К оглавлению

УДК 550.832(571.5)

Определение коэффициента пористости и литологического состава пород комплексом АК-ГГКП

Ю.Л. БРЫЛКИН, Ю.Я. МИХАЙЛОВ, А.С. БЛОХ (СНИИГГиМС)

В основных нефтегазоносных провинциях страны комплексом ГИС с высокой вероятностью определяются литологический состав и коэффициент открытой пористости Ко.п пород. Например, в породах биминерального состава в некоторых регионах Сибирской платформы это осуществляется с помощью методов АК и ГГКП [1]. Тем не менее практика проведения нефтегазопоисковых работ показывает, что геофизические организации, как правило, не используют такую возможность. Одна из причин этого - отсутствие рекомендаций по учету влияния температуры, давления и минерализации пластовых вод или флюидов, а также общей методологии по определению литологического состава пород. Именно поэтому необходимо по каждому продуктивному пласту месторождения устанавливать зависимости времени пробега продольной волны  и плотности породы  от Ко.п на керне при термобарических условиях. А между тем с помощью методов АК и ГГКП можно решить поставленные задачи, во всяком случае, определить Ко.п пород.

Справедливость сказанного рассмотрим на примере Среднеботуобинского месторождения.

1. Связь параметров  и  с Ко.п пород,  и  жидкостей, насыщающих поровое пространство, а также с  и  скелета этих пород иллюстрируется (если они мономинеральны) уравнениями

2. Породы месторождения в первом приближении можно рассматривать как биминеральные. Тогда параметры  и объемы V1, V2 скелетной (твердой) части породы связаны уравнениями

где - время пробега продольной волны соответственно в породах объема V1 и V2 (причем V1 + V2=l и  имеют матричные величины [4]). Это означает, что при постоянных   и Ко.п регистрируемые в скважине параметры. и будут отличаться от матричных величин мономинеральных пород только из-за присутствия второй мономинеральной породы со своими матричными значениями  и . Такая постановка вопроса предполагает также, что результаты интерпретации далеко не всегда соответствуют литологическим определениям, если в действительности порода будет состоять из нескольких типов. Но при этом основной состав породы должен быть установлен правильно.

3. Связь параметра  с температурой (Т), давлением (р) и минерализацией (С) пластовых вод иллюстрируется уравнением [3]

На рис. 1 оно представлено в виде номограммы  (использование его показано пунктирной линией 1). Отметим, что приведенные зависимости идентичны опубликованным ранее [2], но позволяют решать задачу применительно и к условиям Сибирской платформы.

4. Параметр  рассолов поваренной соли в зависимости от минерализации и температуры подчиняется определенным закономерностям (Справочник геофизика,1961 г.). Построенная по этим даннымзависимость  раздельно для температур 0, 18, 25, 50, 100 °С при изменении  от 0,9 до 1,3 г/см3 и С до 500 г/л и рекомендуется для использования. Однако следует иметь в виду, что она не учитывает пластовое давление. Поэтому, определив  рассола в термобарических условиях, уравнение (5) нужно решить относительно его минерализации при р=0 МПа или же воспользоваться рис. 1 (пунктирная линия 2) и далее найти величину  по формуле .

5. Разрез осадочного чехла Сибирской платформы представлен в основном кварцевыми и полевошпатовыми песчаниками, доломитами, известняками, ангидритами, гипсом, галитом, глинами и их биминеральными смесями. Матричные значения  и  мономинеральных типов пород приводятся в работе [4]. Поскольку в настоящее время нет уверенных данных о преимущественном распространении в разрезе какого-либо одного типа глины, целесообразно рассматривать возможность наличия по меньшей мере трех типов (рис. 2) с параметрами (мкс/м) и (г/см3): 1) 270, 2,75; 2) 330, 2,2 и 3) 300, 2,47 (это позволяет перекрыть все возможные значения  глин в пределах от 1,97 до 2,75 г/см3).

6. При бурении скважин на Среднеботуобинском месторождении образуются либо глубокие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (при АНПД), либо оно практически отсутствует (при АВПД или бурении на ВИЭР, ИБР). Это позволяет предполагать, что в зонах проникновения содержится не смесь пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости, а пластовая вода или фильтрат промывочной жидкости, имеющий минерализацию, одинаковую с пластовой водой. Расчеты подтверждают, что при наличии зоны проникновения можно пренебречь и влиянием остаточной нефтегазонасыщенности, так как оно существенно меньше погрешности измерения  и , если Ко.п пластов меньше 15 %.

7. Разрез перспективных в нефтегазоносном отношении венд-нижнекембрийских отложений Иркутской области и частично Якутской АССР содержит пластовые воды, имеющие С~380 г/л, р~20 МПа, Т~20 °С. На Среднеботуобинском месторождении эти параметры изменяются в следующих пределах: С=330,35-392,03 г/л (данные по 17 скважинам), Т=11,5-18 °С (по 11 скважинам), р=12,8-15,15 МПа (по 16 скважинам),= 1,23-1,28 г/см3 (по 17 скважинам), при средних арифметических значениях С=361,72 г/л, р=14,6 МПа,  = 1,262 г/см3.

Принимая во внимание вышеизложенное, для С=380 г/л, T=20 °С, р=20 МПа по уравнениям (1) - (5) рассчитан комплект сводных и основных палеток, позволяющих оперативно решать поставленные задачи. С помощью первых (десять палеток для десяти типов пород разреза) экспрессно определяется литологическая принадлежность значений  и . На рис 2 приводятся лишь области возможного перехода основной породы-доломита в остальные, наиболее типичные для региона. В то же время комплект основных палеток привязан к какому-либо одному основному типу породы и каждая из них иллюстрирует возможные переходы этой породы не более, чем в две другие, как это показано на рис. 3.

Разумеется, ручная интерпретация хотя и оперативна, и наглядна, однако требует значительного времени. Поэтому нами разработан алгоритм и составлена программа, позволяющая решать поставленные задачи на ЭВМ. С ее помощью по значениям  и , определенным геофизической службой ПГО Якутскнефтегазгеология, была рассмотрена возможность установления литологического состава и Ко.п пород ботуобинского горизонта по четырем скважинам Среднеботуобинского месторождения, так как только в них проведены исследования методом ГГКП. Бурение скважин осуществлялось с применением ВИЭР, горизонт достаточно полно охарактеризован керном (кроме одной скважины). Причем интерпретация выполнялась как по средним арифметическим значениям по месторождению (С=361,72 г/л, Т=14,1 °С, р=14,6 МПа), так и по величинам С=380 г/л, Т=20 °С, р=20 МПа.

Интерпретация показала следующее.

Литологический состав пород, как этого и следовало ожидать, комплексом методов АК и ГГКП однозначно не определяется, так как одним и тем же измеренным в скважине значениям  и  отвечает, как правило, множество равновероятных сочетаний биминеральных пород, максимальное число которых может достигать величины n(n-1)/2 (n - количество основных мономинеральных типов пород региона). Так, в рассмотренных скважинах наименьшее число решений оказалось равным шести, а максимальное-16 (в основном 10-15). Следует отметить, что биминеральные сочетания при указанном выше наиболее вероятном составе мономинеральных разностей региона могут характеризовать как терригенный, так и карбонатный разрез с примесями сульфатов и галита. Поэтому, чтобы по данным АК и ГГКП сделать заключение о литологической принадлежности рассматриваемого интервала разреза, необходимо привлекать априорные геологические данные (или другие методы ГИС). Но нужно иметь в виду, что даже при наличии такой информации однозначного ответа в большинстве случаев можно и не получить. В частности, на основании детальных литологических определений пришли к выводу, что ботуобинский горизонт представлен главным образом песчаниками. Поэтому правомерно исключить из решений по каждому пласту указанных выше скважин все те варианты, которые не соответствуют этим данным. Однако число решений остается достаточно большим, т. е. достигает восьми, и очень редко трех. При этом во всех случаях примеси могут быть различными.

Результаты совместной обработки материалов АК и ГГКП убедительно подтверждают, что определение Ко.п пород этими методами вполне реально. Если же интерпретатор не имеет достоверной геологической информации о преобладающем типе пород разреза, то следует учитывать все решения, а за величину Ко.п принимать его средневзвешенное значение раздельно для газо-, нефте- и водоносной частей горизонта. При наличии же априорной информации средневзвешенные значения Ко.п продуктивного горизонта следует рассчитывать с ее учетом. Насколько удовлетворительно совпадают они с данными керна и с величинами Ко.п, установленными по АК, но с использованием лабораторной зависимости , свидетельствуют материалы таблицы.

Из таблицы видно, что совместное использование данных АК и ГГКП позволяет определять средневзвешенные значения Ко.п, практически совпадающие с величинами, полученными по зависимости  на керне при термобарических условиях горизонта. При этом применительно к Среднеботуобинскому месторождению Ко.п можно определять как по средним для месторождения значениям С, Т и р, так и по палеткам, рассчитанным для С=380 г/л, Т=20 °С и р=20 МПа.

Выводы

Только при наличии достоверной геологической информации можно определять биминеральный состав пород. В большинстве случаев поставленная задача рассматриваемыми методами не разрешима.

Коэффициент открытой пористости пород определяется с допустимой погрешностью с помощью АК-ГГКП. При этом можно существенно сократить как общий объем отбора керна по месторождению, так и отказаться от обязательного в настоящее время требования по установлению связей вида  для каждого продуктивного пласта на специальном лабораторном оборудовании, обеспечивающем создание термобарических условий, аналогичных пластовым.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных / В.А. Кошляк, В.В. Лаптев, И.Г. Жувагин и др.- М.: Недра.- 1984.

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

3. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под ред. В.М. Запорожца.- М.: Недра.- 1983.

4. Рекомендации по методике геофизических исследований скважин и геологической интерпретации материалов для нефтегазоносных районов Восточной Сибири. / А.В. Бубнов, В.Ф. Козяр, Ю.В. Николенко и др.- Калинин: ВНИГИК.- 1984.

 

Таблица

Количество пластов

Насыщение

АК (ГИС ПГО)

Выход керна на 1 м разреза

Ко.п, %(по керну)

АК+ГГПК (данные СНИИГГиМСа)

Без учета литологии (все решения)

Песчаники

1

Г

11,9

0,9

13,2

11,6;

11,3

11,7;

11,4

4

Н

14,0

1,9

15,2

14,0;

13,5

14,3;

13,8

5

В

13,3

-

- -

13,5;

13,3

12,6;

12,4

3

Н

14,6

1,2

15,9

14,9;

14,3

15,1;

14,5

3

В

12,0

2,0

14,6

12,1;

11,7

12,0;

11,6

3

Г

12,2

3,3

13,8

12,1;

11,6

11,9;

11,5

7

Н

14,6

5,1

14,6

15,2;

14,4

14,9;

14,4

7

В

15,5

12,5

15,3

16,0;

15,4

16,2;

15,7

5

Г

12,4

-

-

12,3;

11,9

12,0;

11,8

12

Н

15,6

-

-

15,6;

14,9

15,9;

15,2

4

В

17,5

-

-

17,4;

17,3

18,6;

18,1

Примечание. В данных СНИИГГиМСа первое значение получено при S=380 г/л, Т-20 °С, р=20 МПа, второе - при этих же параметрах, средних по месторождению. Г - газ, Н - нефть. В - вод..

 

Рис. 1. Номограмма :

1 -=543 мкс/м при Т=20 "С, С=350 г/л, р=40 МПа; 2-=543 мкс/м при Т=20°С, С=445 г/л, р=0

 

Рис. 2. Пример сводной палетки АК-ГГКП (основная порода - доломит, С=380 г/л, Т=20 °С, р=20 МПа).

Матричные значения  (мкс/м) и  (г/см3), соответственно: песчаник (П) -170, 2,65; песчаник полевошпатовый (Ппш) - 170, 2,55; доломит (Д) - 142, 2,87; известняк (И) - 155, 2,71; гипс (Ги) - 171, 2,35; галит (Га) - 220, 2,03; ангидрит (А) - 164, 2,96; глина (Г-1) -270, 2,75; (Г-2)- 330, 2,20; (Г-3) - 300, 2,47

 

Рис. 3. Пример основной палетки АК-ГГКП (основная порода - доломит):

1 - доломит; 2 - глина (тип 2); 3-песчаник полевошпатовый (С=380 г/л, Т=20°С, р=20 МПа)