|
УДК 550.832 |
Влияние глинистости на геофизические параметры терригенных отложений Среднетюнгекого месторождения
Н. С. КРАСНЮК, А. А. АНДРЕЕВА (Ленанефтегазгеология)
Эффективность количественной интерпретации материалов ГИС в песчано-глинистых разрезах во многом зависит от правильного учета влияния глинистости на геофизические параметры. Этот вопрос привлекал и привлекает внимание многих исследователей. Несмотря на значительный объем публикаций, его нельзя считать окончательно решенным. В частности, нет единого мнения относительно величины минерализации насыщающей породу жидкости, при которой глинистость не влияет на электрическое сопротивление породы. Спорными являются вопросы о характере влияния глинистости на электрические параметры нефтегазонасыщенных пластов.
Настоящая статья посвящена исследованию указанных проблем на примере нижнетриасовых и верхнепермских песчано-глинистых отложений Среднетюнгского месторождения Якутской АССР.
По содержанию частиц того или иного размера в этих отложениях выделяются песчаники крупно- (1-0,21), средне- (0,2- 0,1) и мелкозернистые (0,1-0,01 мм). В нижнетриасовых породах частота встречаемости крупнозернистых фракций больше, чем в отложениях верхней перми (соответственно 41 и 23 %). Содержание среднезернистой фракции составляет 51 % для нижнетриасовых и 26 % для верхнепермских пород, а мелкозернистой (суммарной алеврито-пелитовой) соответственно 8 и 51 %.
В песчаниках нижнего триаса, согласно петрографическому описанию шлифов, выполненному в лаборатории ЯТЭ, отмечается повышенное содержание кварца и обломков эффузивных пород. Такое количество кварца обусловливает высокие значения пористости песчаников. Эффузивные обломки часто пелитизированы и хлоритизированы, что предопределяет их повышенные сорбционные свойства. Наличие хлоритового цемента обусловлено разрушением эффузивных пород.
Особенностью пород верхней перми является обогащенность их калиевыми полевыми шпатами, разрушение которых приводит к образованию каолинитового цемента, обладающего меньшей удельной поверхностью по сравнению с хлоритовым цементом.
Для песчаников нижнего триаса характерно повышенное содержание пленочного и пленочно-порового типа цемента. В песчаниках палеозоя преобладают неактивные виды цемента порового и регенерационного типа.
Удельные электрические сопротивления (УЭС) пластовых вод находятся в пределах 0,03-0,08 Ом*м, а промывочных жидкостей- 1-3,3 Ом*м. Нами исследовано влияние глинистости на электрическое сопротивление образцов горных пород при последовательном насыщении их растворами различной минерализации, соответствующей реальным пластовым и промывочным жидкостям. Массовые измерения (при сопротивлениях насыщающего образец раствора rв= 2, 1, 0,18, 0,045 Ом-м) проведены на 400 образцах из нижнетриасовых и 220 из верхнепермских отложений.
Согласно данным [1, 3], диапазон сопротивлений жидкости, при котором не сказывается влияние глинистости на проводимость породы, находится в пределах 0,22- 0,6 Ом*м. Поэтому нами дополнительно исследованы 60 образцов из нижнетриасовых и 90 из верхнепермских отложений при сопротивлении насыщающих жидкостей 0,9, 0,8, 0,7, 0,6, 0,5, 0,3, 0,22 Ом*м. Для изучения использовались образцы в широком диапазоне фильтрационно-емкостных свойств. Наиболее эффективным для оценки характера влияния глинистости на электрические параметры в наших условиях оказался способ сопоставления значений относительных сопротивлений образцов Р с коэффициентом снижения самопроизвольной поляризации (aсп). Данный параметр является надежным критерием глинистости.
Для исключения влияния пористости (Кп) на значение Р=rвп/rв и aсп сопоставление P=f(aсп) проводилось для фиксированных значений Кп. Наибольший интерес представляют те образцы, Кп у которых находятся в области граничных значений коллектора. Примеры сопоставления P=f (aсп) для таких образцов представлены на рис. 1, а, б, (нижнетриасовые отложения) и 1, в, г (верхнепермские).
Анализ графиков на этом рисунке показывает следующее.
1. При насыщении образцов моделью жидкости, близкой к пластовой (rв =0,045 Ом-м), с уменьшением величины aсп увеличиваются относительные сопротивления как нижнетриасовых, так и верхнепермских пород. В данном случае глинистость завышает УЭС горных пород.
2. При насыщении образцов моделью фильтрата промывочной жидкости с уменьшением величины aсп происходит уменьшение относительного сопротивления пород вышеуказанных отложений. Здесь глинистость снижает УЭС глинистых песчаников. Причем в верхнепермских отложениях эффект подобного влияния выражен слабее, чем в нижнетриасовых.
3. Точка пересечения линий регрессий зависимостей P=f (aсп) с ординатой aсп=1, очевидно, соответствует истинному относительному сопротивлению (Рист) для данного диапазона пористости, т.е. такому Р, который является единым для всех образцов (при Кп = const) и не зависит от их глинистости. Чем больше расхождения в значениях Рист и Р при данном aсп, тем больше влияние глинистости на УЭС пород.
4. В диапазоне сопротивлений насыщающей жидкости 0,22-0,6 Ом-м характер влияния глинистости на УЭС нижнетриасовых и верхнепермских пород различен. Как видно на рис. 1, б, в нижнетриасовых породах при rв = 0,22 Ом-м связь между Р и aсп отсутствует. Средние значения Р в этом случае соответствуют величине Рист, определенной по графику (см. рис. 1, а). При rв = 0,6 Ом-м все значения Р меньше, чем значения Рист, т.е. здесь глинистость, еще влияет на относительное сопротивление. Следовательно, можно утверждать, что в нижнетриасовых породах при rв =0,22 Ом-м влияние глинистости на УЭС полностью водонасыщенных глинистых песчаников отсутствует. Значение rв= 0,22 Ом-м соответствует «равновесной точке», которую рекомендует использовать при расчете Рист М.М. Элланский [3].
В песчаниках верхней перми при rв=0,6 Ом-м связь Р=f(aсп) отсутствует. Среднее значение Р в данном случае соответствует величине Рист, определенной по графику (см. рис. 1, в). При rв = 0,22 Ом-м значения Р несколько увеличены по отношению к Рист, т.е. здесь еще сказывается влияние глинистости.
Следовательно, «равновесные точки» для отложений нижнего триаса и верхней перми различны, что, по-видимому, связано с разным минералогическим составом и типом глинистого цемента, о чем было сказано выше.
Таким образом, при УЭС применяемых промывочных жидкостей (rв=1-2 Ом-м) эффект влияния глинистости на значения удельных сопротивлений, регистрируемых методами ГИС, в верхнепермских отложениях выражен слабее, чем в нижнетриасовых благодаря более высокому значению УЭС «равновесной точки».
Исследуя связи P=f (aсп) в различных диапазонах пористости и определив величины Рист, можно построить график зависимости Рист=f (Kп) и использовать его при количественной интерпретации материалов ГИС.
Рассмотрим влияние глинистости на относительное сопротивление Р'= rг.п/rв образцов горных пород при их частичном насыщении моделью пластовой воды. На графиках (см. рис. 1, д, е) представлены зависимости P'=f(aсп), полученные для образцов с пористостью 15-18 % для нижнетриасовых и 11-14% для верхнепермских пород. Как видно, с уменьшением величины aсп снижаются значения Р' как для нижнетриасовых, так и для верхнепермских песчаников. Таким образом, увеличение глинистости в нефтегазонасыщенных породах в случае минерализованных пластовых вод (С=40-90 г/л и более) ведет к уменьшению УЭС.
Различный эффект влияния глинистости на УЭС водо- и нефтегазонасыщенных пластов позволяет использовать его для качественного разделения пород по характеру их насыщения в процессе оперативной интерпретации материалов ГИС.
Действительно, как видно на рис. 2, в интервале залегания газонасыщенных песчаников наблюдается тенденция к прямой связи значений rг.п и aсп. Следовательно, в газонасыщенном песчанике глинистость занижает значения rп.
В пластах-коллекторах, расположенных ниже отметки ГВК (см. рис. 2), наблюдается обратный эффект: с уменьшением значений aсп значения rвп увеличиваются, т. е. увеличение глинистости ведет к увеличению rвп пласта.
В переходных зонах газонасыщенных пластов эффект влияния глинистости на значения УЭС требует дополнительных исследований.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами / Е.И. Леонтьев, Л.М. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов, А.Я. Ма лыхин. М., Недра, 1974.
2. Учет фракционного состава верхнепермских полимиктовых песчаников Вилюйской синеклизы при определении пористости по акустическому методу / Н.С. Краснюк, Г.Я. Комаровская, А.А. Андреева, К.В. Пинкевич. - Геология нефти и газа, 1979, № 10, с. 43-46.
3. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М., Недра, 1978.
Поступила 19/III 1981 г.
Рис. 1. Зависимости относительных сопротивлений от коэффициентов снижения самопроизвольной поляризации при Кп=const.
а, б - нижнетриасовые полностью водонасыщенные образцы горных пород (Kп = 15-18 %);в, г - верхнепермские полностью водонасыщенные образцы (Kп = 11-14 %); д - нижнетриасовые частично- водонасыщенные образцы (Kп = 15-18 %); е - верхнепермские частично водонасыщенные образцы (KП = 11-14%). Замеры при значениях: rB: 1 - 0,045 Ом-м, 2 - 2 Ом-м, 3 - 0,22 Ом • м, 4 - 0,6 Ом • м
Рис. 2. Сопоставление rп и aсп в газо- и водонасыщенных нижнетриасовых коллекторах (скв. 222 Среднетюнгского месторождения)
