УДК [552 + 53] :551.31 (571.1)

С. В. АНПЕНОВ, А. Н. ПЕРВУХИН (ЗапСибНИИгеофизика)

Совершенствование петрофизических моделей терригенных пород Западной Сибири для комплекса ГИС

Существует много различных теоретических и эмпирических уравнений, связывающих пористость терригенных пород-коллекторов и интервальное время продольных волн в них. Для полимиктовых песчано-алевролитовых пород Западной Сибири также известно несколько уравнений эмпирического и полуэмпирического вида, предложенных ЗапСибВНИИгеофизикой, ВНИГИК, ТТЭ и др. Анализ большинства из них показал, что петрофизическая модель, описываемая этими уравнениями, недостаточно совершенна. Поэтому до настоящего времени метод АК при интерпретации материалов ГИС для решения геологических задач не имеет широкого применения.

Отличительной особенностью терригенных полимиктовых пород-коллекторов Западной Сибири является значительное влияние глинистости и степени уплотнения на их коллекторские и петрофизические свойства [1-3]. Кроме того, авторами ранее на основе петрофизических исследований керна также было отмечено влияние характера распределения глинистых минералов на скорость продольных волн. С учетом этого модель глинистого терригенного коллектора представляется нам следующим образом.

Коллектор рассматривается как состоящий из двух компонентов: 1) глинистой массы, петрофизические свойства которой зависят от термодинамических факторов, в частности, отчетливо проявляется уплотнение ее с глубиной; 2) песчано-алевритового скелета, петрофизические свойства которого отвечают своим термодинамическим закономерностям. Частицы глинистых минералов входят в данную породу только как составная часть твердой фазы (заполнитель пор) и не образуют собственной термодинамической системы, в том числе своего перового пространства.

Модель указанного композита описывается выражениями:

где - коэффициенты пористости соответственно общей, коллектора, скелетной (максимальной) и глинистой породы;- относительное содержание в коллекторе глинистых агрегатов и дисперсной глины, входящей в состав твердой фазы песчано-алевритовой породы.

На основе представленной модели глинистой терригенной породы и уравнения среднего времени интерпретационная модель интервального времени продольных волн АК с учетом характера распределения частиц глинистых минералов будет следующей.

Интервальное время для песчано-алевролитовой породы, содержащей глинистые частицы в дисперсной форме распределения , рассчитывается по уравнению:

Здесь - интервальное время соответственно в неглинистой твердой фазе песчано-алевролитовой породы при  в пластовом флюиде и твердой фазе глинистых минеральных частиц в дисперсной форме.

Для песчано-глинистой породы с дисперсной глинистостью, содержащей также глинистую породу в агрегатной форме с относительным минеральным объемом , выражение для интервального временибудет иметь вид:

где - интервальное время в глинистой породе.

На основе уравнений (3, 4) имеем следующую интерпретационную модель интервального времени:

Для решения рассмотренной геологической модели разработаны формализованные алгоритмы, основанные на комплексировании и трех методов каротажа: АК, НК, ГГК

Комплекс АК+НК. По известному из результатов нейтронного каротажа суммарному водородосодержанию пласта  рассчитывается относительное суммарное объемное содержание частиц глинистых минералов:

где и - водородосодержание песчано-алевролитового скелета (для упрощения описания далее принимается равным нулю) и глинистых минералов (задается). Решение находится итерационным способом относительно общей пористости коллектора (Кп). Для значений Кп и Кгл определяются соответствующие значения :

где b, D, В - коэффициенты квадратного уравнения,

Уравнение (7) получено путем решения системы трех уравнений - (1), (2) и следующего:

Величина может быть определена по результатам анализа пористости керна [4] или прогноза на основе установленных закономерностей уплотнения пород по разрезу (И.Н. Лебедев, И.В. Тычинкина, О.М. Нелепченко, 1981 г.). Необходимые для расчета значения  задаются.

С определенной степенью приближения  может быть найдено из уравнения:

 рассчитывается по формуле:

где Т - температура, °С; С - минерализация, г/л; - пластовое давление, МПа. Комплекс АК-ГГК. По значениям плотности оценивается общая пористость интерпретируемого интервала коллектора с использованием известной формулы:

где - значение плотности соответственно измеренной, твердой фазы породы и порозаполнителя (флюида).

Дальнейшие вычисления глинистости и уточнение Кп осуществляются путем итерации.

По уравнениям (6) и (7) рассчитываются

Решая уравнение (4), находим, по которой вычисляются значения Кп (АК). Затем рассчитываем :

где М - коэффициент уравнения.

Комплекс НК+ГГК. Задача определения нескольких параметров решается последовательным вычислением их по уравнениям (9), (6), (7), (8), (1).

Таким образом, по любому из трех представленных комплексов можно определить одни и те же параметры горных пород. Для разработанных алгоритмов и их решения с помощью ЭВМ составлена программа «COMTOS».

При опробовании программы учитывалось, что в совокупности материалы скважин характеризовали основные нефтегазовые отложения Западной Сибири. Опробование было проведено для пластов неокома на месторождениях с уренгойским типом разреза, для вышезалегающих нефтенасыщенных пластов - Среднего Приобья, а для коллекторов сеномана северной части Тюменской области. Данная методика была применена при обосновании подсчетных параметров по пластам АВ Самотлорского месторождения. Таким образом, она опробована в интервале глубин залегания основных нефтегазонасыщенных комплексов Западной Сибири.

Для подтверждения реальности представленной геологической модели и достоверности разработанных алгоритмов проводилось сопоставление полученных по программе «COMTOS» значений  с результатами анализа керна и данных ГИС . Были проанализированы материалы более 30 скважин по основным нефтегазоносным отложениям.

На рис. 1 приведено сопоставление Кп и Кгл по керну и предлагаемой методике. Для пластов неокома в месторождениях с уренгойским типом разреза при совпадении основной моды гистограмм на кривой  отмечается наличие левой ветви, соответствующей пластам с низкой пористостью. На кривых распределения Кп по ГИС эта ветвь отсутствует. Объясняется это тем, что в распределении по ГИС участвуют пласты-коллекторы , а по керну была взята вся совокупность имеющихся лабораторных анализов, где определенную долю занимают неколлекторы. Сравнение коэффициентов объемной глинистости по программе «COMTOS» и керну дало значительное систематическое расхождение, причем значение объемной глинистости по керну заметно меньше (см. рис. 1). Аналогичная картина наблюдалась по нефтегазоносным отложениям. Этот момент играет существенную роль в оценке достоверности рассматриваемой геологической модели пород и требует дальнейшего целенаправленного сбора фактического материала прежде всего по керну и его анализа. Однако авторы считают, что данное обстоятельство может быть следствием непредставительной по глинистости выборки керна, ее дискретности относительно данных ГИС и, возможно, несовершенства лабораторных методов определения глинистости керна полимиктовых коллекторов.

Реальность представленной модели и достоверность разработанных алгоритмов подтверждается сопоставлением расчетных значений объемной глинистости с независимыми измерениями по ГИС, отражающими содержание глинистости в полимиктовых коллекторах (рис. 2, а, б). Графики связи  и  с соответствующими значениями глинистости отражают установленные закономерности, а именно: с увеличением содержания глинистости значения  должны уменьшаться, а - возрастать.

Такой же характер зависимостей наблюдается по всем рассмотренным скважинам. Следует отметить, что параметры  и  не участвуют в расчетах по программе «COMTOS».

При сопоставлении значений пористости по керну и ГИС для пластов АВ по скв. 1056 Самотлорской и отложений сеноманского возраста скв. 41 Ямбургской получены зависимости с высоким коэффициентом корреляции (рис. 2, в).

При интерпретации коллекторов сеноманского возраста в значения Dt вводился поправочный коэффициент, учитывающий влияние недоуплотнения пород и равный 1,315.

По скв. 41 Ямбургской определение Кп.эф выполнено по ЯМК. Степень корреляции по этому объекту между параметрами  (АК+ГГК) и  (ЯМК) весьма высокая и закономерная (рис. 2, г): увеличение содержания дисперсной глинистости приводит к уменьшению эффективной пористости коллектора. При сопоставлении  (ЯМК) с  (АК + ГГК) тенденция обратной связи имеется, но она значительно слабее, чем с , что вполне объяснимо с позиции предложенной геологической модели пород. С позиции этой же модели при  значение  должно быть максимальным.

Сопоставления результатов обработки фактических материалов по разным алгоритмам (рис. 3) свидетельствуют о том, что полученные значения Кп и Кгл не имеют существенного различия, а абсолютные значения Кп отвечают глубинам анализируемых отложений.

Кроме того, при сравнении результатов, полученных по различным комплексам, появляется возможность контролировать качество исходных диаграмм ГИС (наличие систематической погрешности), выявлять явно нереальные результаты, получаемые из-за погрешностей интерпретаторов. Например, по скв. 553 Уренгойской расчетные значения пористости по комплексу НК + ГГК совпали со средними модальными значениями по керну как по этой скважине, так и по пластам БУ Уренгойского месторождения (см. рис. 1). При обработке комплекса АК + НК отмечалось систематическое снижение пористости в среднем на 2 %. Анализ диаграмм по скважине показал, что значения кривой  искажены систематической погрешностью. Внесение аддитивной поправки и дальнейшая обработка материалов по комплексу АК + НК показала хорошую сходимость полученных данных с комплексом ГГК + НК и с результатами анализа керна во всем диапазоне изменения Кп и Кгл.

Таким образом, результаты опробования свидетельствуют о реальности предложений геологической модели и возможности практического использования разработанных алгоритмов и программ как при определении подсчетных параметров пластов, так и при выборе методик оценки характера насыщения терригенных коллекторов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Анпенов С.В., Кашкетова Р.Н., Степанов А.С. Применение акустического каротажа для определения пористости полимиктовых коллекторов отложений нижнемелового и юрского возраста в Западной Сибири // В кн.: Развитие геофизических исследований на нефть и газ в Западной Сибири.- Тюмень.- 1982.- С. 63-64.

2.      Добрынин В.М., Куликов Б.И., Ставкин Г.П. Влияние термобарических условий на зависимость интервального времени от коэффициента пористости // Труды ЗапСибНИГНИ.- Тюмень.- Вып. 77.- 1974.- С. 17-27.

3.      Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами / Е.И. Леонтьев, Л.М. Дорогиницкая, Г.С. Кузнецов и др.- М.: Недра.- 1974.

4.      Ирбэ Н.А., Шестакова Л.Ф. Закономерности изменения пористости и проницаемости осадочных пород Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ.- Тюмень.- Вып. 203. - 1986. - С. 95-103.

 

Рис. 1. Гистограмма распределения коэффициентов общей пористости Кп (а) и суммарной глинистости Кгл (б) по пластам БУ Уренгойского месторождения:

1 - данные анализа керна; расчеты по; 2 - АК+НК; 3 - ГГК+НК

 

Рис. 2. Сопоставление результатов расчетов с данными ГИС и анализов керна:

а, б-скв. 1565 Восточно-Сургутская, в - скв. 1056 Самот-лорская и 41 Ямбургская, г - скв. 41 Ямбургская

 

Рис. 3. Сопоставление коэффициентов пористости (а) и глинистости (б) по разным комплексам в скв. 14644 Самотлорской.

Определение: к1-по ГГК+НК; к2-по АК+НК