Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние проблемы определения фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород 7
1.1. Классификация и фациальные особенности карбонатных пород 7
1.2. Определение фильтрационно-емкостных параметров карбонатных коллекторов по данным ГИС 9
1.2.1. Методы выделения коллекторов 10
1.2.2. Определение коэффициента пористости 12
1.2.3. Методы определения проницаемости 14
1.2.4. Методы изучения параметров трещиноватости 18
1.3. Методы выделения лито-фациальных комплексов по данным ГИС 21
Выводы 25
2. Геологическое строение месторождений вала Гамбурцева 28
2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений вала Гамбурцева 28
2.2. Тектоника 33
2.3. Условия осадконакопления нижнепалеозойских пород вала Гамбурцева, фациальное районирование и фильтрционно-емкостные свойства 36
2.4. Влияние вторичных процессов на формирование пустотного пространства 46
Выводы 49
3. Геолого-геофизические исследования нижнепалеозойских отложений вала Гамбурцева 50
3.1. Петрофизические исследования 50
3.1.1. Характеристика представительности кернового материала 5 0
3.1.2. Литологический состав пород 52
3.1.3. Определение фильтрационно-емкостных свойств 54
3.2. Геофизические исследования скважин 60
3.2.1. Комплекс ГИС, оценка качества исследований 60
3.2.2. Методика интерпретации данных стандартного комплекса ГИС 63
3.2.3. Применение пластового электрического микросканера FMI 67
3.2.3.1. Описание метода 67
3.2.3.3. Изучение трещиноватости карбонатных пород 68
3.2.3.2. Сопоставление данных электрического микросканера с данными керна 70
Выводы 76
4. Методика литогенетической типизации разреза по данным ГИС 79
4.1. Установление литогенетических типов по данным FMI 79
4.2. Методика литогенетической типизации разреза по данным комплекса ГИС с применением методов математической классификации 84
4.2.1. Подготовка данных и оценка зависимости между типом пород и методами ГИС 85
4.2.2. Дискриминантный анализ 87
4.2.3. Регрессионные модели 90
4.3. Методика оценки фильтрационных свойств пород на основе их литогенетической типизации 93
Выводы 97
5. Результаты литогенетической типизации нижнепалеозойских пород Тимано-
Печорской провинции и оценка их фильтрационных свойств 98
5.1. Месторождения вала Гамбурцева 98
5.2. Осовейское месторождение 103
5.3. Средне-Макарихинское месторождение 108
Выводы 108
Заключение
Список использованной литературы 112
- Определение фильтрационно-емкостных параметров карбонатных коллекторов по данным ГИС
- Условия осадконакопления нижнепалеозойских пород вала Гамбурцева, фациальное районирование и фильтрционно-емкостные свойства
- Характеристика представительности кернового материала
- Методика литогенетической типизации разреза по данным комплекса ГИС с применением методов математической классификации
Введение к работе
Актуальность исследований
Значительная доля мировых запасов нефти содержится в карбонатных коллекторах, развитых в широком стратиграфическом интервале во многих районах Земного шара.
При определении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатного разреза по данным ГИС часто возникают трудности, обусловленные изменчивостью литологического состава, неоднородностью свойств коллекторов как по разрезу, так и по латерали, сложным строением порового пространства коллекторов, в котором наряду с межзерновыми порами почти всегда присутствуют трещины и каверны. Особенное значение имеет наличие трещиноватости, которая является причиной резкой неоднородности фильтрационных свойств карбонатных коллекторов.
Сложное строение продуктивных пластов обусловлено несколькими факторами. Во-первых, характерной чертой карбонатных пород является их значительная полифациальность, что связано с особенностями осадконакопления. Вторым фактором является сильная подверженность карбонатных пород постседиментационным преобразованиям, развитие которых, в свою очередь, во многом предопределяет первичная седиментационная структура карбонатных осадков, а также тектоническая обстановка на этапе катагенеза.
Задача достоверной оценки фильтрационных свойств карбонатных пород до сих пор остается актуальной и сложной и требует комплексного подхода к интерпретации геолого-геофизической информации, включающего предварительное детальное изучение условий осадконакопления и седиментационных особенностей пород, а также унаследованных преобразований, обусловленных влиянием постседиментационных процессов.
Основной целью работы является разработка методики литогенетической типизации сложнопостроенных нижнепалеозойских карбонатных пород на примере месторождений вала Гамбурцева для повышения достоверности определения их фильтрационных свойств по данным ГИС.
Достижение данной цели связано с решением следующих основных задач:
анализ и обобщение имеющегося петрофизического материала, изучение геолого-геофизических особенностей пород месторождений вала Гамбурцева;
уточнение петрофизических зависимостей с учетом литогенетической принадлежности пород;
определение комплекса ГИС для литогенетической типизации разреза;
разработка методики литогенетической типизации пород по данным стандартного комплекса ГИС и специальных геофизических исследований;
(
апробация методики литогенетической типизации пород по данным ГИС на нижнепалеозойских отложениях месторождений Тимано-Печорской провинции, анализ достоверности полученных результатов;
изучение влияния постседиментационных процессов на фильтрационно-емкостные свойства пород, анализ параметров трещиноватости.
Научная новизна работы:
Впервые по данным пластового электрического микросканера проведена литогенетическая типизации нижнепалеозойских пород вала Гамбурцева.
Предложен и реализован способ определения литогенетических типов по данным комплекса ГИС с помощью математических методов классификации данных. Установлен комплекс методов ГИС для проведения литогенетичекой типизации разреза нижнедевонских карбонатных отложений.
С использованием предложенной методики построена цикло-фациальная модель Осовейского месторождения.
Проведено разделение петрофизической зависимости пористость-проницаемость с учетом фациальной неоднородности разреза, которое впервые позволила достоверно оценить проницаемость карбонатных пород по скважинам Тимано-Печорской провинции.
Показана эффективность применения пластового электрического микросканера для мониторинга рисков роста обводненности трещиноватых коллекторов с целью выбора оптимальной системы разработки месторождения.
Защищаемые положения:
Разработанная методика позволяет проводить разделение разреза на литогенетические типы пород и базируется на анализе данных пластового электрического микросканера, а также реализуется по данным традиционного комплекса ГИС (ГК, БК, НК и АК) с помощью методов математической классификации данных.
Литогенетическая типизация нижнепалеозойских пород вала Гамбурцева позволяет уточнить петрофизические зависимости между пористостью и проницаемостью, что повышает достоверность интерпретации материалов ГИС для построения геолого-гидродинамической модели.
Результаты апробирования предлагаемой методики литогенетической типизации пород на месторождениях вала Гамбурцева, а также Осовейском и Макарихинском месторождениях показали ее эффективность при построении цикло-фациальных моделей и уточнении
фильтрационно-емкостных свойств нижнепалеозойских карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции.
Практическая значимость работы и личный вклад автора
Исследования - анализ и уточнение петрофизических зависимостей, сравнительный анализ геолого-геофизического материала, а также интерпретация геофизических данных в более чем 100 скважинах с использованием предлагаемой методики и оценка достоверности полученных результатов - выполнены автором лично.
Предложенная в работе методика литогенетической типизации разреза позволила повысить достоверность оценки фильтрационно-емкостных свойств нижнепалеозойских пород вала Гамбурцева. Наиболее значимым практическим результатом является возможность определения проницаемости сложнопостроенных карбонатных коллекторов. Кроме того, полученная в результате литогенетической типизации модель цикло-фациального расчленения разреза позволяет установить закономерность распределения коллекторов с различной структурой порового пространства. Все это повышает степень достоверности геолого-гидродинамических моделей, что необходимо для формирования оптимальной системы разработки месторождения.
Разработанная методика комплексной интерпретации геолого-геофизических данных нижнепалеозойских отложений находит применение при исследовании разрезов Тимано-Печорской провинции, близких по условиям осадконакопления.
Апробация работы
Основные положения работы докладывались на XV и XVI Международных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (г. Москва, 2008г. и 2009г.), I и III Всероссийских научно-практических конференциях «ГеоПерспектива» (г. Москва, 2007г. и 2009г.), научно-практичеких конференциях ОАО «НК «Роснефть», в частности II научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (г. Уфа, 2009г.), научно - практической конференции «Геологическое моделирование на базе комплексного исследования керна - основа проектирования эффективной разработки месторождений нефти и газа» (Томск, 2007г.), на семинарах кафедры геофизических методов исследования земной коры геологического факультета Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова.
Публикации
Основные положения диссертации и результаты исследований по различным направлениям работы изложены в 11 публикациях, из них 3 - в журналах, рекомендованных ВАК.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа общим объемом 120 страниц состоит из введения, пяти глав и заключения, иллюстрирована 64 рисунками. Список использованных литературных источников составляет 103 наименования, в том числе 19 на иностранных языках.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, профессору, доктору геолого-минералогических наук В. А. Богословскому за постоянное внимание и поддержку при написании работы. Автор благодарен научному консультанту кандидату геолого-минералогических наук Б. А. Никулину за неоценимую помощь и внимание на всех этапах работы над диссертацией. Автор глубоко признателен сотрудникам КНТЦ ОАО «НК «Роснефть» Д.И. Ганичеву, Ю.В. Меркушкиной, А.А. Тверитневу, совместно с которыми выполнен и опубликован ряд изложенных в работе исследований. Автор высоко ценит советы и консультации В.А. Жемчуговой, а также благодарен Г.А. Калмыкову и Г.Г. Топуновой за конструктивную критику и полезные рекомендации.
Определение фильтрационно-емкостных параметров карбонатных коллекторов по данным ГИС
Разработкой и совершенствованием методик интерпретации данных геофизических исследований скважин применительно к карбонатным коллекторам занимались Б.Л. Александров, Л.П. Брагина, Б.Ю. Вендельштейн, В.Н. Дахнов, В.М. Добрынин, Н.З. Заляев, Г.М. Золоева, Т.С. Изотова, С.С. Итенберг, Р.А. Резванов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихнушин, Г.А. Шнурман и другие исследователи.
Для карбонатного разреза были разработаны различные методики интерпретации данных ГИС, направленные на решение следующих задач: 1) литологическое расчленение разреза, 2) выделение коллекторов и оценка их емкостных свойств, 3) оценка нефтегазонасыщенности коллекторов [45]. В то же время можно констатировать, что методы определения проницаемости карбонатных коллекторов разработаны недостаточно полно. До сих пор остаются не вполне проработанными вопросы оценки фациальной принадлежности карбонатных пород по данным ГИС. Пересичленные проблемы обсуждаются ниже.
Признаки, по которым проводится выделение коллекторов, делятся на прямые качественные и косвенные количественные. Прямые качественные признаки являются наиболее надежным способом выделения коллекторов. Они основаны на установлении факта наличия проникновения в пласты фильтрата промывочной жидкости и формирования (или расформирования) зон проникновения. Признаками проникновения по данным ГИС являются: наличие глинистой корки (на кривой кавернометрии или микрозондов), радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований, и изменение показаний методов ГИС, выполненных по специальным методикам [45]. При отсутствии информации, позволяющей выделять коллектора по прямым качественным признакам, выделение коллекторов реализуется на статистическом уровне с использованием количественных критериев. Применение количественных критериев основано на сопоставлении петрофизических свойств пород: проницаемости, пористости, глинистости, а также некоторых геофизических параметров (например, ссПС, двойного разностного параметра ГК) с установленными для данных отложений граничными значениями. Граничные значения могут быть получены двумя различными способами — статистическими - по результатам статистической обработки данных достоверного разделения пластов в разрезе базовой скважины на коллекторы и неколлекторы, и корреляционными — путем построения зависимостей «керн-керн» или «керн-ГИС» (например, Кп дин= f(Kn)) [45]. Основные принципы выделения межзерновых карбонатных коллекторов те же, что и для терригенного разреза. Особенностями карбонатного разреза, существенно влияющими на геофизические способы их изучения, являются преобладание низкопористых разностей, широкий диапазон изменения пористости и структуры порового пространства, слабая связь коллекторских свойств с содержанием глинистого материала. Первая особенность карбонатного разреза обусловливает формирование в карбонатных коллекторах более глубокого проникновения фильтрата промывочной жидкости, поскольку с уменьшением пористости (до некоторого предела) глубина проникновения в коллекторы при прочих равных условиях растет [40]. Это приводит к отсутствию в коллекторах радиального градиента сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований, - одного из прямых качественных признаков коллектора. Отсутствие корреляции коллекторских свойств с глинистостью снижает эффективность методов СП и ГМ при изучении коллекторов в карбонатном разрезе [40].
Для выделения продуктивных коллекторов карбонатного разреза широко используются методы нормализации кривых удельного электрического сопротивления и одного из методов пористости [32, 40]. Следует отметить, что данная методика наиболее эффективна для выделения коллекторов с межзерновой пористостью.
Коллекторы со сложным строением пустотного пространства, включающим поры, каверны и трещины, выделяются менее однозначно, чем поровые коллектора. Следует отметить, что для карбонатных коллекторов со сложной структурой пустотного пространства часто наблюдаются вывалы ствола скважины, образование глинистой корки не характерно, кроме того для трещинных коллекторов характерна еще более глубокая зона проникновения фильтрата в пласт. Поэтому для сложных карбонатных коллекторов прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам, фиксирующим формирование зоны проникновения (временные измерения, «каротаж-закачка-каротаж» и другие) [34]. Данные методы проводятся достаточно редко, однако их можно использовать для обоснования граничных значений.
Наиболее часто сложные коллектора интерпретируются по сопоставлению кривых общей пористости, установленной по диаграммам НК, ГГКп, и межзерновой пористости по данным акустического каротажа, метода сопротивлений или по представительному керну [26, 27, 32, 40]. Участки разреза, соответствующие коллекторам с наличием вторичных пор, отличаются расхождением кривых общей и межзерновой пористости (превышением общей пористости над межзерновой). Однако метод сопоставления пористости по нейтронному и акустическому каротажу имеет существенные ограничения использования. В [32] установлено, что часто эффект от влияния кавернозности незначителен по сравнению с влиянием пористости и литологии. Этот эффект зависит от соотношения расстояния между кавернами и длинной волны. В большинстве случаев расстояние между кавернами в кавернозных интервалах много меньше длин волн, применяемых в стандартной аппаратуре акустического каротажа, что затрудняет выявление таких интервалов при существующей точности измерений. Кроме того, очень важным является тот факт, что при смешанном типе пустотного пространства эффекты влияния трещиноватости и кавернозности, накладываясь друг на друга, делают задачу определения типа пустотного пространства по данным стандартного комплекса ГИС трудноразрешимой.
Существуют различные «нестандартные» технологии интерпретации стандартных методов каротажа. Например, авторская методика Заляева Н.З., позволяющая выделить в разрезе скважины пласты повышенной трещиноватости.
Дополнительными признаками трещинного коллектора являются интенсивные поглощения бурового раствора в процессе бурения и значительные притоки жидкости при испытании в интервалах разреза, не имеющих по данным ГИС высоких емкостных свойств. Трещинный коллектор выделяют методом двух растворов по диаграммам сопротивления, зарегистрированным на глинистых растворах с различной минерализацией [40]. При решении данной задачи большую роль играют методы, основанные на проведении измерений после воздействия на пласт и, соответственно, после изменения зоны проникновения, например, измерения методом сопротивления по схеме «исследование-испытание-исследование» [40].
Таким образом, стандартные методы выделения коллекторов, разработанные для терригенных пород, эффективны, в основном, только для поровых карбонатных коллекторов. Выделение коллекторов в карбонатных породах со сложным строением пустотного пространства требует либо проведения специальных геофизических исследований, либо применения специальных методик интерпретации данных стандартного комплекса ГИС. Разработка и усовершенствование таких методик остается в настоящее время актуальным вопросом.
Определение пористости карбонатных пород производят по данным нейтронного каротажа, гамма-гамма плотностного или акустического каротажа. По данным нейтронного каротажа определяют общую пористость как межзерновых коллекторов, так и коллекторов со сложным строением пустотного пространства — в общем случае трещино-кавернозно-межзерновых [26]. В чистых, неглинистых известняках общая пористость равна водородосодержанию, определенному по нейтронному каротажу. При наличии глинистых минералов (или гипса), имеющих в скелете химически связанную воду, водится поправка на величину ее объемного содержания в породе.
Условия осадконакопления нижнепалеозойских пород вала Гамбурцева, фациальное районирование и фильтрционно-емкостные свойства
В тектоническом отношении рассматриваемая территория находится в Варандей-Адзьвинской структурной зоне, расположенной на северо-востоке Печорской синеклизы. Варандей-Адзьвинсквая структурная зона характеризуется сложным строением и представлена тремя приразломными валами: Сарембой-Леккейягинским, Гамбурцева и Сорокина, разделенными Мореюской и Верхнеадзъявинской депрессиями (рис. 3). Вал Гамбурцева представляет собой одну из сложных привзбросо-надвиговых структур Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Он протягивается в субмеридиональном направлении более чем на 90 км при средней ширине 3-6 км и объединяет Черпаюскую, Хасырейскую и Нядейюскую структуры, которые представляют собой узкие антиклинальные складки меридионального простирания, крылья которых осложнены взбросовыми тектоническими нарушениями.
Вал Сорокина также является протяженным (до 200 км) и узким (7-12 км) валообразным поднятием северо-западного простирания с крутыми крыльями асимметричного строения, на значительном протяжении ограниченным с юго-запада и северо-востока тектоническими нарушениями. Осовейская структура находится в южной части вала Сорокина.
Современный структурный план Варандей-Адзьвинской зоны (ВАЗ) явился результатом наложившихся друг на друга разнонаправленных субвертикальных движений и влияния геологического развития Уральской и Новоземельской складчатых систем, что в итоге привело к сложному геологическому строению региона. Все валы имеют горстово-чешуйчатое строение, разбиты нарушениями на клиновидные блоки, к которым приурочены антиклинальные структуры. Зарождение валов относится к каменноуголыю-нижнепермскому времени. Формирование локальных структур, осложняющих валы, завершилось в триасе - ранней юре.[42, 25, 49]. Рис. 3. Фрагмент тектонической карты Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
В раннем палеозое (поздний ордовик - ранний девон) по результатам палеотектонических реконструкций южная часть изучаемой территории располагалась на месте палеоподнятия, а северная находилась в пределах палеопрогиба (рис.4). Об этом свидетельствует увеличение мощностей силурийско-нижнедево неких отложений с юга на север, фиксируемое на временных сейсмических разрезах и подтвержденное бурением. В предереднедевонское и предпозднедевонское время вся изучаемая территория располагалась в пределах обширной области вздымания. При этом южная часть территории находилась в наиболее приподнятой части, поэтому здесь под размыв выводились более глубокие уровни нижнедевонских отложений (рис. 4). В течение каменноугольно-пермского времени геологическая ситуация изменилась, и уже северная часть ВАЗ располагалась на склоне палеоподнятия. Поэтому на субмеридиональном разрезе отчетливо отмечается подъем и срезание различных уровней каменноугольно-раннепермских отложений, В это время валов Гамбурцева и Сорокина, как единых линейных структур, еще не существовало, о чем свидетельствует характер распределения мощностей верхнепермских пород к западу и востоку (рис.4). В конце позднепермского времени происходит интенсивное сжатие со стороны формирующейся Уральской складчатой зоны. В пределах рассматриваемой территории первоначально образуется крупный субгоризонтальный тектонический срыв (надвиг) по соленосным толщам ордовика.
В триасе и в раннеюрское время продолжается тангенциальное сжатие со стороны Палеоурала, усиленное сжатием с северо-востока со стороны Пай-Хоя. В это время и происходит формирование линейной валообразной структуры вала Гамбурцева (рис.5). При этом следует отметить, что спецификой его формирования в ходе тектонических движений явилось наличие горизонтальной сдвиговой составляющей, т.е. возникновение валообразной структуры происходило в условиях транспрессии (сжатия со сдвигом). Об образовании структуры вала Гамбурцева в триасовое-раннеюрское время свидетельствует налегание отражающих горизонтов триаса на более древние пермские отложения (рис 4). Среднеюрско-меловые и четвертичные отложения с несогласием залегают на структурах вала, что свидетельствует о прекращении сжатия, роста и воздымания валообразных структур.
Таким образом, вал Гамбурцева представляет собой цепочку узких приразломных антиклинальных структур, сформировывавшихся во фронтальной части крупного взбросо-надвига (точнее серии кулисных взбросо-надвигов), выположивающегося на уровне верхнеордовикских отложений, в результате бокового сжатия со стороны Палеоурала. Затем, в условиях усиления сжатия со стороны Пай-Хоя, сформировалась привзбросо-надвиговая структура с образованием обратных по отношению к основному нарушению сколов сбросового или взбросового типа.
В Тимано-Печорском регионе в течение среднего ордовика - раннего девона существовал единый бассейн осадконакопления. Изучение вещественного состава и структурно-текстурных особенностей строения карбонатных комплексов палеозоя Печорского бассейна позволило выбрать в качестве основной седиментационной модели для нижнедевонских толщ модель эпиконтинетальной платформы 29, 30, 31, 56]. Платформа полого погружалась на север-восток и имела обширную площадь шельфа с широкими фациальными поясами [41]. Карбонатное осадконакопление на мелководном шельфе зависит в основном от относительных изменений уровня моря, рельефа бассейна, климатической зональности, температуры и солености морских вод. Поскольку приливно-отливная деятельность была одним из господствующих процессов, влияющим на специфику распределения полигенных осадков на месторождениях вала Гамбурцева, их фациальное районирование целесообразно проводить по положению области накопления к уровню приливов и отливов. По этому признаку выделяется серия фациальных зон, закономерно сменяющих друг друга по профилю седиментации: супралитораль (надприливная), нижняя и верхняя литораль (межприливная), глубокая и мелкая сублитораль (подприливная) (рис. 6) [31].
Ниже приведено описание седиментационных особенностей типов пород, которые по данным [31, 44, 56] выделяются в разрезе нижнего палеозоя месторождений вала Гамбурцева. Поскольку от первичных седиментационных признаков, определяющихся фациальной зональностью, напрямую зависят структура порового пространства карбонатных пород и ее дальнейшее вторичное преобразование, для всех типов пород приведена характеристика их коллекторских свойств.
Характеристика представительности кернового материала
По нижнедевонским - верхнесилурийским карбонатным отложениям месторождений вала Гамбурцева имеются следующие литолого-петрофизические данные: послойные описания колонок керна по скважинам, описания шлифов, результаты петрофизических исследований образцов керна.
Распределение значений выноса керна Необходимо отметить некоторые недостатки имеющихся керновых данных. Основной состоит в том, что по большинству скважин отобранный керновый материал характеризуется низким выносом - только в двух скважинах (из 46) средний вынос керна превышает 80% (рис. 20). Керн преимущественно представлен плотными разностями (только 18% всех образцов имеют пористость выше граничного значения, принятого для региона Кп 5%). Поэтому при анализе кернового материала необходимо учитывать, что средние значения фильтрационно-емкостных свойств по этим скважинам могут быть заниженными и плохо отражать фильтрацинно-ем костные свойства разреза.
Последние скважины, пробуренные с отбором керна, характеризуются практически стопроцентными значениями выноса. Однако, даже в скважинах с полным выносом керна возможно занижение фильтрационно-емкостных свойств пород, так как пористые и кавернозные породы чаще всего рассыпаются либо при подъеме из скважины, либо при выпиловке образца (рис. 21). Следовательно, большая часть определений приходится на низкопористые и слабопроницаемые разности, а ФЕС нефтенасыщенных пород характеризуются низкой освещенностью керном. Такая ситуация также осложняется тем, что разрез характеризуется сильной изменчивостью и сложной структурой порового пространства, что затрудняет привязку кернового материала к данным ГИС. Точная привязка данных исследований керна к разрезу выполнена только в скважинах 5026, 5116 - Хасырей, 6022 - Нядейю, по которым имеются данные интегрального гамма-каротажа на керне.
Примеры фотографий керна в ящиках (Хасырейское, скв.5116) На керновом материале имеются следующие массовые определения: открытая пористость, абсолютная газопроницаемость, объемная плотность, минералогическая плотность, карбонатность, остаточная водонасыщенность и нефтенасыщенность прямым методом. Специальные петрофизические исследования включали: определение остаточной водонасыщенности капилляриметрическим способом, определение электрического сопротивления при 100%-ной насыщенности и переменной Кв, определение пористости и проницаемости в пластовых условиях.
Цитологический состав пород изучаемого разреза подробно описан в главе 2. Ниже приводится исследование некоторых особенностей верхнесилурийских - нижнедевонских пород, которыми сложены продуктивные отложения вала Гамбурцева.
Используя результаты исследований образцов керна и данные их макроописания, нами построены распределения коэффициента пористости и проницаемости для доломитов и известняков (рис. 22). На рис. видно, что для доломитов пористость распределена в широком диапазоне значений, а известняки характеризуются только низкими значениями, причем подавляющее большинство образцов имеют пористость меньше 1%. Это позволяет сделать вывод о том, что коллекторами в разрезе являются только доломиты. Значения проницаемости для известняков в целом ниже, чем для доломитов, однако, в отличие от распределений пористости, гистограммы проницаемости имеют более схожую форму. Стоит заметить, что все образцы керна, описанные, как известняки характеризуются наличием трещин. Анализ кернового материала показал, что процесс образования трещин в продуктивных отложениях вала Гамбурцева происходит, главным образом, при пониженной открытой пористости. Следовательно, известняки, которые являются только неколлекторами, могут иметь достаточно высокие значения проницаемости за счет трещиноватости, это видно и на сопоставлении пористости с проницаемостью, разделенном по типам пород. Аналогичные выводы можно сделать и по сопоставлению пористости с проницаемостью, показанному на рис. 23.
Методика литогенетической типизации разреза по данным комплекса ГИС с применением методов математической классификации
Установление связи геологической характеристики карбонатных пород с данными стандартного комплекса ГИС является сложной и, как было показано в главе 1, до сих пор нерешенной задачей. По эталонным скважинам (с керновым материалом и данными FMI) необходимо выработать критерии определения литогенетических типов по данным ГИС, то есть установить качественные или количественные генетические каротажные модели фаций [76].
Задача выделения литогенетических типов по ГИС осложняется также тем, что разрез продуктивных отложений вала Гамбурцева сильно изменчив по глубине. Отложения различных литогенетических типов варьируют по толщине от 0.3 м до 5 м, причем толщина большей части пропластков не превышает 1.5 м. Это затрудняет визуальное разделение разреза по кривым ГИС (установление качественных генетических каротажных моделей фаций), поэтому основные возможности определения литогенетических типов по разрезу автор связывает с созданием количественных каротажных моделей фаций с применением методов математической классификации данных.
Традиционно для решения поставленной задачи применяются такие методы математической классификации, как дискриминантный анализ совместно с факторным анализом, регрессионные модели совместно методом главных компонент, деревья решений, нейронные сети [47, 79, 80, 82, 4, 102, 88].
Дискриминантный анализ неплохо зарекомендовал себя в том случае, когда значения данных ГИС достаточно хорошо разбиваются на группы (в многомерном пространстве, размерность которого равна количеству учтенных методов ГИС), соответствующие фациальной структуре. Это достигается в том случае, когда имеется небольшой разброс значений данных ГИС вокруг некоторого среднего значения, различного для каждой фации. При этом геометрические области, заполняемые разбросом значений для каждой фации в отдельности, между собой пересекаются «слабо». Степень их пересечения определяет точность классификации с применением дискриминантного анализа. Регрессионные модели могут воспроизводить как линейные, так и нелинейные зависимости между входными и выходными переменными, что соответствует усложнению геометрической формы областей значений, соответствующих каждой фации. В работе [56] исследования по построению регрессионных моделей по данным ГИС оценивались как перспективные для решения задачи литогенетической типизации разреза.
Применение таких методов классификации, как деревья решений и нейронные сети, как правило, имеют самые слабые ограничения на входные данные. Не требуется, чтобы распределения значений подчинялись, например, нормальному закону распределения или разброс значений вокруг некоторых средних был невелик. Однако построенная с помощью этих методов классификация используется «как есть». То есть во многих случаях произвести физическую интерпретацию результатов затруднительно (а иногда даже невозможно). Кроме того, данные методы классификации в большей степени чувствительны к качеству данных, чем их статистические аналоги. Если данные сильно «зашумлены» или экспертная оценка содержит ошибки, то, во-первых, точность классификации существенно падает, и, во-вторых, эти неточности будут распространены и на полученную классификацию.
Прежде чем выявлять каротажные модели фаций необходимо определиться с набором методов, на которых могут сказываться особенности, присущие разнофациальным породам. В таблице 1 приведены основные признаки различных зон осадкоиакопления, которые влияют на физические характеристики породы. Наиболее значимыми в этом смысле являются текстурные признаки. По мнению Фролова (Фролов, 1992), «текстура - сторона строения, определяемая расположением зерен — является основным выражением анизотропии породы, отражающей анизотропию пространства -среды, в которой образовалась порода. Поэтому она имеет исключительно большое генетическое значение и без нее нельзя оценить фильтрационные свойства пород». В данном случае определяющую роль играет слоистость, обусловленная наличием глинистой компоненты. При переходе от более глубоководных отложений (сублиторальных) к мелководным (супралиторальным) отложения становятся более тонкослоистыми, толщина слоев изменяется от нескольких метров до нескольких миллиметров и, соответственно, увеличивается глинистая оставляющая отложений. А это напрямую связано с данными гамма-каротажа и бокового каротажа (ГК, БК).
Другой особенностью, отличающей разнофациальные отложения, является их предрасположенность к формированию коллекторов с различными типами пустотного пространства. Для пород верхней литорали характерны коллекторы с межзерновым типом пористости, также в них могут образовываться пустоты выщелачивания, что характерно и для коллекторов верхней сублиторали. Трещинообразование свойственно всем породам, кроме верхнелиторальных, причем для части отложений нижней литорали фильтрационные способности обусловлены только трещинами. Особенности пустотного пространства пород, как известно, устанавливаются по результатам комплексной интерпретации различных методов пористости (НК, АК, ГГКп), что дает основание предполагать эффективность использования этих методов для литогенетического расчленения разреза.
Следует отметить, что для количественного анализа необходимы абсолютные значения физических характеристик, поэтому данные ГК и НК, числовые показания которых зависят от эталонировки приборов, переведены в безразмерные величины — коэффициент массовой глинистости Сгл и водородосодержание W, соответственно.
Для выявления зависимостей между типом фаций и методами ГИС целесообразно ввести числовую параметризацию фациальной структуры. Следует отметить, что результат применения регрессионных методов классификации будет зависеть от выбранной параметризации, однако, все из возможных параметризаций являются искусственными и равнозначными. Поэтому была принята наиболее естественная параметризация, отражающая последовательность типов пород в разрезе, — натуральными числами от 1 до 4, где 1- соответствует самым глубоководным отложениям (сублиторали), а 4, соответственно, супралиторальным отложениям.
На подготовительном этапе обработки оценивается степень линейной связи между типом фации и данными измерений комплекса ГИС с помощью корреляционных коэффициентов (табл.2). Высокие значения коэффициентов корреляции указывают на наличие объективных предпосылок для прогнозирования петрофизических свойств разреза скважины по каротажным данным [19]. В этом смысле наиболее значимыми являются методы БК и ГК, что, как уже отмечалось, связано с влиянием на эти методы текстурных особенностей разнофациальных пород.
