|
УДК 550.832:550.822.3:552+53 |
Некоторые вопросы промыслово-геофизических исследований юрских отложений Ставрополья
Т.Д. ДАХКИЛЬГОВ, А.Л. БРАЙЛОВСКИЙ, И.Г. ШНУРМАН (СКТБ ПГ)
Юрские терригенные отложения - один из основных объектов, обеспечивающих достигнутый уровень добычи УВ в Прикумской нефтеносной области. В результате целенаправленного изучения получена достаточно полная информация о литологическом составе, стратиграфии, тектонике и других геологических особенностях этих отложений. Вместе с тем эффективность геологоразведочных работ на юрские отложения здесь остается низкой. Во многом это обусловлено отсутствием достоверной методики интерпретации материалов ГИС, выделения перспективных интервалов и выявления их промышленной ценности. Поэтому достижение такого уровня петрофизического обеспечения, который помог бы резко повысить надежность результатов интерпретации промыслово-геофизических данных, имеет актуальное значение.
На территории Прикумской нефтеносной области юрские отложения перспективны практически по всему стратиграфическому разрезу. При этом коллекторы приурочены преимущественно к терригенной его части. Следует отметить, что юрские терригенные породы по литологическому и минералогическому составу относительно однообразны. В большинстве случаев они представлены слабо отсортированными, разнозернистыми, средне-крупнозернистыми песчаниками, сцементированными глинистым цементом, переслаиваемыми глинами. Участками присутствуют грубозернистые песчаники, переходящие в гравелиты и мелкогалечные конгломераты. Основными породообразующими минералами являются кварц, полевой шпат, слюда. Иногда встречаются обломки кремнистых, эффузивных и метаморфических пород, сцементированных глинистым, реже карбонатно-глинистым цементом.
Вместе с тем петрофизические свойства юрских песчаников варьируют в значительных пределах. Минералогическая плотность изменяется от 2,6*103 до 2,8*103 кг/м3 и более, пористость насыщения - от 2 до 17- 20 % и более, проницаемость - от 10-17 до 10-13 м2 и более. При этом значения коэффициента проницаемости, определенные по керну, хорошо согласуются с результатами гидродинамических испытаний в скважинах, что свидетельствует о наличии в изучаемом разрезе коллекторов преимущественно порового типа.
Лабораторные исследования керна проводились ранее рядом специалистов (Б.Л. Александров, Н.С. Гудок, М.С. Плотников и др.), что позволило выявить главные петрофизические зависимости. Не отрицая практической ценности проделанной работы, необходимо отметить, что полученные данные не всегда согласуются между собой, установленные петрофизические связи существенно различаются. Это объясняется рядом причин, основные из которых, на наш взгляд, следующие.
1. Неидентичность термобарических условий, моделировавшихся разными исследователями. Изучение проводилось в условиях, практически не соответствующих пластовым (основная масса определений выполнена либо в атмосферных условиях, либо с моделированием только напряженного состояния пород). Это затрудняет получение достоверной информации при интерпретации результатов каротажа скважин, характеризующих свойства пород в естественном залегании.
2. Разная представительность анализировавшихся материалов.
В настоящей статье основное внимание уделено анализу результатов исследования образцов пород, характеризующихся открытой пористостью более 8-10 % и являющихся в рассматриваемом разрезе коллекторами нефти, представляющими наибольший практический интерес.
Для обоснования зависимости между относительным сопротивлением Рп и пористостью Кп исследованы 50 образцов пород. Сопоставление этих величин, определенных в нормальных условиях (Рэф=0 МПа, Т=20°С), приведено на рис. 1, а. Между коррелируемыми параметрами отмечается тесная связь. Уравнение регрессии, полученное с помощью ЭВМ, имеет вид
Коэффициент корреляции - 0,8.
При
термобарических условиях, близких к пластовым (рэф=55 МПа, Т= 100
°С), характер связи 
меняется.
Отмечено значительное (в среднем в 2 раза) увеличение относительного
сопротивления пород, что вызвано уменьшением пористости за счет уплотнения
образцов и усложнением структуры порового пространства. Специальные
исследования, позволяющие контролировать величину Кп при влиянии
термобарических условий, показали, что относительное уменьшение пористости DКп в
большинстве случаев не превышает 10 % (при абсолютном от 0,8 до 1 %). Таким
образом, вклад 
в
наблюдаемый эффект увеличения Рп составляет не более 30 %. Основная причина
роста относительного сопротивления под действием давления и температуры -
изменение структуры порового пространства, выражающееся в сужении поровых
каналов, пережатии наиболее тонких из них, возникновении тупиковых пор и др.,
что приводит к увеличению извилистости и протяженности токопроводящих путей (Авчан Г.M. Физические свойства осадочных пород при высоких
давлениях и температурах. М., Недра, 1972.).
Зависимость 
для пластовых условий
(см. рис. 1, б) имеет вид
Коэффициент корреляции 0,75. На рис. 1, б нанесены также точки, соответствующие водоносным интервалам по ряду скважин месторождений Прикумской нефтеносной области. Величины Кн определяли по керну, Рп - по электрическому каротажу. Как видно, полученные данные хорошо согласуются с результатами экспериментальных исследований керна. Это подтверждает достоверность зависимости (2), которая рекомендуется для практического использования.
При интерпретации результатов геофизических исследований глинистых песчаников необходимо иметь данные о глинистости пород - факторе, в значительной степени искажающем показания большинства геофизических методов. Как известно, глины характеризуются повышенной естественной радиоактивностью, что создает физические предпосылки для количественной оценки глинистости (Сгл) по данным гамма-каротажа.
Удельная естественная
радиоактивность породы 
в общем случае определяется так:
где 
и 
- соответственно гамма-активность и
содержание
-й фракции
в породе.
На рис.
2 приведены результаты экспериментальных исследований естественной гамма-активности
глинистой (<0,01 мм), алевритовой (0,01-0,1 мм) и песчаной (>0,1 мм)
фракций, по которым можно заключить, что 
юрских терригенных отложений определяется в основном
содержанием глинистой и мелкоалевритовой (0,05-0,01 мм) фракций. Радиоактивность
остальных фракций существенно ниже и близка к фоновой. В результате
статистической обработки данных гранулометрического анализа более 70 образцов
установлено, что содержание всей алевритовой фракции в породах,
характеризующихся повышенной пористостью (>8-10%), обычно не превышает 5 %. Это
позволяет допустить, что вклад мелкоалевритовой фракции в величину 
юрских коллекторов
настолько мал, что им можно пренебречь. Модель радиоактивности юрских
коллекторов можно представить в виде системы, состоящей из двух компонент - глинистой,
обладающей повышенной гамма-активностью и обусловливающей радиоактивность
породы в целом и нерадиоактивной песчаной. Справедливость сделанного вывода
подтверждается результатами сопоставления 
и Сгл по керну (рис. 3,
а, б). Между рассматриваемыми параметрами существует линейная связь. Уравнения
регрессии, рассчитанные на ЭВМ, имеют вид
Коэффициент корреляции 0,96.
Параметр 
, являющийся аналогом
двойного разностного параметра ГК 
, рассчитывался по выражению
где 
- удельная гамма-активность
соответственно песчаной фракции и глин.
Гранулометрический
анализ юрских глин показывает, что в них, помимо глинистой, присутствуют и
другие фракции. Содержание глинистой компоненты не превышает 70-80 %.
Соответственно и величина 
(7,74 пг*эквRа/г)
оказалась несколько ниже удельной гамма-активности глинистой фракции,
полученной в результате дезинтеграции образцов (8,6 пг*эквRа/г).
С целью приведения в соответствие значений 
двойного разностного параметра ГК 
при расчете 
в качестве 
принята величина 7,74 пг*эквRа/г, соответствующая естественной радиоактивности юрских
глин. В этом случае 
.
Выражение (5) подтверждается сопоставлением величин Сгл по керну и 
по ГК (
) и рекомендуется для
практического использования.
Повышенное
содержание мелкоалевритовой фракции в низкопористых породах приводит к
отклонению точек вверх от линии двухкомпонентных пород (прерывистая линия, см.
рис. 3, б). Учет содержания мелкоалевритовой фракции в этом случае может быть
произведен с помощью трехмерной палетки 
, построенной по результатам экспериментальных
исследований керна (см. рис. 3, в).
Несомненно,
практический интерес представляет задача определения остаточной
водонасыщенности Кв.о юрских терригенных пород с помощью метода центрифугирования.
Путем изменения скорости и времени вращения ротора центрифуги моделировалось
несколько значений коэффициента водонасыщенности пород Кв. Затем для каждого
исследованного образца строили зависимости Кв от давления вытеснения, равного
капиллярному рк, создаваемого при центрифугировании, и по
местоположению на графиках асимптот, к которым стремились кривые 
по мере увеличения рк,
определяли значения остаточной (неснижаемой) водонасыщенности. На основании
анализа полученных результатов установлено, что величины Кв.о юрских пород
варьируют в значительных пределах (в рассматриваемом случае от 11 до 92%) и
обусловлены преимущественно их глинистостью.
Между значениями
Кв.о и Сгл установлена тесная (коэффициент корреляции 0,97) линейная
связь (рис. 4). Уравнение регрессии 
рекомендуется для практического
использования.
Выводы
1. При интерпретации данных ГИС следует использовать только те петрофизические зависимости, при обосновании которых учтено влияние давления и температуры на физические свойства юрских терригенных пород Прикумской НГО.
2. Для пород, характеризующихся межзерновой пористостью более 8- 10 % (коллекторы), справедлива двухкомпонентная модель радиоактивности. Глинистость пород с достаточной степенью точности может быть оценена по данным гамма-каротажа.
3. Остаточная водонасыщенность юрских терригенных пород варьирует в значительных пределах и определяется их глинистостью. Предложенный способ оценки Кв.о рекомендуется для практического использования.
Рис. 1. График зависимости относительного сопротивления пород от их пористости при нормальных (а) и пластовых (б) условиях.
1 - водоносные интервалы; 2 - исследованный керн
Рис. 2. Диаграмма естественной гамма-активности формирующих породу фракций
Рис. 3. График зависимости суммарной гамма-активности пород от их глинистости (а), относительной гамма-активности по керну от глинистости пород (б), относительной гамма-активности от их глинистости и алевритистости (в).
Содержание алевритовой фракции, % 1 0-10, 2 10 -20, 3 20-30, 4 более 30
Рис. 4. График зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности пород от их глинистости
