К вопросу количественной оценки коллекторских свойств терригенных пород по диаграммам ПС
А.П. АНПИЛОГОВ
В последнее время большое внимание уделяется вопросу использования диаграмм естественного электрического поля (ПС) для количественного определения коллекторских свойств горных пород. Работами А.М. Нечая, например, установлена возможность определения минерализации пластовых вод и проницаемости терригенных пород по диаграммам ПС для месторождений Грозного, рядом авторов предложены способы определения по кривым ПС пористости песчаных пластов месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции.
Схема обработки диаграмм ПС для определения пористости по данным этих авторов приводится в табл. 1.
Графики предполагаемой связи исправленных амплитуд аномалий ПС с эффективной пористостью приведены на рис. 1.
По данным авторов приведенных выше способов пористость по диаграммам ПС может быть определена со средней погрешностью 4-15% от определяемой величины.
При изучении возможности определения коллекторских свойств по данным промысловой геофизики нами было проведено сопоставление значений пористости, определенных по диаграммам ПС, со значениями по керну для 126 пересечений пластов ДI и ДII по 108 скважинам Туймазинского месторождения.
В связи с неполным выносом керна точность определения средней пористости пласта по лабораторным исследованиям составляет величину порядка 12%.
Контроль качества диаграмм ПС осуществлялся сравнением замеров в масштабах: 1 : 200 и 1 : 500, значения сопротивления бурового раствора уточнялись по БКЗ.
Эффективность различных способов оценивалась на материалах одних и тех же скважин и пластов.
Данные сопоставления определений пористости по ПС и керну, а также отклонение от среднего значения пористости песчаников пластов ДI и ДII для всего месторождения приведены в табл. 2.
Установлено, что потенциалы ПС терригенных пород при прочих одинаковых условиях определяются в основном их глинистостью и распределением глинистых частиц в поровом пространстве.
Результаты лабораторных исследований показывают, что как для отдельных образцов, так и для средних значений по пластам между содержанием глинистой фракции в песчаных породах и открытой пористостью существует сугубо качественная взаимосвязь. В пределах изменения глинистости до 8-10% пористость может меняться от 15 до 25%. Также и при более высоких значениях глинистости наблюдается только качественная связь рассматриваемых величин, например, при глинистости 20% пористость меняется от 5 до 15%.
Связь между мембранными потенциалами (являющимися составной частью потенциалов ПС) и пористостью терригенных пород Волго-Уральской области по имеющимся данным [6] неоднозначна. Это объясняется различием минералогического состава пелитовой фракции и отсутствием однозначной связи между пористостью и удельной поверхностью песчаных пород. При одинаковой укладке зерен уменьшение их размера приводит к увеличению удельной поверхности при постоянной пористости породы.
По данным И.Е. Эйдмана мембранные потенциалы в случае соединяющихся пор определяются только диаметром узких участков порового канала и не зависят от длины и диаметра широких участков.
По предположению М.Ш. Перникова связь между пористостью и параметром ПС обусловливается влиянием сцементированности песчано-алевролитовых пород карбонатным или другим типом цемента. Однако больше оснований считать, что неглинистый цемент влияет неблагоприятно при определении пористости по кривым ПС, так как в общем случае ПС в карбонатах имеет совершенно другой характер, чем в терригенных породах.
Для песчаников и алевролитов пластов ДI и ДII имеет место контактовый тип цементации и реже - цементация путем механического заполнения пор. Цемент представлен глинистым, иногда известковым, пиритовым, лимонитовым и сидеритовым материалом. Содержание карбонатного цемента в песчаниках колеблется от 0,2 до 4,6% при среднем значении 1,8%.
Различные типы цементации и наличие неглинистого цемента, присутствующего в различном количестве в девонских песчаниках, свидетельствуют о ненадежности определения по кривым ПС их пористости, изменяющейся в узких пределах.
На рис. 2 представлены графики распределения пористости песчано-алевролитовых пород пластов ДI и ДII Туймазинского месторождения по исследованным ЦНИЛ НПУ Туймазанефть образцам. Из них отдельно выбраны по описаниям кернов значения пористости алевролитов. Как видно из рис. 2, пористость песчаников меняется от 18 до 24% при наиболее вероятном значении 22%, пористость же алевролитов колеблется в основном от 5 до 15%. По-видимому, в пределах алевролитовых пород можно выделить две группы - отсортированных и глинистых алевролитов с более узкими пределами изменения пористости.
При сопоставлении промыслово-геофизических материалов с данными бурения по скважинам с наибольшим отбором керна установлено, что по комплексу диаграмм - кривой ПС (в скважинах с соленым раствором - кривой ГК), кавернограмме, кривым микрозондирования (при их отсутствии - диаграмме зонда М0,4А0,1В) - в продуктивной толще девона Туймазинского месторождения в большинстве случаев можно однозначно выделить песчаники, отсортированные и глинистые алевролиты. Это объясняется тем, что эти породы различаются по содержанию пелитовой фракции.
Таким образом, при существующей изученности природы аномалий ПС наиболее достоверным является определение пористости по комплексу промыслово-геофизических данных, по которым можно более надежно определить литологию терригенных пород. Затем уже можно определить наиболее вероятную пористость данной породы, зная ее пределы изменения по данным исследования кернов.
Сравнение графиков учета влияния на амплитуды аномалий ПС удельного электрического сопротивления раствора и мощности пластов по имеющимся данным (рис. 3) указывает на большие различия в представлениях о характере этого влияния.
При сопоставлении амплитуд аномалий ПС для пластов мощностью более 10 м, пористостью 21%, сопротивлением менее 5 ом м при диаметре скважины в кыновских глинах 47 см с удельным электрическим сопротивлением бурового раствора получена кривая, хорошо увязывающаяся с данными С. А. Султанова [5] (см. рис. 3).
Влияние мощности пластов на отклонение кривой ПС против песчаных пластов оценивается по-разному: по данным Л.М. Альпина, используемым в способе М.Ш. Перникова, это влияние имеет место для пластов мощностью менее 2 м, по Г.С. Морозову и А.И. Кринари мощность влияет до 20-25 м, по С.А. Султанову и Л.П. Долиной - до 6 м мощности.
Для выяснения характера зависимости поправочного коэффициента, равного отношению отклонения кривой ПС для пласта данной мощности и отклонению кривой ПС для пласта неограниченной мощности (практически 20-25 м), составлен график (рис. 4, кривая 6) с учетом значений пористости пластов (по кернам) ограниченной мощности.
Учитывая наличие статистической связи между пористостью и глинистостью, можно ожидать, что учет пористости в какой-то мере устраняет влияние литологии на аномалии ПС.
Обнаружить заметное закономерное влияние на амплитуды аномалий ПС нефтенасыщенности, удельного сопротивления пластов, диаметра размыва кыновских глин при анализе материалов девонских пластов Туймазинского месторождения не удалось, возможно, вследствие незначительности эффекта этого влияния и недостаточного исключения влияния других факторов.
Отмеченное Л.П. Долиной влияние на коэффициент ПС проницаемости, по- видимому, в значительной степени объясняется общим ростом проницаемости с увеличением пористости. Как следует из сопоставления анализов пористости и проницаемости образцов, наблюдается слабо выраженная взаимосвязь этих параметров, по которой песчаники с большей пористостью имеют в среднем и более высокую проницаемость (рис. 5).
В заключение необходимо остановиться на предложенном М.Ш. Перниковым для устранения погрешностей за счет неточного определения сопротивления бурового раствора и масштаба записи ПС способе опорного горизонта [4]. По этому способу ΔПС исследуемого пласта относится к ΔПС опорного пласта, т. е. разности потенциалов, которая зависит только от удельного электрического сопротивления раствора и с учетом этой зависимости постоянна в пределах месторождения.
В качестве опорного ΔПС для Туймазинского месторождения принимается разность показаний кривой ПС в аргиллитах угленосной свиты и турнейских известняках. Как установлено работами по изучению карбонатного разреза, проведенными В. Л. Комаровым, значения Кпс турнейских известняков, равные
(где ρc и ρп.в - соответственно сопротивление раствора и пластовой воды), изменяются от 15 до 90 мв, причем большая изменчивость Кпс наблюдается даже в пределах небольших участков месторождения.
Последнее заставляет предполагать, что использование опорных горизонтов не всегда может давать сопоставимые результаты по разным скважинам, что объясняется, по-видимому, литологической изменчивостью этих горизонтов.
Выводы
Сравнительная оценка способов определения пористости песчаников по кривым ПС, проведенная на примере песчаников пластов ДI и ДII Туймазинского месторождения, показала, что погрешность таких определений в 1,5-2 раза превышает отклонения от средних значений пористости этих пластов для всего месторождения, определенных по измерениям на кернах, отобранных из этих пластов.
Для качественной оценки пористости пород можно рекомендовать способы Д.А. Шапиро и Н.В. Вилкова.
Количественную оценку пористости отдельных литологических разностей пород наиболее надежно можно дать, установив предварительно по анализам кернов средние значения и пределы изменения пористости этих разностей (песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов). По комплексу данных (КС, ПС, ГК, НГК, кавернограмма, микрозонды, БКЗ) следует определить, какими породами сложен пласт, и в качестве фактического следует взять среднее значение пористости этой породы для данных отложений данного месторождения. Для уточнения выделения литологических разностей можно использовать значения относительных аномалий ПС и других приведенных коэффициентов ПС.
Проведенными работами подтверждаются данные о характере зависимости ΔПС песчаных пластов девона Туймазинского месторождения от удельного электрического сопротивления бурового раствора, полученные И.Л. Дворкиным и С.А. Султановым. Полученные данные о влиянии мощности пластов на величину АПС хорошо соответствуют результатам работ Л.П. Долиной,
Необходимы дальнейшие экспериментальные работы по выявлению связи пористости с содержанием глинистых частиц, влияния потенциалов фильтрации, влияния поверхностно-активных веществ и других факторов на величину аномалий ПС.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вопросы промысловой геофизики. Сб. статей. Перевод с английского. Гостоптехиздат, 1957.
2. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Гостоптехиздат, 1955.
3. Морозов Г.С. Методы изучения коллекторских свойств девонских песчаников по данным электрического каротажа. Уч. зап. Казанского гос. университета, т. 114, кн. 7, Геология. Казань, 1954.
4. Перников М.Ш. Определение пористости терригенных отложений разрезов Башкирии по диаграммам ПС. Прикладная геофизика, вып. 17. Гостоптехиздат, 1957.
5. Султанов С.А. Анализ данных промыслово-геофизических исследований разрезов скважин для изучения коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных отложений девона Западной Башкирии и Восточной Татарии. Автореферат диссертации. МНИ им. Губкина, 1956.
6. Эйдман И.Е. О характере мембранной активности основных разновидностей осадочных пород Нижнего Поволжья. Прикладная геофизика, вып. 15. Гостоптехиздат, 1956.
ВУФВНИИГеофизика
