К оглавлению журнала

 

УДК 552.578.2.061.4.001.5:550.832

© P.А. Соколова,1990

Оценка емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов на основе ГИС

Р.А. СОКОЛОВА (ПермНИПИнефть)

Достоверный подсчет запасов нефти и газа на месторождениях основывается на детальном изучении емкостных свойств и параметров насыщения продуктивных пластов.

Оценка коллекторских свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов Пермской области по материалам ГИС осложняется одновременным влиянием на измеряемые геофизические величины многих геологических (структура порового пространства, доломитистость, глинистость) и технологических факторов, обусловленных разнообразием природных условий и технологией бурения. Поэтому применение известных методических приемов промысловой геофизики для выделения указанных коллекторов и определения их коллекторских свойств не всегда дает положительные результаты. Требуется их совершенствование с учетом конкретных геологических факторов, которое может быть осуществлено на основе изучения зависимости показаний каждого геофизического параметра от коллекторских свойств, вещественного состава и структуры порового пространства, и в дальнейшем – комплексирование различных видов ГИС.

По 15 месторождениям в карбонатных отложениях башкирского и турнейско-фаменского ярусов рассчитаны зависимости DIng=f(Kп), результаты которых позволили сделать вывод о возможности получения обобщенных и региональных зависимостей по тектоническим структурам (табл. 1). При этом использован керн, представленный неглинистыми известняками различных структурно-генетических типов, иногда доломитизированных, что обусловило различие угловых коэффициентов в приведенных уравнениях.

Для доломитов получена зависимость: kп= –11,8 lnDIng + 0,87, которая указывает на пониженные показания НГК по сравнению с известняками. Применение полученных зависимостей для определения величины kп в коллекторах продуктивных пластов дало удовлетворительную сходимость с данными керна. В известняках расхождение не превышает 2 % абсолютных величин. Завышение на 3–4 % обычно связано с наличием доломитизированных разностей известняков и прослоев доломитов.

Для учета литотипа коллекторов рекомендуется [3] комплексное использование данных НГК, АК, ГГК. В рассматриваемых неглинистых коллекторах с содержанием нерастворимого остатка, не превышающего 5 %, исследована возможность совместной интерпретации данных НГК и АК. Предварительно изучена эффективность АК для определения пористости карбонатных пород [4]. Установлена линейная зависимость интервального времени прохождения упругой волны от пористости в карбонатных продуктивных пластах различных месторождений. Уравнения регрессии для них отличаются угловыми коэффициентами (рис. 1, б). Это расхождение на величину DT [2] связано с влиянием кавернозности, трещиноватости, структуры известняков и доломитизацией, что подтверждается исследованиями керна (рис. 1, а). Наблюдается снижение интервального времени прохождения упругой волны в поровых и кавернозных доломитах, в кавернозных известняках по сравнению с поровыми при одинаковой пористости. Существенное уменьшение величины DT в доломитах и кавернозных породах обусловлено различными физическими предпосылками. Если скорость в пористых доломитах выше, чем в известняках, из-за разного минерального состава, то в кавернозных породах наблюдается фильтрация упругого импульса и ее величина зависит от количества каверн в единице волны [1], соотношения расстояний между кавернами и длиной волны.

Ввиду случайности распределения каверн в карбонатных породах, где проходит упругая волна длиной 20–30 см (аппаратура СПАК), не исключено частичное влияние на ее скорость как этих каверн, так и вторичных пустот, сходных по строению с кавернами, что отражается на зависимостях DT=f(KП) по месторождениям. Поэтому пористость, определенная по этим зависимостям, может представлять сумму пористостей межзернового типа, частично кавернозной, и вторичных пустот. Это приводит к ориентировочной оценке кавернозности по данным АК в комплексе с НГК.

Анализ кривых распределения величины kп по АК и НГК по различным продуктивным пластам нефтяных месторождений (рис. 2) показывает, что 30–60 % пропластков представлены сложными коллекторами, в которых пористость, определенная по АК, может быть занижена по сравнению с НГК на 1–7 %. К сложным эти коллекторы отнесены ввиду наличия кавернозности, трещиноватости и доломитистости. Но эффективная трещиноватость не влияет на скорость упругих волн [2], а другие факторы влияют в одном направлении. Поэтому определение Кп по АК (см. рис. 1, б) при преимущественном распространении в пласте сложных коллекторов дает заниженные величины, что приводит к более низким средневзвешенным значениям по пласту при сравнении с данными НГК.

С целью учета искажающих геологических факторов на данные АК и НГК при определении пористости разработаны палетки DT–DIng (рис. 3, рис.4) на основе указанных зависимостей. Эти палетки составлены для двух карбонатных продуктивных толщ среднего карбона месторождений платформенной части Пермской области, представленных известняками, доломитами и их переходными разностями, в различной степени пористыми, кавернозными и трещиноватыми и различающимися по своим физическим и коллекторским свойствам. В районе Предуральского прогиба на Гежском месторождении в турнейско-фаменских отложениях распространены в основном кавернозно-пористые известняки.

Палетки рассчитаны для неглинистых карбонатных коллекторов, поэтому необходимо исключить влияние этого фактора на показания НГК и величину DT. Палетки нашли практическое применение при подсчете запасов Степановского, Уньвинского и Юрчукского месторождений. Хорошее совпадение коллекторских свойств и литологии пород, определенных по палеткам и керну, наблюдается и по другим месторождениям (табл. 2). Разработанные комплексные палетки позволяют не только оценить пористость коллекторов, но и разделить их на литотипы и оценить коллекторские свойства по структуре порового пространства, что повышает эффективность использования данных ГИС в геологических целях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Исследование зависимости между скоростью продольных волн и пористостью карбонатных пород / В.И. Ищенко, В.Г. Чахмачев, Я.Н. Басин, В.А. Новгородов // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка.– 1978.– № 3.– С. 136–141.
  2. Итенберг С.С., Соколова Р.А. Влияние трещиноватости и структуры известняков на данные акустического каротажа по скорости // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.– 1984.– № 5.– С. 7–10.
  3. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток) / И.В. Головацкая, Ю.А. Гулин, Ф.X. Еникеева и др.– Калинин.– ВНИГИК.– 1984.
  4. Соколова Р.А. Методика определения пористости карбонатных сложных коллекторов по акустическому каротажу при низких эффективных давлениях // В сб.: Повышение эффективности поиска, разведки и разработки нефтяных месторождениях Пермского Прикамья.– М.: ИГиРГИ.– 1987.– С. 66–70.

Abstract

In order to evaluate capacity properties and the lithotype of carbonate complicated reservoirs, recommended are integrated empencal charts DT–DIng developed on the basis of studying dependence of indications of neutron-gamma logging and acoustic logging on porosity in non-clayey limestones and dolomites with a different structure of pore space.

Таблица 1. Уравнения корреляционных зависимостей для определения пористости карбонатных пород по НГК

Тектоническая структура

Уравнение регрессии

пласт Бш

пласт Т + Фм

Пермский свод

Кп= -15,2DIng–0,76

Кп= -14,6DIng+ 0,76

Башкирский свод

Кп= -14,5DIng–0,64

Верхнекамская впадина

Кп= -15,6DIng–0,56

Кп= -15,7DIng+0,82

Бымско-Кунгурская впадина

Кп= -15,3DIng–0,15

-

Соликамская впадина

Кп= -15,3DIng–0,74

Кп= -13,2DIng–0,11

Восточно-Европейская платформа и Предуральский прогиб

Кп= -14,6DIng–0,37

Кп= -15,2DIng–0,26

Таблица 2. Сопоставление пористости и литотипа коллекторов по ГИС и керну

Месторождение

Скважина

Интервал глубин, м

Данные керна

Результаты интерпретации по палеткам

Кп, %

Порода

Кп, %

Порода

Баклановское

111

1282,4 – 1284

14,1

Известняк

15,8

Известняк

Чашкинское

18

2249,6–2250,8

2,9

Известняк с редкими порами

2,8

31

2205–2206

8,7

Известняк с крупными порами

7,8

Известняк кавернозный

Осинское

611

1134–1156

23,6

Доломит известковистый

22

Доломит известковистый

Шуртанское

110

1287–1288

11,5

*

12,8

Доломит известковистый

*

110

1322–1323,2

15,5

Известняк доломитистый

15

Известняк доломитистый

Алтыновское

219

1325–1326

8,3

Известняк слабодоломитизированный

8,5

Известняк

219

1362,8–1363,8

6,6

Известняковый раковистый песчаник

6,5

 

Рис. 1. Зависимости DT=f(Kп) по керну (а) и по АК (б):

1 – поровый известняк, 2 – зернистый доломит, 3 – кавернозный доломит 4 – известняк порово-каверновый, 5 – доломит порово-каверновый. Пласт Бш по месторождениям: I – Чураковское, II – Баклановское, III – Уньвинское Ножовское, IV – Осинское; пласт Т+Фм: V – Гежское VI – Уньвинское, Пихтовое

Рис. 2. Кривые распределения пористости коллекторов по данным НГК и АК.

Пласт Бш по месторождениям: а – Баклановское б – Ножовское; пласт Т+Фм: в – Чураковское, г – Уньвинское. Кривые: 1 – НГК, 2 – АК

Рис. 3. Палетка для определения пористости карбонатных коллекторов по комплексу АК, НГК. Шифр кривых – Kп, %; dc=0,19 м.

1 – известняк, 2 – известняк доломитистый, 3 – доломит каверновый

Рис. 4. Палетка для определения пористости, типа коллектора и литологии в карбонатных породах фаменско-франского яруса Гежского месторождения по комплексу АК, НГК. Шифр кривых – Кп, %; dc= 0,19 м.

Известняк: I – поровый, II – порово-каверновый, III – доломит каверновый