|
УДК 553.55:539.217.1.001.5:550.832(470.66) |
Определение пористости триасовых карбонатных пород по геофизическим данным
Т.Д. ДАХКИЛЬГОВ, Ю.О. ГОНЧАРОВ, В.Н. ИШХАНОВ (Грозн. нефт. ин-т)
Триасовые отложения широко распространены в пределах Восточного Предкавказья, они вскрыты глубокими скважинами и являются продуктивными на ряде площадей Ставропольского края (Восточная, Зимняя Ставка, Поварковская, Русский Хутор, Урожайная) и Равнинного Дагестана (Кумухская, Солончаковская, Сухокумская, Юбилейная и др.). Основные залежи УВ приурочены к карбонатным породам нефтекумской свиты и анизийского яруса, залегающих на глубине 3500-4500 м и более. Коллекторами нефти преимущественно являются известняки, в разной степени доломитизированные, в доломитах отмечается сложное строение порового пространства. Общая пористость карбонатных пород изменяется от 0,5 до 25 %, значительная часть ее имеет вторичное происхождение. Вторичная пористость выражена микротрещинами, кавернами и другими пустотами выщелачивания. Величина ее достигает 6-8 % главным образом за счет кавернозности, трещинная пористость, как правило, не превышает 0,1-0,5%.
В разрезе триасовых отложений встречаются коллекторы трещинного, порово-трещинного, трещинно-кавернового и порово-трещинно-кавернового типов. Фильтрационные свойства обусловлены трещиноватостью, коэффициенты проницаемости имеют значения от тысячных долей до 500 фм2, достигая в отдельных случаях 3000 фм2. Первичные поры по размерам близки к субкапиллярным, заполнены в основном связанной водой и играют подчиненную роль в формировании нефтенасыщенной емкости коллектора и его фильтрационной способности. Содержание нерастворимого остатка в карбонатных породах варьирует в широких пределах, для проницаемых разностей обычно не превышает 25-30 %. Отмечаются улучшение их емкостно-фильтрационных свойств и некоторые литолого-фациальные изменения с запада на восток рассматриваемой территории: в западной части преобладают кристаллические, органогенно-обломочные, часто доломитизированные и окремнелые известняки, в восточной - доломиты.
Большие глубины залегания, литолого-фациальная изменчивость, разнообразие типов и сложность структуры порового пространства коллекторов вызывают значительные трудности при их диагностике и количественной оценке по результатам ГИС. Применявшиеся до последнего времени методы геологической интерпретации результатов ГИС были петрофизически слабо обоснованы и не позволили определять пористость рассматриваемых пород-коллекторов с достаточной для подсчета запасов нефти и газа точностью. Ниже рассматриваются некоторые приемы диагностики типов триасовых карбонатных коллекторов и оценки их пористости по комплексу методов БК, ГК, НГК с использованием результатов детальных петрофизических и литолого-петрографических исследований.
Пористость гранулярных водонасыщенных пород определяют по уравнению
где Рп - относительное
сопротивление (параметр пористости); 
- удельные сопротивления соответственно
водонасыщенной породы, насыщающей воды, Ом-м, Кп - коэффициент открытой
пористости; 
и 
- постоянные, зависящие
от литологических особенностей и структуры порового пространства пород.
Экспериментальные исследования карбонатных пород (карбонатность Ск>=70 %) с межгранулярной пористостью показали, что уравнение (1) для рассматриваемых отложений в атмосферных условиях можно записать так:
в термобарических
условиях, близких к пластовым (
= 80 МПа, Т= 110°С):
На основании уравнения Максвелла и данных А.М. Нечая [2-4] удельное сопротивление пород со сложным строением порового пространства определяется следующим образом:
1) для
пористо-кавернозной породы с беспорядочным расположением каверн в виде
сферических включений, заполненных пластовой водой с удельным сопротивлением 
:
где
- коэффициент каверновой
пористости; 
-
удельное сопротивление водонасыщенной породы с межгранулярной (блоковой)
пористостью Кп;
2) для пористо-трещинной водонасыщенной породы при хаотическом расположении трещин с плоскопараллельными стенками:
где Кт - коэффициент трещинной пористости; 3) для пористо-трещинно-кавернозной водонасыщенной породы:
где 
удельное сопротивление породы с
межгранулярной (блоковой) пористостью Кп и трещиноватостью Кт.
По уравнениям (4), (5)
рассчитаны кривые 
и
при постоянных
значениях Рбл, выбираемых на различных участках зависимости 
(рис. 1). Как
следует из расчетных данных, точки с координатами Рп и Кп, соответствующие
трещиноватым породам, находятся ниже линии гранулярных пород, а точки,
соответствующие кавернозным, выше ее. Это подтверждается расположением точек,
отвечающих (по результатам описания шлифов) породам только с межгранулярной и
трещинной, межгранулярной и каверновой, а также с межгранулярной, трещинной и
каверновой пористостью. Значения относительных сопротивлений и коэффициентов
пористости определяли на специальной установке, позволяющей моделировать
термобарические условия, близкие к пластовым (Рэф=Ргор-Рпл = 80 мПа, Т=110 °С).
Смещение точек от линии
пород с межгранулярной пористостью (
), характеризующее влияние трещиноватости и
кавернозности на относительное сопротивление, можно использовать для
диагностики типа коллектора по величине структурного параметра Тс,
рассчитанного применительно к рассматриваемым отложениям по уравнению
где Кп.об - коэффициент общей пористости по данным РК, Рп - относительное сопротивление по данным ЭК.
Рассчитанные по формуле (7) значения параметра Тс при Кп=1...20%, Кк=1...10% и Кт =0,1 ...2 % для пористо-кавернозных пород изменяются от 1 до 89, для пористо-трещинных - от 1 до 0,06.
В карбонатных породах
одновременно может быть развита и трещиноватость, и кавернозность. На рис. 2 показаны кривые 
, рассчитанные при постоянных значениях Кп (Рбл = 25,
100, 400, 1100, 5000, 10 000) и Кт, равных 0,1, 0,2, 0,5 %. Величины Тс,
соответствующие породам с межгранулярной, трещинной и каверновой пористостью,
изменяются от 0,18 до 12.
Как следует из расчетных
данных, для пород с межгранулярной пористостью Тс ~ 1, с межгранулярной и
трещинной Тс<1, с межгранулярной и каверновой Тс>1. В
пористо-трещинно-кавернозных породах вследствие совместного влияния трещин и
каверн на относительное сопротивление значения Тс завышаются по сравнению с Тс пористо-трещинных
и занижаются по сравнению с Тс пористо-кавернозных пород. Величина изменения Тс
зависит от 
, Кт и Кк.
Тем не менее результаты экспериментальных исследований и расчетные данные
показывают, что структурный параметр Тс в определенной мере может быть
использован для диагностики типа коллектора в рассматриваемом разрезе.
Это подтверждается результатами исследования триасовых карбонатных пород, в которых величина Тс при развитии только межгранулярной пористости изменяется от 0,64 до 1,37, межгранулярной и трещинной - от 0,2 до 0,9, межгранулярной и каверновой, а также межгранулярной, трещинной и каверновой - от 1,2 до 10.
Судя по экспериментальным данным, при Тс = 0,7-1,3 в породе имеются только межгранулярные поры, при Тс<0,7 - межгранулярные поры и трещины, при Тс>1,3 - межгранулярные поры и каверны или одновременно поры, трещины и каверны. Указанные выводы справедливы для водонасыщенных пород.
В породах с Кп<8-10 %
межгранулярные поры обычно заполнены неподвижной водой, а нефтесодержание может
быть связано только с трещинами и кавернами, соединенными трещинами. Удельное
сопротивление таких нефтенасыщенных пород 
можно считать равным удельному сопротивлению
водонасыщенного блока 
.
В этом случае значения Тс, рассчитанные по формуле (7), независимо от вида вторичной
пористости будут больше 1. При Кп<8-10 %, определив общую пористость по
данным НГК, а межгранулярную - по данным БК (БКЗ), по разности между ними можно
оценить вторичную пористость пород [3, 4]
В нефтеносных породах,
межгранулярная пористость которых превышает 8-10 % (в рассматриваемом разрезе
встречается реже) часть наиболее крупных межгранулярных пор наряду с трещинами
и кавернами может быть насыщена нефтью и 
водонасыщенной породы существенно отличается от
удельного сопротивления той же породы при условии ее нефтенасыщения. Это
исключает возможность определения параметра Тc
и дифференцированной оценки величин межгранулярной и вторичной (трещинной,
каверновой) пористости по результатам БК и НГК. Поэтому для таких пород
определяют только общую пористость.
Общую пористость Кп.об карбонатных пород со сложным строением порового пространства обычно определяют по данным нейтронных методов исследования скважин. При этом исходят из того, что общая влажность пород равна:
где 
- содержание в глинистых
минералах химически связанной воды; Кгл - коэффициент объемной глинистости, характеризующий
содержание в породе собственно глинистых минералов. Откуда:
Для определения общей влажности карбонатных пород триаса по данным НГК нами предлагается способ двух опорных горизонтов. В качестве одного из них выбирают пласт наиболее плотных слабопористых нетрещиноватых известняков изучаемого разреза, в качестве другого - пласт, представленный аргиллитами (рис. 3).
Кажущиеся влажности этих опорных горизонтов, определяемые по НГК, соответственно будут:
где 
- общие пористости выбранных
опорныхпластов, 
-
поправки за плотностный эффект и литологический состав) определяемые в
соответствии с рекомендациями [1].
Для обоснования величин 
и параметров опорных
горизонтов были выполнены специальные исследования триасовых пород Восточного
Предкавказья.
Установлено, что аргиллиты в большинстве случаев имеют Кп.ар=3...5 %, Скарб=10 % и характеризуются преобладанием частиц менее 0,01 мм (80%). Среди частиц более 0,01 мм постоянно присутствует гидрослюда. Из многочисленных определений гранулометрического состава нерастворимого остатка карбонатных пород следует, что между содержанием в них фракции <0,01 мм и нерастворимого остатка (Сн.о) наблюдается достаточно тесная статистическая связь, которая в диапазоне изменения Сн.о от 5 до 60 % может быть выражена уравнением
Вместе с этим установлена
зависимость относительной удельной радиоактивности 
карбонатных пород от содержания в них
нерастворимого остатка:
что в единицах измерения методом ГК выражается так:
где 
- интенсивность естественного
гамма-излучения против интерпретируемого пласта; 
и 
- интенсивность естественного гамма-излучения
соответственно против опорных пластов с максимальными и минимальными
показаниями ГК.
Дисперсная часть (фракция <0,01 мм) нерастворимых остатков карбонатных пород на 70- 80 % представлена глинистыми минералами и на 20-30 % кварцем, полевыми шпатами и другими неглинистыми минералами.
По данным
рентгеноструктурных анализов специально отмученной фракции <0,001 мм состав
глинистых минералов, как аргиллитов, так и нерастворимых остатков карбонатных
пород, практически одинаков и выражается таким содержанием, %: гидрослюд 45,
смешанослойных образований (ряда гидрослюда - монтмориллонит) 20, каолинита 25,
хлорита 10. Полученные результаты позволяют принять для аргиллитов и
карбонатных пород единую модель их глинистой компоненты и использовать ее для
расчета величины химически связанной воды 
(табл. 1).
Расчетная величина 
подтверждается
результатами исследований проб глинистой фракции дифференциально-термическим
методом, приведенным в табл. 2.
Как видно из табл. 2, количество связанной воды во фракции <0,01 мм примерно, в 1.4-1,45 раза меньше, чем во фракции <0,001 мм, Последнее, вероятно, обусловлено более высоким содержанием в ней кварца и других неглинистых минералов.
На основании этого можно считать, что
где 
- поправочный коэффициент,
учитывающий содержание во фракции <0,01 мм собственно глинистых минералов, в
нашем случае равен 0,7.
Таким образом, влажность
аргиллитов, рассчитанная по формуле (8), равна 26-28 %. Поправки за плотностной
эффект 
и
литологический состав 
в
соответствии с рекомендациями [1] составляют +5 и -3 %, следовательно,
кажущаяся влажность 
опорного
пласта аргиллитов, определяемая по НГК согласно формуле (10), равна 29-30% (по
данным рис. 3 аргиллиты залегают в интервале 3510-3518,5 м, исправленное за
влияние скважины значение 
против них равно 1,16 усл. ед.).
Аналогично обосновывается и влажность пласта, состоящего из наиболее плотных карбонатных пород. Однако при этом следует иметь в виду, что межгранулярная пористость его не может быть принята постоянной и в каждой конкретной скважине должна определяться методом сопротивлений с использованием уравнения (3); вводить поправки за плотностной эффект и литологический состав, если пласт сложен известняками, нет необходимости.
По геофизическим
материалам, полученным в одной из скважин Ставрополья (см. рис.
3); пласт плотных известняков залегает в интервале 3670,4-3677,2 м и
характеризуется пористостью 0,5 %, величиной 
=0,05 и влажностью в соответствии с формулами (9),
(11) - (13) 1,4%, 
против
него равно 5 усл. ед.
При известной влажности
обоих опорных горизонтов строят график зависимости 
применительно к конкретной скважине,
который в дальнейшем используют для определения 
и Кп.об по формуле (8').
Например, для пласта А, залегающего
в интервале 3696,7-3705,5 м, 
=0,14, 
= 4,36 усл. ед. Величина W по графику 
равна 2,4 %, общая пористость,
рассчитанная по формулам (8), (11) - (13), составляет 0,9 %, а величина Тс по
формуле (7) достигает 0,68. Пласт характеризуется как слаботрещиноватый. При
испытаниях из него получен небольшой приток пластовой воды.
Приведенные в настоящей статье результаты экспериментальных исследований и методические приемы оценки емкостно-фильтрационных свойств карбонатных коллекторов по комплексу БК, ГК, НГК используют на практике при обосновании параметров пластов для подсчета запасов нефти в триасовых отложениях на ряде площадей Восточного Предкавказья. Их можно применять в аналогичных разрезах других нефтегазоносных районов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.
2. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. М., Недра, 1982.
3. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М., Недра, 1984.
4. Нечай А.М. Оценка продуктивности и коллекторских свойств трещиноватых карбонатных пород.- Прикладная геофизика, 1960, вып. 26, с. 149-185.
|
Глинистый минерал |
Содержание, % |
Минералогическая плотность, г/см3 |
Содержание воды в молекуле, % |
|
|
Гидрослюда |
45 |
2,81 |
7,1 |
21,0 |
|
Смешанослойные образования ряда гидрослюда-монтмориллонит |
20 |
2,64 |
6,1 |
16,2 |
|
Каолинит |
25 |
2,62 |
14,0 |
36,7 |
|
Хлорит |
10 |
2,72 |
7,9 |
35,0 |
|
Площадь, скважина |
Объемное содержание |
Объект исследования |
|
|
в пробе |
в пересчете на чистую глину |
||
|
Андра-Атинская, 1 |
19,10 |
21,22 |
Фракция <0,001 мм, отмученная из нерастворимого остатка карбонатных пород и содержащая 10 % кварца и других неглинистых минералов |
|
Андра-Атинская, 2 |
24,64 |
27,38 |
|
|
Кумухская, 6 |
25,11 |
27,9 |
|
|
Юбилейная, 17 |
20,65 |
22,94 |
|
|
Юбилейная, 14 |
23,18 |
25,76 |
|
|
То же |
25,6 |
28,44 |
|
|
Юбилейная, 11 |
22,67 |
25,19 |
|
|
Зимняя Ставка, 93 |
16,96 |
24,23 |
Фракция <0,01 мм, отмученная из нерастворимого остатка карбонатных пород |
|
Восточная, 90 |
17,5 |
25,0 |
|
|
Солончаковая, 43 |
16,42 |
23,46 |
|
|
Юбилейная, 28 |
24,0 |
- |
Аргиллитовые породы |
|
То же |
25,6 |
- |
|
|
Зимняя Ставка, 93 |
23,0 |
- |
|
Примечание. При расчете 
в аргиллитах некоторую потерю массы пробы при
диссоциации кальцита не учитывали.
Рис. 1. График зависимости относительного сопротивления от межгранулярной пористости, трещиноватости и кавернозности.
Кривые: 1 - 
для пород с
межгранулярной пористостью, 2 - зависимости относительного сопротивления от
трещиноватости и кавернозности при Рбл = const, 3 - равной трещиноватости, 4 - равной кавернозности;
породы: 5 - с межгранулярной пористостью, 6 - с межгранулярной и трещинной, 7 -
с межгранулярной, каверновой и межгранулярной, трещинной и каверновой
Рис. 2. Графики зависимости относительного сопротивления от межгранулярной
пористости и кавернозности при 
Кривые: 1 - 
для пород с межгранулярной
пористостью, 2 - зависимости относительного сопротивления от кавернозности. 3 -
равной кавернозности
Рис. 3. Пример определения пористости по одной из скважин Ставропольского края.
1 - известняки; 2 - аргиллиты; I, II - принятые опорные горизонты; .4 - интерпретируемый пласт