|
УДК 552.578.2.061.4:552.122 |
|
|
|
© H. В. Фарманова, В. А. Костерина, 1991 |
Разделение сложнопостроенных коллекторов месторождения Тенгиз по структуре порового пространства
Н.В. ФАРМАНОВА, В.А. КОСТЕРИНА (МИНГ)
Прогнозирование фильтрационно-емкостной модели месторождения по данным ГИС - важный этап при оценке запасов УВ, выборе схемы разработки месторождения, а также при контроле за разработкой. Пространственная емкостная модель месторождения Тенгиз уточняется и корректируется по мере бурения и исследования каждой новой скважины. Фильтрационная компонента этой модели может быть установлена только на основе разделения сложнопостроенных коллекторов нижнего и среднего карбона на типы по структуре порового пространства. Решение подобной геологической задачи по акустическому методу в комплексе с другими геофизическими методами исследования скважин теоретически обосновано В.М. Добрыниным (1990 г.). В основе методики лежит существенное различие пор, трещин и каверн по величине коэффициента объемной сжимаемости, что отражается на скорости распространения упругой волны.
В настоящей статье излагаются результаты определений
составляющих емкости коллекторов: межзерновой, трещинной, кавернозной для
условий продуктивной части месторождения Тенгиз по теоретическим палеткам
, построенным по
методике В.М. Добрынина. Константы для теоретических палеток были приняты
следующие: коэффициенты сжигаемости (
) нефти и воды соответственно 185*10-5
и 30*10-5 МПа-1;
коэффициенты сжимаемости (
) пор, каверн, трещин - 15*10-5, 4*10-5,
250*10-5 МПа-1; коэффициенты сжимаемости (
) твердой фазы: известняка, доломита и
доломитизированных разностей - 1,34*10-5, 1,16*10-5, 1,25*10-5 МПа-1 что соответствует интервальному времени пробега
продольной волны в скелете этих разновидностей пород - 155, 140 и 145 мкс/м;
плотность нефти в пластовых условиях 0,66*103
и воды 1,1*103 кг/м3.
Палетки подбирались с учетом литологии пород (известняки, доломиты, доломитизированные известняки), установленной по комплексу нейтрон-нейтронного, гамма-гамма-плотностного и акустического методов, а также с учетом насыщающего флюида.
Поскольку из-за АВПД продуктивная толща месторождения вскрывается на известково-битумных растворах, в качестве насыщающего флюида принималась нефть. В области низких пористостей (менее 4-5 %) для межзернового типа пород использовалась также зависимость интервального времени пробега продольной волны от коэффициентов пористости, рассчитанная для насыщения породы водой. По данным лабораторного исследования керна, поровое пространство низкопористых разностей в основном заполнено связанной водой. Коэффициент остаточной водонасыщенности таких интервалов составляет 60 % и более.
На рис. 1 приведены примеры
сопоставлений интервального времени пробега продольной волны (
) с кп,
определенным по ГИС (Кп.гис). Для скв. 4 и 8, отличающихся по характеру
коллекторов, слагающих разрез. В скв. 4 обнаружены трещиноватые межзерновые и
частично кавернозные разности; в скв. 8- преимущественно межзерновые и
кавернозные. Доля коллекторов различных типов для этих скважин составила
соответственно межзерновых 38,5 и 40,5, преимущественно трещиноватых 50 и 4,5,
кавернозных 11,5 и 55 %.
Аналогичные исследования проведены для ряда других скважин. Соотношение коллекторов различных типов для них меняется в широких пределах, что обусловливает, как показал анализ данных, различие удельных коэффициентов продуктивности в них. В качестве примера приведем две скважины. В скв. 4 при кп 5 % удельный коэффициент продуктивности 1,73 м3/сут-МПа/м; в скв. 41, в которой преобладают межзерновые коллекторы (60 %) в интервале опробованной толщи, при кп 3,5 °/0 удельный коэффициент продуктивности 0,002.
Количественная оценка кавернозной и трещинной емкости по комплексу стандартного акустического и других методов ГИС свидетельствует о том, что для большей части интервалов скв. 8 кавернозная составляющая ккав/кп гис не превышает 0,5; в единичных интервалах скв. 4 она достигает 0,7, что свидетельствует о большом влиянии вторичных преобразований на формирование общей емкости коллекторов. В скв. 8 выделяются аномальные зоны из высокопористых разрушенных пород, почти полностью заполненные битумом. При рассмотрении скв. 4 и 40 кт пород изменяется от 0,05 до 0,4-0,6 %, в единичных пластах скв. 4 Кт>1 %, что также свидетельствует о наличии аномальных зон в этой скважине, кт в ней составляет 0,38 % (при суммарной мощности трещиноватых интервалов 127 м).
На рис. 2 приведены сопоставления ккав и kT с общей пористостью по скв. 4 и 41. Как видно, кавернозность появляется в коллекторах при кп>4-5%, трещиноватость при кп<3-4.
Наличие трещиноватости в скв. 4 подтверждается динамической характеристикой продольных волн (АР). Для преимущественно межзерновых коллекторов с увеличением Кп, закономерно уменьшается Ар. Для преимущественно трещиноватых разностей с увеличением отношения КтКп отмечается резкое снижение Ар. В скв. 41 снижение АР также наблюдается против значительного числа выделенных трещиноватых участков.
Результаты определения Ккав по акустическому методу были сопоставлены с данными, полученными по керну. Наиболее представительным является керн из скв. 8, в которой в интервале 3940-4180 м был сплошной вынос керна (90-100 %), исследованный на коллекторские свойства через каждые 0,1-0,2 м. Сравнение Кп.ГИС с коэффициентом пористости, определенному по керну Кп.к, показало, что в отдельных интервалах их величины совпадают, а в отдельных расходятся. Одной из причин расхождения величин (в случае при Кп.ГИС>Кп.к) может быть наличие кавернозности пород, что характерно для продуктивных отложений месторождения Тенгиз. По интервалам, максимально охарактеризованным керном, была проведена оценка кавернозной составляющей по разнице Кп.гис - Кп.к. На рис. 3 приведено сравнение кавернозной пористости, определенной по теоретическим палеткам и по превышению кп гис над кп к. Как видно, между ккав, найденными различными способами, наблюдается корреляционная связь. Несмотря на некоторую приближенность такой оценки, наличие связи между сравниваемыми величинами свидетельствует о правомерности выполненного сопоставления. Отдельные немногочисленные объекты (см. рис. 3), характеризующееся по стандартной акустике как межзерновые, по разнице Кп.гис - Кп.к оказались кавернозными, что обусловлено особенностями изучаемых пород, цементом которых в ряде случаев является битум. Даже при высоком выносе керна (80-90 %) он разрушается, и в лабораторные анализы попадают наиболее плотные разности. В таких интервалах керн непредставителен даже при высоком выносе и не отражает истинную пористость пласта. В качестве примера можно привести интервал 4093-4098 м, где присутствуют рыхлые разности вплоть до карбонатного песка. Здесь Кп.гис - Кп.к составляет от 9 до 11-14 % при кпГИС 14 -19 %.
Как известно, кКав может быть определен по разнице между кп гис и кп АК, последнее установлено по уравнению среднего времени. Величина кавернозной составляющей, определенной подобным способом, несколько ниже, чем по теоретическим палеткам. Занижение Ккав определенных таким способом, можно объяснить справедливостью уравнения «среднего времени» в основном для межзерновых коллекторов.
Использование теоретических палеток 
по ряду скважин месторождения Тенгиз
показало, что методика интерпретации стандартного акустического метода с учетом
коэффициентов сжимаемости пор различного генезиса и насыщающей их жидкости в
комплексе с другими методами ГИС может быть рекомендована для разделения пород
этого месторождения по структуре порового пространства.
Подобные результаты могут быть получены при интерпретации данных широкополосной акустики, количественная обработка которых проводилась по скв. 8 и 40 месторождения Тенгиз. При этом появляется возможность сопоставить результаты определения Кт, Ккав, рассчитанных различными способами.
Регистрация скорости распространения как продольной,
так и поперечной упругой волны позволяет рассчитать непрерывную кривую
коэффициента объемной сжимаемости пород (
) по разрезу скважины, включающего в себя
коэффициенты сжимаемости скелета (
) породы, твердой фазы (
) и заполняющей поровое пространство
жидкости (
). Для
расчета ккав и кт использована только величина, которая
включает в себя коэффициенты сжимаемости пор, трещин и каверн. Переход от 
к 
осуществлялся по палеткам,
предложенным В.М. Добрыниным. Напомним, что предложенная И.П. Дзебанем методика
количественной интерпретации данных АКIII не
учитывала влияние сжимаемости жидкости на величину коэффициента объемной
сжимаемости породы.
Сопоставление 
с кп, определенным по ГИС, по
скв. 8 и 40 показало наличие в их разрезах трещинных, межзерновых и кавернозных
разностей (рис. 4). Линии для межзерновых, преимущественно
трещиноватых и кавернозных коллекторов, рассчитывались с учетом констант
(коэффициентов сжимаемости различных компонент породы), принятых ранее для
интерпретации стандартной акустики.
Распределение различных типов коллекторов в разрезах скв. 8 и 40 по стандартной и широкополосной модификациям акустического метода в основном согласуется. Однако широкополосная акустика дает возможность выделить более детально трещиноватые разности, что не всегда возможно по стандартному акустическому методу.
Помимо качественного разделения разреза по АКIII, по структуре порового пространства проведена количественная оценка кавернозной и трещинной составляющих. Сравнение величин кт, определенных по стандартному и широкополосному АК, для преимущественно трещиноватого разреза скв. 40 свидетельствует о том, что по данным широкополосной акустики Кт выше, чем по стандартному АК. Последнее можно объяснить тем, что широкополосная акустика дает более полную информацию, поскольку позволяет регистрировать весь спектр упругой волны. Величины ккав, определенные в скв. 8 различными методами АК, достаточно хорошо коррелируются во всем диапазоне величин кавернозной составляющей.
Доля кавернозной составляющей в общей емкости
коллекторов, по данным АКШ, для некоторых объектов скв. 8 превышает
0,7. Точки, соответствующие этим пластам, при сопоставлении 
оказались на уровне или
даже ниже линии Ккав/Кп=1, что невозможно. Такие низкие значения 
в этих пластах могут быть
получены за счет того, что при переходе от 
к 
использовалась палетка, рассчитанная для нефти, в то
время как в порах и кавернах вероятно наличие окисленной нефти или битума,
коэффициент сжимаемости которых значительно ниже коэффициента сжимаемости
пластовой нефти. Для тенгизской нефти 
180*10-5 МПа-1, для битума, по
данным В.М. Добрынина, 
50*10-5 МПа-1. Если при
переходе от 
к 
учитывать этот факт, то
точки, соответствующие этим пластам, переместятся вверх, в область ккав/кп=0,7-0,5,
что более вероятно.
В целом проведенный анализ показал, что АКШ дает дополнительную информацию о структуре порового пространства изучаемых пород. Совместное использование стандартного АК и АКШ позволяет более однозначно решать задачу разделения коллекторов по структурным характеристикам.
Выводы
1. Комплексирование акустического с другими методами ГИС при использовании упругих характеристик пород позволяет осуществлять разделение продуктивного разреза месторождения Тенгиз по структуре порового пространства и проводить количественную оценку кавернозной и трещинной составляющих коллекторов.
2. Результаты выделения в разрезах скважин месторождения Тенгиз коллекторов с межзерновой, межзерново-кавернозной и трещинной емкостью по данным стандартной и широкополосной акустики подтверждаются керновыми и гидродинамическими исследованиями.
3. Коэффициенты трещиноватости, определенные по АКШ, несколько выше аналогичных параметров, определенных по стандартной акустике, что объясняется большей информативностью метода, позволяющего регистрировать полный спектр упругой волны, а следовательно, реагирующего как на горизонтальную, так и субвертикальную трещиноватость. Коэффициенты кавернозности, определенные тем и другим методами, согласуются с достаточной степенью достоверности.
The results are presented of the determination of the constituents of reservoir capacity - intergranular, fracture, and cavernous - for the Tengiz field's productive formations based on the theoretical charts derived from V.M. Dobrynin's technique developed for a combination of acoustic and neutron methods. Presented also are the results of similar evaluations of the wide-band acoustic data.
Рис. 1. Сопоставление
с теоретическими
кривыми 
по
палеткам В.М. Добрынина.
Зависимость
для межзерновых пород,
вскрытых на растворах: МЗ РВО - на нефтяной основе, МЗ РВО - на водной основе,
скважины: а - 4; б - 8
Рис. 2. Сопоставление коэффициентов кавернозной (Ккав) и трещинной (кт) пористости, определенных по теоретическим палеткам с Кп.ГИС
1 - 3 - преимущественно межзерновые, кавернозные и трещинные разности, 4 - рыхлая разрушенная порода
Рис. 3. Сравнение Ккав=Кп.гис-Кп.к в интервалах с представительным керном скв. 8 (n=2-3 8-10 обр/м) с ккав, определенным по теоретическим палеткам.
1 - корреляционная линия, 2 - линии, ограничивающие поле корреляции величин кКав
Рис. 4. Сопоставление 
, определенных по АКШ,
и Кп.ГИС, с палеточными кривыми 
по скв. 8.
