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, Сгл - 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 Eда - диффузионно-адсорбционный потенциал (мВ), m1, m2-
моляльные концентрации растворов (моль/кг Н2О), - кажущиеся или гитторфовские
числа переноса катионов Na, Eд
- 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, am, an -
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, - Сал=15...20%, Сгл=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