Содержание к диссертации
Введение
1. Развитие технологии автоматизированной интерпретации данных ГИС при детальном изучении геологического строения месторождений нефти и газа 10
2. Геологическое строение и петрофизические характеристики продуктивных отложений изучаемых объектов 20
2.1. Условия осадконакопления 20
2.2. Структурно-минералогический состав 21
2.3. Петрофизические свойства пород коллекторов 26
3. Развитие петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях 30
3.1. Технология интерпретации данных ГИС при оценке под счетных параметров коллекторов 30
3.2. Петрофизические основы технологии ТАВС 32
3.3. Технология автоматизированной интерпретации данных ГИС ТАВС 34
3.4. Адаптация методики ТАВС к геологическим условиям изучаемых месторождений 39
3.4.1. Обоснование способа определения структурно-минералогической модели породы 39
3.4.2. Обоснование модели электропроводности породы 45
3.4.3. Петрофизическая модель аномалии ПС 50
4. Определение фильтрационно-емкостных свойств по методике ТАВС, адаптированной к геологическим условиям продуктивных отложений 53
4.1. Исходные данные по скважинам 53
4.2. Технология обработки данных ГИС по скважине 55
4.2.1. Технология введения поправки за газ в методы пористости 56
4.2.2. Петрофизическая модель абсолютной проницаемости породы 60
4.3. Сопоставление петрофизических характеристик пород по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС 69
5. Принципы геологического моделирования 75
5.1. Общие положения 75
5.2. Этапы построения геологической модели 79
5.3. Обобщенная схема построения геологической модели 79
Заключение 89
Список литературы...1. 90
- Развитие технологии автоматизированной интерпретации данных ГИС при детальном изучении геологического строения месторождений нефти и газа
- Структурно-минералогический состав
- Технология автоматизированной интерпретации данных ГИС ТАВС
- Технология обработки данных ГИС по скважине
Введение к работе
Актуальность работы
При разведке и разработке месторождений нефти и газа для обобщенного представления о структурном и литологическом строении залежей углеводородов на нефтегазоконденсатных месторождениях широко применяется геологическое моделирование. Реализация такого подхода основано на использовании информации, которая формируется путем применения технологий сбора всей геолого-геофизической и промысловой информации, накапливаемой в процессе строительства скважин и эксплуатации месторождений углеводородов, а также реализации углубленной интерпретации данных ГИС, обеспечивающей максимальное извлечение геологической информации из материалов каротажа, являющейся базой создания достоверной геологической модели.
При обосновании методики интерпретации данных ГИС в конкретных геологических условиях необходимо создавать схемы обработки исходной геолого-геофизической информации, которые позволяют не только достоверно оценивать фильтрационно-емкостные свойства и газонефтенасыщенность пород коллекторов в разрезах скважин, но и восстанавливать литолого-фациальные характеристики отложений как вдоль стволов скважин, так и в пределах геологической толщи, вмещающей залежи углеводородов.
В настоящее время традиционно при геологическом моделировании используются методики интерпретации данных ГИС, ориентированные на подсчет запасов углеводородов в залежах. Такие методики обеспечивают определение только свойств пород-коллекторов и решают задачу определения объема и насыщенности интервалов коллекторов в разрезах скважин.
Геологическая модель, построенная по таким данным, во многих случаях не отражает реального строения месторождения. Таким образом, в настоящее время приобрела актуальность задача развития методического обеспечения интерпретации данных ГИС, адекватного требованиям достоверного геолого-технологического моделирования месторождений газа, конденсата и нефти (нефтяных оторочек на газоконденсатных месторождениях). Наиболее остро эта проблема проявляется при исследовании месторождений газа, распространенных в терригенных отложениях полимиктового состава, насыщенных пресными пластовыми водами, типичными представителями которых служат меловые отложения севера Западной Сибири и в которых на свойства пород коллекторов оказывает существенное влияние неоднородное фазовое состояние углеводородов в залежах и изменение его в процессе разработки месторождений.
Целью работы является совершенствование технологии интерпретации газонасыщенных коллекторов по данным комплекса методов ГИС и петрофизических исследований, а также использование полученных данных для геологического моделирования на примере месторождений севера Западной Сибири.
Основные задачи исследования: •S обоснование уровня интерпретации данных ГИС для геологического моделирования; S анализ петрофизического обеспечения и разработка совершенных принципов интерпретации данных; S изучение вопроса ввода поправок за газонасыщенность в методы пористости, в частности в нейтронный, акустический, плотностной каротажи; S определение проницаемости пород коллекторов с учетом изменяющейся структуры породы; "S разработка принципов построения геологической модели залежи углеводородов с учетом данных о структурно-минералогическом строении и флюидальном насыщении пород коллекторов и их фильтрационных свойствах, определенных по данным ГИС.
Методы исследования.
В диссертационной работе использованы решения поставленных задач, включающих в себя разработку: S углубленного подхода к интерпретации данных ГИС для оценки свойств геологических пород; S принципов использования новой информации, полученной по данным ГИС при геологическом моделировании.
Защищаемые положения
1. Основой развития технологии интерпретации данных ГИС для геологического моделирования залежей газа в терригенных полимиктовых отложениях севера Западной Сибири служит более полный учет в петрофизических моделях влияния структурно-минералогического строения пород коллекторов и составляющих фильтрционно-емкостных и флюидальных характеристик пород на параметры физических полей, регистрируемых методами каротажа.
2. Определение геологических характеристик пород по данным ГИС в объеме, необходимом для выполнения геолого-гидродинамического моделирования, базируется на созданном автором обобщенном алгоритме оценки структурного строения, ФЕС и газонасыщенности пород коллекторов.
3. Применение данных о детальных геологических характеристиках пород, определенных по данным ГИС, обеспечивает восстановление детерминированной геологической модели залежи углеводородов в терригенных отложениях севера Запанной Сибири.
Научная новизна
1. Автором впервые для изучаемого разреза севера Западной Сибири создан обобщенный алгоритм определения по данным ГИС, керна и другой информации структурного строения, ФЕС и газонасыщенности пород коллекторов для геологического моделирования. Этот алгоритм может быть применен и в других разрезах со сходными геологическими свойствами.
2. Автором применительно к продуктивным отложениям севера Западной Сибири разработана система петрофизических моделей, более полно учитывающих влияние структурно-минералогического строения пород коллекторов, их фильтрационно-емкостных свойств и изменяющуюся насыщенность их газом и водой на параметры физических полей, регистрируемых методами каротажа.
3. Уточнен способ учета влияния газонасыщения пород на показания методов АК, НК, ГТК-П при определении пористости продуктивных коллекторов.
4. Обоснован способ определения содержания в скелете терригенной полимиктовой породы алевритового компонента.
5. Разработана методика определения абсолютной проницаемости пород коллекторов по данным пористости и содержания в породе объема связанной воды.
6. Обоснованы методические подходы к построению геологической модели пород по данным, полученным при интерпретации данных ГИС.
Практическая ценность работы.
Разработанная автором технология интерпретации данных ГИС позволяет существенно повысить детальность и достоверность определяемых по данным каротажа геологических характеристик пород коллекторов в объеме, необходимом для выполнения высоко эффективного геолого-технологического моделирования месторождений газа и подсчёта запасов в условиях севера Западной Сибири.
Построенные автором геологические модели залежей продуктивных пластов в ряде месторождений (Ханчейское, Восточно-Таркосалинское, Тальниковое, Юрхаровское) использованы при составлении технологической схемы, проекта разработки месторождений севера Западной Сибири.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на следующих конференциях: Молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель-2002», Москва; XVI Губкинских чтениях «Развитие газовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы», Москва, 2002г.; Молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель-2003», Москва; Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука - газовому комплексу», Москва, 2004г; Молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель-2004», Москва; XVI Губкинских чтениях «газовая геологическая наука - XXI век», Москва, 2004г.; 6-ой научно-технической конференция-выставки «Актуальные проблемы состояния и развития газового комплекса России», Москва, 2005г.; VII международной конференции «Новые идеи в науках о Земле», МГГРУ, Москва, 2005 г.; Межвузовской научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые-наукам о Земле», МГТРУ, Москва, 2008г.; конференции «Современные геофизические и геоинформационные системы», посвященной 90-летию создания МГА-МГРИ-РГГРУ, МГТРУ, Москва, 2008г.
Публикации.
Основные положения опубликованы в 13 печатных работах.
Объем работы.
Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Объем работы - 94 страницы текста, 29 рисунков, 2 таблицы. Список литературы содержит 46 наименований.
Автор выражает благодарность своему научному руководителю генеральному директору ООО «ГИФТС», к.т.н. Афанасьеву С.В, д.т.н., профессору Афанасьеву B.C. за помощь и внимание во время работы над диссертацией, д.г-м.н., профессору Золоевой Г.М., д.г.-м.н. Добрынину В.М., д.ф-м.н. Кожевникову Д.А., д.г-м.н., профессору Дьяконовой Т.Ф. сформировавшим автора как специалиста в процессе обучения и общения, д.т.н. Зиновьеву А.А. (ОАО «Газпром»), Ерофееву Д.Н.(000 «ГИФТС») за ценные консультации и помощь при выполнении работ по теме диссертации.
Развитие технологии автоматизированной интерпретации данных ГИС при детальном изучении геологического строения месторождений нефти и газа
Задачей геологического моделирования и подсчета геологических запасов является восстановление реального геологического строения пород-резервуаров, содержащих углеводороды. Основу информации при построении детальной геологической модели среды, содержащей залежь углеводородов, составляют данные ГИС и результаты их интерпретации, накапливаемые в период разведки и разработки залежи [1, 2, 7, 8, 10, 11, 14, 16, 17, 28, 29, 30, 45 и др.].
Данные ГИС представляют собой зафиксированные в определенные моменты времени измерения параметров широкого спектра физических полей, возникающих в геологической среде в около скважинном пространстве и несущих в себе в интегрированном виде петрофизические характеристики горных пород и насыщающих их флюидов. Данные ГИС обладают следующими особенностями: S представляют собой массовую детальную информацию о геологических и фильтрационных свойствах среды, резервуарах и запасах углеводородов в них; / характеризуются высокой объемной разрешающей способностью при количественной оценке геологических свойств пород; S обеспечивают максимально достоверное определение структурно-минералогических и флюидальных характеристик пород в разрезах скважин; S обеспечивают реализацию объемного выделения и оконтуривания геологических тел различной литологии и коллекторских свойств в толще горных пород; S представляют информацию для выполнения детальной корреляции стратиграфических комплексов и однотипных по литологии пород в геологическом разрезе; S обеспечивают выполнение литолого-фациального анализа отложений и детальное изучение их геологической неоднородности как в разрезе, так и по площади их распространения в толще горных пород; S обеспечивают выделение в разрезе продуктивных коллекторов и определение их толщины, коллекторских и фильтрационных свойств, текущей газонасыщенности и оценку начальных и остаточных запасов углеводородов в залежах в процессе их разработки.
В целом данные ГИС служат информационной основой для решения всего спектра геологических задач при разведке и контроле за разработкой месторождений газа. В связи с этим создание технологий обработки и интерпретации данных ГИС, обеспечивающих максимально полное и достоверное извлечение из них геологической информации является актуальной задачей.
Условием достоверной оценки отдельных конкретных свойств геологического разреза и создания объективной постоянно действующей геолого-технологической модели залежи углеводородов является максимально детальное определение геологической модели резервуара, содержащего эту залежь, на основе исследования структурно-минералогической и фациальной неоднородности изучаемого разреза, выделения в нем структурно и литологически однородных геологических тел и количественной оценки их емкостных и фильтрационных характеристик.
Данные ГИС и восстановленные по ним структурно-минералогические и флюидальные модели пород вдоль стволов скважин (вертикальных, наклонных и горизонтальных), позволяют осуществить детальную корреляцию разрезов, выполнить литофациальный анализ пород в разрезе и по площади их распространения и выделить на этой базе геологические тела, содержащие коллектора, определять в период разработки их текущую газонасыщенность и динамику обводнения пластов, а также оценивать остаточные запасы углеводородов в процессе эксплуатации залежи.
Перечисленные потенциальные возможности данных ГИС на практике часто не реализуются в полном объеме, что приводит к накоплению лишь фрагментарной информации о свойствах геологической толщи и не позволяет построить достоверную геологическую модель среды и резервуара, содержащего залежь газа.
Основные ограничения традиционной технологии интерпретации данных ГИС, которые снижают достоверность обоснования фильтрационно-емкостных параметров, состоят в следующем: а) выборочная интерпретация данных ГИС только в интервалах разреза, приуроченных в конкретных стратиграфических пластах к интервалам коллекторов; б) игнорирование при обработке интервалов неколлекторов и вмещающих пород. Для таких интервалов либо принимаются произвольные осредненные петрофизические параметры или для них указываются признаки отсутствия данных; в) применение при оценке свойств пород коллекторов индивидуальных стохастических петрофизических связей и параметров, установленных на кернах для стратиграфических пластов, а также использование упрощенных петрофизических моделей, например, Knp=f(Kn); г) определение ограниченного числа параметров пород (например, во многих случаях не определяется доля остаточной воды в породе) и др.
Ограниченность традиционной технологии интерпретации данных ГИС проявляется особенно четко при построении геологической модели на новых разведочных площадях в условиях дефицита знаний об индивидуальных петрофизических связях и критериях для конкретных стратиграфических пластов. В этих условиях требуются значительные дополнительные затраты средств и времени на отбор, исследование кернов и построение петрофизических связей, при этом требуемая детальность определения параметров, необходимых для моделирования процессов разработки месторождений, не повышается. Применяются традиционные методики интерпретации данных ГИС, которые основываются на использовании упрощенных петрофизических моделей и стохастических связей и не позволяют извлечь из данных ГИС геологическую информацию в полном объеме. При подсчете запасов рассчитываются только три параметра эффективные газонасыщенные толщины, коэффициент пористости, коэффициент газонасыщенности. Коэффициент проницаемости зачастую определяется как функция от коэффициента пористости, следовательно это тот же параметр только в других единицах. Для построения гидродинамической модели проницаемость это очень важный параметр. Кроме этого, не учитывается неоднородность толщ пород, изменение структурно-минералогического состава по разрезу.
Структурно-минералогический состав
Структурный состав частиц породы терригенного разреза принято делить на следующие фракции: песчаную (псаммитовую) Спес с размером частиц более 0.1 мм; мелкоалевритовую Смея с размером частиц в диапазоне 0.01 - 0.05 мм; крупноалевритовую Скал с размером частиц в диапазоне 0.05 - 0.1 мм; глинистую (пелитовую) Сгл.фрк с размером частиц менее 0.01 мм; карбонатную (карбонатный цемент) Скарб.
Алевритовая фракция делится на две части - на мелкоалевритовую (0.01-0.05 мм) и крупноалевритовую (0.05-0.1 мм). На рис. 2.2 представлена объемная структурная модель терригенной породы. В соответствии с этой моделью терригенная порода состоит из двух компонентов: структурного каркаса и порового пространства. Структурный каркас включает фракции песчаника, алеврита, глины, карбонатный цемент, обломки первичных пород и дополнительные (акцессорные и пр.) минералы.
Для наглядного представления характера изменения величин пористости, содержание связанной воды (водоудерживающей способности) и абсолютной проницаемости пород коллекторов в разрезах скважин, из которых был извлечен керн, на рис. 2.5 изображены диапазоны вариации значений в форме горизонтальных линий и средние значения в виде точек для различных пластов. Линии на графиках характеризуют диапазон изменения петрофизического параметра для конкретного пласта по данным анализа керна. Отметка на линии указывает среднее значение параметра. Напротив линий таким же цветом показаны — индекс пласта и в скобках -количество образцов керна для данного пласта.
Как видно на рис. 2.5, существенные изменения величин Кп, Кв ев и Кпр по отдельным пластам залежей газа, показывают, что продуктивные пласты в целом характеризуются значительной неоднородностью по фильтрационно-емкостным свойствам слагающих пород как по разрезу, так и по площади распространения залежи. Эта неоднородность определяет существенные колебания петрофизических характеристик пород коллекторов, изменение в них содержания остаточной воды, неравномерное распределение газонасыщенных интервалов и объемное содержание в них углеводородов [6, 7, 34].
На основе представленных выше данных можно сделать важный вывод, что при создании трехмерной геологической модели продуктивных терригенных отложений необходимо обеспечить корректное восстановление структурно-минералогической модели толщи и ее фильтрационно-емкостных свойств. Решение этой задачи может быть осуществлено при определении пространственного распределения в разрезе содержания в скелете породы песчаной Кпес, алевритовой Кал и глинистой Кгл фракций, пористости Кп, абсолютной проницаемости Кпр и доли связанной воды Кв.св на основе интерполяции оценок этих параметров во всему массиву скважин.
Изменение значений пористости (Кп), содержания связанной воды (Кв.св) и абсолютной проницаемости (Кпр) по керну. каждой скважине перечисленные выше параметры должны быть рассчитаны непрерывно вдоль стволов скважин в пределах всего разреза.
Необходимо оценить условия формирования продуктивных пластов на каждом конкретном участке площади распространения пласта - в каждой скважине. Эти данные дают информацию для выделения в пласте песчано-алевритовых тел и газовых залежей в них.
Отмечается четкая связь между коллекторскими свойствами и структурно-минералогическим составом породы. Аналогичные тенденции в целом характерны для всего нефтегазоносного комплекса пород мела и юры на территории Западной Сибири. Об этом свидетельствуют многочисленные публикации по петрофизике изучаемых отложений.
Сложное структурно-минералогическое строение пород определяет особенности установленных для этих отложений петрофизических закономерностей и связей. Учет этих закономерностей является базой создания методики интерпретации данных ГИС, позволяющей существенно повысить достоверность оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности продуктивных отложений.
Отмеченная особенность изменения минерального состава твердой фазы свидетельствует о том, что вследствие высокого содержания полевого шпата песчаная и алевритовые фракции, формирующие структурный каркас породы, имеют высокий электрический заряд. В результате в поровом пространстве пород коллекторов даже при их низкой глинистости наблюдается высокое электрическое поле, приводящее к образованию в порах, насыщенных пресной водой, мощных адсорбционных процессов.
Технология автоматизированной интерпретации данных ГИС ТАВС
Технология ТАВС применяется для оценки геологических характеристик пород в терригенном разрезе. Исходный комплекс ГИС: S Кривая удельного электрического сопротивления породы (УЭС породы) и дополнительно УЭС зоны проникновения породы, если требуется, определенная по комплексу методов электрического каротажа (БКЗ, ИК, БК, ПЗ, МБК), включающему любой их набор, обеспечивающий достоверное определение в разрезе электрических характеристик породы; МКЗ, ГК, ПС, KB; S Один или два из методов каротажа пористости - АК или ННК, НКТ, НТК или ГГК-П, - для определения свойств пласта, другие - для оценки достоверности интерпретации данных ГИС. Цель интерпретации данных ГИС: S определение объёмной структурно-литологической модели породы; S определение состава флюидов в поровом пространстве и прогноз притока из скважины. Результаты интерпретации данных ГИС используются: S для определения геологических характеристик пород во всем интервале разреза скважины; S для оценки подсчетных параметов по отдельным продуктивным пластам (залежам углеводородов), вскрытых в скважинах; S для восстановления петрофизических закономерностей для пород коллекторов в разрезе, традиционно определяемых по результатам исследования данных по керну; S для расчета скоростных характеристик пород в разрезе скважины. Критерии оценки качества результатов интерпретации ГИС: S сравнение коэффициентов пористости и остаточной водонасыщенности породы, определённых в процессе интерпретации данных ГИС и по материалам исследования кернов; S расчет в процессе интерпретации данных ГИС теоретических кривых удельного электрического сопротивления породы (УЭС породы), ПС, ННК, АК и ГГК-П и сравнение этих кривых с исходными данными каротажа, введёнными в обработку.
Теоретические кривые УЭС породы и ПС рассчитываются для модели полностью водонасыщенной породы. Теоретические кривые ННК, АК и ГГК-П вычисляются для модели породы с фактическим флюидальным насыщением, определенным в результате интерпретации данных ГИС.
Интерпретация данных ГИС выполняется по новому алгоритму, основанному на использовании обобщенных петрофизических моделей для терригенной породы: S модель УЭС породы; S модель ПС; S модель ГК; S модель индекса водорода (WHK), определённого по данным ННК, НКТ или НТК; S модель АК; модель объемной плотности породы по ГГК-П; S модель индекса связанной воды в породе Кво. S модель абсолютной проницаемости породы Кпр.
Петрофизические модели УЭС породы, ПС, WHK, АК и ГГК-П при решении задачи интерпретации данных ГИС учитывают следующие факторы, определяющие адсорбционные явления в толще терригенной породы, которые, в свою очередь, контролируют показания методов ГИС: горное давление (глубину залегания породы); минерализацию первичной пластовой воды, насыщающей толщу горных пород с учетом ее возможного изменения по разрезу и площади; пористость; газонасыщенность; интегральный электрический заряд капилляров порового пространства породы.
Учёт всех перечисленных факторов, позволяет получать устойчивые решения при оценке свойств пород в терригенных разрезах, характеризующихся значительными колебаниями перечисленных выше факторов. Важнейшие отличительные особенности новой технологии: S обработка данных ГИС выполняется в поинтервальном режиме с заданным шагом по глубине (0.1, 0.2, 0.5 м и т.п.); S в качестве УЭС пласта используются результаты комплексной интерпретации данных БКЗ, ИК, БК, ПЗ, МБК; S в кривые ГК, ПС и АК поправки не вводятся; S кривые НТК, НКТ пересчитываются в шкалу индекса водорода (водородосодержание породы) WHK (кривая NPHI) по палеткам для аппаратуры, которой были зарегистрированы кривые РК. Для приведения шкалы кривой НТК и НКТ к шкале, принятой при построении палетки, используются два опорных пласта известного водородосодержания. Против этих пластов определяются показания кривой РК и диаметр скважины по кривой каверномера. При пересчёте показаний НТК и НКТ в значения NPHI используется кривая каверномера. Если последняя в комплексе отсутствует, принимается средняя величина диаметра скважины в интервале исследуемого разреза; S в кривые ННК и NPHI вводятся поправки за условия измерения в скважине. S минимальный комплекс данных ГИС для полной оценки свойств пород в разрезе включает кривые: УЭС породы, ПС, ГК плюс один метод пористости - АК, или ННК (НКТ, НТК), или ГГК-П. S при обработке данных ГИС независимо от использованного комплекса исходных данных для каждого уровня глубины решается прямая петрофизическая задача и определяются теоретические кривые УЭСт пласта, ПСт, АКт, ГГКт, NPHIT. S определяется новая кривая Q - ёмкость катионного обмена породы (моль/г), которая характеризует изменение интегрального электрического поля капилляров окружающей скважину среды.
Использование параметра Q является ключевым моментом новой технологии ТАВС. По результатам интерпретации данных ГИС для каждого уровня глубины вдоль ствола скважины определяются: Объёмная структурно-минералогическая модель породы: S пористость Кп; S содержание песчаной фракции Кпес; S содержание алевритовой фракции Кал; S содержание глинистой фракции Кгл; S выделяются прослои известняков (Кизв), углей (Куголь) и солей (Ксоль); S выделяются интервалы размытых глин. Флюидальная модель: / содержание связанной воды Кв.св; S содержание подвижной воды Кв.п; S содержание подвижных углеводородов: газа Кгаз (тип углеводорода, содержащегося в поровом пространстве, задается); S содержание остаточных углеводородов Кно. Проницаемость: S абсолютная проницаемость Кпр; S фазовая проницаемость по воде Кпр.в; S фазовая проницаемость по газу Кпр.г. Дополнительные параметры: S индекс литологии породы; S индекс коллектора; S индекс флюида, определяющий состав насыщающих пласт флюидов и состав возможного притока флюидов из пласта; / приведенная ёмкость катионного обмена q, моль/л. По результатам поинтервальной обработки данных ГИС формируется Таблица прослоев коллекторов в разрезе скважины, в которой содержатся рассчитанные по прослоям подсчетные параметры [2, 3].
Технология обработки данных ГИС по скважине
Известно, что наличие газа в пласте ведет к занижению величины пористости Кп нк, определяемой по нейтронному методу по сравнению с истинной пористостью пласта Кп, а также с данными представительного керна. Это свидетельствует о влиянии остаточного газонасыщения в зоне исследования НК на регистрируемые интенсивности JHK И вызвано двумя факторами: меньшим водородосодержанием и меньшей объемной плотностью газоносных пород по сравнению с водоносными и носными породами [15]. Учет влияния остаточного газонасыщения Кго на оценку пористости Кп по НК можно проводить по следующей методике [15, 24, 26].
На первом этапе определяют пористость по нейтронному методу без поправки за газ. Затем определяют остаточную газонасыщенность, в зоне проникновения Кг= Кго. Проведенные автором исследования с привлечением результатов оценки Кп по представительному керну показали, что величина Кго в изучаемом разрезе изменяется от 20 до 40%, при среднем значении равным 30%.
Необходимо определить плотность газа, т.к. при разных значениях этой величины занижение пористости будет разным. Так при плотности газа (аг) равным 0.1-0.15 занижение будет существенным, а при 0.25-0.35 незначительным. Зная аг для данного месторождения (табл. 4.1) по номограмме (рис. 4.2) находим АКп. Полученная поправка АКп прибавляется к значению Кп нк и учитывает суммарное влияние изменения водородосодержания газа по сравнению с водой и различие их плотностей [15]. Из рисунка 4.2, видно, что чем больше плотность газа, тем меньше будет поправка. На рис. 4.3 показаны кривые зависимости коэффициента сжимаемости от приведенного давления при различных приведенных температурах. Приведенным давлением рприв называется отношение давления р газа к его критическому давлению ркр. Приведенной температурой газа Тприв называется отношение абсолютной температуры газа к его критической температуре Ткр. Так как различные компоненты, входящие в состав природных газов, имеют разные критические давления и температуру, то для вычисления величины коэффициента сжимаемости газа предварительно должны быть вычислены его среднекритическая температура и среднекритическое давление.
Параметр КпО соответствует минимальной величине пористости, до которой может быть уплотнена терригенная порода. Для меловых отложений Западной Сибири эта величина может быть принята равной КпО = 3 %.
Параметр b является комплексной функцией неоднородности пород. Для условий изучаемых пород этот коэффициент принят равным Ъ = 2. Параметр г изменяется в диапазоне 1-3 и на основе математического моделирования данных по керну для отложений БУі.2 - БУи он принят равным г=2. Для пластов АУ7 - Ь=1.5, г=3 и для ПКі8, ПКі9 - b=2, r=l [2, 3]. На рис. 4.4 представлен построенный по керну график Knp=f(Kn, Кв.св). Цвет точек на поле графика соответствует величине Кв.св. Как видно из рисунка, величина коэффициента абсолютной проницаемости Кпр четко Рис. 4.4. Зависимость Knp=f(Kn, Кв.св), построенная по данным керна продуктивных отложений севера Западной Сибири. Линии соответствуют кривым, рассчитанным по зависимости (4.1) для различных значений Кв.св. контролируется как значением пористости Кп, так и величиной остаточной водонасыщенности Кв.св породы. При этом влияние этих параметров существенно различается. Если величина Кп определяет общую тенденцию (тренд) увеличения Кпр с ростом пористости, который часто принимают за истинную связь для оценки Кпр, то значение Кв.св четко дифференцирует эту связь. Обусловлено это тем, что в условиях существенной структурно-минералогической неоднородности пласты коллекторы, представленные слабо глинистыми песчано-алевритовыми разностями с широкой вариацией изменения содержания песчаной и алевритовой фракций, характеризуются значительно изменяющейся долей остаточной воды в породе и увеличением ее при росте содержания алевритовой фракции. Это приводит к тому, что породы с одинаковой пористостью, но характеризующиеся различным фракционным составом, имеют существенно изменяющуюся долю связанной воды и, как следствие, различную абсолютную проницаемость.
На рис. 4.6-4.9 в качестве примера приведены планшеты с результатами интерпретации данных ГИС по технологии ESKSABC по разведочной скважине скважине по всем продуктивным пластам. На планшеты нанесены кривые пористости, связанной и и текущей водонасыщенности, абсолютной проницаемости, объемная структурно-минералогическая и флюидальная модели пород, а также результаты испытаний и данные по керну (пористость, доля связанной воды и абсолютная проницаемость).
На рис. 4.10-4.12 показано сравнение кривых распределения коэффициента пористости, абсолютной проницаемости, остаточной водонасыщенности, содержания в скелете породы песчаной и алевритовой фракций, определенных по данным керна и ГИС в пределах всего продуктивного разреза. По данным керна использованы все имевшиеся в нашем распоряжении определения. По данным ГИС статистический анализ выполнен по определенным в процессе их интерпретации интервалам коллекторов.
