полученные данные хорошо согласуются с результатами сейсморазведки 3Д и непродольного вертикального сейсмического профилирования. На основании полученных данных в ООО «ПермНИПИнефть» построена постоянно-действующая геолого-технологическая модель Т-Фм залежи Шершнёвского нефтяного месторождения с учётом трещиноватости коллекторов, а также гидродинамическая модель, в которой трещиноватость учитывалась с одним и с двумя типами пустотного пространства. Оценка трещиноватости пород в разведочных скважинах позволила скорректировать заложение горизонтальных скважин таким образом, что они вскрыли трещинные зоны и из всех пробуренных горизонтальных скважин получены значительные притоки нефти.
В ОАО «Пермнефтегеофизика» внедряется разработанная автором методика интерпретации данных геофизических исследований скважин и аппаратура МАК-4-ОПВ, реализующая способ акустического каротажа по отражённым волнам Стоунли.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научных конференциях (Уфа, 2002, 2004, Сургут, 2007, Пермь, 2008), опубликованы в 14 научных работах, в том числе 7 в изданиях, рекомендованных ВАК. По теме диссертации получено 2 патента на изобретения.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх разделов и заключения. Работа содержит 124 страницы, включая 33 рисунка и библиографический список из 74 наименований.
Автор благодарен д.т.н. Костицыну В.И., под чьим научным руководством выполнена диссертационная работа, д.г.-м.н. Некрасову А.С. за постановку задач и плодотворные обсуждения, всем сотрудникам ОАО «Пермнефтегеофизика», обеспечившим условия для плодотворной работы, в частности, д.т.н. Жуланову И.Н., к.т.н. Савичу А.Н. Автор также благодарен Заляеву Н.З., принцип функциональных преобразований которого всегда помогал автору при интерпретации данных геофизических исследований скважин.
Краткий обзор методов оценки трещиноватости пород
Карбонатные породы разнообразны по минеральному составу, структуре и текстуре скелета, а также структуре пустотного пространства. Причина такого разнообразия объясняется разнообразием фациальных обстановок осадконакопления и процессов эпигенеза. Согласно работе Петтиджона Ф.Дж. «из-за полигенетической природы известняков трудно найти набор параметров, который подходил бы всем известнякам» [46, с. 453]. С другой стороны, знание фациальной обстановки осадконакопления (генезиса отложений), постседиментационных процессов преобразования первичных толщ и других геологических данных, постепенно накапливаемых в процессе изучения конкретного геологического объекта, позволяет в каждом конкретном случае сузить набор параметров, необходимых для выделения и оценки коллекторов. Это обстоятельсьво позволяет Козяру В.Ф., Козяру Н.В., Мрозов- ской C.B. и др. в работе [34] заявить, что «карбонатные разрезы представляют собой идеальные объекты для изучения средствами ГИС».
По генезису основные составляющие карбонатных пород могут быть биогенными (органогенными), хемогенными и обломочными, - смешанными во всех пропорциях. В процессе диагенеза и эпигенеза происходят уплотнение, цементация, доломитизация, кальцитизация, перекристаллизация, выщелачивание, сульфатизация, образование и залечивание трещин и другие процессы, приводящие к изменениям вещественного состава отложений, текстуры, петрофизических свойств, структуры пустотного пространства.
Для правильной оценки коллекторских свойств карбонатных пород в первую очередь необходимо правильно определить их вещественный состав и коэффициент пористости Кп, т.е. долю объема породы, занимаемую флюидом. Следующая задача, которая на самом деле может быть решена по результатам ГИС только совместно с двумя первыми, это определение структуры пустотного пространства, на практике — оценка степени кавернозности и степени трещиноватости. Кавернозность характерна для карбонатных пород вследствие их повышенной растворимости, трещиноватость — вследствие их хрупкости (особенно при низкой пористости).
Карбонатные толщи достигают мощности в несколько тысяч метров, нефтенасыщенные — нередко нескольких сотен метров. Коэффициент пористости Кп (далее для краткости пористость) карбонатных отложений изменяется в широких пределах, может достигать 30% и более. Однако, довольно часто имеет место ситуация, при которой только небольшая доля нефтена- сыщенной толщи имеет большую пористость и является коллектором поро- вого, каверно-порового или порово-кавернового типов, в котором емкость и проницаемость обеспечиваются порами и кавернами. Нередко основная часть разреза (иногда и весь разрез) представлена плотными и низкопористыми карбонатами.
Низкопористыми будем называть карбонатные породы, в которых проницаемость не может быть обеспечена порами и кавернами. Известно из экспериментов, что в пористых материалах (см., напрмер, справочник [49]) при пористости 6% присутствуют только закрытые поры, а при пористости 20% в основном все поры открыты. Известны экспериментальные исследования, описанные Эфросом А.Л. в [59], по электрической проводимости смеси шариков различной величины, часть из которых электропроводна. Эти эксперименты достаточно надежно указывают нижний предел доли объема, занимаемого проводящими шариками, при котором смесь начинает проводить электрический ток: около 16%. Значение 16% является нижним пределом возникновения бесконечных кластеров из проводящих электрический ток шариков. Ясно, что результат является геометрическим и не зависит от того, что течет по бесконечным кластерам — электрический ток или жидкость (нефть или вода). Поэтому, если бы обнаружились породы, поровое пространство которых состоит исключительно из сферических каверн, нижний предел пористости коллектора был бы около 16%, - при меньшей пористости такая порода непроницаема.
Поскольку поры в реальной породе имеют неправильную, часть из них сильно вытянутую (в виде каналов) форму, то они сообщаются не только с ближайшими соседями, но и с более удаленными. Согласно Граусману A.A. [6] предельное значение пористости для изотропного порового коллектора, основанное на численных расчетах порога протекания решеточной модели теории перколяции с большим числом связей должно быть не менее 8%. Для анизотропного порового коллектора, в котором фильтрация возможна только в одной плоскости, это значение в два раза больше.
На практике за нижний предел пористости карбонатных коллекторов порового типа обычно принимают значение около 6-8%. Но во многих случаях в скважинах получают приток флюида из пластов известняков и доломитов с меньшей пористостью. Фильтрация флюида в породе и приток в скважину могут быть обеспечены в этом случае только трещинами, притом открытыми. Таким образом, нижний предел пористости коллекторов трещиноватых пород равен нулю.
Объектом настоящего исследования являются карбонатные породы, пористость которых меньше нижнего предела пористости коллекторов порового типа, для определенности, менее 7%. Граница пористости 7% условна по значению, «плавает» вблизи этого значения в зависимости от способов определения, регионов, типов карбонатных пород, но безусловно существует, - она установлена многочисленными теоретическими расчетами, скважин- ными и лабораторными исследованиями. Трещиноватыми могут быть породы с различной пористостью, в том числе и высокопористые. Майдебор В.Н., в работе [38] утверждает, что трещиноватые коллекторы достаточно подразделить на два типа: трещиновато- кавернозные (матрица непроницаема и во- донасыщена) и трещиновато-пористые. В соответствии с таким подразделением, в настоящей работе рассматриваются трещиновато-кавернозные коллекторы.
Причины недостаточной эффективности акустических методов оценки трещиноватости пород
Волновой акустический каротаж (называемый также широкополосным) является в настоящее время основным методом ГИС для выделения трещиноватых коллекторов низкой пористости. Известно множество признаков трещиноватости горных пород по акустическому каротажу. Согласно работе Ивакина Б.Н., Каруса Е.В. и Кузнецова О.Л. [17] интервалы трещиноватости можно выделить по следующим признакам: - снижению амплитуды и аномальному затуханию 8-волны, наиболее чувствительной к трещиноватости; - изменению формы и спектра волнового сигнала (ВС); - возникновению отраженных от трещин волн с пересекающимися годографами на фазокорреляционной диаграмме (ФКД); - увеличенному затуханию волны Стоунли, связанному с проницаемостью трещин.
По некоторым данным (например, Козяр В.Ф., Глебочева Н.К., Медведев Н.Я. [32]) более устойчивым, чем коэффициент затухания, признаком проницаемости (в том числе обусловленной трещиноватостью), является уменьшение скорости (увеличение интервального времени) волны Стоунли.
Предлагаются и используются в практике интерпретации как признаки трещиноватости и другие величины, определяемые по данным волнового акустического каротажа: отношение амплитуд поперечной и продольной волн А5/Ар, коэффициент сжимаемости породы (для расчета необходим каротаж плотности), коэффициент Пуассона (Викторин В.Д. [5]), так называемый коэффициент приточности Ке (Будыко Л.В., Спивак В.Б., Щербаков Ю.Д. [3]) И т.д.
Современный акустический каротаж (АК) выполняется с цифровой записью всего волнового сигнала, приходящего к акустическим приемникам приборов и состоящего из волн разных типов, поэтому называется широкополосным или волновым акустическим каротажем. Для определения по данным ВАК параметров акустических волн под руководством автора разработана компьютерная программа АК-КОМП. С помощью программы определяются интервальное время продольной (Р), поперечной (8) и поверхностной (или Стоунли, 81) волн, средняя частота и ширина спектра, энергия, коэффициент затухания для цугов волн каждого типа и для ВС в целом и другие. Одним из достоинств программы является способ графического отображения ВС в виде волновой картины (ВК), на которой наглядно видно, как изменяются по разрезу Р-, 8- и 81- волны.
На рис. 1 представлена ВК, полученная в скв. 590 Сибирской площади (отложения фаменского яруса). Интервал 2407,0 - 2412,6 м выделяется снижением амплитуд всех типов волн: продольной, поперечной и Стоунли. Кроме того, волны ведут себя "неправильно": фазы продольной волны раздваиваются, фазы поперечной — сбиваются и плохо прослеживаются по глубине, фазы волны Стоунли становятся шире и сдвигаются вправо. Пористость по нейтронному каротажу (К„н) в интервале варьирует от 2% до 9% при среднем значении около 5%. Пористость по АК, определяемая по интервальному времени первого вступления — не более 2%. По всем этим признакам интервал выделяется как сложный (низкопористый, трещиноватый) коллектор.
По качественным признакам на рис. 1 можно выделить также интервал 2423м — 2424м (см. также интервал II на рис. 2), где наблюдается снижение амплитуд всех типов волн при очень небольшом увеличении интервального времени. Пористость по нейтронному каротажу — не более 4%, по АК около - интервальные времена трех типов волн DTP, DTS и DTSt и вычисленный по отношению DTS / DTP коэффициент Пуассона, - средние частоты FIP, FIS и FISt пакетов волн трех типов, выделенных в ВС первого зонда, - ширина спектров W1P, WIS и WISt тех же пакетов, - энергии (или мощности) Е1Р, El S и El St, - коэффициенты затухания энергий пакетов волн AlffiP, AlfES и AlfESt, - характеристики ВС в целом (исключая помехи, имеющиеся до первого вступления) El, Alffi, FI и W1, - характеристики ВС во временном интервале от первого вступления продольной волны до первого вступления волны Стоунли E1P&S, AlfP&S, F1P&S и W1P&S.
В интервале I (рис. 2), интерпретируемом по акустическим признакам как трещинный коллектор, наблюдаются следующие особенности поведения представленных параметров. Интервальные времена продольных и поперечных волн (S- волна по второму зонду прослеживается только в верхней части интервала) имеют значения, характерные для плотных известняков (DTPcp » 162 мкс/м), а их отношение и монотонно зависящий от этого отношения коэффициент Пуассона больше, чем для вмещающих пород. Скорее всего, продольная волна не пересекает трещин и, соответственно, не "тормозит" на них, т.е. трещины - субвертикальны. Это подтверждается данными CAT: на развертках амплитуды и времени видны редкие субвертикальные следы трещин. Среднее значение интервального времени волны Стоунли в интервале I на 30 - 40 мкс/м больше, чем в соседних пластах, что свидетельствует о проницаемости интервала.
Самые "гладкие" кривые — это полная энергия ВС и энергии всех типов волн. По этим кривым и проведены границы возможнопроницаемых интервалов I, II и III. Коэффициенты затухания энергии, средние частоты и ширина гистрации тонких эффектов чистоты и точности измерений. Например, приборы серии МАК не защищены от распространения волн, отражающихся поочередно от стенки скважины и прибора. При достаточной длине зонда (более 2 м) на ВК можно наблюдать два и даже три пакета продольной волны, причем амплитуда второго пакета часто больше, чем первого. Ясно, что эти волны интерферируют с первой поперечной волной и искажают определяемые параметры Б-волны. Что касается спектральных характеристик ВС, то они никак метрологически не обеспечены, т.к. соответствующие характеристики излучателей и приемников приборов ВАК не поверяются. Кроме того, практика показывает, что спектральные характеристики еще менее устойчивы (определяются с большей погрешностью), чем амплитудные.
В отсутствие количественных критериев выделения трещинных коллекторов по обсуждавшимся выше параметрам в производственном режиме основным в Пермском регионе является метод приточных зон, разработанный Будыко Л.В. [3]. Внедрением метода в Пермском регионе занимался Жуланов И.Н. [12, 13] при участии автора
Способ акустического каротажа переменной мощности возбуждения
Поскольку нефть является таким же изолятором, как и минералы скелета породы, вполне естественным является и несколько другое, более простое обобщение формулы (9):
Из формулы (11) можно определить коэффициент водонасыщенности Кв, если параметры а и т (а также удельное сопротивление пластовой воды) известны. Как определить эти параметры? Самый "правильный" путь - лабораторные измерения. Однако, воспользоваться этим способом на практике не удается: во-первых, исследовать в лаборатории можно довольно ограниченную выборку образцов, во-вторых, трудно воспроизвести при измерениях скважинные условия. Кроссплот на рис. 19Г отображает связь лабораторно определенных открытой пористости и электросопротивления образцов керна из фаменских отложений Шершнёвского месторождения. Образцы насыщались минерализованной водой (моделью пластовой воды) или нефтью. Как видно из сопоставления кроссплотов рис. 19, значения УЭС одинаковых по пористости известняков по лабораторным данным очень сильно отличаются от данных каротажа. Тем не менее, лабораторные исследования подтверждают, что характер зависимости между пористостью и сопротивлением исследуемых пород меняется вблизи значений Кп 7%, что указывает на микро- трешиноватость (образцы с макротрещинами изготовить и исследовать на электропроводность практически невозможно) значительной части низкопористых образцов.
При анализе результатов скважинных измерений не удалось в данном случае получить единую для пористых водонасыщенных карбонатных пород месторождения зависимость между электросопротивлением по БК и пористостью по нейтрон-нейтронному каротажу (ННК). Возможно, была недостаточной (в частности, из-за метрологических проблем, неполного учета скважинных условий) точность определения пористости породы с помощью скважинных приборов. Поэтому параметры а и ш для поровых коллекторов автором были определены на основе кроссплотов по данным БК — ННК по каждой скважине в отдельности. Затем вычислялся коэффициент К„ из уравнения (11). В качестве диагностического признака трещиноватости низкопористой карбонатной породы автором предложено использовать величину Кв, определяя ее из уравнения (11) в интервалах нефтенасыщенной породы, при этом используя значения параметров а и т, полученные сопоставлением данных электрокаротажа и каротажа пористости в интервале водонасыщенной пористой (К„ 7%) породы. Для этого признака необходимо ввести специальное обозначение (автором предложено - так как, во-первых в трещиноватых интервалах он не отображает коэффициент водонасыщенности породы, во-вторых, чтобы обозначение величины указывало на способ ее вычисления. Если в нефтенасыщенной низкопористой карбонатной породе К\У 1, то эта порода — трещиноватая.
Дополнительно необходимо учитывать, что интервалы с очень высокими сопротивлениями по БК (для Шершнёвского месторождения это около 1000 Омм) непроницаемы, это позволяет исключить ошибки, связанные с погрешностью определения пористости по ННК вблизи малых значений К1Ш. Эти ошибки весьма вероятны, т.к. в интервалах самых плотных непроницаемых и не трещиноватых известняков наблюдаются вывалы стенки скважины, связанные с разгрузкой напряжений в породе.
Иллюстрацией эффективности признака является интервал на глубине около 2020 м в скв. 79. Как видно из рис. 21, К\ - это единственная кривая (кроме К\ТЯ), по которой интервал можно выделить как коллектор. Напомним, что наличие коллектора подтверждено результатом испытаний, а субвертикальные макротрещины на этой глубине также видны на фотографии керна (рис. 4).
Значения на глубине около 2020 м в представленном на рис. 21 примере не просто больше, а значительно больше единицы. Автор объясняет это тем, что в интервале имеются не только микро-, но и макротрещины. Для дифференциации трещинных интервалов по степени трещиноватости пред- характерным для трещиноватых пород, и с коэффициентом а, определяемым из условия, что линии регрессии для порового и трещинного типа пород на кроссплоте типа рис. 19 пересекаются при Кпн 6,5%. Другими словами, К ПТЯ - это коэффициент водонасыщенности низкопористой породы, определенный по зависимости для трещинного коллектора. Если значение КХУТЯ в нефтенасыщенной породе (выше ВНК) приближается к 1, то, вероятно, скважину пересекают макротрещины. Интервалы трещиноватости выделены на рис. 21 синим цветом, интервалы макротрещиноватости - зеленым. При интерпретации учитывались и данные волнового акустического каротажа. Интервалы возможных по ВАК трещин выделены красным цветом. Применение ВАК для оценки трещиноватости описано ранее.
Описанная методика выделения трещинных интервалов применялась при комплексном изучении отложений фаменского рифа Шершнёвского месторождения [69]. Полученные оценки трещиноватости хорошо согласуются с результатами обработки данных сейсморазведки ЗД и непродольного вертикального сейсмического профилирования (НВСП).
На основании данных по охвату трещиноватостью разрезов скважин в ООО «ПермНИПИнефть» была построена постоянно-действующая геолого- технологическая модель Т-Фм залежи Шершнёвского нефтяного месторождения с учетом трещиноватости коллекторов [74]. Трещиноватость в гидродинамической модели учитывалась двумя разными способами: с одним и с двумя типами пустотного пространства. В первом способе трещиноватость учитывалась введением в расчет пластов с аномальными для их пористости величинами и анизотропией проницаемости, а также сильной зависимостью проницаемости от пластового давления. Во втором способе для моделирования использованы две вложенные матрицы: поровая и трещинная, с перетоками между ними
Оценка трещиноватости низкопористых известняков с водо- насыщенной матрицей (на примере овинпармских отложений Тимано-Печорской провинции)
УГа (ННК) = Wl (ННК) - 8 . (23) Таким образом, после проведенного анализа и адаптации данных можно составить три уравнения: где в - плотность породы по ГГК-П, С — плотность флюида, в! —плотность кальцита, бйа — известная поправка в плотность породы за доломит, 5Т(] — известная поправка в интервальное время за доломит, остальные величины описаны ранее. Неизвестных в системе уравнений два: XV и К ]. Казалось бы, математически система уравнений переопределена. Однако, уравнения (25) и (26) зачастую лучше не решать совместно: хотя формально они независимы, но с физической точки зрения они почти эквивалентны. Дело в том, что доломитизация влияет на коэффициенты пористости, определяемые по данным АК и ГГК в одну сторону: снижает их. Если бы скважинные измерения проводились с очень высокой точностью, система уравнений давала бы точные решения для трех неизвестных: XV, К и Но на практике погрешности изме Достаточно полную верификацию данных в этом случае провести не удается и приходится использовать аналогии с данными по другим скважинам.
Интервалы трещиноватости определяем по аномальной электропроводности породы, вычисляя интенсивность трещиноватости % по формуле (17). При вычислении \(БК) считаем, что электрическая проводимость неф- тенасыщенной матрицы обусловлена наличием связанной (остаточной) воды с минерализацией около 35 г/л, и в низкопористых породах нефтенасыщен- ной части разреза справедливо уравнение (13), в котором рсв 0,12 Омм (с учетом температуры). Учет глинистости производим через кривую \(ГК), полученную сопоставлением W(БK) и ГК. При наличии данных спектрометрического гамма каротажа вместо интегральной кривой ГК используем кривую КТН суммарной активности калия и тория. Если \(ГК) \(БК), то снижение электросопротивления интервала обусловлено глинистым материалом прослоев и трещин, и интервал не относится к трещинным коллекторам.
Пример результатов интерпретации приведен на рис. 30. Скв. 38 То- бойского месторождения эксплуатировалась открытым стволом и выбрана для иллюстрации, так как в ней были проведены потокометрические исследования. На рисунке 30 нанесены результаты интерпретации потокометриче- ских исследований, выполненной в Центре обработки и интерпретации ОАО «Пермнефтегеофизика». Наблюдается высокая степень корреляции кривой интенсивности трещиноватости % и выделенных по данным потокометрии работающих нефтью интервалов. В частности, на глубине около 2686 -2688 м и по значениям и по данным потокометрии выделяется хороший коллектор с пористостью менее 2%.
В исследуемом интервале скважины 38 был отобран и изучен керн. Согласно описаний керна породы евлано-ливенской толщи - это низкопористые (в основном до 2%) местами доломитизированные известняки (верхняя часть интервала) и доломиты (в нижней части интервала). При лабораторных исследованиях, в частности, было определено удельное электрическое
Сопоставление результатов выделения трещинных коллекторов и интерпретации потокометрии в скв. 38 Тобойского месторождения измерений с очень высоким УЭС (малыми значениями \\ (БК)), - им соответствуют, очевидно, битуминозные интервалы. Кавернозность также снижает \\ (БК). При интерпретации данных ГИС (рис. 30) пласты - коллекторы дифференцированы не только по степени доломитизации, но и разделены по степени кавернозности. Кроме того, выделены битуминозные пропластки. Степень кавернозности определена на полуколичественном уровне сопоставлением кривой с пористостью, полученной по АК с учетом коэффициента доломитизации К . Битуминозные пропластки выделены по признаку антикорреляции кривых А(БК) и XV. Коллекторы порового и кавернового типов выделены по граничному значению пористости 6%.
Трехкомпонентные по составу кавернозные карбонатные породы (на примере фаменско-турнейской залежи Тимано-Печорской провинции)
Трехкомпонентные кавернозные карбонатные породы рассмотрим на примере залежи Тобойско-Мядсейской группы месторождений Тимано- Печорской провинции, которая включает фаменско-турнейские отложения и карбонатные породы косьвинского горизонта визейского яруса. Поскольку четко выраженной границы между турнейскими отложениями и карбонатными отложениями косьвинского горизонта визейского яруса нет, образуемую ими единую залежь для удобства будем называть фаменско-турнейской.
Отложения (верхне)фаменско-турнейской залежи представлены в разной степени доломитизированными известняками и, в верхней части интервала, битуминозными кремниево-карбонатными породами. Степень доломитизации варьирует от нуля до ста процентов. Степень окремнения местами доходит до полного замещения карбонатных пород минералами кремнезема, в керне наблюдаются пропластки чистого кварца. Доломитизация и окремне- ние наблюдаются в одних и тех же образцах керна. Пустотное пространство для оценки трещиноватости, пористость W трехкомпонентной породы можно из системы петрофизических уравнений: где аналогично поправкам за доломитизацию введены поправки за окремне- ние (символ "s") в сечение фотоэффекта, нейтронную пористость, интервальное время и плотность породы.
При этом, как обычно, ввиду случайных и систематических погрешностей измерений, необходимость адаптации данных остается актуальной. Прежде, чем решать уравнения, необходимо верифицировать данные. Только после того, как кривые ГИС согласованы между собой в интервалах чистых известняков, можно определять коэффициент доломитизации, коэффициент окремнения, степень кавернозности и коэффициент пористости породы.
В приведенной выше системе уравнений четыре неизвестных величины. Но значение 4 можно определить, предполагая степень метаморфизма пород одинаковой в исследуемом интервале, сопоставлением для известняков коэффициента пористости по АК с коэффициентами пористости по ГГК- П и НК. Затем решаем системы уравнений (27, 28, 29) и (27, 28, 30). Значения Kt и Ks, полученные из разных систем уравнений, усредняем, и по средним значениям из уравнения (28) определяем исправленную за влияние литологии и кавернозности пористость W.
Если в скважине выполнены только два метода пористости, как правило, это АК и НК, то определить состав трехкомпонентной породы невозможно, однако при некоторых вполне оправданных допущениях можно оценить пористость, исправленную как за влияние доломитизации, так и за влияние окремнения, как и в п. 4.4, решая систему уравнений (14, 15), в которой теперь ц 1, так как учитывает не слоистость, а кавернозность.
Выделение трещинных интервалов в низкопористых породах производится по значениям параметра %. При вычислении \\ (БК) учитываем, что для условий описываемых отложений рсв «0,15 Омм.
Как пример интерпретации на рис. 33 представлены два расположенных выше ВНК интервала скв. 3024 Перевозного месторождения с различной литологией и структурой полостного пространства. Оба интервала обладают приблизительно одинаковой продуктивностью.
В нижнем интервале (2352 - 2409м) залегают преимущественно известняки доломитизированные и доломиты, местами со следами окварцевания. Мощность трещинных коллекторов значительно больше, чем поровых и ка- верновых. Верхний интервал (2226 - 2304м) - преимущественно кварциты и доломиты, здесь выделены коллекторы со структурой пустотного пространства кавернового и порового типов, а также их сочетания. Коллекторы трещинного типа по ГИС не обнаружены.
Качество ГИС в данной скважине достаточно высокое, поэтому кроме вышеописанной обработки данных были рассчитаны значения коэффициента в каждой точке каротажа (см. рисунок), а также с учетом вычисленного В среднем по интервалу (кроме интервала интенсивного окремнения) вычисленное значение 1,3 (как и было принято для расчета по анализу кроссплотов). Но в интервале интенсивного окремнения вычисленные значения 1. Этот интервал по описаниям керна в основном характеризуется как битуминозная карбонатно-кремниевая порода. Коллекторские свойства ок- ремненных пород мало изучены. По литературным данным, например, согласно Денку С.О. [11], они обладают исключительно трещинной проницаемостью независимо от их пористости, поэтому, хотя формально на рис. 33 в интервале окремненных пород выделены пласты порового и порово- кавернового типов, на самом деле коллекторские свойства этих пород остаются для автора не выясненными. В некоторых из скважин Тобойско- Мядсейской группы месторождений в этой толще по описанной методике выделяются интервалы трещиноватости, приуроченные к кремнисто- доломитистым пропласткам.
