|
УДК 550.832(574.12) |
Определение пористости карбонатных пород продуктивной толщи Тенгизского месторождения по данным НГК
А.М. ЕРМАКОВА (ВолгоградНИПИнефть)
Рассматриваемая толща к каменноугольным отложениям и представлена органогенно-обломочными, оолитовыми и биогермными известняками без примеси глинистого материала. Содержание доломита в основном не превышает 3 %. Емкостные свойства пород определяются первичными и вторичными порами, кавернами, а также трещиноватостью различной конфигурации. Пористость по керну изменяется от 1 до 22%.
По структуре порового пространства выделены три основных типа пород: трещинный, порово-каверново-трещинный и трещинно-каверново-поровый. Первый характеризуется пористостью меньше 3, второй - 3-7, третий - свыше 7 %. Изучение пористости по результатам ГИС дает возможность определять тип коллектора по всему разрезу скважин.
Вскрытие подсолевых продуктивных толщ Тенгизского месторождения проводится на известково-битумном растворе. Поэтому изучение карбонатных пород промыслово-геофизическими методами в значительной степени осложняется невозможностью применения стандартных электрических методов, что значительно сокращает комплекс ГИС и снижает его информативность. В скважинах исследуемого месторождения проводились в основном замеры ИК, АК, НГК, ГК, ННК, ГГК-П и кавернометрия.
Ниже
рассматриваются результаты использования только данных НГК, что обусловлено
двумя причинами. Во-первых, замеры НГК проводились во всех скважинах и,
во-вторых, диаграммы имеют хорошее качество. Материалы АК, ГГК-П, ННК по ряду
скважин отсутствуют, а в некоторых случаях они непригодны для количественной
оценки из-за низкого качества. Для исключения влияния нестабильности
аппаратуры, недостатков эталонирования, а также ряда скважинных факторов
проводили нормирование показаний НГК по методу двух опорных пластов. При этом
необходимым требованием является постоянство их нейтронных параметров по
площади. Поэтому рассматривались различные опорные пласты. Один из них (с максимальными
значениями на диаграммах НГК) - артинские ангидриты, залегающие над
продуктивной частью разреза 
, или уровень плотных известняков с минимальной
пористостью 
. Второй
(с минимальными показаниями НГК) - глины, залегающие в подошве артинских отложений
, или значение
показаний НГК в воде, равное 1 усл. ед. Рассмотрены четыре модификации
относительного разностного параметра:
Для обоснования
наиболее приемлемой из этих модификаций проведено сопоставление параметра 
с не зависящим от
опорных пластов параметром 
полученным по диаграммам НК (рис. 1).
Обработка данных на ЭВМ показала, что коэффициенты корреляции приведенных
сопоставлений соответственно равны 0,75; 0,82; 0,87; и 0,92, средние
квадратические отклонения - 0,11; 0,1; 0,07 и 0,06. Следовательно, наиболее
тесная связь наблюдается между 
и 
. Параметр 
удобен еще и тем, что практически на каждой
диаграмме НГК из плотных известняков всегда можно выбрать опорный пласт.
Ангидриты же и глины не всегда находятся на диаграмме НГК, зарегистрированной
при постоянных геолого-технических условиях.
Для получения
эталонной зависимости 
изучали корреляционную связь между параметром 
и пористостью пород,
оцененной по керну. Привязка керна к диаграмме НГК, исходя из априорной информации
о связи показаний НГК с пористостью, не проводилась, так как ранее выполненная
работа по отдельным образцам не дала положительных результатов. Использование
для привязки керна глубин его отбора может привести к ошибке вследствие
смещения всего интервала отбора относительно глубин, указанных на диаграмме
НГК.
При сопоставлении
средней арифметической пористости пород по керну в интервале его отбора со
средневзвешенными величинами параметра 
значимой связи не установлено (рис. 2,
а), коэффициент корреляции равен 0,57, среднее квадратическое отклонение -
0,12. Такой разброс обусловлен не только неточностью привязки керна к
диаграммам НГК, но и его недостаточной представительностью, несопоставимостью
объемов пород, исследуемых по керну и промысловой геофизике, изменением
параметра 
,
связанным с выбором опорных пластов, и рядом других факторов.
Для установления влияния представительности керна на тесноту связи была проведена дифференциация точек по количеству исследованных образцов на метр породы n/h. При этом выбраны три диапазона изменения n/h: менее 1, 1-3 и более 3. Теснота связи с увеличением этого отношения не изменяется. Следовательно, влияние других факторов сказывается сильнее.
Для исключения
неточности привязки керна к диаграммам НГК последовательно объединяли несколько
(2-3) интервалов отбора керна общей мощностью 12-28 м и находили среднюю
пористость по 15-30 образцам керна и средневзвешенное значение параметра 
. Кроме того,
использовали определения пористости и 
по единичным интервалам из мощной толщи пород с
однородной характеристикой по диаграмме НГК, показания в которой находятся в
пределах статистических флуктуации. В этом случае неточность привязки керна не
сказывается.
На рис.
2, б показано сопоставление параметра 
с коэффициентом пористости пород по усредненным
интервалам и однородным пластам. Теснота связи заметно возросла. Коэффициент
корреляции равен 0,84, среднее квадратическое отклонение - 0,09.
Уравнение зависимости имеет вид
Наибольшее
количество точек приходится на интервал пористости 4-10 %. Недостаток их в
области с Кп< 4 % и Кп>10% в некоторой степени сглаживается
экстраполяцией кривых по известному характеру функциональной связи. Поэтому в
области пористости менее 3-4 % кривая выполаживается к точке с координатами 
= 1, Кп=1 %, а при Кп
> 20%-к точке
= 0,
Кп=100 %.
Полученная кривая
связи 
принята за
эталонную и используется при подсчете запасов по Тенгизскому месторождению.
Средние значения пористости по керну и НГК, определенные по большому количеству
данных, соответственно равны 7,1 и 7,2 %.
Такой способ построения эталонной зависимости позволяет в условиях ограниченного комплекса ГИС получить достоверную кривую для определения пористости пород.
Рис.
1. Сопоставление параметров
с пористостью,
определенной по диаграммам ННК
Рис.
2. Связь параметра 
с пористостью по керну по интервалам его
отбора (а), объединенным и однородным интервалам (б)
1 - n/h<1; 2 - 1<=n/h<=3; 3 - n/h>3