Определение коэффициента газонасыщенности сеноманских отложений месторождений Тюменской области в условиях плохого выноса керна

Г.В. ТАУЖНЯНСКИЙ, С.Ф. ПАНОВ (Тюменьгеология), Ф.3. ХАФИЗОВ (ВНИИгеоинформсистем)

Сеноманские отложения на территории Тюменской области представлены в основном песчано-алевритовыми разностями пород, очень слабосцементированными, характеризующимися открытой пористостью до 44 % и газопроницаемостью до 7 мкм² и более. Встречаются также прослои, представленные чередующимися песчано-алевритовыми разностями с глиной. Прослои глины в большинстве случаев сильноалевритистые, переходящие в алевролиты. Чистые хорошо отмученные глины в разрезе сеномана встречаются редко.

В начальный период разведки месторождений керн из продуктивных отложений поднимался в основном снарядом КТД. Вынос керна составлял 1 – 10 %. Поднимались преимущественно глинистые разности пород и более плотные песчано-алевритовые отложения, которые и анализировались в лаборатории на пористость.

Слабосцементированные разности пород, представляющие основную часть продуктивного пласта, при отборе керна поднимали преимущественно в нарушенном состоянии в виде песка. При этом значительная их часть терялась.

Такой селективный вынос и исследование образцов керна приводили к существенным систематическим погрешностям в определении пористости. Так, при первом подсчете запасов газа Тазовского месторождения пористость по керну была принята равной 24 %, что соответствует пористости глин и глинистых алевролитов.

Начиная с 1973 г. для отбора керна стал применяться колонковый снаряд “Недра”, который позволил увеличить вынос керна. Однако из-за недоработки данного снаряда и нарушения технологии отбора керн также не отличался высокой сохранностью, что приводило к слабой обоснованности пористости.

Так, по Уренгойскому месторождению при подсчете запасов в 1967 г. среднее значение пористости по керну составило 31,1 %, в 1970 г.– 29,6, а в 1979 г.– 29,1. Как видно, пористость по керну уменьшалась за счет ухудшения его качества при отборе снарядами “Недра”.

Улучшение сохранности керна достигнуто при бурении скважин специального назначения (на РНО, с осолонением бурового раствора). Однако и по ним керн имел не всегда хорошую сохранность и высокий вынос. Например, полностью забракован керн по оценочной скв. 88 Заполярной (из 139,3 м поднятого керна лишь 4 % имеют хорошую сохранность). Плохое состояние керна отмечено также по специальным скважинам на Харасавэйском, Бованенковском, Губкинском, Крузенштернском и других месторождениях.

Основные искажения керна по скважинам специального назначения происходят за счет уплотнения слабосцементированных песчано-алевритовых пород, раздробления керна более уплотненных пород, образования “лепешек”, пластинок. Особенно характерны эти изменения керна при бурении на РНО вследствие его высокой вязкости.

В последние годы при отборе керна стали применять снаряд “Кембрий”. В скв. 150 Ваньеганской три долбления (в том числе два по коллекторам) были пройдены снарядом “Недра”, а остальные “Кембрием”. Сравнение сохранности керна и полученных результатов показало, что лучшая сохранность (94 %) и более достоверные данные получены при отборе керна снарядом “Кембрий”. Керн из интервалов, пробуренных снарядом “Недра”, имел плохую сохранность, был уплотнен, разбит, перемят. В хорошем состоянии было 25 % поднятого керна (в основном плотных пород). Средний вынос керна при отборе снарядом “Кембрий” по этой скважине составил 80 %.

Максимальный средний вынос керна 93–94 % от проходки с отбором снарядом “Кембрий” достигнут по скв. 24 Северо-Комсомольской и скв. 21 Западно-Таркосалинской. Как видно, применение самых совершенных керноотборников и технологий бурения в отложениях сеномана не обеспечивает в настоящее время полного отбора керна, что не позволяет оценить истинную пористость коллекторов. В основном по этим причинам не удается получить надежное петрофизическое обоснование для оценки К_г, по стандартной методике. В процессе исследования рыхлый керн разрушается.

В таких условиях по данным ГИС наиболее целесообразно определять непосредственно объемную газонасыщенность w_г, т. е. произведение К_п на К_г. На возможность вычисления w_г по относительному сопротивлению указывалось В.Л. Комаровым (1963 г.), Е.И. Леонтьевым и др. (1974 г.), Н.К. Малюгиным и Н.М. Свихнушиным (1972 г.) и В.Г. Мамяшевым (1974, 1982 гг.).

Надежной петрофизической основой для определения w_г могут служить результаты ГИС и анализов керна базовых скважин на РНО, обладающие известными преимуществами перед обычными, пробуренными на РВО. Во-первых, по керну, отобранному при бурении на РНО, можно получить истинные петрофизические зависимости типа “керн – керн”; во-вторых, в скважинах на РНО значения r_п пластов и петрофизических параметров наиболее достоверны, что позволяет установить корреляционные зависимости типа “керн – геофизика”, которые составляют основу количественной интерпретации данных ГИС по всем другим скважинам, пробуренным на РВО. При помощи таких зависимостей можно определить коэффициент водонасыщенности непосредственно по rп пласта [2]. Это особенно важно, когда невозможно достаточно уверенно обосновать минерализацию остаточной воды при условии ее отличия от законтурной, изменения ее по разрезу и др. [ 1 ].

На рисунке приведены зависимости r_п пород в условиях естественного залегания от объемных параметров w_г и w_в=K_пK_в по скв. 21 Западно-Таркосалинской. Для построения этих зависимостей необходимо иметь представительную выборку пластопересечений, особенно для связи rп=f(w_г), что даже в условиях разреза сеномана не всегда достигается. Так, по данной скважине имеются только пять интервалов, удовлетворяющих требованиям по толщине пластов, выносу керна и частоте определения параметров на 1 м разреза, а также диапазону изменения свойств пород. Поэтому при построении зависимостей использовались также r_п, К_в и К_п, измеренные на керне с естественной влажностью. При этом УЭС образцов приводилось к пластовым условиям по ранее описанному способу [2].

Зависимость между r_п и w_г, показанная на рисунке, представлена серией кривых, шифр которых К_п, и описана уравнением

Приведенное уравнение использовалось при оценке w_г коллекторов сеномана Западно-Таркосалинского месторождения по выборке пластопересечений, по которой выполнялся подсчет запасов. В качестве шифра кривых использован параметр a_пс, связь которого с K_п была установлена при подсчете запасов данного месторождения. Средневзвешенное значение w_г оказалось равным 27,3 %. Близкая величина объемной газонасыщенности w_г = 25,8 % получена по осредненной зависимости rп=f(w_г) без дифференциации точек по Кп(a_пс). В этом случае зависимость r_п=f(w_г) также достаточно тесная (корреляционное отношение R=0,96). Уравнение осредненной кривой имеет следующий вид:

Для оценки достоверности определения величины w_г на той же выборке определено средневзвешенное значение объемной влажности w_B=9,34 % по зависимости ее от r_п (см. рисунок).

По значениям w_в и w_г можно рассчитать К_в, зная пористость. Поскольку при определении этих параметров используется одна и та же петрофизическая основа, то расчетное значение К_в, полученное отдельно по w_в и w_г, должно быть и будет одинаковым лишь в том случае, если в расчеты заложена правильная (истинная) величина К_п. Однако если принять К_п=33 % по керну, то расчетные средневзвешенные величины К_в, полученные по w_в и w_г, существенно различаются. Это указывает на то, что взятая по керновым данным для подсчета запасов величина K_п неправильна. Действительное же значение К_п может быть найдено из выражения К_п = w_в + w_г, которое будет равно 36,6 %.

Коэффициент водонасыщенности при необходимости может быть определен по значениям w_в и w_г без знания К_п по выражению

К_в = w_в/(w_в+w_г), где w_в+w_г=К_п.

Полученное таким способом средневзвешенное значение К_в равно 26,5 % (К_г=73,5 %).

Таким образом, раздельное определение подсчетных параметров К_п и К_г, как это в настоящее время выполняется, может привести к погрешностям при оценке запасов. Особенно существенные погрешности, как показано выше, могут быть допущены, если определение одного параметра осуществляется по данным ГИС, а другого– по керну, который в условиях плохого его выноса не может обеспечить надежную оценку пористости коллекторов. Кроме того, в этом случае не учитывается наличие связи между К_п и К_г, что также может вносить существенную погрешность. В таких условиях наиболее целесообразно определять непосредственно объемную газонасыщенность. Надежной петрофизической основой для ее определения служат результаты базовых скважин на РНО.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ефименко В.И., Пих Н.А., Таужнянский Г.В. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ.– Тюмень.– Вып. 162.– 1981.
2. Таужнянский Г.В., Петросян Л.Г., Петерсилье В.И. Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья // Геология нефти и газа.– 1987.– № 11.–С. 46–50.

Abstract

Results of the recovery and preservation of cores from Se-nomanian gas fields of the northern Tyumen province are considered. Their unadequate recovery and state has been noted which does not allow the true reservoir porosity to be evaluated. In such circumstances, it is recommended to directly determine the volume gas saturation. The data obtained on base wells drilled on oil-base solution serve as the reliable petrophysical basis for gas saturation determination.

Рисунок Зависимости удельного электрического сопротивления r_п в условиях естественного залегания от объемной водонасыщенности w_в и газонасыщенности w_г по данным скв. 21 Западно-Таркосалинской.

Зависимости: 1 – r_п = f(w_в). 2 – r_п = f(w_г). Шифр кривых – K_п, % (цифры в кружках)