Выделение и оценка коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления

Л.Е. Кнеллер, О.Е. Рыскаль (ВНИИГИС), С.А. Скрылев (Енисейнефтегазгеология)

Коллекторы сложного строения, сформировавшиеся в значительной степени под влиянием процессов катагенеза, как правило, изменчивы по глубине и по латерали. Для их изучения необходим широкий комплекс из методов ГИС, исследований кернового материала и результаты испытаний скважин. При этом ни один из методов однозначно не интерпретируется. Лишь привлечение всей разнообразной информации позволяет рассматривать сложные модели пород коллекторов и оценивать подсчетные параметры по месторождению [1, 2].

Установлено, что в целом для рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления в Восточной Сибири характерны интенсивные катагенетические преобразования, усложняющие вещественный состав пород и структуру порового пространства. Широкое и разностороннее проявление вторичных процессов привело к утере породами своей первичной пористости и развитию вторичной пористости, представленной трещинами и кавернами. Объемная модель коллектора представлена на рис. 1.

Содержание доломита в образцах пород составляет в среднем 70 %, кальцита 7 %, зерен и обломков кварца, полевых шпатов, кремня 23. Трещины отличаются различной направленностью и раскрытостью. Открытые трещины имеют преимущественно вертикальную направленность, горизонтальные чаще выполнены полностью или частично минеральным (доломитом, кальцитом, кремнеземом) или глинистым веществом. Каверны, как правило, приурочены к трещинам и связаны с выщелачиванием. Однако встречаются микрокаверны перекристаллизации. Стенки каверн часто инкрустированы доломитом, кварцем, редко – ангидритом, часть каверн полностью выполнена доломитом и кремнеземом.

Коллекторе кие свойства карбонатных пород, определенные на коллекции образцов, характеризуют преимущественно плотную часть разреза. Наличие в разрезах скважин трещинных и кавернозных зон не вызывает сомнения и подтверждено отдельными образцами, хотя в имеющемся керновом материале они представлены слабо из-за низкого выноса керна из пластов с интенсивно развитыми катагенетическими преобразованиями.

Обоснование петрофизической модели коллектора потребовало изучения свойств матрицы породы, вторичных форм развития емкостного пространства, их количественных параметров, а также качественных признаков во взаимосвязи с коллекторскими свойствами. Результаты петрофизических исследований, проведенных с целью изучения и выделения типов коллекторов, развитых в рифейских отложениях, приведены на графиках зависимостей физических параметров типа “керн-керн” на рис. 2. Коллекцию этих пород дополняют высокопористые образцы из оскобинской свиты венда, характеризующиеся наиболее сильными вторичными преобразованиями, что позволило проследить петрофизические зависимости в области повышенной пористости, которая слабо охарактеризована породами рифейского возраста. Правомочность использования в одной выборке образцов пород различного возраста основывается на идентичности свойств, доказанной петрофизическими исследованиями.

На рис. 2 а представлена зависимость k_п пород от содержания карбонатов. Четкой связи между рассматриваемыми параметрами не наблюдается, однако отмечается тенденция роста k_п с уменьшением карбонатности пород. Наличие в образцах пород каверн и трещин приводит к нарушению тесноты связи между пористостью и газопроницаемостью пород (рис. 2 б). Большее количество исследуемых образцов характеризуется наличием трещиноватости, для которых при низкой пористости матрицы (0,1–2,5 %) трещинная проницаемость достигает 10 фм² и более.

В количественном отношении об изменении тре-щинной и каверновой пористости позволяет судить (рис. 2 в) зависимость относительного сопротивления от межзерновой, каверновой и трещинной пористости [3, 4]. Для плотных доломитов (Кп=0,l –0,5 %) характерен значительный разброс точек, обусловленный микротрещиноватостью. При Кп не более 4 % преобладающее влияние на зависимость P_п=f(Кп) оказывает трещинная пористость, что отражается расположением осредняющей линии ниже теоретической, соответствующей межзерновому типу коллектора. При большей пористости основную роль начинает играть кавернозность пород, что приводит к обратному соотношению рассматриваемых кривых. Трещинная пористость (k_п.тр) в исследуемых образцах составляет в среднем 0,1 %, а кавернозность возрастает с увеличением пористости, достигая 2–4 %.

На графике зависимости k_BO=f(k_п) достаточно четко по незакономерному снижению остаточной водонасыщенности выделяется группа трещинных коллекторов, пористость блоков которых составляет менее 2 % (рис. 2 г). Для образцов пород с k_п более 2 % наблюдается тенденция снижения k_во с ростом k_п. Для этих образцов рассчитана теоретическая кривая остаточной водонасыщенности [2]. При этом предполагалось, что работающими являются лишь вторичные пустоты. Разброс точек относительно расчетной кривой можно объяснить неоднородной структурой порового пространства, а также возрастанием пористости матрицы породы в связи с окремнением.

Результаты проведенных исследований послужили основой для выделения таких типов коллекторов, обоснования граничных значений коэффициента межзерновой пористости для каждого типа и установления принадлежности коллекторов к породам определенного литологического состава.

В условиях рифейских отложений ЮТЗ выделены следующие типы коллекторов: трещинные с К_п<2 %, (доломиты); трещинно-каверново-межзерновые и трещинно-каверновые с К_п от 2 до 6 %, емкость которых преимущественно составлена кавернами и порами выщелачивания и перекристаллизации, а пути фильтрации – трещинами (доломиты и доломиты кремнистые); каверново-межзерновые с К_п> >6 % (вторичные кремнистые породы), пустотное пространство которых близко к межзерновому типу.

Составление петрофизической модели для полиминеральных пород требует уточнения коэффициентов, лежащих в основе взаимосвязи физических свойств пород с К_п. В связи с этим при изучении каждого конкретного геологического разреза встает задача исследования многопараметрических связей между водородосодержанием, объемной плотностью, интервальным временем распространения упругих волн, глинистостью, УЭС пород с содержанием различных литологических разностей и составляющих пористости.

Для образцов пород рифейских отложений парные связи объемной плотности d_об и интервального времени распространения упругих волн Dt с пористостью породы очень слабые. Повышению тесноты связи способствовал учет содержания в породе нерастворимого остатка С_н.о, представленного преимущественно кремнистым материалом. С помощью информации о содержании С_н.о были получены многомерные связи с высокими и низкими погрешностями прогноза.

По результатам петрофизических исследований и с учетом априорных данных для карбонатных пород рифейских отложений составлена матрица физических свойств (таблица).

Петрофизическая модель коллекторов, устанавливаемая по данным изучения образцов керна, служит основанием для методики количественной интерпретации материалов ГИС. Достоверность оценки коллекторских свойств также во многом определяется применяемым комплексом ГИС, методикой исследований, технологией проходки скважин.

Интенсивно развитые катагенетические преобразования пород, практически непроницаемая матрица, глубокие зоны проникновения, кольматация прискважинной зоны пласта приводят к неоднозначности результатов интерпретации стандартных методов ГИС при оценке коллекторских свойств. В этих условиях в основу интерпретации должны быть положены многопараметрические модели пород, параметры которых могут быть определены только по комплексу свойств, требующих привлечения широкого набора методов.

В настоящее время для исследования рифейских отложений используется комплекс ГИС, включающий кавернометрию (ДС), радиоактивные (ГК, НГК, ГГК), акустические (АК, ВАК), электрические (БК, БМК, БКС, БКЗ), прямые (ГДК, ОПК, СКО), а также методы, выполняемые по специальным методикам (временные замеры, БК со сменой минерализации промывочной жидкости).

Основными параметрами сложнопостроенных коллекторов, оцениваемыми геофизическими методами, являются К_п и эффективная мощность. Информацию о насыщенности коллекторов дают исключительно прямые методы исследования и испытания пластов. Показания электрических методов в этих условиях неинформативны из-за глубокого проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт, а также сложной структуры порового пространства.

Достоверное определение пористости пород обеспечивается комплексом методов АК-НГК-ГГК, позволяющим учитывать литологический состав породы. Ее оценка выполняется путем решения системы уравнений, составленной для определенной модели породы. Причем ранее проведенными исследованиями установлено, что модель карбонатной породы достаточно достоверно описывается линейными уравнениями, связывающими физические параметры с К_п и отдельными компонентами, составляющими породу.

Система уравнений для принятой модели карбонатных пород рифейских отложений имеет следующий вид:

где К_п.м, К_п.кав, К_п.тр – коэффициенты межзерновой, каверновой, трещинной пористости; С_дол, С_кр, С_ан – объемное содержание доломита, кремнезема, ангидрита; w, Dt, d, r – физические свойства породы; А – коэффициент, для хаотической системы трещин равный 1,5; r_ф, r_в – УЭС фильтрата промывочной жидкости и пластовой воды.

Решение системы уравнений с целью оценки Кп и компонентного состава пород осуществляется с помощью комплекса программ, включенных в систему АСОИГИС/ОС=ГЕО.

Результаты комплексной интерпретации данных методов пористости с целью оценки К_п.м, К_п.кав и К_п.тр представлены на рис. 3.

Выделение сложнопостроенных коллекторов базируется на комплексном использовании прямых качественных признаков и косвенных количественных критериев. В низкопористых разрезах основным критерием, указывающим на наличие коллекторских свойств, является трещиноватость, обеспечивающая фильтрацию пластового флюида при непроницаемой межзерновой матрице породы. Трудности, возникающие при выделении трещиноватости, связаны с различной реакцией геофизических методов на направленность трещин, их раскрытость, густоту и заполненность.

Наиболее чувствительными к трещиноватости являются динамические параметры поперечной волны. Особенно большой вклад в решение задачи вносит информация полного акустического сигнала, включающая значения амплитуд в пакетах продольной и поперечной волн, их периоды колебаний, параметры волны Лэмба-Стоунли. Подобные исследования в скважинах ЮТЗ проведены в опытно-методическом порядке (см. рис. 3).

Информацию о трещиноватости несут фокусированные электрические методы (БК, БМК), реагирующие на аномально высокую проводимость трещин. Причем с увеличением УЭС блоков породы влияние трещиноватости возрастает.

Выделение коллекторов по данным временных замеров или замеров БК и БМК при смене минерализации промывочной жидкости основано на исследовании динамики формирования зоны проникновения. Расхождение показаний методов, вызванное сменой насыщающего пласт флюида, позволяет однозначно выделить зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Однако факторами, снижающими эффективность исследований в скважинах ЮТЗ, являются глубокие зоны проникновения, сильная изменчивость разреза по фильтрационным свойствам, наличие зон кольматации. В результате по данным БК на двух растворах количественно оцененная трещинная пористость не превышает. 0,01 %, что соизмеримо с погрешностью ее определения. Временные замеры БК обычно характеризуют процесс расформирования зоны проникновения, что указывает на наличие зоны кольматации, затрудняющей фильтрацию раствора в пласт. Повышение эффективности исследований по специальным методикам связано с проведением дополнительного гидродинамического воздействия на пласты, способствующего более полной смене пластового флюида.

Одним из способов, разработанных для выделения сложнопостроенных коллекторов в скважинах ЮТЗ, является расчет синтетических кривых БК, соответствующих разрезу при условии отсутствия зоны проникновения и наличия только межзерновой пористости, и сопоставление их с зарегистрированными кривыми БК. Совпадение показаний расчетной и зарегистрированной кривых соответствует совпадению реальной модели породы с заложенной в основу расчета. Превышение расчетной кривой над зарегистрированной характеризует области трещиноватости, а обратное соотношение – кавернозность, межзерновые коллекторы, остаточную нефтегазонасыщенность. Преимуществом данной методики над способом функциональных преобразований диаграмм БК и НГК, широко используемым для решения тех же задач, является учет влияния литологического состава пород.

По результатам комплексной интерпретации материалов геолого-геофизических исследований скв. 14 Юрубченской площади (см. рис. 3), рифейские отложения составляют единый коллектор с гидродинамической системой, обеспеченной трещиноватостью. Зоны с развитыми процессами выщелачивания формируют трещинно-каверновый и трещинно-каверново-межзерновой типы коллекторов, ассоциирующие с повышенным содержанием кремнезема в породе. Широкое развитие трещиноватости, обеспечивающей коллекторские свойства пород, подтверждено положительными результатами испытания пластов с пористостью, меняющейся от долей до первых единиц процентов.

Отметим, что в связи с тем, что в скважинах ЮТЗ не проводится спектрометрический ГК, вопрос о выделении коллекторов в зонах повышенной радиоактивности требует дополнительных исследований с целью однозначного выделения глинистых интервалов и зон с радиохимическим эффектом другой природы.

К настоящему времени проведена аналогичная интерпретация материалов по 15 скважинам ЮТЗ.

Разработанные критерии выделения коллекторов и способы комплексной количественной интерпретации практически везде подтверждаются результатами испытаний и исследований кернового материала.

Таким образом, применение широкого комплекса методов ГИС, включая исследования по специальным методикам, с предварительным обоснованием петрофизической модели и использованием методов автоматизированной интерпретации позволяет рассчитывать на достаточно достоверную геологическую интерпретацию материалов ГИС и оценку подсчетных параметров по месторождению.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Васин Я.И., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным – М.: Недра.– 1987.
2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов.– М.: Недра.– 1978.
3. Дахкильгов Т.Д., Гончаров Ю.О., Ишханов В.Н. Определение пористости триасовых карбонатных пород по геофизическим данным // Геология нефти и газа.– 1987.– № 8.– С. 31–36.
4. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра.– 1984.

Abstract

Geological-geophysical characterization of the Riphean in the Yurubchen-Tokhom oil-and-gas accumulation area is given. Shown also are the main postsedimentation processes determining reservoir properties of Riphean formations. On the basis of core examination data, a petrophysical model for the rocks under investigation is substantiated and the types of reservoirs are established. A way of the combined interpretation of well log data used to evaluate the various constituents of porosity (intergranular, cavernous and fracture) and lithology is provided. Ways to identify complex reservoirs are developed using the entire set of geophysical well logging techniques based on direct qualitative and indirect quantitative criteria. The examples of interpretations are presented.

Матрица физических свойств

Рис. 1. Объемная модель коллекторов рифейских отложений

Объемы: V_карб – карбонатов, V_н – нерастворимого остатка, V_м – межзерновых пор, V_кав – каверн, V_тр – трещин, V_вт – вторичных пор, V_бл – блока, V_п – всех пор. С – доли соответствующего состава С_кар6 , С_но , C_бл по отношению к объему блока

Рис. 2. Петрофизические зависимости для образцов керна рифейских отложений:

а –Кп=f(С_Н.О) б – K_п=f(K_пр), в – P_п = f(Кп, Кп.тр, Кп.кав), г - К_во=f(К_п); 1 и 5 – s_мин = 2,81–2,87; 2 и 6 – s_мин = 2,80-2,77; 3 и 7 – s_мин = 2,76–2,73; 4 и 8 – s_мин = 2,72–2,65 г/см³, породы 1–4 – рифейских отложений, 5–8 – оскобинской свиты венда

Рис. 3. Результаты интерпретации по скв. 14 Юрубченской площади.

Коллекторы: 1 – трещинный, 2 – трещинно-каверновый, 3 – трещинно-каверново-межзерновой, 4 – интервалы с неопределенной характеристикой, 5 – ГДК; а – приток из пласта, б – слабый приток из пласта, в – приток из ствола, г – притока нет