К оглавлению

УДК 550.832:553.048

Определение подсчетных параметров терригенных подсолевых отложений

По материалам ГИС на примере Собинского месторождения (Красноярский край).

Л.Е. КНЕЛЛЕР (ВНИИГИС), С.А. СКРЫЛЕВ (Енисейнефтегазгеология), А.В. СИНЬКОВ (ВНИГИК)

Собинское месторождение приурочено к венд-нижнекембрийским отложениям. Породы пластов-коллекторов представлены в основном разнозернистыми песчаниками, преимущественно кварцевого состава с цементом, сложным и по типу, и по составу. Наиболее значительное влияние на коллекторские свойства оказывает глинистый материал, содержание которого меняется в широких пределах.

Пласты-коллекторы BH-I, BH-II, BH-III не выдержаны по толщине и часто состоят из нескольких проницаемых прослоев мощностью менее метра. Более однородным и выдержанным является пласт BH-IV.

Бурение ведется в основном на высокоминерализованной гидрогельмагниевой  (ГГМ) промывочной жидкости плотностью1,2-1,35 г/см³, водоотдачей 4-6 см³/30 мин, вязкостью 20-40 с, УЭС 0,03-0,25 Ом-м. Комплекс исследований включает кавернометрию (ДС), боковой (БК), боковой микро-(БМК), гамма-(ГК), нейтронный гамма-(НГК), акустический (АК) каротаж, резистивиметрию и боковое каротажное зондирование (БКЗ).

В двух скважинах, пробуренных на непроводящей промывочной жидкости (ВИЭР), где электрический каротаж (ЭК) не эффективен, выполнены индукционный (ИК) и диэлектрический (ДК) каротаж. В опытно-методическом порядке применяются гамма-гамма плотностной (ГГКП), нейтрон-нейтронный (ННКТ) в многозондовом варианте (МНК) и гидродинамический (ГДК) каротаж, отбор проб пластовых флюидов (ОПК) и образцов керна (СКО) приборами на кабеле.

Отметим основные моменты, определяющие особенности данной работы: 1) существенное влияние глинистости на петрофизические связи, что в отличие от ранее выполненных работ [4] не позволяет его не учитывать; 2) малая мощность пластов-коллекторов (до 0,6 м и менее) осложняет оценку их истинных физических свойств; 3) неблагоприятные условия вскрытия - высокая минерализация промывочной жидкости, отсутствие глинистых корок, кавернообразование на стенках скважины; 4) большой вынос керна и почти полный комплекс методов ГИС.

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин осуществлялось по результатам комплекса прямых качественных и косвенных количественных признаков и данных ГДК.

При существующей технологии бурения (из-за низкой коллоидальной способности ГГМ раствора) в большинстве случаев шламовая корка отсутствует, поэтому этот качественный признак практически не использовался. Радиальный градиент сопротивлений фиксировался по комплексу зондов электрокаротажа (БКЗ, БК, БМК). Особенно наглядно проникновение фиксируется на кривых БК, БМК, зарегистрированных в пластах с подвижными УВ (рис. 1).

В водонасыщенных пластах радиальный градиент сопротивлений практически не фиксируется из-за малого различия сопротивлений фильтрата  и пластовой воды .

Не всегда есть качественные признаки нефтегазонасыщенных коллекторов. Это связано, по-видимому, с глубокими зонами проникновения. Поэтому потребовалось использование косвенных количественных критериев, основанных на граничных значениях параметров, для разделения пластов на классы: коллектор-неколлектор, нефть-газ-вода.

Исследовались граничные значения по геофизическим параметрам, пористости, глинистости. При построении интегральных кривых распределения наблюдается значительная неопределенность, связанная в первую очередь с влиянием глинистости. Один из основных косвенных критериев для выделения коллекторов - относительная глинистость , где Кгл - объемная глинистость; Кп - пористость. Ее граничные значения устанавливались несколькими независимыми способами отдельно для газо- и нефтенасыщенных пластов: а) по результатам гидродинамических исследований в процессе испытания; б) сопоставлением кумулятивных кривых распределения пористости Кп, проницаемости Кпр, остаточной водонасыщенности  по объектам, давшим приток и «сухим»; в) по результатам петрофизических исследований на основе сопоставления пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и относительной глинистости с эффективными пористостью и проницаемостью.

По данным гидродинамических исследований в процессе опробования газовых объектов установлена корреляционная связь удельной продуктивности  с проницаемостью:. По полученной связи граничное значение проницаемости для газонасыщенных пластов равно 0,42*10^-3 мкм² (рис. 2, а). По данным испытания пластов оценено граничное значение глинистости, в результате чего объекты достаточно уверенно могут быть разделены на два класса: коллекторы и неколлекторы (рис. 2, б).

Сопоставлением кумулятивных кривых распределения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности по коллекторам и неколлекторам установлены их граничные значения и диапазоны неоднозначности (рис. 2, в). Эффективная пористость  определяется: , где  - остаточная нефтенасыщенность.

При сопоставлении с Кп, Кпр,  за абсолютно нижний предел коллекторов принимают значения Кпр, Кпр,  при  =0.

Например, для газонасыщенных коллекторов из полученных петрофизических связей при . Как приведено в [4], в действительности невозможно установить абсолютные границы коллекторов вследствие отсутствия средств, позволяющих ощутить движение флюидов при  и , стремящихся к 0. Экспериментально показано, что значение  в диапазоне изменения  от 100 до 70-80 % резко увеличивается. Такому содержанию (70-80 %) остаточной воды соответствует эффективная пористость, равная 1 -1,5 %, которая принимается за реально ощутимую границу коллектора.

Отметим также, что нас интересуют не абсолютно нижний предел коллектора, а значения коллекторских свойств, связанные с минимальным рентабельным дебитом. Рекомендуемые граничные значения приведены в таблице.

Определение Кп осуществляется по комплексу методов ГИС, так как относительная сложность литологического состава изучаемых коллекторов, сложные геолого-технические условия проведения ГИС не позволяют использовать какой-либо один метод.

Глинистость в основном оценивается по связи двойного разностного параметра . Пористость определяется как по отдельным методам - АК (рис 3, а), ГГКП (рис 3,б), ЭК (рис 3, г), так и комплексу (рис 3, в). Учет глинистости при определении пористости необходим, так как свойства глинисто-железистого цемента (гидрослюды и гидроокислы железа) существенно отличаются от кварцевого скелета.

Отметим, что приведенные палеточные зависимости представляют собой многомерные петрофизические связи, полученные на представительном керновом материале.

Глинистость в основном оценивается по двойному разностному параметру  из выражения:

Связи интервального времени в пластовых условиях , плотности , относительного сопротивления Рп с пористостью и глинистостью (см. рис. 3) описываются выражениями вида

В связи со значительным влиянием глинистости вышеприведенные зависимости, будучи изображенными на плоскости (см. рис. 3), образуют область значений. В трехмерном пространстве эти связи близки к функциональным, имеют r> 0,8 с низкой дисперсией. По существу, каждому значению Кгл (шифр кривых на рис. 3) соответствует своя двухмерная связь.

Средний вынос керна по скважинам Собинской площади довольно высокий (70-80 %). И, на первый взгляд, это создает основу для определения Кп по керну. Однако снижение выноса керна наблюдается именно в коллекторах и именно они оказываются недостаточно охарактеризованными керном. К тому же наиболее пористые, проницаемые разности совсем не выносятся. Это подтверждается отбором образцов керна приборами на кабеле в нескольких скважинах. С помощью сверлящего керноотборника (СКО) взяты образцы с пористостью 25-28 %. По керну же, отобранному в процессе бурения, пористость не превышает 20-21 %.

Сопоставление значений пористости, определенной по керну и ГИС, по всем пластам Собинского месторождения свидетельствует о занижении ее величин, определенной по керну (рис. 3, д). В соответствии с [2, 3] нами качественно и количественно была подтверждена гипотеза о зависимости выноса керна от пористости. Для выбранных интервалов составлена таблица, в которой указан размер каждого долбления в метрах и вынос керна (в метрах и процентах). При этом порядковый номер долбления ставится соответственно ранжированному ряду значений Кп. Затем был построен график зависимости суммарного выноса керна  от суммарной длины долбления. Постоянному выносу керна в процентах на графике соответствует прямая, имеющая фиксированный наклон к оси абсцисс. Стрелками на рис. 3, е показаны значения пористости, приходящиеся на ту или иную точку. Колебания наклона линии фактического выноса керна свидетельствуют об изменении процента выноса керна в зависимости от изменения Кп.

Из рис 3, е следует, что с увеличением Кп вынос керна закономерно падает. Практически не выносятся образцы с пористостью более 20-25 %, хотя СКО отобраны образцы с пористостью 27 % и более.

Определение характера насыщенности пластов-коллекторов и местоположений контактов между пластовыми флюидами осуществлялось также по комплексу методов ГИС. Основным параметром служит УЭС пород, определенное по данным измерения различными зондами электрического и электромагнитного каротажа (БКЗ, ИК, БК, БМК). Из-за малой мощности пластов-коллекторов наиболее широко использовались методы БМК и БК. Близость сопротивлений фильтрата () и пластовой воды  дает значительное расхождение между  и  , свидетельствует о насыщении пласта нефтью или газом. Однако в случае довольно глубоких зон проникновения в высокопроницаемых коллекторах (наиболее часто это проявляется в пластах ВН-I, ВН-II) показания БК и БМК могут быть очень низкими и совпадать, несмотря на наличие промышленных притоков нефти и газа. Поэтому для оценки характера насыщенности коллекторов привлекались результаты количественной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК и данные ОПК.

Оценка по результатам исследования ОПК производилась по количеству и составу отобранных проб жидкостей и газов. К газонасыщенным коллекторам относились интервалы пород, из которых отбирались объемы газа, в 15-20 раз превышающие объемы измерительного баллона. Коллектор признавался нефтенасыщенным при содержании в пробах более одного литра нефти и менее 15-20 объемов измерительного баллона газа. При наличии в пробах пластовой воды и содержании газа менее 10 объемов измерительного баллона, интервал относился к водонасыщенному. В ряде скважин характер насыщенности оценивался с привлечением сведений о суммарном содержании УВ в газовоздушной смеси и их компонентном составе [1] (метан, пропан, бутан и т. д.).

Обоснование контактов осуществлялось с привлечением данных испытаний в открытом стволе и колонне, данных прямых (ОПК, ГДК), электрических (БКЗ, БК) и электромагнитных (ИК, ДК) методов.

Определение Кнг коллекторов производилось с использованием статистической зависимости параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв(рис. 4, а). Как известно, , где - сопротивление пласта при 100 %-ном водонасыщении.

Относительное сопротивление оценивалось по полученной связи (см. рис. 3, г) без учета глинистости; теснота связи Pп=f (Кп) значительно уменьшается, так как глинистость пород ванаварской свиты является структурным компонентом и влияет на извилистость токопроводящих каналов. С ростом Кгл их величина увеличивается и, вследствие этого в случае 100 %-ной водонасыщенности пластов при одинаковой пористости сопротивление пород возрастает.

Вопросы определения истинного удельного сопротивления незатронутой проникновением части пласта  требовали детального обоснования. В связи с высокой минерализацией промывочной жидкости, малой мощностью пластов-коллекторов предпочтительнее использование зондов БК для оценки. Но в пластах с проникновением (где необходимо использовать трехслойную модель среды) для оценки сопротивления зоны проникновения  и диаметра (D) зоны проникновения и  необходимо использовать комплекс зондов электрокаротажа, так как по отдельным зондам провести определение сопротивлений невозможно.

Установлено, что зона проникновения в продуктивных пластах ВН-I, BH-IV в большинстве случаев не превышает 2-4d_c. Исключение составляет пласт ВН-II, где проникновение >=4d_c. Поэтому, а также в связи с высокими значениями , малым различием  и сопротивлений вмещающих  аргиллитов, неглубокими зонами проникновения часто возможна интерпретация по двухслойным палеткам БКЗ бесконечной мощности. Результаты определения ,  хорошо согласуются между собой (см. рис. 4, б), что, с одной стороны, свидетельствует о достоверности их определения, а с другой - о возможности использования для этой цели БК. В скважинах, пробуренных на ВИЭР,  было определено с использованием ИК, ДК. При этом, в частности, был подтвержден факт о фильтрации водной фазы ВИЭР в наиболее проницаемые пропластки.

Была проведена оценка  по петрофизической связи , с предварительным определением Кгл, Кп по ГИС. Точки хорошо согласуются с зависимостью Рн =f(Кв), полученной в лабораторных условиях, что говорит о том, что пласты-коллекторы находятся в зоне предельного нефтегазонасыщения (рис. 4, в), а также о достоверности используемых при подсчете запасов, параметров. Это подтверждается сопоставлением  с  (рис. 4, г).

Таким образом, в сложных геолого-технических условиях использование широкого комплекса методов ГИС, имеющего достаточное петрофизическое обоснование, позволило разработать способы определения подсчетных параметров. Запасы УВ по Собинскому месторождению рассмотрены ГКЗ СССР и утверждены практически в представленном авторами варианте.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бродский П.А., Фионов А.И., Тальнов В.Б. Опробование пластов приборами на кабеле.- М.: Недра.- 1984.

2. Демушкин Ю.И., Ингерман В.Г. Оценка представительности выноса керна / Нефть и газ Тюмени.-Вып. 12.- 1971.-С. 73-76.

3. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин.- М.: Недра.- 1981.

4. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях.- М.: Недра.- 1983.

Таблица Рекомендуемые граничные значения параметров для выделения коллекторов ванаварской свиты Собинского месторождения

Параметры	Коллекторы
	газонасыщенные		нефтенасыщенные
	граничное значение	диапазон неоднозначности	граничное значение	диапазон неоднозначности
Открытая пористость Кп, %	7,5	4,5-10,0	8,6	5,5-11,5
Абсолютная проницаемость Кпр*10^-3 мкм^2	0,5	0,1-5,0	0,9	0,2-5,0
Остаточная водонасыщенность Кво, %	77	50-86	65	50-75
Относительная глинистость	0,50	0,31-0,49	0,4	0,41-0,59

Рис. 1. Выделение коллекторов и определение их пористости и нефтегазонасыщенности по данным ГИС (скв. 23 Собинского месторождения)

Рис. 2. Определение граничных значений коллекторских свойств пород по комплексам данных «ГИС - испытаниях (а), «ГИС - ГИС» (б), «керн - ГИС» (в) и «керн - керн» (г)

Рис. 3. Определение пористости пород по данным «АК-ГК» (а), «ГГКП - ГК> (б), «АК - ГГКП» (в), «ЭК- ГК» (г) и сопоставление результатов определения пористости по данным ГИС и керна (д), с учетом неполного выноса наиболее пористых его разностей (е).

Рис. 4. Сопоставление параметра насыщенности с водонасыщенностью пород (а, в), значений УЭС (б) и водонасыщенности (г) пород, полученных по данным «керн - керн» (а), «БКЗ - БК» (б), «ГИС - ГИС» (в) и «керн - керн» (г)