Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние проблемы интерпретации материалов гис в текстурно-неоднородных разрезах 9
1.1. Особенности строения текстурно-неоднородного коллектора, осложняющие интерпретацию методов ГИС 9
1.2. Применяемые методики интерпретации данных промыслово-геофизических исследований при изучении тонкослоистых коллекторов 11
Выводы 27
ГЛАВА 2. Особенности геологического строения тонкослоистых коллекторов викуловских отложений ... 29
2.1. Особенности формирования викуловских отложений 29
2.2. Текстурная неоднородность викуловских отложений и ее типы, выделяемые по керну 34
2.3. Минеральный и гранулометрический состав и его влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород викуловских отложений 37
2.4. Неоднородность флюидонасыщения коллекторов викуловских отложений 43
2.5. Анализ влияния текстурной неоднородности на величину извлекаемых запасов углеводородов 52
Выводы 56
ГЛАВА 3. Определение доли глинистых прослоев и включений на керне 59
3.1. Методы определения доли глинистых прослоев и включений 59
3.2. Метод определения доли глинистых прослоев и включений путем компьютерной обработки фотографий керна 61
3.3. Оценка погрешностей определения 64
Выводы 66
ГЛАВА 4. Петрофизическая модель текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов 68
4.1. Петрофизическая модель фильтрационно-емкостных свойств тонкослоистых пород-коллекторов
4.2. Анализ взаимовлияния параметров петрофизической модели 72
4.3. Анализ влияния тонкослоистости на коэффициент проницаемости коллектора 76
4.4. Анализ информативности методов геофизических исследований скважин в условиях тонкослоистого разреза
4.4.1. Удельное электрическое сопротивление 82
4.4.2. Метод самопроизвольной поляризации 83
4.4.3. Методы радиометрии 85
4.4.4. Акустический метод 87
Выводы 87
ГЛАВА 5. Алгоритмы интерпретации методов гис в условиях тонкослоистого разреза 89
5.1. Разработка методики выделения коллекторов 89
5.2. Эмпирический подход к созданию алгоритмов интерпретации
5.2.1. Определение объемной доли глинистых прослоев и включений... 97
5.2.2. Определение пористости тонкослоистых пород-коллекторов 99
5.2.3. Определение УЭС тонкослоистых пород 105
5.3. Аналитический подход к созданию алгоритмов интерпретации 105
5.3.1. Определение системы уравнений, описывающей петрофизическую модель тонкослоистого коллектора 105
5.3.2. Определение подсчетных параметров с помощью решения системы петрофизических уравнений 107
5.3.3. Оценка достоверности и выбор комплекса методов ГИС
5.4. Определение коэффициента нефтенасыщенности 113
5.5. Определение коэффициента проницаемости 117
5.6. Сравнение результатов определения подсчетных параметров по предложенным алгоритмам и по стандартной методике 118
Выводы 122
Заключение 123
Список литературы
- Применяемые методики интерпретации данных промыслово-геофизических исследований при изучении тонкослоистых коллекторов
- Минеральный и гранулометрический состав и его влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород викуловских отложений
- Метод определения доли глинистых прослоев и включений путем компьютерной обработки фотографий керна
- Определение пористости тонкослоистых пород-коллекторов
Введение к работе
Актуальность темы исследования. На современном этапе поисковые и разведочные работы не редко выполняются на объектах со сложнопостроенными коллекторами. Характерным примером данного вида коллекторов являются викуловские отложения месторождений Красноленинского свода. Сложность строения коллекторов в условиях данных отложений вызвана текстурной неоднородностью, заключающейся в тонкослоистом распределении глинистых прослоев и включений, размером от десятых долей миллиметра до 20-25 см и обусловлена литолого-фациальными условиями седиментации. Наличие текстурной неоднородности приводит к ухудшению корреляции фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров и, как следствие, снижает точность определения подсчетных параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Текстурные неоднородности размером 20 - 25 см могут выделяться на диаграммах ГИС в качестве пропластков ограниченной мощности. Такие текстурные неоднородности при большом шаге квантования по глубине (0.2 м) могут быть проинтерпретированы как флуктуации геофизического поля. Поэтому слоистая текстурная неоднородность, или тонкослоистость, выделяется по результатам исследования керна или регистрируется с помощью специальных методов ГИС (микросканеры). Кроме того, текстурные неоднородности образуют микроловушки нефти, осложняя разработку продуктивного горизонта.
Вопросами интерпретации методов ГИС в тонкослоистом разрезе занимались многие отечественные исследователи, такие как Б.Ю. Венделынтейн, Р.А. Резванов, В.Н. Дахнов, Б.И. Извеков, Я.Н. Басин, В.А. Ефимов, Е.А. Романов, Т.А. Коровина, И.В. Федорцов, Ф.Я. Боркун, В.Г. Мамяшев, Ф.Н. Зосимов, А.В. Малынаков, Г.М. Золоева, Д.А. Асташкин, А.Ю. Лопатин, А.В. Хабаров, Я.Е. Волокитин, Э. Боркент и др. Среди иностранных ученых можно назвать следующие фамилии -Дж. Тиаб, Э.Ч. Дональдсон, Дж. Мавко, Т. Мукеджи, Дж. Доркин, Т. Дарлинг и др. Однако до настоящего времени не решены вопросы, связанные с повышением достоверности оценки подсчетных параметров в скважинах со стандартным комплексом ГИС, и вопросы выделения коллекторов в условиях тонкослоистого разреза. Для решения этих вопросов необходимо комплексное исследование геолого-геофизической информации, включая результаты изучения кернового материала, данные ГИС и испытаний скважин.
В этой связи изучение тонкослоистости коллекторов по данным ГИС и керна является актуальной научной и важной практической задачей.
Целью исследования является повышение точности определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным ГИС посредством создания петрофизической модели.
Основные задачи исследования:
-
Анализ современного состояния проблемы интерпретации материалов ГИС в тонкослоистых разрезах.
-
Изучение особенностей геологического строения тонкослоистых коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода.
-
Разработка метода определения доли глинистых прослоев и включений на керне.
-
Создание петрофизической модели текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов.
-
Разработка алгоритмов интерпретации методов ГИС в условиях тонкослоистого разреза.
Научная новизна:
-
Впервые предложен метод определения площадной доли глинистых прослоев и включений по фотографиям колонки керна, основанный на преобразовании фотографий в яркостную шкалу, с последующим разделением компонентов путем моделирования распределения яркости прослоев нормальным законом.
-
Разработана петрофизическая модель текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода, описываемая системой уравнений.
-
Разработана методика определения коэффициента проницаемости текстурно-неоднородных пород-коллекторов через коэффициент пористости песчано-алевритовых прослоев и объемную долю глинистых прослоев и включений.
-
Разработана методика определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных пород-коллекторов по эмпирическим зависимостям "керн-ГИС" и путем решения системы уравнений, описывающей связи петрофизических и геофизических параметров.
Защищаемые положения:
-
Программная цифровая обработка фотографий колонки керна текстурно-неоднородных пород разреза скважин позволяет получить наряду с другими непосредственно определяемыми на керне фильтрационно-емкостными свойствами петрофизический параметр - объемную долю глинистых прослоев и включений, необходимый для разработки петрофизической модели тонкослоистых горных пород и методики интерпретации методов ГИС.
-
Предложенная петрофизическая модель текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода, является основой для создания эффективной методики интерпретации данных ГИС и определения подсчетных параметров.
-
Разработанная методика интерпретации данных ГИС тонкослоистых пород-коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода в условиях тонкослоистого разреза повышает точность определения геологических параметров:
эффективных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород-коллекторов.
Практическая значимость. Предложенная петрофизическая модель пород-коллекторов и разработанная методика интерпретации методов ГИС повышают геологическую эффективность интерпретации за счет уточнения геологических запасов и уменьшения вероятности пропуска коллектора, а технологическую эффективность за счет повышения точности оценки запасов углеводородов и проектов разработки месторождения.
Методы исследования. В процессе работы использовались следующие методы исследования: синтез и анализ геолого-геофизической информации, систематизация проведенных ранее исследований изучения тонкослоистых коллекторов, анализ кернового материала, построение петрофизических зависимостей, аналитический подход к созданию алгоритмов, информационный подход, заключающийся в использовании языков программирования для решения геолого-геофизических задач.
Фактический материал. В основу работы положены результаты анализа материалов геофизических исследований по 110 поисково-разведочным и 716 эксплуатационным скважинам Рогожниковского месторождения, месторождений им. В.И. Шпильмана и им. Н.К. Байбакова, данные результатов испытаний и исследований скважин, выполненные в ОАО «Сургутнефтегаз», материалы комплексного изучения керна (проходка 1805 м, средний вынос 82%, 1877 изученных образцов), выполненные в научно-исследовательском комплексе петрофизических исследований Тюменского отделения «СургутНИПИнефть».
Апробация результатов работы. Предложенный подход разработки петрофизических алгоритмов интерпретации ГИС использован в ОАО «Сургутнефтегаз» при подсчете запасов викуловских отложений указанных месторождений.
По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 3 статьи в ведущих реферируемых ВАК изданиях. Основные результаты работы докладывались на XI конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (Ханты-Мансийск, 2011); I Международной научно-практической конференции «Достижения и перспективы естественных и технических наук» (Ставрополь, 2012); IX Международной научно-практической конференции «Наука в современном мире» (Таганрог, 2012); Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013); Научно-практической конференции «Современное состояние промысловой геофизики» (Дубна, 2013); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения 2013» (Новосибирск, 2013).
Структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 135 страницах. Список литературы состоит из 94 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору В.А. Корневу. Автор искренне признателен за научные консультации, совместную работу по реализации идей исследований и заинтересованную поддержку кандидату геолого-минералогических наук, доценту В.А. Ефимову. Автор выражает благодарность А.Р. Акманаеву, И.Б. Лубинцу, А.В. Малынакову, В.Г. Кузнецову, Т.А. Коровиной.
Применяемые методики интерпретации данных промыслово-геофизических исследований при изучении тонкослоистых коллекторов
Для построения данного сопоставления предлагается использовать показания методов ГИС, зависящих от искомых величин. В работе Дж. Мавко, Т. Мукеджи и Дж. Доркин [93, с. 96-101], например, рассматривается применение методов гамма-гамма плотностного (ГГК-П), нейтронного (НК) и гамма.
Д.А. Асташкин предлагает [1] типизацию пород по комплексу литологических, петрофизических и геофизических материалов с целью выявления распознаваемых по ГИС типов пород. Производилась типизация пород викуловских отложений Ем-Еговского и Каменного месторождений. Для данных отложений было выделено 4 и 3 типа пород соответственно. Д.А. Асташкин пишет: «при выделении типов основным определяющим фактором были текстурные особенности строения пород, в частности тип и характер слоистости» [1,с.98].
Для идентификации выделенных типов пород в разрезе скважины, предлагается построение связи апс= f(%rjl), получение которой аналогично способу, описанному в работах В.А. Ефимова [20] и Е.А. Романова [67].
Измерение величины доли глинистой компоненты (параметра слоистости) выполнялось инструментально на керне. Д.А. Асташкин пишет: «для некоторых образцов со сложной, неясной или нарушенной слоистостью параметр слоистости определялся соотношением суммарной площади прослоев и линз к общей площади образца» [1, с. 76]. Для определения коэффициента пористости неоднородных пород использовался метод ГГК-П [1, с. 105]. Пористость для слоистых коллекторов предлагается находить по формуле: к ггк-п _кгл Кпч — ;—, (1.9) где Хгл определяется с помощью метода ПС. Величина К в работе принималась равной 18%. В случае отсутствия в комплексе метода ГГК-П, для определения коэффициента пористости было получено уравнение Кпч = f(anc). Удельное электрическое сопротивление коллекторов, содержащих неоднородности, предлагается корректировать с учетом хгл и ргл по формуле: чист /СГЛ РП 1/ _Хгл/ 0-Ю) /Рп /Ргл в которой ргл принималось равной 2.5 Омм.
В работе А.Ю. Лопатина, А.Л. Медведев, Ю.В. Масалкин и др. [47] не предлагается принципиально новые алгоритмы интерпретации ГИС тонкослоистых коллекторов, а ставится цель разрешить часть трудностей возникающих при применении уже существующих подходов. Для реализации своей цели авторы переходят от литотипов к фациальной интерпретации разреза, при которой сначала выясняются условия осадконакопления интересующих горизонтов, потом выделяются фации, внутри которых изучаются свойства пород. Для выделения фаций по показаниям методам ГИС предлагается использовать граничные значения величины апс.
Величина доли слоистой глинистости определялась линейно непосредственно на колонке керна. В дальнейшем для каждой фации она принималась константой.
Исследователи отмечают необходимость корректного выбора свойств вмещающих глин. Для этого предлагается за вмещающие породы принимать алевритовые перемычки между стратиграфическими пластами в викуловскои свите, что в свою очередь, объясняется близостью гранулометрического состава и ФЕС перемычек к алевритовым прослоям. Для викуловскои свиты Каменного месторождения рекомендуется принимать величину пористости глинистых прослоев К равной 18%, а сопротивление глин ргл равным 5 Омм [47, с. 4].
Однако для получения эмпирических связей фильтрационно-емкостных свойств породы с величиной геофизического параметра, неоднородного по текстуре коллектора, необходимо располагать измерениями ФЕС неоднородной породы на керне. В выделенных по ГИС интервалах в керне однородными по текстуре прослоями, где возможно изготовление образца, представлен, как правило, один из компонентов текстуры. Кроме того, для построения палеток интерпретации данных ГИС тонкослоистого разреза необходимо знание геофизических параметров для опорных пластов: чистого песчаника, чистой глины и полностью заглинизированного песчаника [13; 93], определение которых в условиях викуловских отложений, из-за изменчивости минерального состава, невозможно.
Е.Е. Поляковым [62] для выделения тонкослоистых пород предложено комплексирование методов бокового каротажного зондирования (БКЗ), потенциал зонда (ПЗ) и метода бокового каротажа (БК). Им также предложено использование технологии повторных замеров микробокового каротажа (МБК) при смене бурового раствора в скважине при разной минерализации. Для определения коэффициента нефтенасыщенности тонкослоистых пород была разработана технология, основанная на нахождении по ряду скважин месторождения закономерности изменения коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг) с глубиной от предельно насыщенной зоны залежи к недонасыщенной и водоносной. Для определения закономерности -« использовались определения УЭС пластов мощностью более 3 м, пористости и содержание слоистой глинистости, которые определялись с помощью комплексирования методов РК и АК. По мнению Е.Е. Полякова «особенность этой методики в том, что погрешность оценки нефтегазонасыщенности не зависит от мощности исследуемых пластов» [62, с. 36].
Однако, применение аналогичной технологии для рассматриваемых тонкослоистых отложений затруднительно ввиду отсутствия достаточно мощных пластов-коллекторов, по которым возможно нахождение упомянутой закономерности и осложняется неоднородностью флюидонасыщения, оказывающего влияние на показания методов электрического каротажа.
В отличие от рассмотренного подхода, в работах В.А. Ефимова, А.В. Мальшакова, Ю.А. Кузьмина [21; 48; 49; 50], Е.О. Белякова [4], В.В. Борщева [7] предлагается для определения подсчетных параметров тонкослоистых пород-коллекторов использование теории перколяции.
Процессы перколяции или протекания (percolation processes) впервые были рассмотрены СР. Бродбентом и Дж. М. Хаммерсли (1957). Перколяция заключается в возникновении новых свойств в материале (проводимости в горной породе) при его наполнении «заполнителем», обладающим данной характеристикой [89]. В качестве заполнителя выступают поры и пустоты.
Перколяция возникает при некоторой критической концентрации наполнителя или пор (пороге перколяции) в результате образования от одной стороны образца материала до противоположной непрерывной сетки (канала) из частиц (кластеров) наполнителя.
Минеральный и гранулометрический состав и его влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород викуловских отложений
Породы врезанных каналов по всей площади месторождениями представлены однородными по структуре и текстуре коллекторами с единичными прослоями глин, хорошо выделяемых на показаниях методов ГИС. Однако в породах штормового шельфа имеет место микрослоистость и микровключения глинистого материала размером от десятых долей миллиметра до первых сантиметров, мезослоистость с размером неоднородности от одного сантиметра до 20-25 см, а так же сочетание микро- и мезослоистостей (типичные примеры слоистости приведены на рисунке 2.4).
Влияние текстурной неоднородности на величину нефтеотдачи продуктивного горизонта было доказано экспериментально и результатами разработки в работах А.Г. Ковалева, А.И. Вашуркина [37], Т.П. Миронова, B.C. Орлова [54], В.Г. Оганджанянца [56] и др. Для доказательства влияния микрослоистости на величину проницаемости Д.А. Асташкиным [1] производился анализ результатов определений профильной проницаемости с шагом 1 см и анизотропии проницаемости. Было установлено, что «даже весьма тонкая и слабовыраженная слоистость существенно снижает фильтрационные свойства» и «чем ярче выражена слоистость, тем больше анизотропия пород по проницаемости» [1, с. 76].
На рисунке 2.5 построено сопоставление проницаемости, определенной параллельно и перпендикулярно напластованию на образцах керна, отобранного из викуловских отложений Рогожниковского месторождения. Так как «глинистые прослои не представляют собой сплошную массу, а находятся в виде тонких линз, простирающихся на различные расстояния, пространство между которыми заполнено песчаником» [18, с. 77], проницаемость наблюдается в обоих направлениях породы. Как видно из сопоставления, проницаемость в поперечном направлении ниже проницаемости, измеренной параллельно напластованию. Сопоставление проницаемости, определенной на образцах керна параллельно и перпендикулярно напластованию
Это свидетельствует о необходимости учета анизотропии при составлении проекта разработки продуктивной залежи.
Наряду со слоистостью и включениями глинистого вещества, возможно залегание песчаников в виде ограниченных линз, имеющих горизонтальные размеры до нескольких сантиметров (рис. 2.6). В работе Г.Э. Рейнека и И.Б. Синха [66] линзовидная слоистость подразделяется на линзовидную слоистость с сочленёнными линзами и с одиночными (изолированными) линзами. Различие между ними заключается в степени изолированности песчано-алевритового материала. К линзовидной слоистости с сочленёнными линзами относят прослои с преобладанием (до 75%) песчаных линз, переходящих друг в друга в вертикальном и горизонтальном направлениях. К линзовидной слоистости с одиночными (изолированными) линзами относят такую слоистость, в которой более 75% общего количества песчаных линз разобщено. На рисунке 2.6 наблюдается оба типа линзовидной слоистости.
А.Ю. Лопатин, А.Л. Медведев и др. [47] вопрос сообщаемости и продуктивности таких пород оставляют открытым. Г.Р. Хусниллина [88], не ссылаясь на какое-либо исследование, утверждает, что «линзы связаны друг с другом взаимопереходами, придающими коллектору пластово-массивное строение».
Для изучения прослеживаемости текстурной неоднородности по разрезу месторождения на рисунке 2.7 приведены геолого-геофизические характеристики для двух вертикальных стволов скважины 874Р Рогожниковского месторождения, вскрывшей штормовые отложения викуловскои свиты. Вследствие аварии при бурении первого ствола, второй ствол был пробурен в непосредственной близости от первого. В результате анализа рисунок 2.7, можно сделать вывод о слабой прослеживаемость и довольно резкой изменчивости степени неоднородности песчаных тел.
Минеральный и гранулометрический состав и его влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород викуловских отложений
Породы викуловских отложений состоят из следующих минералов: кварца (53%), полевых шпатов (19%) и глинистых минералов (28%) (рис. 2.8).
На рисунке 2.9 приведено сопоставление по керну объемной и минеральной плотности с пористостью для пород викуловскои свиты различной литологии и текстурных особенностей, а именно: однородных (монолитных) песчаников и алевролитов, глин и горных пород, представленных переслаиванием песчаников и алевролитов с глинами. Из рисунка 2.11 видно, что минеральная плотность
Геолого-геофизические характеристики для двух вертикальных стволов скважины 874Р горных пород с разными текстурными особенностями изменяется в небольших пределах. Диапазон изменения минеральной плотности для всей совокупности литологических разностей пород викуловской свиты (рис. 2.10) составляет 2,62-2,72 г/смЗ, среднее значение - 2,66 ±0,02 г/смЗ.
Результат гранулометрических исследований можно представить в виде диаграмм усредненного содержания фракций в породе. На рисунке 2.11 демонстрируется увеличенное содержание псаммитовой фракции в коллекторах врезанных каналов по сравнению с отложениями штормового шельфа викуловской свиты. При этом содержание пелитовой фракции сохраняется одинаковым (6-7%) для двух типов отложений.
Для пород врезанных каналов образцы керна, в целях определения гранулометрического состава пород, отбирались из однородных песчаников-коллекторов. Образцы из единичных глинистых перемычек не отбирались.
В породах штормового происхождения по описанию колонки и непосредственно образцов керна можно выделить однородные, глинистые породы и породы, содержащие переслаивания и/или включения глин и песчаников. Для каждого типа пород целесообразно рассматривать гранулометрический состав отдельно (рис. 2.12).
Метод определения доли глинистых прослоев и включений путем компьютерной обработки фотографий керна
Основным фактором, осложняющим определение фильтрационно-емкостных свойств, для викуловских отложений Красноленинского свода является наличие текстурной неоднородности различного масштаба, которая выражается в присутствии в породе глинистых или песчаных включений слоистой или линзовидной формы. Для корректного определения объема геологических и извлекаемых запасов необходим анализ влияния текстурной неоднородности на подсчитываемую величину запаса углеводородов.
В ряде работ говорится о необходимости учета текстурно-структурного строения при определении коллекторских свойств пород, в том числе при подсчете запасов [80]. Так в работе Т.В. Усаниной [78; 79] разрабатывается методика учёта геологической неоднородности при дифференцированном подсчёте запасов, однако не говорится о необходимости данного учета.
С другой стороны, помимо попыток учесть влияние микрослоистости на показания методов ГИС, существует противоположное мнение по данной проблеме. Так, при подсчете запасов углеводородов тюменской свиты Новинского месторождения (Е.О. Беляков и др., 2010) исследователи, анализируя сопоставления основных петрофизических характеристик, приходят к выводу, что тонкослоистость не оказывает влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород. Однако авторы отмечают, что для пород Новинского месторождения средняя доля прослоев составляет около 15%, а доля прослоев с Хгл 50-60% незначительна. При этом тонкослоистость не является повсеместно распространенной по разрезу и площади продуктивных интервалов Ловинского месторождения.
Ю.А. Кузьмин с соавторами [43; 42; 44; 45] также приходит к выводу о том, что для юрских отложений Шаимкого района «текстура коллекторов (микрослоистость) не оказывает существенного влияния на изучаемые параметры, а петрофизические свойства определяются общим содержанием в породе глинистых минералов» [42, с. 131].
Для определения характера влияния тонкослоистости на объем запасов углеводородов в работе проводится сравнение объема геологических запасов, определенного по стандартной методике (принимая коллектор текстурно-однородным) и с учетов непроницаемых прослоев и включений.
Это возможно с помощью моделирования изменений разницы между линейными запасами, определенными с учетом и без учета слоистой глинистости. Для этого использовались модели пластов (рис. 2.21), имеющих различные доли глинистых прослоев (%) и одинаковые коэффициенты пористости песчано алевритовых (К„сч) и глинистых (К„) компонент (30% и 17% соответственно).
Линейным запасом автор называет запас углеводородов, рассчитанный по результатам интерпретации одной скважины (геологический запас без учета площади залежи). Если для упрощения расчетов опустить свойства нефти и пластовые условия, то линейный запас ( )для вскрытых скважиной отложений можно определить по следующей формуле: VL=h3{pKK, (2.1) где АЭФ - суммарная эффективная мощность, Kf,3B - средневзвешенный коэффициент пористости, Квзв - средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности. Отсюда, линейный запас для текстурно-однородного коллектора (vdH) можно найти по следующей формуле: УГ=УіЗФКпКн, (2.2) где RH - коэффициент нефтенасыщенности, который определялся через параметры пористости и насыщения, полученные на керне; Йп - пористость пластопересечения в целом (интегральная пористость), которая определяется по показаниям методов ГИС в конкретном пластопересечении. z = o;
Для тонкослоистого коллектора необходимо взвешивание пористости и нефтенасыщенности аналогично, как для всей залежи. Принимая пористость всех песчаных прослоев в пределах одного пластопересечения равной, средневзвешенная по мощности пористость будет равна: К=КГ(1-Ж) (2-4) Аналогично, если нефтенасыщенность всех песчаных прослоев одинакова, то нефтенасыщенность средневзвешенная по мощности и пористости равна: КЮВ =кпесч (2 Отсюда формула для определения линейного запаса текстурно-неоднородного коллектора \уГ) имеет вид: уг=кп{\-х)кгкт (2.6) Коэффициент нефтенасыщенности песчано-алевритовых прослоев определялся по полученной по керну зависимости параметров пористости и насыщенности. При этом для расчета использовалась пористость и УЭС песчано-алевритовых прослоев. Последнее, в свою очередь, определялось по уравнению: Р = \-Х 1/ _ / (2.7) Рп /Ргя где рп - сопротивление пласта, р - сопротивление песчаной компоненты, р - сопротивление глинистой компоненты. УЭС глинистых прослоев рассчитывается по формуле: ргл=Рв Р„, (2.8) где Р% - параметр пористости глинистого прослоя, рв - сопротивление пластовой воды. На рисунке 2.22 приведено сопоставление линейных запасов, определенных с учетом и без учета слоистой глинистости, при различной объемной доле глинистых прослоев и включений. Нелинейность полученной зависимости объясняется нелинейным увеличением р"есч с ростом доли глинистых прослоев и включений. На рисунке 2.23 показано относительное расхождение линейных запасов с учетом и без учета неоднородности.
На основе анализа рисунков 2.22 и 2.23 можно сделать вывод о занижении объема геологических запасов при его расчете, принимая коллектор текстурно-однородным.
В то же время, при разработке тонкослоистых коллекторов, нефть, залегающая в участках с резкой расчлененностью разреза, может быть не затронута процессом вытеснения [24; 55]. Н.А.Ершов с соавторами [18] демонстрирует примеры возможных случаев образования микроловушек, образовавшиеся из-за тонкослоистости разреза.
Расчет объема нефти, незатронутой процессом разработки, из-за влияния тонкослоистости, сложен и достоверность производимых расчетов будет спорной. Это связано с тем, что при расчете необходимо учесть влияние большого числа факторов, что, в свою очередь, увеличивает погрешности расчета и создает ошибки из-за возможного пропуска влияния неустановленных факторов. Однозначно можно сказать, что объем неизвлекаемых запасов будет увеличиваться с ростом неоднородности.
Определение пористости тонкослоистых пород-коллекторов
Породой-коллектором называют породу, способную вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке в любых, даже незначительных количествах [14; 27; 28; 85; 86].
В викуловских отложениях Красноленинского свода выделение коллекторов осложняется наличием текстурных неоднородностей различных геометрических форм и размеров. Пластопересечения, выделяемые по методам ГИС, будут содержать слоистые включения как глинистого, так и песчано-алевритового вещества. Исключения составляют только однородные песчано-алевритовые прослои (породы врезанных каналов), которые выделяются по показаниям методов ГИС. В остальных случаях литологический тип породы можно охарактеризовать как переслаивание с различной долей песчано-алевритовой и глинистой компоненты.
В связи с этим в работе используются следующие понятия: отложения викуловской свиты состоят из выделяемых по кривым ГИС прослоев коллекторов и прослоев не коллекторов. Каждый выделенный по ГИС прослой содержит микропрослои и микровключения, видимые на керне, но не выделяемые с помощью методов ГИС; глинистые прослои - прослои глин, содержащие песчано-алевритовую матрицу, прослои коллекторов имеют проницаемую песчано-алевритовую матрицу (рис.5.1). Эффективная мощность (#ЭФ) при этом будет определяться по следующей зависимости: НЭФ=Н {\-Х), (5.1) где Н - общая мощность проницаемого интервала.
В рассматриваемых отложениях прямые качественные признаки довольно часто не фиксируются против интервалов коллекторов, хотя коллекторские свойства последних могут подтверждаться результатами исследования керна.
Количественный критерий выделения коллекторов в условиях тонкослоистых пород викуловскои свиты должен учитывать неоднородность фильтрационно-емкостных свойств песчано-алевритовой компоненты и влияние слоистой глинистости. Для разработки такого критерия необходимо рассмотреть влияние структурной и текстурной неоднородности на ФЕС тонкослоистых коллекторов. При определении граничных значений коэффициента пористости (кп) и проницаемости {кпр) однозначным и универсальным критерием коллектора является наличие динамической пористости (кпд) [38; 53; 58]. Условие Кпд 0 является петрофизическим фильтром отнесения породы к коллектору. Для расчета коэффициента динамической пористости на керне необходимы экспериментальные определения величины остаточной нефтенасыщенности. Массовое измерение этой величины не производится в виду трудоемкости и дороговизны опытов. Как правило, такие опыты производятся на ограниченных объемах образцов.
Для коллекторов викуловских отложений определение остаточной нефтенасыщенности выполнено на 40 однородных по текстуре образцах горных пород с разными значениями пористости и проницаемости. При этом остаточная нефтенасыщенность изменяется от 19.8 до 37.6 % при среднем значении 31.1 %, динамическая пористость изменяется от 5.1 до 14.6% при среднем значении 9.0 %. На рис.5.2 помещены сопоставления динамической пористости с открытой пористостью (рис.5.2.а), проницаемостью (рис.5.2.6) и эффективной пористостью (рис.5.2.в).
Весь массив керновых образцов был разделен на две группы: группу образцов с эффективной пористостью более 5,45 % (образцы горных пород, представляющие коллекторы) и группу образцов с эффективной пористостью менее 5,45%о (образцы горных пород, представляющие неколлекторы). На рисунке 5.3 приведены сопоставления пористости с проницаемостью (рис.5.3.а), пористости с остаточной водонасыщенности (рис.5.3.б) и проницаемости с остаточной водонасыщенностью (рис.5.3.в) при разных значениях эффективной пористости.
Средние граничные значения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности следующие: К% = 20,2%; Кг Р = 3,4мД; К%ЭФ = 5,45%. Однако из рисунка 5.4 следует, что граничные значения характеризуются не одном численным значением, а диапазоном значений (черные линии). Аналогичный подход предлагается В.В. Борщевым с соавторами в работе [6].
Для учета влияния текстурной неоднородности на ФЕС были построены сопоставления коэффициента пористости и проницаемости с объемной долей глинистой компоненты для массивов определений, разделенных по граничной a) 28
Сопоставление пористости и проницаемости (а), пористости с остаточной водонасыщенности (б) и проницаемости с остаточной водонасыщенностью (в) при разных значениях эффективной пористости величине эффективной пористости (рис.5.4). Из приведенных сопоставлений видно, что слоистость, характеризуемая величиной %, не оказывает влияние на пористость песчано-алевритовых прослоев (однородные образцы отбирались из песчано-алевритовых прослоев), но оказывает на проницаемость горных пород.
Б.Ю. Венделыитейн утверждает [9, с. 187], что «даже при значительных х 0.5 слоистая пачка сохраняет свойства коллектора, а порода с рассеянной глинистостью при таком же содержании глинистого материала является неколлектором». Это утверждение подтверждается рисунком 5.4.6, на котором видно, что породы имеющие долю глинистых включений до 0.65, имеют проницаемость выше граничного значения.
Похожие диссертации на Повышение точности определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований скважин : на примере викуловских отложений Красноленинского свода
