|
УДК 001.11 541.12.03 552.5 |
|
|
|
А.А. Валуйский, М.Е. Симонов, В.М. Шахунов |
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ КОЛЛЕКТОРОВ, РАЗЛИЧНЫХ ПО ЛИТОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ
В Краснодарском крае, а также в других районах Советского Союза встречаются месторождения, где залежи приурочены к породам-коллекторам с резко различными литолого-физическими свойствами. К таким месторождениям относится группа миоценовых нефтегазовых залежей южного борта Западно-Кубанского прогиба (Абино-Украинекое, Северо-Ахтырское, Северо-Крымское, Кудако-Киевское и др.).
Разрез продуктивных отложений этих, месторождений представлен сложным чередованием карбонатных и терригенных пород. Интерпретация данных геологических и геофизических исследований с целью выделения коллекторов и определения характера их насыщения затруднена и в большинстве случаев неоднозначна.
До настоящего времени при подсчетах запасов и при составлении проектов разработки таких месторождений объемы полезных емкостей определялись весьма приближенно: коллекторами считались все пласты, выделяющиеся по пикам КС, причем устойчивого количественного критерия не существовало. В одних случаях учитывались только пласты с КС >5 омм, в других в подсчет включались пласты с КС >3,5 омм. Не учитывались также различия литолого-физических свойств пород-коллекторов.
В настоящей статье описаны опыт изучения физических и коллекторских свойств пород и метод подготовки исходных данных для подсчета запасов нефти на примере I продуктивного (караган-чокракского) горизонта Кудако-Киевского месторождения Краснодарского края.
Разрез продуктивного горизонта отличается большой сложностью благодаря разнообразию слагающих его пород и тонкому их переслаиванию. Не менее сложно также строение коллекторов, состоящих как из обломочных, так и из карбонатных образований, различных по емкостным и фильтрационным свойствам.
На основании комплексной интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований скважин и сопоставления их с результатами макро- и микроскопического изучения пород, проведенного Р.Г. Дмитриевой, удалось получить данные о геофизических свойствах различных по литологии пород. По общности геофизических характеристик коллекторы объединены в три группы:
I - карбонатные плотные трещинные и смешанные коллекторы;
II - песчано-алевритовые и гранулярные коллекторы;
III - органогенно-обломочные гранулярные коллекторы.
Коллекторы I группы представлены известняками, доломитами и кальцитовыми мергелями. Емкостью таких коллекторов служит межзерновая первичная пористость, а также вторичная, обусловленная кавернами, пустотами выщелачивания и микрокарстами. В подобных коллекторах отмечается широко развитая микротрещиноватость. Микротрещины служат путями фильтрации флюидов, чем и объясняется получение притоков из коллекторов с низкой пористостью и плохой проницаемостью.
Пористость микротрещин, определяемая методом ВНИГРИ в микрошлифах, низка и не превышает первых десятых долей процента. В связи с этим в емкости пород она, по-видимому, не играет существенной роли.
Пористость описываемых коллекторов (определенная по методу Преображенского) изменяется в пределах 5,6-16,4%.
Описываемые породы имеют своеобразную электрокаротажную характеристику. На рис. 1 представлены материалы промыслово-геофизических исследований наиболее типичного разреза пород I группы. Следует отметить, что такая геофизическая характеристика в основных чертах регионально выдержана для миоценовых отложений южного борта Западно-Кубанского прогиба.
Карбонатные трещинные и смешанные коллекторы в основном характеризуются повышенными сопротивлениями на кривых КС, зарегистрированных стандартным градиент-зондом. Отрицательные аномалии ПС против пластов, как правило, отсутствуют. На диаграммах изменения вторичного гамма-излучения (НГК) они характеризуются повышенными значениями; на диаграммах ГК аномалии отсутствуют.
Удельные сопротивления собственно пласта (ρп) изменяются в широких пределах - от 4-5 омм до 400 омм. Причем изменения не зависят от насыщения пластов, так как пласты нефте- и водоотдающие, а также те, из которых притока не получено, характеризуются одинаковыми интервалами изменения ρn. Вариации сопротивлений связаны, по-видимому, с характером структуры порового и трещинного пространства.
Наблюдаемые при интерпретации БКЗ трехслойные кривые зондирований позволили первоначально предположить возможность выделения проницаемых пластов. Пласты же с хорошо выраженным понижающим проникновением (ρп>ρΔ) интерпретировались как нефтенасыщенные. Однако сопоставления данных интерпретации с результатами опробований скважин опровергли это предположение. Попытка комплексирования различных видов каротажа (электрического и радиоактивного) оказалась безуспешной. Материалы микрозондирований стандартным снарядом ОКС, проводимых при двух разновременных спуско-подъемах, также не дали возможности выделить проницаемые пласты.
В 1962 г. работниками Абинской ПГК треста Краснодарнефтегеофизика был создан скважинный снаряд ОКС для производства одновременных замеров двумя микрозондами. В результате преобразований сигналов в снаряде наземная записывающая аппаратура регистрирует одну кривую, представляющую собой диаграмму алгебраической суммы сигналов от микроградиент- и микропотенциал-зондов.
К настоящему времени на изучаемом месторождении микрозондирования новым снарядом (микрозондом приращений) проведены в 11 скважинах. Кроме того, такие же исследования произведены более чем в 30 скважинах на соседних месторождениях, эксплуатирующих аналогичные миоценовые породы. Нами проанализированы все материалы этих исследований. Отмечено, что примерно в 90% случаев на кривой приращений против хорошо известных песчаных пластов понта и мэотиса наблюдаются четкие положительные приращения сопротивлений, обусловленные наличием глинистой корки. При сопоставлении данных опробования с характеристиками по диаграммам микрозонда приращений выяснено, что пласты, имеющие положительные приращения в миоценовых отложениях, как правило, дают притоки флюида.
Описанные выше факты, а также теоретические обоснования возможностей интерпретации данных микрозондирований позволили высказать предположение о том, что положительные приращения на диаграммах новых микрозондов отвечают проницаемым пластам. Для проверки этого были произведены экспериментальные работы в двух скважинах Кудако-Киевского месторождения по следующей программе.
1. В скв. 52 первоначально опробовались интервалы, в которых пласты характеризуются отрицательными приращениями или совсем отсутствуют. После выяснения характера притока опробованы интервалы пластов с положительными приращениями.
2. В скв. 90 опробованы пласты с отрицательным приращениями в интервале 1872-1932 м.
В результате установлено, что в скв. 52 при первом опробовании притока не получено. После второго опробования получен приток нефти (7-8 т/сутки). В скв. 90 притока в опробованном интервале не получено, несмотря на качественное испытание.
Это подтвердило наше предположение о том, что пласты, охарактеризованные положительными приращениями, являются проницаемыми. Кроме того, установлено, что пласты без приращений и с отрицательными приращениями не дают притока и, по-видимому, являются плотными, непроницаемыми. Дальнейшие исследования позволят сделать окончательный вывод об эффективности микрозондов приращений.
До настоящего времени при подсчетах запасов нефти и газа в разрезах миоцена, подобных изучаемому, эффективные мощности определялись как сумма всех пластов, выделяемых на диаграммах КС по повышенным значениям. Многолетний опыт эксплуатации миоценовых месторождений указывает на то, что такой метод подсчета значительно завышает запасы, так как в эффективную мощность включаются плотные, непроницаемые пласты.
Нами сделана попытка выделить среди карбонатных пластов проницаемые и плотные и учесть при определении объема коллекторов только проницаемые. Основанием для этого послужили диаграммы, зарегистрированные микрозондами приращений.
Как уже указывалось выше, на изучаемом месторождении микрозондами приращений исследовано 11 скважин. Эти скважины расположены приблизительно равномерно по всей площади месторождения. По каждой из указанных скважин был произведен подсчет мощностей дважды: по диаграмме микрозонда приращений и по диаграмме КС, зарегистрированной коротким градиент-зондом (М0,25А0,1В). При подсчете по кривым приращений учитывались только пласты с положительными приращениями. Определение границ пластов производилось по методам: 1/3 от основания пики для пластов с h>0,6 м и 2/3 - для пластов с h<0,6 м [1]. По диаграмме КС учитывались все пласты, выделяющиеся по повышенным значениям КС (больше 3,5 омм), прослеживающиеся на диаграммах КС всего БКЗ. Границы пластов определялись по экстремальным точкам кривой КС, а мощность уточнялась по палетке, полученной путем электромоделирования в Краснодарском филиале ВНИИгеофизика.
Полученные в двух случаях мощности сравнивались и определялся коэффициент:
Кэф = hМКЗ/hБКЗ,
где hМКЗ - мощность по кривой приращений, hБКЗ - мощность по кривой КС.
Ниже приведена таблица, где даны числовые значения этого коэффициента.
|
№ скв. |
Интервал подсчета, м |
hБКЗ |
hмкз |
kэф |
|
47 |
1014,0-1168,0 |
14,5 |
14,5 |
1,0 |
|
48 |
1279,0-1950,0 |
9,1 |
4,9 |
0,54 |
|
51 |
1289,0-1392,0 |
14,0 |
6,2 |
0,44 |
|
52 |
925,0-1048,0 |
12,2 |
5,6 |
0,46 |
|
53 |
660,0-768,0 |
10,2 |
3,7 |
0,36 |
|
120 |
1027,0-1070,0 |
5,1 |
4,8 |
0,94 |
|
125 |
2145,0-2300,0 |
29,9 |
19,6 |
0,66 |
|
130 |
1107,0-1297,0 |
10,1 |
3,4 |
0,34 |
|
140 |
1515,0-1840,0 |
26,1 |
14,2 |
0,54 |
|
145 |
980,0-1165,0 |
6,5 |
6,1 |
0,94 |
|
150 |
1057,0-1173,0 |
6,1 |
5,4 |
0,88 |
Как следует из таблицы, соотношения эффективных мощностей и суммы мощностей всех пластов изменяются от 0,36 до 1. Нужно отметить, что минимальные значения kэф приурочены, в основном, к осевой и северной частям структуры.
Объем коллекторов (V1) определен по карте h*kэф, которая построена методом наложения карты kэф на карту мощностей всех пластов с повышенными КС (карта h).
В ходе работы удалось установить практическое совпадение значений средневзвешенного по площади kэф, определенного известным методом треугольников, и отношения объемов коллекторов и всех пластов. Средневзвешенный kэф оказался равным 0,64, а отношение - 0,61.
В связи с хорошей сопоставимостью можно в дальнейшем пользоваться kэфср.взв, так как определение его не вызывает затруднений и не требует больших затрат времени (в сравнении с методом карт).
Коллекторы II группы представлены песчаниками и алевролитами, в разной степени глинистыми (содержание фракции <0,01 до 25-30%) и карбонатными (содержание растворимой части достигает 30-35%). Коэффициент пористости, определенный лабораторным методом, изменяется в пределах 24-35%.
Описываемые породы, как правило, достаточно четко выделяются по данным промыслово-геофизических исследований. Пласты коллекторов характеризуются отрицательными аномалиями на кривой ПС (больше 5-7,5 мв), положительными приращениями на диаграммах, зарегистрированных микрозондом приращений.
Следует отметить, что не все пласты, отмеченные отрицательными аномалиями ПС, на кривых приращений характеризуются положительными приращениями, т.е. не все пласты с аномалиями ПС проницаемы. Сохраняя небольшие аномалии ПС (в пределах 5-15 мв), пласты в связи с глинизацией и уплотнением теряют свойства коллекторов, что подтверждается отрицательными результатами испытаний скважин.
Таким образом, основным исходным материалом выделения коллекторов при подсчете эффективных мощностей служит кривая приращений, а критерием являются положительные приращения.
Выше описан методический прием, позволивший учесть изменение эффективных мощностей по всей площади.
Для коллекторов описываемой группы средневзвешенный коэффициент по площади имеет значение kэфср.взв, равное 0,68.
Коллекторы III группы представлены алевролитами, алевритами и песчаниками органогенно-известкового состава (По классификации карбонатных пород они относятся к органогенно-обломочным известнякам, в группе которых выделяются известняковые и органогенно-детритовые песчаники и алевролиты [2].). Карбонатность их изменяется от 51 до 80%, содержание пелитовой фракции в них колеблется в сравнительно небольших пределах - от 20 до 30%. Пористость этих пород изменяется от 23,1 до 32,3%; проницаемость - от 800 до 4500 мд.
Органогенно-обломочные коллекторы имеют своеобразную каротажную характеристику, позволяющую выделять их в разрезах скважин, используя применяемый комплекс геофизических исследований. В отличие от других разновидностей карбонатных пород (доломитов, мергелей), им обычно соответствуют отрицательные аномалии ПС, достигающие 50-70 мв, и положительные приращения сопротивлений на диаграммах микрозондирований.
От кварцевых песчаников и алевролитов описываемые коллекторы отличаются повышенными значениями удельных сопротивлений как неизмененной части пласта, так и зоны фильтрации раствора. Объясняется это, по-видимому, более высоким содержанием в них карбонатного материала. На рис. 2 представлен наиболее характерный разрез таких пород. Описываемые коллекторы, как уже указывалось выше, всегда характеризуются положительными приращениями сопротивлений на кривых, зарегистрированных микрозондом приращений. Поэтому для определения эффективных мощностей не приходится прибегать к помощи пересчетных коэффициентов. Все пласты данной группы, охарактеризованные отрицательными аномалиями ПС, являются коллекторами, что подтверждается и данными опробований скважин. Границы пластов определялись по экстремальным точкам кривых КС, зарегистрированных коротким градиент-зондом. Объем коллекторов определен по карте мощностей.
Для расчета объемов принимались среднеарифметические значения определенной в лаборатории пористости, соответствующие выделенным группам коллекторов. Для разрезов, представленных различными коллекторами, такой метод, по существу, является количественным взвешиванием коэффициентов пористости по группам.
Общепринятый метод определения коэффициента пористости путем взвешивания по мощности, определенной по каротажу, является, по-видимому, менее точным из-за трудностей распределения исследованных образцов пород по глубине.
В результате проведенной работы суммарные объемы полезных емкостей по залежи I продуктивного горизонта оказались на 33,6% меньше, чем объемы, подсчитанные без разделения на группы коллекторов (см. ниже). Соответственно уменьшились и запасы нефти.
|
Группы коллекторов |
Полученные объемы полезных емкостей, тыс. м3 |
|
I |
3489 |
|
II |
2 940 |
|
III |
3 020 |
|
Итого |
9449 |
|
(без разделения на группы) |
14 260 |
Из изложенного выше можно сделать следующие выводы.
1. Использование материалов исследований микрозондами приращений открывает некоторые возможности выделения среди сложного чередования терригенных и карбонатных пород миоцена проницаемые пласты.
2. Выделение обособленных групп коллекторов дает возможность более точно определить пористость для каждой группы, что, в свою очередь, ведет к уточнению запасов нефти.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аладатов Г.М., Бедчер А.М., Гроссгейм В.А., Попов В.К. Опыт комплексного изучения тонкочередующихся коллекторов флишевого типа на Западной Кубани. Труды КФ ВНИИнефть, геол. сб. 1, 1959.
2. Xворова И.В. Атлас карбонатных пород среднего и верхнего карбона. Русской платформы. Изд. АН СССР, 1958.
КФ ВНИИнефть
Рис. 1. Характеристика коллекторов I - группы. Скв. 51 Кудако-Киевского месторождения.
Рис. 2. Характеристика коллекторов III группы. Скв. 55. Кудако-Киевского месторождения
