|
УДК [552+53] .001.5:551-762(470.63) |
Определение коллекторских свойств и нефтенасыщенности юрских отложений Прикумской зоны поднятий
И.Г. ШНУРМАН, А.Л. БРАИЛОВСКИЙ, Н.В. ДЕМУШКИНА (СКТБ ПГ), Л.П. ЧУРИЛОВ, И.Г. ЧУРИЛОВА, О.И. ГРИНЬКО (Ставропольнефтегеофизика)
Промышленная
нефтегазоносность юрских отложений Прикумской зоны поднятий установлена более
30 лет назад. В результате изучения нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей
был собран обширный геолого-геофизический материал и получена достоверная
информация о литологическом составе, стратиграфии, тектонике и коллекторских
свойствах пород. Однако эффективность геофизических исследований юрских
образований остается довольно низкой. Это обусловлено тем, что до последнего
времени при изучении юрских коллекторов использовали ограниченный комплекс ГИС
(БКЗ, ГК, НГК, кавернометрия). В связи с чем при интерпретации геофизических
материалов возникали значительные трудности при определении удельного
сопротивления 
и
пористости Кп пород. Кроме того, эффективность ГИС снижалась из-за отсутствия
достоверных петрофизических данных. Несмотря на большой объем петрофизических
исследований, они практически не проводились в условиях, моделирующих
пластовые, которые следует учитывать при интерпретации геофизических материалов.
Следует также отметить, что ранее при проведении петрофизических исследований изучали керн из всей выборки терригенных пород, охватывающей как коллекторы, так и плотные, низкопористые породы разреза с повышенным содержанием глинистых и алевритовых разностей. Полученные таким образом петрофизические зависимости существенно осложнены из-за влияния глинистого и алевритового компонентов.
Указанные причины, а также своеобразное строение юрских коллекторов, их умеренные емкостно-фильтрационные свойства, глубокое проникновение фильтрата бурового раствора в проницаемые пласты, большие глубины залегания (3300-3600 м) и высокие температуры (130-150°С) оказывают негативное воздействие на результаты интерпретации геофизических данных и снижают их достоверность. В этой связи наличие надежных петрофизических зависимостей и эффективной методики интерпретации геофизических материалов на базе современного комплекса исследований представляет несомненный интерес.
При обосновании петрофизических зависимостей изучали главным образом породы-коллекторы из терригенной части разреза, к которым приурочены промышленные залежи. По своему литологическому и минералогическому составу они относительно однообразны и в большинстве случаев представлены слабо отсортированными средне-крупнозернистыми кварцевыми песчаниками, сцементированными глинистым материалом. Пористость насыщения их меняется от 8 до 24 %, проницаемость - от 10-15 до 10-13 м2, содержание глинистой фракции не превышает 15 %, алевритовой 5 %. В целом юрские терригенные коллекторы можно отнести к классу некарбонатных, кварцевых, глинистых песчаников с дисперсным распределением глинистого материала.
На основании
петрофизического исследования керна из скважин месторождений Восточного, Долинного,
Надеждинского, Нефтекумского, Подсолнечного и Русского Хутора Северного были
обоснованы зависимости относительного сопротивления Рп от пористости Кп в
нормальных (1) (Рэф=0, Т=20 °С) и более жестких термобарических (2) (Рэф=55МПа,
Т=100°С) условиях, относительного разностного параметра ГК - 
от глинистости Сгл (3),
остаточной водонасыщенности Кв.о от объемной глинистости (4), параметра
насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв (рис. 1,
а):
коэффициенты корреляции соответственно равны 0,8; 0,75; 0,96; 0,97.
Указанные зависимости хорошо согласуются с результатами геофизических исследований и рекомендуются для практического применения.
Для выделения юрских
коллекторов нами установлены качественные (наличие глинистой корки по
материалам кавернометрии и зоны проникновения по БКЗ, положительное приращение
кривых микрозондов, отрицательные аномалии ПС) и количественные (относительная
аномалия ПС -
>0,55,
двойной разностный параметр ГК - 
<0,3, пористость Кп>10 %) признаки. Если их
показания неоднозначны, то повысить точность и эффективность выделения
проницаемых участков можно благодаря сопоставлению 
и Кп (рис. 2).
Пористость коллекторов определяют по АК и НГК. При этом необходимо учитывать, что вследствие влияния глинистости интерпретационная модель указанных методов будет двухкомпонентной.
Пористость, определенную по АК, находят по формуле
где
- интервальное время пробега
упругой волны в пласте; 
то же в скелете породы, определенное в каждой скважине
по графику 
;
- то же в скелете породы
(170 мкс/м);
- то же
в жидкости (в юрских отложениях 620 мкс/м), 
- то же в глинах (250 мкс/м), Сгл - объемная
глинистость, определяется по диаграммам ГК и формуле (3).
Сопоставление значений пористости по керну и АК показывает хорошую их сходимость. Это свидетельствует о достоверности предлагаемого способа ее оценки.
Пористость, определенную по НГК, рассчитывают по формуле
где
- общее водородосодержание; 
- поправка за
глинистость, включающая влияние кристаллизационной воды и аномальной плотности
глин [2]; 
находим
по показаниям НГК, а 
-
по данным ГК.
Для определения 
рекомендуется номограмма
(см. рис 1, б), построенная по результатам сопоставления значений двойного
разностного параметра 
с
учетом разницы величин водородосодержания, определенного по НГК и пористости -
по керну.
В соответствии с работами
[1, 2] логарифм разностного параметра НГК - 
линейно связан с 
где 
- показания НГК в интерпретируемом
пласте,
- то же,
минимальные в юрских аргиллитах. Установлено, что при модуле логарифмической
шкалы показаний 
,
равном 10 см, одному сантиметру линейной шкалы соответствует 2 %
водородосодержания. Для увязки значений этих параметров необходимо иметь один
опорный пласт с известными водородосодержанием 
и 
. В качестве опорного выбирается однородный пласт с
минимальной глинистостью, водородосодержание которого рассчитывается по формуле
где 
- пористость опорного пласта по
данным АК или керна; 
-
поправка за глинистость, которую находят по параметру 
и номограмме (см. рис. 1,
б).
Зная 
и 
, совмещаем эти значения на соответствующих
подвижных шкалах палетки, что позволяет получить 
для всех интерпретируемых пластов с
известными 
Поясним сказанное на
примере. Известно, что в опорном пласте Кп=12 %, 
=0,04,
=1,2 усл. ед. Необходимо определить пористость пласта
с 
=1,5 усл. ед.,
=0,1. По шкале 
находим 
(4%), следовательно, общее
водородосодержание опорного пласта равно 12+4=16%. Совмещаем шкалы 
и 
(см. рис. 1,
б) таким образом, чтобы против значения 
= 1,2 усл. ед. оказалось значение 
= 16 %. В результате шкала 
будет оцифрована в
единицах водородосодержания. По 
(1,5 усл. ед.) определяем 
(14,1 %), по 
(0,1) - 
(5%). Следовательно, Кп= 14,1-5=9,1 %.
Пористость, найденная по НГК, хорошо сопоставляется с Кп по АК. Если расхождение этих значений не превышает 2 %, то за основу принимают среднюю арифметическую величину. В случае больших расхождений предпочтение отдают пористости, найденной по АК.
Насыщенность юрских
коллекторов наиболее просто может быть установлена по 
и 
. В результате статистической обработки выборки
нефте- и водонасыщенных пластов месторождений Прикумской зоны поднятий
выявлено, что нефтенасыщенные коллекторы выделяются однозначно при 
>=6 Ом-м и 
>22 Ом-м,
водонасыщенные - при 
<2
Ом*м и 
<6 Ом*м.
Эффективность оценки
насыщенности по 
составляет
88 %, по 
79 %.
Диапазон 
=2...6 Ом*м и 
= 2...22 Ом-м является зоной
неоднозначной оценки. В этом случае повышение эффективности оценки насыщенности
достигается при определении водонасыщенности по параметру насыщения Рн, который
для нефтяного пласта и зоны проникновения находят по формулам
где 
- удельные сопротивления
соответственно нефтенасыщенного пласта, того же пласта при полной
водонасыщенности, зоны проникновения нефтенасыщенного пласта, зоны
проникновения того же пласта при ее полной водонасыщенности, сопротивление
пластовой воды, смеси фильтрата раствора и пластовой воды в зоне проникновения.
Величину Рп рассчитывают по уравнению
и пористости, найденной по АК и НГК. Удельное сопротивление смеси определяют по формуле
где Z - доля невытесненной пластовой воды в поровом пространстве зоны проникновения. Коэффициент Z определяют по зависимости Z=F(Кп).
По найденным значениям Рн и Рн.з.п, используя зависимость Рн=F(Кв) (см. рис. 1, а), находим Кв и Кв.з.
Эффективность разделения
коллекторов на нефте- и водонасыщенные наглядно иллюстрируют дифференциальные и
интегральные кривые распределения значений Кв, Кв.з, Кв.з/Кв выборки нефте- и
водоносных пластов (рис. 3). По критическим значениям Кв 70
%, Кв.з 86 %, Кв.з/Кв 1,15 с эффективностью 
= 100%,
=86%,
=90% можно выделить нефте- и водонасыщенные
коллекторы.
Изложенная методика была опробована при интерпретации геофизических материалов площадей Озек-Суат и Восточной. Полученные данные хорошо согласуются с результатами испытаний скважин.
Кроме того, доказана возможность нефтенасыщенности V среднеюрского пласта, ранее считавшегося регионально водонасыщенным. Так, при испытании скв. 58 Поварковской пластовым испытателем на трубах получен приток нефти. Результаты переинтерпретации геофизических материалов по 27 скважинам месторождений Поварковского, Зимней Ставки, Правобережного подтверждают перспективность этих отложений. По распределению эффективной нефтенасыщенной мощности выявлено довольно крупное валообразное поднятие, объединяющее часть Поварковской и Зимнеставкинской площадей. Среднее значение нефтенасыщенной мощности пород 15 м, наиболее вероятная величина нефтенасыщенности 0,41, пористости 12,5 %. Для подтверждения достоверности оценки нефтенасыщенности коллекторов V пласта целесообразно шире использовать испытатели пластов без опоры на забой.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Заляев Н.З. Изучение разрезов сложного литологического состава по данным геофизических исследований в скважинах. Обзор, Сер. Per. разе, и промысл. геофизика. М., ВИЭМС, 1981.
2. Ларионов В.В. Радиометрия скважин. М., Недра, 1971.
Рис. 1. График зависимости параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв в юрских терригенных отложениях (а) и номограмма для определения общего водородосодержания и учета влияния глинистости (б)
Рис. 2. Сопоставление двойного разностного параметра ГК -
и пористости Кп (шифр прямых
- относительная глинистость).
1 - коллекторы; 2 – неколлекторы
Рис. 3. Распределение коэффициента водонасыщенности Кв, коэффициента водонасыщенности зоны проникновения Кв.з , и отношения Кв.з/Кв для водяных и нефтяных пластов-коллекторов.
Z - частость; Zн - частость накопленная