К оглавлению

Определение коэффициента пористости коллекторов по кривым ПС

В.К. ПОПОВ, З.П. ДВОРКИН

Важнейшим параметром при подсчете промышленных запасов газа и нефти является коэффициент пористости. Обычно для расчетов применяется пористость, определенная лабораторным путем на образцах керна, отобранного при бурении. В последнее время для определения пористости все шире используются данные промысловой геофизики. Однако наиболее точная методика определения коэффициента пористости по параметру пористости Рп применима лишь для водонасыщенных коллекторов.

Впервые на Кубани на Ленинградском месторождении было произведено определение пористости газонасыщенных коллекторов по данным аномалий DUСП.

Ленинградское газоконденсатное месторождение, расположенное в северной части Краснодарского края, является одним из крупнейших месторождений Кубани. Промышленная газоносность приурочена к песчаникам и алевролитам нижнего мела, на долю которых приходится от 70 до 85% общей мощности (120-185 м) горизонта. Мощность отдельных песчаных и алевритовых прослоев, так же как и их коллекторские свойства, различна как по площади, так и разрезу скважин.

По данным исследования нерпового материала коэффициент открытой пористости изменяется от 5 до 38%, а коэффициент проницаемости - от нуля (практически) до 7 дарси. Пласты неоднородны. Так, например, из песчаного пласта мощностью 4,5 м, вскрытого скв. 3 в интервале 2294,8-2299,3 м, были получены значения пористости от 16,1 до 26%.

Становится ясным, что оценить коэффициент пористости коллектора в целом возможно только при значительном количестве определений пористости по коллектору в целом. Однако даже при большом объеме отбора керна колонковыми долотами такая задача не может быть решена по данным анализа керна с необходимой точностью. Это следует из табл. 1, в которой приведены данные о состоянии отбора и исследования керна, поднятого из продуктивного горизонта в 12 разведочных скважинах.

Как видно, в среднем общий вынос керна составил 29,3%. Песчаников и алевролитов было поднято всего 12,3%. При этом среди песчаников примерно 25% приходится на сильно сцементированные разности, не являющиеся коллекторами, поэтому процент выноса коллекторов снизится до 9%, причем на каждые 2,5 м эффективной мощности разреза приходится в среднем только одно определение коэффициента пористости.

Понятно, что характеристика коэффициента пористости горизонта в таком случае может быть получена весьма приближенно. Неполный отбор керна приводит также к ложной характеристике коллекторских свойств отдельных пластов и всего разреза в целом. Так, например, по геофизическим данным коллектор в скв. 2 в интервале 2198-2217 м является песчаным пластом с высокими пористостью и проницаемостью. Керн же, отобранный из этого интервала, представлен преимущественно плотными образцами, пористость которых изменялась от 6 до 10%. Таким образом, мощный 19-метровый коллектор по керну был охарактеризован средней пористостью, в 3 раза меньшей ее вероятного значения, установленного по геофизическим данным.

Проведенным анализом керна было установлено, что пористость изучаемых коллекторов коррелятивно связана с их глинистостью (рис. 1) и содержанием растворимой части.

Изучение влияния карбонатного цемента на пористость (рис. 2) показывает, что при содержании цемента менее 5% заметного ухудшения коллекторских свойств не наблюдается и последние в основном обусловливаются суммарным содержанием глинистого и карбонатного цемента.

С увеличением карбонатности пористость и особенно проницаемость резко понижаются. Образцы, карбонатность которых свыше 10%, имеют пористость ниже 8% и проницаемость, близкую к нулю. Таким образом, песчаники с карбонатностью свыше 10% практически не являются коллекторами.

Была также установлена связь относительных (а также приведенных) амплитуд  с пористостью песчаников нижнемелового продуктивного горизонта (рис. 3). Эта связь получена по 42 пластам, наиболее полно освещенным керном. При этом брались среднеарифметические значения коэффициента пористости из имеющихся нескольких определений.

Значения амплитуд  отсчитывались по диаграммам от значения потенциалов в альбских глинах, хорошо выдержанных и залегающих непосредственно над продуктивным горизонтом. Максимальные отрицательные амплитуды  в нижнемеловых песчаниках каждой скважины соответствуют наиболее высокопористым пластам, имеющим коэффициент пористости, равный 26-28%. Так как пористость любого отдельно взятого по площади меняется в значительно больших пределах, то использование одного пласта в качестве опорного нецелесообразно.

Для построения графика, приведенного на рис.3, бралось отношение амплитуды  в пласте с известной пористостью к максимальному значению амплитуды  в нижнемеловых песчаниках данной скважины. Данные, использованные при построении этой зависимости, приведены в табл. 2.

Расположение точек на рис. 3 свидетельствует о существовании коррелятивной связи между относительными амплитудами  и коэффициентом пористости кп. При использовании усредняющей кривой графика для определения кп вероятная ошибка отдельного определения составляет 7,4-8,2% в области изменения пористости от 30 до 8%.

Точки на графике, соответствующие пластам, освещенным большим числом исследованных образцов керна, ложатся ближе к указанной кривой. С уменьшением числа исследованных образцов, использованных для определения среднего значения коэффициента пористости пласта, относительная погрешность в определении этого коэффициента возрастает (рис. 4).

Пользуясь зависимостью относительных величин аномалий  от коэффициента кп пористости (см. рис. 3), была определена величина последнего для участков продуктивного горизонта, слабо и вовсе не освещенных керном, и подсчитан средневзвешенный коэффициент пористости газонасыщенной толщи по каждой скважине.

Таким образом, комплексное использование данных керна и промысловой геофизики позволило более достоверно определить коэффициент пористости отдельных пластов и горизонта в целом, построить карту изменений пористости и получить обоснованные данные для подсчёта запасов газа по Ленинградскому месторождению.

Трест «Краснодарнефтегеофизика»

 

Таблица 1

№ скважины

Пробурено колонковыми долотами, м

Всего отобрано керна, м

Отобрано песчаников и алевролитов, м

Эффективная мощность горизонта, м

Количество исследованных образцов

1

27

11

1,0

45

5

2

127,2

37,5

16,8

78,0

50

3

99

33,2

6,4

35,5

48

4

118

45,2

17,2

62,4

67

5

70

26,2

10

59,8

24

6

Не отбирался

8

66,2

20,1

5,8

61,4

19

9

119,4

37,7

9,4

45,5

14

11

56,8

15,5

8,0

42,4

33

12

47

21,9

10,3

32,9

4

14

39

12,5

8,4

70,4

9

15

20

6,7

5,2

77,3

1

17

10

4,7

0,4

61,5

-

Итого

799,2

272,2

98,9

672,1

274

 

Таблица 2

№ скважины

Интервал

Мощность поста, м

Сопротивление фильтрата бурового раствора rф

Количество исследованных образцов n

Кп. Ср. по керну

DUсп приведенное с поправками за h и rф, мв

1

2210-2211,2

1,2

1,8

1

23,2

110

112

110

1

1

2217,8-2219,2

1,4

1,8

1

24,3

110

112

1

1

2223,2-2225,6

2,4

1,8

1

13,7

60

62

0,55

2

2099-2105

6,0

1,7

7

10

22

23

120

0,18

2

2104,4-2124,4

10,0

1,7

4

25,9

107

112

0,90

2

2135,2-2138,8

3,6

1,7

9

21

95

99

0,8

2

2148,7-2149,9

1,2

1,7

4

10,3

35

37

0,29

2

2150,9-2152

1,1

1,7

7

12,9

50

52

0,42

2

2173-2174,2

1,2

1,7

3

7,0

20

21

0,17

2

2185-2188

3,0

1,7

3

9,6

12

13

0,1

3.

2225-2230

4,0

2,4

3

12

32

30

150

0,21

3

2235-2245

10,0

2,4

4

3,5

20

19

0,13

3

2260,2-2262,2

1,6

2,4

2

14

52

49

0,35

3

2263-2268

5,0

2,4

3

15,7

85

80

0,57

3

2290-2295

5,0

2,4

2

21,0

80

75

0,53

3

2294,8-2299,3

4,8

2,4

2

26,5

150

141

1,0

3

2306,4-2312,8

6,4

2,4

6

24,8

150

145

1,0

4

2078,2-2179,6

1,4

2,2

4

17,2

55

54

110

0,5

4

2100,6-2113,8

13,2

2,2

12

24,5

100

97

0,9

4

2114,9-2115,5

0,6

2,2

2

12,5

40

38

0,36

4

2122,6-2125,8

3,2

2,2

5

24,8

97

94

0,88

4

2126,8-2130,3

3,5

2,2

4

17

58

56

0,53

4

2146,4-2148,5

2,1

2,2

5

14,5

57

55

0,53

4

2151,2-2154,5

3,3

2,2

4

22,7

85

83

0,77

4

2155,8-2158,0

2,2

2,2

4

14,1

28

27

0,25

4

2164,8-2171,6

6,8

2,2

8

16,4

88

85

0,8

4

2172,4-2174,6

2,2

2,2

6

15,8

67

65

0,61

4

2175,9-2176,9

1,0

2,2

3

11,0

22

21

0,2

5

2143-2148

5,0

1,6

2

4,0

20

21

130

0,15

5

2163,8-2177,2

13,6

1,6

11

28

130

137

1,0

5

2205-2207

2,0

1,6

3

8,3

20

21

0,15

8

2139,2-2141,2

2,2

2,0

4

15,9

57

57

140

0,4

8

2157,6-2158,6

1,0

2,0

2

18,5

50

50

0,36

8

2166,6-2168,6

2,0

2,0

2

7,2

12

12

0,1

8

2296-2300

4,0

2,0

1

13

17

17

0,12

9

2159-2167

8,0

3,0

2

9,5

22

20

125

0,175

9

2197-2202

5,0

3,0

1

10,8

50

45

0,4

11

2124,6-2125,9

1,3

2,0

3

11,7

42

42

140

0,3

11

2151,6-2153,5

1,9

2,0

2

12

60

60

0,43

11

2183,5-2191,7

8,2

2,0

10

26

140

140

1,0

14

2351-2372

21,0

3,6

8

21,7

135

113

165

0,88

14

2386-2390

4,0

 3,6

7

22,7

155

129

0,93

14

2374,4-2383

8,6

3,6

6

23,5

155

129

0,93

 

Рис. 1. Зависимость коэффициента пористости от содержания глинистой и растворимой части.

1 - песчаники не карбонатные (Pl); 2 - песчаники карбонатные (Pl + С).

 

Рис.2 Влияние карбонатности на пористость песчаников нижнего мела Ленинградского месторождения

 

Рис. 3. Связь относительных величин аномалий с коэффициентом пористости.

 

Рис. 4. Зависимость погрешности в определении коэффициента пористости пласта от числа исследованных образцов (n).