К оглавлению

УДК 550.832

Оценка нефтегазоносности сложных терригенных разрезов

Г.Я. ШИЛОВ (Азнефтегеофизика)

Определение состава, пористости, глинистости и нефтенасыщенности терригенных пород по каротажным данным является довольно трудной задачей. В Азербайджане к ним относятся отложения ПТ, к которой приурочены многочисленные залежи нефти и газа, в том числе и на площадях Нижнекуринской впадины.

До недавнего времени оценка продуктивности отложений ПТ по данным ГИС проводилась интерпретационной службой треста с помощью только качественных методов (методика БКЗ, критическое значение , корреляция разрезов скважин), что приводило к погрешностям. Причиной этого было, прежде всего, неправильное определение сложной литологии пород-коллекторов по каротажу и недоучет влияния литологического фактора, а также глинистости и алевролитистости на получаемые каротажные оценки о продуктивности разреза.

В связи с этим с 1985 г. для повышения эффективности результатов обработки материалов ГИС в тресте был внедрен метод интерпретации, разработанный нами в 1983 г. при исследовании «верхнего глинистого горизонта» (Upper Shale Member) на месторождениях Южная и Северная Румейла (Ирак), который имеет сходную литологическую характеристику с разрезом ПТ.

В методе предполагается, что проницаемые пласты могут состоять из песчаника, алевролита, глинистых и карбонатных минералов в различных пропорциях и сочетаниях, что соответствует данным петрографического анализа кернового материала из скважин Нижнекуринской впадины, полученным Э.А. Даидбековой, Н.Б. Хеировым и др. Глинистость пород является дисперсной, таким же образом распределен в породе и карбонатный материал.

Структурная модель коллектора песчано-алевролито-глинистых пород (трехкомпонентная модель) ПТ площадей рассматриваемого района представлена на рис 1. Глины в разрезе ПТ могут состоять как из глинистых минералов, так и из песчанистого, алевритистого и карбонатного материала.

Изучением терригенных коллекторов по геофизическим данным занимались многие исследователи. Наиболее полный анализ существующих методов интерпретации данных каротажа терригенных пород проведен С.С. Итенбергом и Г.А. Шнурманом [2], которые охарактеризовали электрические, диффузионно-адсорбционные и радиоактивные свойства глинистых песчаников и песчано-алеврито-глинистых пород, а также их влияние на показания каротажа и получаемые оценки пористости, глинистости и нефтенасыщенности пластов. Для изучения двухкомпонентных пород (глинистые песчаники) по каротажу В.Н. Дахновым, С.Г. Комаровым, Э.Ю. Миколаевским, В.П. Журавлевым, М.П. Тиксье, М.Е. Лоу и другими были предложены различные методы. Метод интерпретации материалов ГИС для трехкомпонентной модели основан на решении системы петрофизических уравнений, отражающих различные физические параметры песчано-алеврито-глинистых пород. Однако вследствие недостаточной петрофизической изученности разреза ПТ площадей Нижнекуринской впадины применение этого метода в настоящее время ограничено трудностями получения обоснованной системы петрофизических уравнений.

В предлагаемом методе, который применяется в практике интерпретационных работ треста, решающее значение для оценки продуктивности исследуемого разреза имеют определение литологии пород и правильная оценка их глинистости. С этой целью было предложено использовать график зависимости , где  - относительная приведенная аномалия СП; - относительная глинистость по РК (рис. 2). Такого рода зависимости широко используются в практике интерпретации во многих районах Советского Союза [1], однако здесь имеются и существенные отличия.

Прежде всего параметр  определяется не по результатам исследования кернов, как в известном методе [1], а исходя из данных РК, т. е. ГК и НГК. Кроме того, в отличие от стандартного подхода предлагаемый график позволяет определять не только глинистость, но и разделять пласты по литологии (от глин и алевролитов до песчанистых известняков). При этом не надо пользоваться корреляционными зависимостями, полученными путем сопоставления  и  по кернам для всей площади, а напротив, желательно строить подобный график для каждой скважины отдельно, так как это позволяет учитывать ее литологические особенности.

Для литологического расчленения разреза с помощью предлагаемого графика используют следующие соотношения глинистости (Кгл): 1)- для песчаников, глинистых песчаников и глин; 2)  - для алевролитов (чистых и глинистых), песчанистых алевролитов (чистых и глинистых) и алевролитистых глин; 3)  - для известковистых песчаников (чистых и глинистых), песчанистых известковистых глин. Большие значения глинистости для пород второй группы, получаемые по данным ГК, как известно, объясняются повышенным содержанием частиц полевого шпата в алевролитовых разностях пород, что приводит к увеличению радиоактивности. Характеристика пород третьей группы не является универсальной, но справедлива для разреза ПТ площадей Нижнекуринской впадины, где присутствие карбонатного материала в породах снижает амплитуды СП.

Как видно из рис. 2, использование графика зависимости  позволило в разрезе скв. 93 Кюрсангя Южная в интервале 2879-3023 м разделить породы на алевролиты, алевролитистые песчаники, песчаники и известковистые песчаники.

Линия песчаников, глинистых песчаников и глин (линия «песчаники - глины») получается путем статистического усреднения точек, с определенным интервалом разброса, имеющих характеристики песчанистых и глинистых пород без примесей алевритистого материала. Эта линия располагается в центре графика и усредняет относительно небольшое число точек, что соответствует геологическим представлениям о разрезе ПТ [3], включающего в основном песчано-алевритовые разности пород. В левом верхнем углу этого графика сосредоточены чистые песчаники (пласты 15, 20, 30 на рис. 2), а в правом нижнем - глины (пласты IV, VI). По мере увеличения глинистости песчаников точки смещаются вдоль линии «песчаники - глины» слева направо.

Точки, соответствующие алевритистым пластам, попадают вправо от этой линии (точки за пределами доверительного интервала). При этом усреднение крайних правых точек дает положение линии алевролитов (со 100 %-ным содержанием алевритистого материала), Здесь также увеличение глинистости алевролитов приводит к смещению точек вниз, слева направо, от чистых алевролитов до алевролитистых глин. Промежуточные разности (алевролитистые песчаники и песчанистые алевролиты) будут располагаться между этими двумя линиями.

Рассматриваемый график позволяет определять содержание алевролита количественно. На рис. 2 показана шкала АВ, где точке А (на линии песчаников) соответствует нулевое содержание алевролита, а точке В (на линии алевролитов) - 100 %-ное его содержание. Тогда, разбивая отрезок АВ, например, на 10 частей (по 10 %), можно после проведения линий с одинаковым процентом алевролитистости, определять содержание алевролита в том или ином пласте. Так для пласта 32 (см. рис.2), можно сказать, что он является песчанистым алевролитом и состоит на 60 % из алевролита и 40 % песчаника. Точки, соответствующие пластам, имеющим в своем составе карбонатный материал, смещаются на графике влево от линии «песчаники - глины». На линии известковистые песчаники - глины по мере увеличения глинистости точки падают вниз слева (от чистых известковистых песчаников - пласт 39) направо (до известковистых глин - пласты I-III, V).

Следует отметить, что положение линий известковистых песчаников, песчаников и алевролитов на графике  было подтверждено путем массового привлечения результатов анализа кернового материала по различным площадям Нижнекуринской впадины. При этом было установлено, что положение этих линий существенно не меняется для рассматриваемого региона.

График  состоит из трех основных участков (см. рис. 2): 1) область коллекторов, для которых , 2) область неоднозначности, где , 3) область неколлекторов с . Область неоднозначности на данном рисунке заштрихована. Верхняя линия, огибающая заштрихованную область, является кривой значений , а нижняя -. Как обосновать местоположение области неоднозначности на графике литологии  ? Этот вопрос решается с помощью как привлечения данных испытания, т. е. сравнения статистических распределений значений  для коллекторов и неколлекторов, так и контроля местоположения ВНК по значениям остаточной водонасыщенности пластов (Кв.о), получаемых по каротажу. Например, если в заведомо продуктивной части разреза (выше ВНК) по результатам интерпретации данных ГИС некоторые пласты оцениваются как водонасыщенные, то они не являются проницаемыми (т. е. содержат только связанную воду) и точки, соответствующие этим пластам, должны принадлежать области неколлекторов. Кроме того, для нахождения критических значений  (т. е.  и ) можно использовать корреляционную связь между проницаемостью (Кпр) и .

Таким образом, для оценки глинистости пород по предлагаемому методу сначала подсчитывается , затем строится корреляционная зависимость между  и , а далее путем статистического усреднения точек определяют положение на графике линии «песчаники - глины» и других литологических разностей. Только после этого переходят к окончательной оценке глинистости пластов, руководствуясь следующим: 1) для точек вдоль линии «песчаники - глины» значение  лучше определять по параметру ; 2) для точек, соответствующих пластам, в составе которых имеется алевролитистый материал, возможны три ситуации: а) если точки попали в область коллекторов, то  следует оценивать по , используя опорную линию для песчаников; фактически определяется поправка за алевролитистость коллекторов; б) если точки на графике находятся в области неколлекторов, то  лучше оценивать по РК, хотя получается «кажущаяся» глинистость пород вследствие влияния на показания ГК алевролитового компонента; это позволяет затем при количественной интерпретации более четко отделить коллекторы от неколлекторов; в) если точки на графике располагаются в области неоднозначности, тогда при окончательном решении считать их коллекторами,  определяется, как это указано в пункте 2а, в противном случае  оценивается как в пункте 2б; 3) для точек пластов, имеющих в своем составе карбонатный материал  определяется по данным РК.

Результаты петрофизических исследований кернового материала [3], а также накопленный опыт по интерпретации материалов ГИС, в том числе обобщения значений коэффициента m, полученных из анализа зависимостей параметра пористости  на площадях Нижнекуринской впадины, позволили установить следующие значения коэффициентов m и n (при этом принималось, что m=n) в формуле Арчи-Дахнова для различных литологических разностей: для алевролитов 1,5, для песчанистых алевролитов, алевритистых песчаников и глинистых песчаников 1,6, для песчаников 1,7 и для известковистых песчаников 1,8.

Исследование влияния глинистости пород на их УЭС для разреза ПТ показало, что таким влиянием можно пренебречь. Подтверждением этого может служить рис. 3, где по оси ординат откладывается параметр пористости Рп, а по оси абсцисс - объемная глинистость Кгл. Оба этих параметра были получены путем петрофизических исследований кернового материала. Как видно на рис 3, с увеличением глинистости пород параметр пористости практически остается постоянным. Аналогичные результаты были получены при сопоставлении Рп и Кгл, определенных по данным ГИС.

Оценка  проводится путем пересчета из значений глинистости Кгл, определенных по данным ГК, и пористости - по НГК. Для оценки Кгл по ГК используются зависимости, полученные при сопоставлении керновых (Кгл) и каротажных  данных:

В этой системе последние два уравнения для алевролитов и глины. Исходя из значений  подсчитываются значения относительной глинистости пластов по РК по формуле

где - пористость пластов по данным НГК, определенная известным методом двух опорных пластов. В качестве значения пористости можно использовать и показания акустического или плотностного каротажа. Таким образом, с помощью значений  и  на графике литологии уточняют литологический состав пластов и их глинистость. Затем в значения пористости пластов, определенных по НГК, вводят поправки за глинистость и литологию. На основе данных электрического каротажа  и исправленных значений пористости по НГК подсчитывают коэффициенты нефтенасыщенности пластов и выделяют пласты-коллекторы.

Рассматриваемый метод позволил с высокой степенью достоверности определять литологический состав, глинистость, пористость и нефтенасыщенность песчано-алеврито-глинистых коллекторов площадей Нижнекуринской впадины. На основе предложенного нами алгоритма метода количественной интерпретации в 1986 г. был изменен граф машинной обработки данных ГИС для площадей Нижнекуринской впадины, заново составлены и записаны в базу процедуры CONSPRIK, CORPRIK, BEDPRIK, и DATAPRIK. Высокая геологическая эффективность машинной интерпретации позволили тресту в 1987 г. практически отказаться от «ручной» количественной интерпретации при исследовании песчано-алеврито-глинистых коллекторов в разведочных скважинах. За 1985 г. «ручной» количественной интерпретации с использованием рассматриваемого метода подлежали 16 188 м разреза, было проинтерпретировано 2792 пластов, из них 328 выделены как нефтенасыщенные. За 1986-1987 гг. на ЭВМ с помощью вышеуказанного графа было обработано 39 087 м разреза, при этом по 22 118 м была проведена оперативная интерпретация с выдачей заключения заказчику (ПО Азнефть). Коэффициент подтверждаемости геофизических заключений при этом составил 0,9-0,95.

Таким образом, применение рассмотренного метода оценки литологических разностей, глинистости, пористости и нефтенасыщенности песчано-алеврито-глинистых пород площадей Нижнекуринской впадины позволило надежно выделять в разрезах скважин продуктивные пласты, правильно обосновать положение ВНК в различных горизонтах ПТ и повысить эффективность интерпретации материалов ГИС.

 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические, методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.:Недра; 1978.

2. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра, 1984.

3. Хеиров М.Б., Даидбекова Э.А., Набиев Г.И. Влияние минерального состава пород-коллекторов на полноту выработки нефти // Нефтегазовая геология и геофизика.- 1980.- № 6.С. 29-33.

 

Рис. 1. Структурная модель гранулярного коллектора песчано-алеврито-глинистых пород ПТ площадей Нижнекуринской впадины:

1-4 - пористость, соответственно песчаной, глинистой, карбонатной и алевритовой составляющей; объемное содержание: а - зерен песчаника, б - зерен алеврита, в - глинистых частиц, г - зерен карбонатного материала

 

Рис. 2. График зависимости для разреза ПТ в интервале 2879-3023 м по скв. 93 Кюрсангя-южная:

а – литологическое  описание керна; пласты: б -песчанистые, в - глинистые (I-VI)

 

Рис. 3. Сопоставление петрофизических параметров Рп и Кгл, полученных по данным исследования керна пород ПТ площади Кюрсангя-южиая