К оглавлению

УДК 550.832 (470.66)

Методика выделения и оценки альб-аптских терригенных коллекторов Терско-Сунженской антиклинальной зоны по данным ГИС

Г.А. ШНУРМАН, Н.В. ДЕМУШКИНА, В.Ю. ТЕРЕНТЬЕВ, В.С. АФАНАСЬЕВ, А.Б. ГАРАНИН (НИИ ГИ)

В пределах Терско-Сунженской антиклинальной зоны Восточного Предкавказья доказана региональная нефтеносность глубокозалегающих альб-аптских отложений (площади Старогрозненская, Эльдарово, Ястребиная и др.), представленных преимущественно терригенными песчаниками, алевролитами и глинами. Основной породообразующий минерал песчаников и алевролитов - кварц, подчиненное значение имеют полевой шпат и слюда. Цемент - глинистый и карбонатно-глинистый.

Глины главным образом гидрослюдистые, с примесью каолинита и монтмориллонита. Коллекторы состоят из песчаников, содержащих до 20-25 % алевролитов и до 10-25 % глинистого цемента. Пористость отложений, определенная по керну, изменяется от 2-3 до 20 %, пористость же коллекторов варьирует от 7-8 до 20 % (среднее значение 12 %), проницаемость в целом довольно низкая (<0,1*10^{-15 м2}), лишь в отдельных образцах песчаников она достигает (13-29)*10^{-15 м2}.

Альб-аптские отложения характеризуются трещиноватостью различной раскрытости и направления. Трещинная проницаемость, определенная по шлифам, колеблется в пределах (2,6-16,1)*10^-15м², трещинная пористость в среднем равна 0,1 %.

В шлифах наряду с первичными порами, размеры которых составляют 0,02- 0,032 мм, наблюдаются многочисленные вторичные, образующиеся за счет выщелачивания карбонатов кальция и имеющие размеры в среднем 0,05-0,08 мм. По данным М.В. Ваулиной (1983 г.), пористость выщелачивания изменяется от 1 до 2,2 %. По результатам геофизических исследований, пласты-коллекторы характеризуются умеренными удельными сопротивлениями (4-30 Ом-м), отрицательными аномалиями ПС до 120 мВ, пониженными показаниями ГК (1-5 g) и НГК (до 3 усл. ед.), интервальным временем пробега продольной волны 208-260 мкс/м.

Установлено [3], что альб-аптские коллекторы относятся к порово-трещинному типу и состоят из слабопроницаемой матрицы, в которой эффективной емкостью являются первичные и вторичные поры, и трещин. При интерпретации геофизических материалов они могут быть отнесены к классу поровых песчано-алеврито-глинистых коллекторов с дисперсным pacпределением глинистого материала. Такой подход правомерен, поскольку экспериментальными исследованиями доказано, что первичные и вторичные поры небольших размеров, образуя единую систему порового пространства, оказывают одинаковое влияние на измеряемые геофизические параметры, а трещинная пористость при ее значениях около 0,1 % и умеренных сопротивлениях пород практически не влияет на оценку удельного сопротивления.

До последнего времени при изучении альб-аптских отложений применялся ограниченный комплекс ГИС, включающий электрокаротаж, ПС, ГК и НГК, и отсутствовало надежное петрофизическое обеспечение методики интерпретации. Все это приводило к тому, что используемые методики (Л. Витте, Н.Д. Гусакова, М.Н. Ваксмана и Л.И. Смитса) позволяли получать лишь приближенные оценки коллекторских свойств и нефтенасыщенности, и в целом ГИС характеризовались невысокой эффективностью. В связи с этим была поставлена задача совершенствования методики интерпретации на базе более полного комплекса ГИС, создания надежного петрофизического обеспечения и обоснования интерпретационных моделей различных геофизических методов.

На основе детальных петрофизических исследований и анализа геофизического материала установлены петрофизические и интерпретационные модели интервального времени пробега упругой волны , диффузионно-адсорбционной активности (Еда), УЭС  и естественной радиоактивности  альб-аптских терригенных пород.

Учитывая, что песчаная и алевролитовая компоненты представлены преимущественно кварцем, а глинистый материал в виде цемента рассеян по породе, для интервального времени пробега упругой волны было использовано следующее уравнение [1]

где  - интервальное время пробега волны соответственно в пласте, минеральном скелете, жидкости, глинистой компоненте, Кп - пористость, С_гл - объемное содержание глинистой компоненты.

В результате анализа фактических материалов АК и литературных данных обоснованы следующие константы, входящие в уравнение (1): =630 мкс/м, =170 мкс/м,=260 мкс/м. С учетом установленных значений констант пористость, определенная по АК, рассчитывается по формуле

Впервые для альб-аптских отложений изучена емкость поглощения песчаной, алевролитовой и глинистой фракций [2]. Выявлено, что катионная емкость обусловливается в основном их глинистостью (содержанием фракции размером меньше. 0,01 мм), а песчаная и алевролитовая компоненты вносят незначительный вклад в общую емкость поглощения, которая рассчитывается по формуле

где - емкость катионного обмена глины, мг-экв/г, - минералогическая плотность породы, n*10^-3 кг/м³.

В результате петрофизических исследований установлено: =0,2 мг*экв/г, =2,68* 10^-3 кг/м³.

В качестве модели диффузионно-адсорбционных потенциалов принято уравнение Смитса [4]

где E_да - диффузионно-адсорбционный потенциал (мВ), m₁, m₂- моляльные концентрации растворов (моль/кг Н₂О),  - кажущиеся или гитторфовские числа переноса катионов Na, E_д - диффузионный потенциал (мВ), -проводимость раствора NaCl (Ом*м^-1), -эквивалентная проводимость противоионов Na , определяется по зависимости  [4], Кв- коэффициент водонасыщенности.

Уравнение (4) при Кв=1 решено на ЭВМ по специальному алгоритму, описанному в работе [4]. Там же показано, что алевролитовый материал не оказывает существенного влияния на УЭС пласта, поэтому модель электропроводности песчано-алевролито-глинистых пород может рассматриваться как двухкомпонентная. В качестве интерпретационного уравнения для удельного сопротивления принято выражение Ваксмана-Смитса.

где - УЭС пласта и пластовой воды, Ом-м, Кп, Кв -коэффициенты пористости и водонасыщенности, a_m, a_n - коэффициенты, m - структурный показатель, n - показатель смачиваемости.

На основе экспериментальных исследований образцов обоснована зависимость предельного относительного сопротивления от пористости, которая аппроксимируется уравнением

и зависимость коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности:

Следовательно, уравнение (5) примет вид:

Впервые для альб-аптских отложенийТерско-Сунженской антиклинальной зоны исследована естественная радиоактивность. Установлено [2] ,что радиоактивность песчаной, алевролитовой и глинистой фракций составляет соответственно 2, 8,5 и 9 пг-экв Ra/г. Из-за высокой гамма-активности алевролитов и глин она описывается трехкомпонентной моделью.

Полученные значения радиоактивности и изученный по данным гранулометрического анализа керна фракционный состав опорных пластов (для чистых песчаников  и глин  позволили составить интерпретационное уравнение для двойного разностного параметра ГК

Формула (9) используется для определения фракционного состава альб-аптских пород.

Методика выделения и оценки рассматриваемых коллекторов основана на решении уравнений (2-4, 8, 9). При этом были использованы относительная аномалия ПС  , двойные разностные параметры ГК  и НГК , позволившие в интервалах с достоверными результатами испытаний выделить в поле координат  области коллекторов и неколлекторов (рис. 1). В первую попадают плотные пласты-коллекторы с карбонатным цементом, имеющие , где - критическое значение двойного разностного параметра НГК (устанавливается по данным испытаний).

Кроме того, пласты-коллекторы имеют Кп>7...8 % [3]. Таким образом, к коллекторам относятся пластопересечения, попадающие в область коллекторов (в поле  с  и .

Система уравнений (2-4, 8, 9) решена на ЭВМ, но можно это сделать и вручную по упрощенному экспресс-методу. По предложенной методике для выборок нефтяных и водяных пластов были подсчитаны глинистость, пористость и водонасыщенность. На рис. 2 показаны кривые распределения Кв в нефтяных и водяных пластах. Как видно, эффективность разделения на нефть и воду составляет 88 %.

Рассчитанное среднее значение пористости в пластах-коллекторах равно 10,5 %, по керну- 11 %. Компонентный состав пород определялся по формуле (9). Найденные средние величины глинистости, алевролитистости и песчанистости в пластах-коллекторах по ряду площадей ЧИАССР (Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенская, Хаян-Корт и др.) близки к средним значениям этих параметров, определенных по керну, - С_ал=15...20%, С_гл=14,2... 13,2%.

Таким образом, предлагаемая методика позволяет достаточно эффективно выделять в разрезе альб-аптских отложений пласты-коллекторы и количественно оценивать их пористость, водонасыщенность и компонентный состав.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов – М.; Недра.- 1978.

2. Дахкильгов Т.Д., Демушкина Н.В. Петрофизическое обоснование методов интерпретации данных геофизических исследований месторождений ЧИАССР // Нефтегаз. геол. и геофиз.- 1982.-№ 7.- С. 20-22.

3. Демушкина Н.В., Шнурман Г.А. Обоснование типа коллектора альб-аптских отложений Чечено-Ингушетии по данным ГИС // Нефтегаз. геол. и геофиз.- 1982.- № 12.- С. 25- 25.

4. Определение коллекторских свойств и нефтенасыщенности терригенных гранулярных коллекторов по данным промысловой геофизики (Методические рекомендации) - Грозный: СКТБ ПГ.- 1978.

Рис. 1. Сопоставление относительной аномалии ПС с двойным разностным параметром ГК для альб-аптских отложений ЧИАССР:

а - коллекторы; 6 - неколлекторы; в - граница коллекторы-неколлекторы. Площади: 1 - Эльдарово, 2- Октябрьская, 3 - Правобережная, 4 - Брагуны

Рис. 2. Сопоставление коэффициента водонасыщенности в нефтяных и водяных альб-аптских пластах-коллекторах ЧИАССР.

Кривые: 1 - нефть, 2 - вода