96463

Физико-литологическая характеристика пласта O-I

Реферат

География, геология и геодезия

Породы осинского горизонта характеризуются сложным литологическим составом и представлены как мономинеральными доломитами известняками и ангидритами так и их переходными разностями. По данным определений в шлифах породы осинского горизонта на 91 представлены двумя породообразующими минералами: доломитом и кальцитом.

Русский

2015-10-06

2.26 MB

4 чел.

PAGE3

Физико - литологическая характеристика пласта O-I

Литология и петрофизические параметры осинского продуктивного горизонта изучены на представительном керновом материале. Керн отбирался во всех 36 скважинах Центрального блока. По одной скважине №179-89 данные забракованы. В 20 скважинах керн отбирался после их проходки сверлящими керноотборниками СКО 8,9. Всего с отбором керна в 35 скважинах пройдено по горизонту 1592 м, что составляет 88,2% от общей суммарной толщины горизонта (1804,2м). Вынос керна составил 952,8 м или 52,8% от общей суммарной толщины горизонта по всем скважинам. По общей суммарной эффективной толщине выход керна составил 559,4 м или 51%. По газонасыщенной толщине отобрано 103 м (43,8%), по нефтенасыщенной - 429,7 м (53,7%), по водонасыщенной - 26,7 м (42,8%). Кроме того, сверлящим керноотборником отобрано 411 образцов при среднем шаге отбора 1,2 м.

Осинский продуктивный горизонт в пределах Центрального блока Якутского месторождения имеет выдержанную толщину (50,4-62,6 м), эффективная толщина горизонта изменяется от 0 до 44,9 м. Породы осинского горизонта характеризуются сложным литологическим составом и представлены как мономинеральными доломитами, известняками и ангидритами, так и их переходными разностями.

По данным определений в шлифах породы осинского горизонта на 91% представлены двумя породообразующими минералами: доломитом и кальцитом. Содержание чистых ангидритов не превышает 2,5%. Ангидритизация и глинизация пород связаны исключительно с доломитами и также играют несущественную роль. На рис. 2.1 приведена гистограмма распределения литологических типов пород, слагающих продуктивную часть осинского горизонта.

Литотипы пород:

I — доломит; II — доломит известковистый; III — доломит ангидритизированный; IV — ангидрит; V — доломит глинистый; VI — известняк доломитизированный;

VII — известняк.

Рис. 2.1. Гистограмма распределения литологических типов пород по данным исследования

шлифов для отложений продуктивной части осинского горизонта.

Доломиты мелко- и очень мелкозернистые, диа - эпигенетически перекристаллизованные. Преобладающий размер зерен 0,03-0,11мм. Зерна ромбоэдрической формы, часто с двойниками, слабо замутненные. Соприкасаясь гранями и ребрами, зерна доломита образуют поры неправильной формы размерами от 0,02-0,05мм с последующим увеличением части из них до 0,9-1,0 и более миллиметров за счет выщелачивания. Эти доломиты составляют ядро залежи. Микро- и тонкозернистые доломиты отмечаются только в реликтовых неясновыраженных сгустках и комках размером 0,03-0,Змм и тяготеют к зонам замещения коллектора плотными карбонатными разностями.

Кальцит в карбонатной породе представлен в виде форменных элементов, однородной массы и зерен. Форменные элементы присутствуют чаще всего в виде комков преимущественно изометрической формы (0,02-0,2мм), пятен вытянутой формы и, значительно реже, в виде сгустков.

Однородная масса представлена преимущественно микрозернистым кальцитом, а зерна инкрустируют различные полости. Кальцит развит преимущественно за пределами зоны распространения коллекторов.

Сульфатизации в наибольшей степени подвержены породы верхней части горизонта. Сульфатизация встречается линзовидная и в виде прослоев. Кроме того, ангидрит часто инкрустирует пустотное пространство карбонатных пород. В целом в порово-каверновом пространстве коллекторов содержится от 0 до 3% (к объему породы) ангидрита. Таким образом, сульфатизация пород осинского горизонта осуществляется исключительно за счет ангидрита. Следы гипса отмечены лишь в самой верхней части горизонта в скважине 179-33.

Соль (галит) частично имеет сингенетическое происхождение, на что указывает характерная форма пустот в карбонатной породе, образующихся при изготовлении шлифов из кернов и имеющих водорастворимые включения. Особо часто такой тип засолонения отмечается за пределами линии выклинивания коллекторов горизонта. Наблюдается также засолонение пустотного пространства карбонатных пород. Такой тип засолонения не затрагивает эпигенетические пустоты (каверны) в пределах залежи. В то же время часть диагенетических пор на отдельных участках блока (скважины 179-

22, 179-42) заполнена галитом. За линией выклинивания коллекторов засолонение пустотного пространства карбонатных пород носит практически повсеместный характер.

Окремнение карбонатных пород очень неравномерное, отмечается участками, характерно лишь для верхней части горизонта и в отдельных пластах может составлять от 5 до 30%. В поровом пространстве кремнезем встречается наряду с ангидритом.

Глинисто-органическое вещество (ГОВ) практически полностью и повсеместно заполняет микротрещины и стилолиты. В диагенетических порах ГОВ присутствует редко, а в кавернах-только изредка в виде примазок. По данным рентгено-структурного, термического и литологического анализов, а также описанию шлифов в нерастворимом остатке преобладает гидрослюда и каолинит, встречается хлорит, смешаннослойные образования.

Распределения гранулярного состава пород демонстрируются на примерах скважин с практически 100%-ным выносом керна по горизонту (рис. 2.2). Одна из скважин (179-39) представляет центральную часть залежи I, другая (179-31) находится непосредственно за зоной распространения коллекторов. Отчетливо видно, что карбонатные породы в пределах залежи преимущественно представлены мелко- и очень мелкозернистыми разностями, соответствующими диа-эпигенетическим доломитам. За пределами залежи карбонатные породы представлены в основном микро - и тонкозернистыми образованиями первичноосадочного известняка и доломита.


а, б —по скв. 179-59 в, г — по скв. 179-41

II — от 0.5 до 1,0 мм, III — от 0,25 до 0,5 mmI,V — от 0,1 до 0,25 мм, V — от 0,05 до 0,1 мм, VI — от 0,01 до 0,05 мм, VII — 0,005 до 0,01 мм, VIII — < 0,005 мм

Рис. 2.2. Распределение гранулярного (а,в) и вещественного (б,г) состава пород

Таким образом, коллектора осинского продуктивного горизонта имеют практически мономинеральный доломитовый состав, а характер зависимости открытой пористости пород от содержания кальцита и доломита (рис. 2.3) свидетельствует о тесной приуроченности известняков к уплотненным разностям.

Диа-эпигенетические доломиты в центральных частях блока практически на 100% замещают первичноосадочные породы. За линией выклинивания коллекторов (за пределами залежи) наряду с известняками сохраняются первичноосадочные доломиты, ассоциирующиеся в основном с форменными элементами. Вторичная доломитизация за пределами залежи развита преимущественно по трещинам.

Эпигенетическая кальцитизация в пределах залежи носит локальный характер и касается только пустотного пространства пород в подошвенной и кровельной частях горизонта.

Осинский продуктивный горизонт перекрыт мощной галогенно-карбонатной толщей, являющейся региональным флюидоупором высокого качества. Снизу горизонт подстилается маломощной (2-5 м) зональной пачкой глинистых доломитов и аргиллитов, ниже которой залегает мощная (300-350 м) толща чередования пластов плотных доломитов, их переходных разностей и карбонатизированных аргиллитов. Эта толща практически не содержит поровых коллекторов и совместно с вышеупомянутой пачкой глинистых доломитов и аргиллитов в своей кровельной части является нижним флюидоупором горизонта. Качество нижнего флюидоупора невысокое из-за возможного наличия вертикальной трещиноватости пород этой толщи.

4

.-доломит о-кальцит

Рис. 2.3. Анализ зависимости коэффициента пористости (Кп) от содержания кальцита и доломита - основных компонентов породообразующего комплекса осинского горизонта


По вещественному составу преобладающим компонентом в разрезе являются доломиты пятнисто-линзовидные и массивные, неравномерно перекристаллизованные и сульфатизированные, слабо глинистые, прослоями битуминозные, с микротрещинами. Отмечаются прослои доломито-ангидритов и ангидрито-доломитов, тяготеющие к верхней части разреза.

В генетическом отношении в одних разрезах среди доломитов, послойно известковых, превалируют микрофитолитовые и водорослевые разности, составляющие 50-75% разреза.

По структурным особенностям наиболее распространены отложения мелко- и очень мелкозернистые, реже встречаются разнозернистые, тонко-микрозернистые. Доминируют доломиты перекристаллизации, интенсивно преобразованные (до 50-80%) в стадию катагенеза. Только в верхних частях разреза, где его строение усложняется за счет повышения глинистости до 10%, диагенетическая перекристаллизация не превышает 40%, снижаясь к кровле до 0. Аналогичные маломощные прослои отмечаются в нижней части разреза.

Процесс выщелачивания проявился лишь в средней и нижней частях разреза и превалирует в пределах 4-8%, где распространены наиболее перекристаллизованные водорослевые, реже зернистые доломиты. В процессе литогенеза часть пустот, образовавшихся за счет выщелачивания, были впоследствии залечены.

Интенсивность вторичных процессов, отрицательно влияющих на ФЕС пород, в разрезе весьма невыдержанная. Так, постоянная сульфатизация пород характерна для верхней части разреза, где она проявилась относительно активно как в диагенезе (7-15%), так и катагенезе (7-20%).

Диагенетический ангидрит распределен гнездовидно. Кроме того, в кровельной части разреза появляются прослои доломито-ангидритов и ангидрито-доломитов.

Катагенетический ангидрит фиксируется в пустотах и трещинах. Аналогичная сульфатизация прослеживается в отдельных маломощных прослоях в нижней части разреза.

Засолоненность пород повсеместная, но незначительная, за исключением его верхней части, где она достигает в единичных случаях 25-35%.

В верхних частях разреза галит в основном седиментогенный (пластового типа), в нижних чаще образуется за счет растворения первичного седиментогенного и его последующей кристаллизации при изменении термобарических условий.

Локализованный характер носит процесс окремнения пород, отмечаясь в кровельной и подошвенной частях разреза. В кровельной части он составляет прослоями до 15-25%, спорадически до 40%, в подошвенной - до 3%. Окремнение в целом по разрезу мало ощутимо.

Породы с улучшенными коллекторскими характеристиками приурочены к средней части разреза, наиболее обогащенной водорослевыми доломитами и доломитами замещения. При этом резкое ухудшение коллекторских свойств пород наблюдается в верхней части разреза за счет меньшей их преобразованности в стадии диагенеза и катагенеза, повышенной уплотненности и сульфатизации разреза.

Второй тип разреза распространен по периферии Центрального блока и представлен водорослевыми доломитовыми известняками и известковыми доломитами. Породы массивные, линзовидно-волнисто-слоистые, пористо-кавернозные, реже плотные, трещиноватые, залеченные кальцитом и ангидритом.

Нижняя часть разреза сложена преимущественно водорослевыми доломитовыми известняками, обогащенными органогенными остатками (до 70-90%) с прослоями доломитов замещения. Доломитовые прослои приурочены преимущественно к подошве разреза, где иногда возрастает содержание ангидрита, повышается засолоненность. Верхняя часть разреза представлена доломитами замещения по водорослевым известнякам. Прослои органогенно-обломочных или микрофито-литовых ангидритовых доломитов присутствуют лишь в кровельной части разреза.

Породы в нижней части с преобладанием тонко- и очень мелкозернистой фракций,    в   средней    части   с   равномерным   распределением   тонкомелкозернистых, в меньшем количестве среднезернистых фракции. Породы доломитизированные, почти полностью перекристаллизованы, с кавернами и порами выщелачивания до 18-26%.

Постседиментационные процессы отрицательной направленности для ФЕС в общем плане проявились значительно слабее: сульфатизация 1-3%, засолонение 1-3%, участками до 14%.

Пустотное пространство отложений продуктивной части осинского горизонта характеризуется сложным строением и по данным макроописания керна и описания шлифов пород представлено порами, кавернами, микротрещинами и стилолитами.

Выявленные пустоты пород, ассоциируемые с порами и кавернами, связываются с процессами перекристаллизации и выщелачивания. Образованные в результате этих процессов поры перекристаллизации и каверны выщелачивания отличаются по морфологии пустот. Размеры пустот, изменяющиеся в достаточно широком диапазоне от сотых долей до единиц миллиметров, для пор перекристаллизации локализуются, в основном, в пределах 0,05-0,5 мм. Средний размер пор при этом оценивается в 0,12 мм.

Нижний предел размеров каверн выщелачивания соизмерим со средним размером пор. Максимальный размер каверн достигает 4-5 мм. Характерной морфологической особенностью пор перекристаллизации является в основном полигональный характер их форм. Подавляющее большинство каверн выщелачивания характеризуется неправильной формой, при этом часть каверн имеет удлиненную, щелевидную и ячеистую формы.

По данным петрографического имидж-анализа в больших шлифах доля кавернозной составляющей коллекторов осинского горизонта Якутского месторождения увеличивается с увеличением общего объема пустот, при этом в выборке участвовали образцы керна с диапазоном пористости от 3,8 до 26,4%, проницаемости от 0,2 до 6540-10-3 мкм2.

Трещиноватость пород продуктивной части осинского горизонта связана в основном с микротрещинами и стилолитами. Макротрещиноватость в керне вертикально пробуренных скважин практически не отмечается (рис. 2.4).

По виду микротрещиноватости пород наиболее широкое распространение имеют горизонтальные микротрещины, доля которых среди прочих составляет 52%. Значительная часть из них в пределах шлифа переходит в стилолиты, которые занимают по распространению второе место - 39%. Стилолиты бугорчатые и мелкобугорчатые. Раскрытость микротрещин составляет 10-25 мкм. И микротрещины и стилолиты в подавляющем большинстве случаев (98%о) полностью заполнены глинисто-органическим веществом, реже -галитом, кальцитом, ангидритом.


Вид микротрещин:- I-горизонтальные; П-наклонные; III -вертикальные; IV-стилолиты

Характер микротрещин:  1-открытые; 2-„залеченные"

Рис. 2.4. Гистограмма распределения видов микротрещин пород по данным исследования шлифов для продуктивной части осинского горизонта


Фильтрационно-емкостные свойства пород

Коллекторские свойства пород осинского горизонта изучены в достаточном объеме и равномерно по разрезу и площади месторождения. По нефтенасыщенной части разреза на 1 метр эффективной толщины приходится в среднем 1,8 определений пористости и 1,7 определений проницаемости.

Коллекторские свойства пород осинского горизонта тесно связаны с их литологическим составом. Породы с повышенной емкостью, характеризующиеся как потенциально проницаемые, представлены доломитами и их известковыми разностями и относятся к коллекторам порового и порово-кавернового типа. Низкопористые разности сложены чередованием массивных тонко-микрозернистых известняков с прослоями сильно известковых и ангидритизированных доломитов.

В целом по залежи осинского горизонта карбонатные породы характеризуются низкими и средними значениями пористости. Максимальная пористость пород изредка достигает 27%, максимальная проницаемость свыше

3 2

6000-10" мкм. Характер распределения Кп и Кпр приведен на рис. 2.5, 2.6. Пористость керна из интервалов выделенных коллекторов распределена по нормальному закону. При этом для подавляющей доли образцов керна значение этого параметра колеблется в пределах 6-16,5%. По линии выклинивания коллекторов пористость пород снижается до уровня граничных значений (5-6%). Средним значениям пористости пород (11-12%) соответствуют абсолютные значения проницаемости в диапазоне от 19 до 70-10" 3 мкм2. Породы с улучшенными коллекторскими свойствами приурочены к средней части осинского горизонта, и в основном связаны с органогенными доломитами и доломитами замещения.

Рис. 2.5. Характер распределения пористости пород осинского продуктивного горизонта по данным лабораторных исследований образцов керна в

Центральном блоке

Рис. 2.6. Характер распределения проницаемости коллекторов осинского продуктивного горизонта по данным лабораторного изучения керна в Центральном блоке

Таким образом, в результате литологического-петрофизического изучения пород можно сделать следующие выводы:

1) минералогическая дифференциация породообразующего комплекса
позволила выделить в его разрезе следующие литотипы пород: доломит,
доломит известковистый, доломит ангидритизированный, ангидрит, доломит
глинистый, известняк доломитизированный и известняк, которые в различных
сочетаниях и с учетом вторичной преобразованности представляют полный
петрофизический ряд от неколлекторов до коллекторов с высокой
проницаемостью;

2) по результатам исследования условий формирования и
постседиментационных процессов определено, что коллектора сосредоточены
преимущественно в диа-эпигенетически перекристаллизованных доломитах.
Процессы сульфатизации, ангидритизации и галитового засолонения пород
ухудшают их ФЕС;

3) структура пустотного пространства сложная: преимущественно
кавернозно-поровая. Природа и роль макротрещиноватости по лабораторным
исследованиям керна на сегодняшний день не вполне определены.

Литолого - емкостная модель коллектора.

В табл. 2.1 приведены систематизированные характеристики ФЕС по керну.

Таблица 2.1 Якутское месторождение, пласт 01

Характеристика коллекторских свойств и значений водонасыщенности

Залежь

Наименование

Проницаемость, мкм2

Пористость, доли ед.

Насыщенность связанной водой, доли ед.

1

2

3

4

5

Количество скважин, шт

6

6

6

Количество определений, шт

406

449

339

Среднее значение

0,112

0,107

0,32

Интервал изменения

0,00002-4,76

0,06-0,2

0,1-0,66

  

Литологическое расчленение

   Выделение коллекторов и определение эффективных толщин

осинского горизонта

К коллекторам относятся породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке.

На выделение коллекторов и определение эффективных толщин осинского продуктивного горизонта оказывают влияние следующие особенности геологического строения отложений и технологических условий его вскрытия:

-наличие в разрезе уплотненных прослоев пород-коллекторов, обладающих фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), близкими к граничным;

-добавки в буровой раствор карбоксилметилцеллюлозы, способной вызывать необратимую кольматацию прискважинной части коллекторов, главным образом, уплотненных и водоносных;

-применение в большинстве скважин в качестве бурового раствора слабо фильтрующейся промывочной жидкости АСГР, формирующей неглубокие зоны проникновения и не оттесняющей пластовые флюиды в уплотненных породах-коллекторах;

-низкая информативность гидродинамического каротажа, обусловленная особенностями строения карбонатных пород;

-низкая информативность повторных измерений БК во времени в условиях примененной технологии вскрытия продуктивных отложений.

Порово-каверновые коллекторы не имеют устойчивых прямых качественных признаков и выделяются, как правило, с использованием косвенных количественных критериев. Основные геофизические признаки: расхождение значений Кп, определенных по данным РК (НК,ГГК) и по АК, на величину, превышающую погрешности определения этого параметра (±2%); как правило КпРК > КпАК; превышение общей пористости (по данным РК) над Кпгр. Другие геофизические признаки (состояние стенки скважины, величина затухание продольных колебаний и др.) являются неустойчивыми и считаются вспомогательными. Для порово-кавернового типа коллекторов характерна меньшая теснота корреляционных связей между физическими параметрами пород и их фильтрационными и емкостными свойствами.[4]

С учетом этого, выделение коллекторов и определение эффективной толщины осуществлялось по прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в породу, а в случае отсутствия данных проникновения, по косвенным количественным критериям. Преимущественное их использование определялось полнотой комплекса геофизических исследований и условиями вскрытия продуктивных отложений.

Прямые качественные признаки, наблюдаемые для пород осинского горизонта, это:

изменение удельного электрического сопротивления (УЭС) пород в радиальном направлении, фиксируемого по данным фокусированных зондов ЭК с различной глубинностью (БМК-БК);

наличие на стенке скважины шламовой корки, свидетельствующее о фильтрации ПЖ в породу и устанавливаемое по данным регистрации ДС.

Косвенные качественные признаки выделения коллекторов: Для выделения коллекторов в осинском горизонте требуется привлечение разнообразных косвенных качественных признаков, к которым относятся: 1) расхождение нормированных значений БК и НГК; 2) уменьшение амплитуды продольных, поперечных и лэмбовских волн; 3) повышенные затухания упругих волн; 4) нарушение синфазности фазовых линий на диаграммах ФКД; 5) качественная характеристика коллекторов по данным микроэлектрических сканеров.

Косвенные количественные признаки выделения коллекторов в скважинах заключаются в превышении измеренных на образцах керна, либо вычисленных по материалам ГИС, значений пористости и проницаемости над граничными значениями Кпгр и Кпргр. Граничные значения Кпгр и Кпргр определяют на основании сопоставлений с динамической пористостью, при значениях Кпдин стремящихся к нулю. Так же имеется возможность оценки данных параметров по результатам испытаний пластов с известными значениями Кп, Кпр, по минимальным значениям этих свойств в пластах, давших притоки.

В качестве косвенных критериев можно рассматривать показания ГИС (W, ∆JГK, ∆t, о и др.), соответствующие породам с граничными значениями ФЕС. Граничные значения геофизических характеристик получают сопоставлением данных ГИС с результатами испытаний пластов или с результатами выделения коллекторов по совокупности прямых качественных признаков и косвенных количественных (Кпгр), а также рядом других способов, пласты относят к коллекторам и непроницаемым породам, а затем по интегральной характеристике методов ГИС W, ∆JГK, ∆t, о находят абсциссу точки пересечения распределений, определяя таким образом искомое граничное значение (рис.3.2-3.5).

Более уверенное определение литологии карбонатных и гидрохимических пород возможно при комплексном использовании методов плотностного, нейтронного и акустического каротажа.

В связи с тем, что отложения осинского горизонта Якутского месторождения имеют сложный компонентный состав, литологическое расчленение представляет собой сложную задачу.

Минеральный состав пород осинского горизонта оценивался с использованием графика «М - N» (на котором положение точек определяется только литологией пород), где каждый минерал имеет свой собственный набор параметров М и N, которые определяют с помощью выражений (см., например,

(3.1)

(3.2)

где ∆tn, 8П, КпНк - показания акустического, нейтронного и плотностного гамма - гамма - каротажа в изучаемых пластах. Данная методика позволяет скомплексировать данные акустического, нейтронного и плотностного каротажа. Значения КпНк берут в единицах пористости известняка. Множитель 0,01 при расчете М введен для удобства.

Положение матричных значений М и N соответствующих определенному минералу позволяет построить литологические треугольники, вершины которых соответствуют чистым минералам. Если точки пластов располагаются по линиям или вблизи линий, соединяющих матричные значения чистых минералов, то такие породы следует рассматривать как двухкомпонентные. Точки, находящиеся внутри треугольника, представляют собой трехкомпонентные системы. Точки, расположенные вблизи матричных соответствуют мономинеральным породам. Окончательно выбирают треугольную диаграмму для определения литологии на основании имеющихся сведений о литологии и структуре изучаемых пород.

Трещинная и каверновая пористость, глинистость и газонасыщенность пород сдвигают точки, рассчитанные для реальных пластов, относительно матричных. Этим объясняется выпадение точек из треугольника.

Таблица №3.1 Параметры матрицы и значения М - N

Порода

∆tcK, мкс/м

5ск, г/смЗ

Wck, %

М

N

Доломит

142

2,85

-0,8

2,53

0,56

Известняк

155

2,71

0

2,68

0,61

Ангидрит

164

2,98

0,4

2,22

0,51

Каолинит

217

2,62

35,4

2,41

0,38

Галит

220

2,04

-8

4,05

1,13

На графике М - N рис. 3.1. точки ложатся в два треугольника доломит -известняк - каолинит и доломит - ангидрит - каолинит, а часть точек, характеризующих коллектора с гранулярно-каверновой пористостью, выпадают.

3.3.   Обоснование граничных значений коллекторов

Необходимость обоснования граничных значений вызвана тем, что на Якутском месторождении по прямым качественным признакам выделение коллекторов осложнено применением специфических промывочных жидкостей и не всегда качественном комплексом БК и МБК.

Обоснование граничного значений Wrp , ∆JГK ^ ∆trp, агр основано на построении куммулятивных кривых распределения соответствующих ГИС параметров коллекторов и неколлекторов, выделенных по комплексу прямых качественных и косвенных количественных признаков (рис. 3.2-3.5).

Для повышения эффективности выделения коллекторов так же были привлечены комплексные сопоставления параметров W - ∆JГK, W - ∆t, W - а. (рис. 3.6-3.8). В результате привлечения данных сопоставлений эффективность выделения коллекторов увеличилась.

По сопоставлениям водородосодержания W и двойного разностного параметра ∆JГK, так же как и W - ∆t, W - о, наблюдается четкое разделение имеющейся выборки на коллектор и неколлектор. Границе коллектор-неколлектор на сопоставлении W - ∆JГK соответствует уравнение:

(3.3).

Границе коллектор-неколлектор на сопоставлении W - ∆t соответствует уравнение:

(3.4)

Границе коллектор-неколлектор на сопоставлении W - о соответствует уравнение:

(3.5)

Для обоснования граничных значений Кп, Кпр необходимо привлечение данных полученных в результате петрофизических исследований представительной коллекции образцов керна.

Эффективная пористость определялась по следующему выражению:

(3.6)

где Кво - коэффициент остаточного водонасыщения.
Динамическая пористость вычислялась по выражению:
Кпдин= Кп (1 - Кво - Кно),
 (3.7)

Граничное   значение   пористости   и   проницаемости   определялось следующим образом.

Так как коллектор по определению - это горная порода, которая способна содержать и отдавать флюид, то необходимо найти то граничное значение количественных критериев коллектора выше которых горная порода, содержащая флюид, будет его отдавать. Для этого и вводится понятие динамической пористости. Эффективная пористость характеризует способность горной породы содержать свободный и отдавать его при однофазном насыщении флюид. В случае же динамической пористости при значении Кпдин>0, подразумевается, что коллектор с двухфазным насыщением не только способен содержать флюид, но и отдавать его. Для нахождения граничного значения Кп используют сопоставления Кпдин - Кп (рис.3.14-3.15). На основании этого для обоснования граничного значения Кпэф и Кпр будут использованы зависимости Кп - Кпэф и Кп - Кпр (рис.3.9-3.12, 3.13).



Рис. 3.10. Сопоставление коэффициента проницаемости Кпр с коэффициентом пористости Кп пород осинского горизонта Якутского месторождения скв. 179-05, 179-06, 179-08

Рис. 3.11. Сопоставление коэффициента эффективной пористости Кпэф с открытой пористостью Кп пород осинского горизонта в целом по Якутскому месторождению


скв. 179-05, 179-06, 179-08

Рис. 3.14. Сопоставление коэффициента эффективной динамической пористости Кпдин открытой пористостью Кп пород осинского горизонта в целом по Якутскому месторождению


Сопоставление значений коэффициентов абсолютной газопроницаемости и открытой пористости для пород осинского горизонта в целом по месторождению отличается значительной дисперсией, это вероятно обусловлено влиянием кавернозности и микротрещиноватости пород.

В соответствии с изложенным получаем взаимозависимые граничные значения пористости и проницаемости: Кпгр=5,6% при Кпргр=1,8мД. Граничное значение коэффициента эффективной пористости принято равным Кпэфгр=2,8%.

3.4.   Методическое обоснование определения коэффициента пористости коллекторов со сложной структурой пустотного пространства и сложным

минеральным составом

В практике промыслово-геофизических исследований сложилось несколько подходов к определению пористости карбонатных пород методами ГИС. Первый использование методов, физосновы которых базируются на измерении физических параметров пород в скважине с последующей трансформацией их в величины пористости - т.н. "каротажи пористости" (НКТ, АК, ГГКП), второй - основанный на установлении петрофизических связей какого-либо относительного параметра ГИС (например, ∆t, а и др.) с данными лабораторных исследований, и третий использование комплексной обработки материалов 2-Зх видов ГИС.

Измеряемые при ГИС геофизические характеристики пород водородосодержание (W), объемная плотность (о0б), интервальное время (∆t) -являются функцией многих геологических факторов. Искажающее влияние других факторов - структуры порового пространства, характера насыщенности, литотипа пород, изменение их глинистости, доломитности, известковистости и т.д. при сохранении литотипа - должно учитываться по материалам других видов ГИС или по керну. Для такого учета необходимо точно оценить влияние этих факторов. Допустимые погрешности оценки искажающих факторов, при которых значения Кп находят с общей погрешностью ±2%, приведены в табл.3.3.

Таблица 3.3

Минеральная плотность

< ± 0.03 г/смЗ

учет не требуется

учет не требуется

учет не требуется

Наличие примесей:

глины

учет не требуется

±4%

±4%

учет не требуется при известном влияющем факторе

гипса

±6%

±4%

± 20%

ангидрита

± 15%

учет не требуется

± 20%

Структура

порового

пространства

учет не требуется

учет не требуется

Кп.к = ±2%

учет не требуется

Насыщение пласта:

водой

учет не требуется

учет минерал.

учет не требуется

С<130 г/л

нефтью

учет не требуется

учет не требуется

учет не требуется

учет не требуется

газом

зависит от пл-ти, Т,р

зависит от пл-ти, Т,р

учет требуется при Кп<30%

учет не требуется

Dckb

учет не требуется

± 2см

учет не требуется

± Зсм

Тип ПЖ

учет не требуется

по типу ПЖ

учет не требуется

по типу ПЖ

Плотность ПЖ

учет не требуется

± 0.2г/смЗ

учет не требуется

учет не требуется

Минерализация ПЖ

учет не требуется

± Юг/л; при Спж>150 г/л оценка не возможна при Кп>20%

учет не требуется

± 13Ог/л

Высокие требования к точности учета геолого-технических факторов при определении Кп по одному виду ГИС не всегда позволяют применить зависимости, полученных для заранее заданных геолого-технических условий. Корректный учет их влияния затруднен, если действие нескольких искажающих факторов проявляется одновременно. Поэтому коэффициенты пористости полиминеральных пород находят комплексной обработкой материалов 2-Зх видов ГИС, при которой одновременно учитывается влияние других 2-Зх характеристик пласта, что в большинстве случаев достаточно для однозначного определения Кп.

3.4.1. Определение пористости с помощью нейтронного каротажа

Предпосылкой определения пористости по НКТ является зависимость показаний метода от суммарного водородосодержания cos горных пород и связь

последнего с коэффициентом общей пористости, которая описывается
уравнением:

coz = Кп + согл Кгл, (3.8)

сог;| - водородосодержание глинистого материала; К,-л - объемная глинистость коллекторов;

Коэффициент   объемной   глинистости   определялся   по обобщенной
зависимости Ларионова Кгл =
f (∆JГK) рис. 3.16.[2]

Рис. 3.16. Обобщенная зависимость Ларионова Кгл = f (∆JГK). Зависимость описывается уравнением:

Кгл = 91.1AJreA3 - 60.96∆JГKA2 + 64.(Шгк - 0.48 (3.9)

Петрофизическое обеспечение применения нейтронного каротажа сводится к обоснованию определения поправки «за глинистость» с помощью сопоставлений вида «ГИС-керна» между величиной поправки и показаниями

методов глинистости. Для определения величины поправки, как правило, ограничиваются результатами обоснований пористости прослоев по керну. Непосредственные определения водородосодержания твердой фазы пород (величины поправки за глинистость) в настоящее время выполняются лишь в рамках отдельных исследований в специальных лабораториях. По Якутскому месторождению водородосодержания твердой фазы пород определялось на керне и по данным РСА равно со = 0.28.

Рис. 3.17. Сопоставление результатов определения Кп по керну с Кп по НКТ

Ограничения методик определения Кп с помощью НК следующие:

трудности метрологического обеспечения показаний нейтронного метода, их стандартизации;

значительные вариации водородосодержания твердой фазы пород-коллекторов и не высокая достоверность (точность) его определения по ГИС;

аномалии показаний метода в интервалах сложенных углями и битуминозными породами, а также - обогащенных растительным углистым детритом;

• искажения определений пористости в случае газоносных коллекторов и пород, содержащих элементы с аномальными значениями сечений рассеяния и захвата.

Сопоставление результатов определения Кп по керну с Кп по нейтронному каротажу показывает хорошую сходимость в пределах 2% погрешности.

3.4.2. Определение коэффициента пористости Кп по данным плотностного

гамма-гамма метода ГГКП

ГГК-П является одним из геофизических методов оценки Кп карбонатных отложений Якутского месторождения. Для его применения предлагается зависимость между пористостью и объемной плотностью водонасыщенных пород.

Кп по ГГК-П определяется по следующей формуле:
Кп = (а
ск - ап)/( аск - аж ) (3.10)

где аск , аж, ап - плотность скелета, плотность флюида, плотность породы, снимаемая с кривой ГГК-П.

Из этого соотношения следует, что по результатам ГГК-П может быть определена только общая пористость пород, представленная объемами межзерновых пор, каверн, трещин и связанной водой, содержащейся на частицах глинистых минералов. Для оценки Кп, кроме измеряемого значения ап, необходимо знание величин аск и аж .

В пределах осинского горизонта с относительно выдержанным составом породообразующих элементов аск может изменяться вследствие неравномерного распределения примесей глин и сульфатов. Минеральная плотность агл глинистых минералов изменяется от 2,62г/см3 для каолинитовых глин до 2,81 г/см3 для гидрослюдных глин. Поэтому для доломитов погрешность оценки пористости составит +1,5% на каждые 10% глин. Сульфатность карбонатного разреза обусловлена ангидритами, минеральная плотность которого аск = 2,96г/см . Поэтому ангидритизация в большей степени сказывается при оценке Кп известняков (аск = 2,72г/см3), чем доломитов (аск = 2,87г/см3). Так, содержание 10% ангидритов в известняке эквивалентно уменьшению Кп на 1-1,5%.

В проницаемых породах значение аж в зоне исследования ГГК-П, глубинность которого не превышает 0,15 м, определяется плотностью фильтрата промывочной жидкости и равна 1,2 г/см3 .

Была построена зависимость Кп - f(an), где Кп - значения, определенные на керне, оп - плотность породы, определенная по кривым ГГК-П, в интервалах, где имеются определения керновой пористости (рис. 3.18).

Получено следующее уравнение: Кп = -53,688*а + 154,18 (ЫЛ2=0.86) (3.11)

Рис. 3.18. Взаимосвязь типа «керн-ГИС» Кп_керн= f (о). Осинский горизонт.

Метод ГГК-П обеспечивает определение пористости пород в коллекторах, в плотных породах. Вертикальное разрешение метода позволяет изучать коллекторские свойства пластов толщиной примерно от 0,6-0,8 м. Описанная методика имеет ограничения при изучении газонасыщенных коллекторов, сильно глинистых пород и пород, содержащих в твердой фазе минералы с аномальной плотностью.

Преимущества ГГКП по сравнению с другими видами ГИС заключены в слабом влиянии глинистости пород и структуры порового пространства на результаты определения Кп.

В породах с полиминеральной матрицей метод не обеспечивает нахождение Кп с требуемой погрешностью, поэтому пористость таких пород определяют по комплексу материалов ГГКП, НК, АК. Недостаток ГГКП заключается в небольшой глубинности исследований (около 12 см), вследствие чего искаженные результаты получают при толщине глинистой или шламовой корок более 2см и против каверн.

I 1

Рис. 3.19. Сопоставлениие результатов определения Кп по керну и Кп по ГГКП. Осинский горизонт.

Анализ результатов, полученных по Якутскому месторождению, показал, что максимальное значение разности (Кпк - Кпггк-п) в отдельных прослоях достигает 3% (в области коллекторов) и 4% (в области неколлекторов), а средняя величина 2%. Большая погрешность в области неколлекторов объясняется отличием аск от Gna„.

3.4.3. Определение коэффициента пористости по данным акустического

метода

Пористость коллекторов Кп определяется по материалам акустического каротажа (АК) с использованием эмпирических парных или многомерных зависимостей между Кп и интервальным временем ∆t.

Существует несколько методик определения пористости пород по данным АК.

- Определение пористости по экспериментальным зависимостям ∆t=f(Kn), полученным на представительной коллекции образцов пород с учётом условий их залегания, характерных для данного разреза. Однако, как показали исследования, зависимости ∆t=f(Kn) типа «керн-керн», установленные в разных петрофизических лабораториях на одной и той же коллекции образцов ряда месторождений Западной Сибири существенно различаются даже в примерно одинаковых условиях измерения.

Это показывает, что в настоящее время пока нет единой методики измерения в лабораторных условиях интервального времени. Нет единого мнения и о влиянии температуры на скорость распространения упругих волн. В лабораторных условиях невозможно также смоделировать реальный фазовый состав жидкости в радиусе исследования АК. К тому же эти зависимости даже при полном учёте пластовых условий не совсем адаптированы к ним в связи с тем, что в лабораторных условиях ∆t измеряется параллельно напластованию, тогда как в скважинных условиях (при каротаже) интервальное время измеряется перпендикулярно напластованию. При значительной акустической неоднородности это обстоятельство может повлиять на поведение зависимости ∆t =f(Kn).

В связи с этими ограничениями использовать зависимость ∆t=f(Kn) типа «керн-керн» для определения Кп с уверенностью нельзя. [13]

В данной работе была построена связь ∆t=f(Kn) (рис. 3.20) пород осинского горизонта Якутского месторождения по экспериментальным данным, полученным в лаборатории СургутНИПИнефть. Эксперимент был выполнен с учетом соблюдения пластовых условий и измерения ∆t перпендикулярно напластованию.

Рис. 3.20. Зависимость интервального времени ск(керн) от коэффициента пористости Кп(керн) отложений осинского горизонта Якутского месторождения

Получено уравнение:

∆t =244.52*Кп+141.96 (RA2) (3.12)

- Определение коэффициента пористости по статистическим уравнениям (зависимости типа «керн-ГИС») интервального времени от пористости, установленным для определенных стратиграфических подразделений или пластов. При этом ∆t получают по АК, а Кп - по керну в интервалах с представительным керном в диапазоне пористости от плотных карбонатизированных до песчано-алевролитовых разностей.

Получено уравнение для коллекторов и неколлекторов:

t =-14540*Кп^3 + 5655.6*Кп^2-424.81*Кп + 168.48 (R^2=0.46)   (3.13)

Уравнение для коллекторов:

∆t =261.83*Кп+143.18     (R^2=0.89) (3.14)

- Определение коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ) достаточно распространено на практике. Выражение для Кп имеет вид:

Кп = (∆Tп-∆Тск)/(∆Тж-∆Tск) (3.15).

Как видно из уравнения, результаты определения Кп значительно зависят от достоверности параметров ∆tCK и ∆tж.

Существует несколько способов определения ∆tCK. Наиболее правильным следует считать ∆tCK, определенное путем линейной экстраполяции зависимости

Kn(∆tCK) к нулевой пористости. Для Якутского месторождения ∆tCK., найденное таким образом, равно 142 мкс/м.

Интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов, температуры и давления (глубины залегания).

Для условий Западной Сибири рекомендуется значение ∆tж принимать равным 610 мкс/м, которое, очевидно, характерно для однородных водных растворов. В реальных нефтеносных пластах в радиусе исследования АК находится остаточная нефть, а также смесь фильтрата бурового раствора и пластовой воды. Для такого заполнителя порового пространства ∆tж будет другим, что и подтверждается на практике. При рекомендованном ∆tж=610 мкс/м полученные значения Кп оказываются завышенными. Для Якутского месторождения ∆tж, рассчитанное с учетом пластовой температуры и давления и с предположением, что поровое пространство заполнено смесью фильтрата бурового раствора и пластовой воды (плотность смеси 1,2г/см3), равно 530 мкс/м.

Приближенное значение ∆tж (в мкс/м) можно определить, воспользовавшись предложенной Г.И.Петкевичем и Т.З.Вербицким приближенной формулой:

∆tж= 10^6/( 1470+к*Св), (3.16)

где Св - минерализация воды, г/л; к - коэффициент пропорциональности, равный 0,6 < k < 1, обычно он близок к единице.

Целесообразно определять ∆tж также расчетным путем по уравнению среднего времени, решая его относительно ∆tж по известным Кп по керну и ∆t по АК. ∆tж полученное таким способом для Якутского месторождения равно 530 мкс/м, что полностью совпадает со значением полученным выше.

Наиболее надежной для осадочных пород Западной Сибири считается зависимость Kn(∆t), при которой интервальное время определяется по результатам исследований в скважинах, а Кп устанавливается по данным представительного керна. [13]

Рис.3.22. Зависимость dt - f(Kn), построенная по данным керна (керн-керн) и по уравнению среднего времени (ГИС-керн), отложений осинского горизонта Якутского месторождения

Рис.3.23. Зависимости dt = f(Kn), полученные для отложений осинского горизонта Якутского месторождения.

Рис.3.24. Сравнение зависимостей dt - f(Kn), полученных для отложений осинского горизонта в данной работе и по ПЗ «Саханефтегаз» 1996г.

Отличительной особенностью полученных связей является их ярко выраженный нелинейный характер и угол отклонения от уравнения среднего времени, что свойственно для основных терригенных и карбонатных продуктивных горизонтов Ботуобинского НГР. При этом нелинейность связи в области повышенных значений Кп объясняется ростом вторичной пористости. В области низкопористых пород нелинейность связи обусловлена ростом влияния на dt увеличивающейся известковистости и ангидритизации доломитов, связанного с превышением значений интервального времени в минеральном скелете кальцита (∆T=155мкс/м) и ангидрита (Дг=164мкс/м) относительно доломита (∆t=142MKc/M). С учетом выявленной закономерности уравнения 3.12 и 3.14 позволяют определять пористость пород продуктивного горизонта.

Для карбонатных пород особенности определения Кп по АК отличаются от особенностей определения Кп для терригенных пород Западной Сибири, это объясняется главным образом различием структуры пустотного пространства и поведением акустических волн.

Рис.3.25. Сопоставление результатов определения Кп по керну и Кп по АК (по уравнению среднего времени, по уравнению «ГИС-керн», по уравнению «керн-керн»). Осинский горизонт Якутское месторождение.

При одинаковой величине общей пористости условия распространения волны в породе зависят от упругости среды.

Упругость среды отражает влияние таких важнейших факторов как соотношение упругости скелета породы и порозаполняющих флюидов, структурно - литологические особенности породы, величину эффективного механического напряжения, которое испытывает порода на глубине ее залегания. Все эти факторы могут быть учтены разнообразием коэффициентов сжимаемости пор, твердой и жидкой фаз, плотности и пористости породы. [12]

Уравнение интервального времени пробега продольных волн в породе связано с коэффициентом сжимаемости породы выражением [5]:


где βо - коэффициент сжимаемости породы в целом (МПа-1), βж -плотность породы (кг/м3), vn - коэффициент Пуассона породы. Коэффициент сжимаемости породы определяется:

где βп - коэффициент сжимаемости пор (10-5 МПа-1), рж - коэффициент сжимаемости порозаполнителя (10-5 МПа-1), цр - коэффициент, отражающий влияние рассеянной глинистости (при г|гл < 0.2, цр =1), ртв - коэффициент сжимаемости твердой фазы породы (для доломита ртв = 1,17*10-5 МПа-1).

где Д1ж - интервальное время пробега в порозаполнителе (с), δЖ -
плотность жидкости (кг/м3). I

Коэффициент Пуассона породы, может быть выражен через продольную и поперечную скорости пробега в породе:

где Vp - скорость продольных волн в породе (м/с), Vs - скорость поперечных волн в породе (м/с).

На основании вышеприведенных формул и данных исследования керна были построены графики 3.26-3.29, на которых видно, что положение зависимости ∆t=f(Kn) определяется коэффициентом сжимаемости пор рп, который в свою очередь определяется суммой сжимаемости межзернового пространства и каверн в породе. Коэффициент сжимаемости пор рп уменьшается с ростом кавернозности рис. 3.28, причем тем быстрее, чем больше вклад каверн в общую пористость рис. 3.29. Отдельно расположенные каверны характеризуются минимальной, по сравнению с другими пустотами, сжимаемостью, поэтому скорость волны в них больше, а интервальное время пробега меньше, чем рассчитанные по уравнению среднего времени.

Рис.3.28. Сопоставление коэффициента сжимаемости пор рп и каверновой пористости Кп кав

для пород разной проницаемости.

Рис.3.29. Сопоставление коэффициента сжимаемости пор рп и доли каверновой пористости

Кп кав/Кп для пород разной проницаемости.

В трещиноватых средах скорость распространения продольной головной волны определяется суммой трещинной и гранулярной пористости. Коэффициенты общей пористости могут определяться по той же зависимости, что и пористость гранулярных коллекторов.

Интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин способствует уменьшению скорости распространения упругих колебаний, но в большей степени они сказываются на динамических характеристиках волн. Малая величина трещинной пористости (от долей процента до 1-2%) вызывает изменение интервального времени на 1-6мкс/м, что соизмеримо с погрешностью его определения при акустическом каротаже (3-5мкс/м). Поэтому основным признаком для выделения трещинных коллекторов может служить увеличенное (по сравнению с гранулярными породами) затухание продольной и поперечной головных волн.[10]

В кавернозной породе будет наблюдаться и другой эффект. Так, наличие в однородной среде препятствия на пути следования упругой волны приводит к появлению отражения и дифракции упругой волны (наряду с ее прохождением через это препятствие). Дифракция (огибание волной препятствия) будет в том случае, когда упругая волна по длине больше препятствия. Длина акустических волн в горных породах порядка 10-20 см при рабочей частоте 25-30 кГц, а преобладающий средний диаметр каверн (и тем более пор) значительно меньше.[10]

Таким образом, в пористых породах в первых вступлениях приемник зарегистрирует волну, которая последовательно пробегает поры и скелет породы. В кавернозной породе из-за малого количества актов дифракции становится реальной возможность регистрации в первых вступлениях дифрагированной волны. Исследования показывают, что время распространения такой волны, идущей по высокоскоростному (по сравнению с поровой жидкостью) скелету, будет меньше суммарного времени последовательного пробега волной каверн и скелета. [10]

Таким образом, скорость распространения продольной волны в кавернозных породах должна быть существенно выше, чем в гранулярных породах той же пористости. Величина завышения зависит от количества и размеров каверн, их формы и взаимного расположения и будет иной в каждом конкретном случае.

Из последнего рассуждения следует, что пористость кавернозных пород, определяемая по уравнению среднего времени занижена рис. 3.22. Пористость, определяемая по уравнению среднего времени характеризует лишь часть общей пористости - а именно межзерновую. Общую пористость по АК рекомендуется находить из статистических уравнений (керн-керн, керн-ГИС). Статистические уравнения более точны потому, что учитывают влияние глубины и других геологических факторов, не входящих в уравнение среднего времени. [7] Уравнения, полученные первыми двумя методами хорошо коррелируются рис. 3.23-3.24, в то время как значения пористости, полученные по уравнению среднего времени, значительно от них отличаются. Погрешность определения пористости по статистическим уравнениям ±2% рис.3.25.

3.4.4. Определение пористости комплексом методов ГИС

Достоверное определение пористости полиминеральных пород обеспечивается комплексом методов пористости АК - НК - ГГКП, позволяющий учитывать литологический состав пород. Для биминеральной породы интерпретация данных ГИС осуществима при использовании комплексных парных палеток АК - НК, АК - ГГКП, НК-ГГКП.

Построенная для пород осинского горизонта палетка определения Кп по комплексу АК-НКТ рис. 3.30 свидетельствует, что все точки соответствующие коллекторам вылетают из литологической сетки из-за влияния каверновой пористости, значение которой превышает 2%. Поэтому данный комплекс для определения Кп коллекторов Якутского месторождения не может быть использован. Не может быть использован и метод основанный на комплексировании АК-ГГП, поскольку из-за занижения значения ∆t будет занижена определяемая по данному комплексу пористость.

В карбонатных разрезах биминерального состава с успехом используется комплексирование ГГКП-НКТ. Кп определенный по палеточным зависимостям ГГКП-НКТ для пород осинского горизонта Якутского месторождения показал хорошую сходимость с керновыми данными. Из рис.3.31. видно, что Кп определен по данной палетке не во всех точках области неколлекторов, это объясняется их полиминеральным составом. Из рис. 3.31. и 3.32. также виден преимущественно биминеральный состав коллекторов (известковистые доломиты).

Рис.3.31. Палетка для определения Кп по комплексу ГГКП-НКТ.

Основным минус использования данной методики является невозможность определения вторичной пористости коллекторов. А в целом для определения общей пористости методика может быть рекомендована как эффективная, погрешность оределения пористости составляет ±2,5% рис. 3.33.

Рис.3.32. Комплексирование ГГКП-НКТ для коллекторов и неколлекторов осинского горизонта Якутского месторождения.

Рис.3.33. Сопоставление результатов определения Кп по керну и Кп по комплесу методов ГГКП-НКТ.

Существующие в настоящее время методики комплексной интерпретации основаны, как правило, на решении системы петрофизических уравнений, связывающие физические свойства пород с объемным содержанием составляющих их компонентов. [2]

В общем случае карбонатную породу можно представить как сложную много компонентную систему, состоящую из блоков с межзерновой пористостью, трещин и каверн. Скелет породы сложен карбонатным материалом с примесями веществ, переотложившимися в процессе катагенеза. Соотношение минеральных компонентов в скелете зависит от условий осадконакоплений и степени преобразования породы. [4]

В общем виде объемная модель описывается следующим соотношением:

Кск+Кп мз+Кп вт=1, (2.21)

где Кск - содержание твердой фазы (скелета); Кп мз - межзерновая пористость блоков; Кп вт - вторичная пористость пород.

В соответствии с объемной моделью физические свойства пород связаны с объемным содержанием всех компонентов посредством линейных уравнений.

В качестве физических свойств пород используются интервальное время (∆t) по АК, водородосодержание (W) по ННК-Т (НГК, ННК-НТ), объемная (5п) по ГГКП. Под компонентами горной породы подразумевают составные части пористости (межзерновая, каверновая, трещинная) и скелета породы.

Набор минеральных компонентов для карбонатного разреза достаточно широк - это доломит, известняк, ангидрит, глина, кварц, соль, гипс. Выбор компонентов и придание им значений физических величин зависит от интерпретатора и имеющихся априорных сведений. Выбор минеральных компонентов облегчается, если использовать график «М-N» на котором положение пород определяется только их литологией, подчеркнуто выраженной с помощью графика.

В результате анализа выше приведенного графика (рис. 3.34), где модель 1 - это модель коллекторов, а модель 2 - модель неколлекторов осинского горизонта Якутского месторождения, можно сделать вывод о преимущественно полиминеральном составе неколлекторов. Таким образом, матрица коллекторов в основном состоит из доломита и известняка (по петрофизическим данным), а матрица неколлекторов - из доломита, известняка, ангидрита и глины (по литограмме). С учетом этого объемная модель карбонатных коллекторов

осинского горизонта выглядит следующим образом:

Кд+Ки+Кп мз+Кп вт=1, (2.22)
где Кд, Ки - объемное содержание доломита и известняка в породе.
Система уравнений для принятой модели 1 имеет следующий вид:

W=(Kn мз+Кп вт)+Кд\Уд+Ки\Уи; (2.23)

t=Kn мз ∆tж+Кд∆Tд+КиДШ; (2.24)

5п=(Кп мз+Кп вт)8ж +Кд8д+Ки5и; (2.25)

1 =(Кп мз+ Кп вт)+Кд+Ки; (2.26)

где Кп мз, Кп вт - коэффициент межзерновой, вторичной пористости.

По данным исследования керна вся вторичная пористость определяется каверновой составляющей.

Таблица 3.4.

Данные определения каверновой и межзерновой пористости модели коллекторов осинского горизонта

ZK

ZP

Lit

DT

Кпмз

Кпкав

Кпкав/Кп

Кпкерн

Кп ГИС

1064.0

1065.3

14

171.02

8.22

3.38

0.3

11.61

10.14

1065.3

1066.6

14

186.30

12.31

2.27

0.2

14.59

14.58

1066.6

1067.6

78

181.60

10.77

1.86

0.2

12.64

12.38

1067.6

1068.6

14

181.60

11.10

2.82

0.2

13.92

13.47

1068.6

1070.1

78

172.55

8.75

4.56

0.4

13.31

11.10

1073.8

1074.4

78

158.80

4.66

1.55

0.3

6.21

5.72

1075.6

1077.0

14

165.55

6.87

1.23

0.1

8.11

9.03

1077.0

1078.0

14

165.55

6.88

0.50

0.1

7.38

8.99

1078.0

1079.5

14

165.55

6.69

0.17

0.0

6.86

8.43

1079.5

1080.5

78

158.40

4.78

1.03

0.2

5.80

6.28

А объемная модель неколлекторов:

Кд+Ки+Ка+Кгл+Кп мз+Кп вт=1, (2.27)
где Ка, Кгл - объемное содержание ангидрита и глины.
Система уравнений для принятой модели 2 имеет следующий вид:

W=(Kn мз+Кп BT)+KflWfl+KnWH+ Ка\Уа+Кгл\Угл; (2.28)

t=Kn мз А1ж+КдА1д+КиА1и+ Kata+Kratni; (2.29)

5п=(Кп мз+Кп вт)8ж +Кд5д+Ки8и+ Каба+Кглбгл; (2.30)

1 =(Кп мз+ Кп вт)+Кд+Ки+Ка+Кгл. (2.31)

Анализ сравнения сопоставления Кп по керну и Кп по модели коллекторов и неколлекторов показывает сходимость в пределах ±2% погрешности. Преимущество использования данных моделей заключается в комплексном подходе к определению общей и вторичной пористости. Качество полученных результатов подтверждается также графиком сопоставления доли каверновой пористости по керну с данными полученными по данной модели рис. 3.35. Таким образом данную модель можно рекомендовать для определения Кп коллекторов осинского горизонта Якутского месторождения, как наиболее полно отражающую общую и вторичную пористость и компонентный состав пород.

Шифр кривых Ккав/Кп.

Выводы: для выделения коллекторов в пласте 0-1 Якутского месторождения рекомендуется использовать прямые качественные признаки проникновения фильтрата промывочной жидкости в породу, а в случае отсутствия данных проникновения, косвенный количественный критерий Кпгр=5.6%.

Коэффициент пористости осинских отложений оценивался с помощью методов НКТ, ГГКП, АК. Данные методики не всегда дают надежные результаты при интерпретации данных ГИС кавернозных полиминеральных пород. Поэтому рекомендуется комплексный подход к оценке общей и вторичной пористости коллекторов Якутского месторождения по моделям петрофизических уравнений. Анализируя полученные результаты Кпм и Кпкав, можно сделать вывод о преимущественно гранулярно-каверновом и каверново-гранулярном типе пористости коллекторов осинского горизонта Якутского месторождения, что подтверждается данными исследования керна.

PAGE10


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

19887. Застосування запобіжних заходів 122.5 KB
  ТЕМА 13: Застосування запобіжних заходів План 1. Поняття підстави і мета застосування заходів процесуального примусу. 2. Види запобіжних заходів. 3. Процесуальний порядок обрання зміни і скасування запобіжного заходу. 1. Поняття підстави і мета застосування захо
19888. Зупинення і закінчення досудового слідства 131 KB
  ТЕМА 14: Зупинення і закінчення досудового слідства 1. Поняття підстави та процесуальний порядок зупинення досудового слідства 2. Підстави форми та процесуальний порядок закінчення досудового слідства 1. Поняття підстави та процесуальний порядок зупинення досуд
19889. Прокурорський нагляд за виконанням законів при провадженні дізнання і досудового слідства 46.17 KB
  ТЕМА 15: Прокурорський нагляд за виконанням законів при провадженні дізнання і досудового слідства План 1. Сутність прокурорського нагляду за органами дізнання і досудового слідства. 2. Форми і методи прокурорського нагляду за провадженням дізнання і досудового слі...
19890. Підсудність. Попередній розгляд справи суддею 25.78 KB
  ТЕМА 16: Підсудність. Попередній розгляд справи суддею План 1. Поняття і значення підсудності. 2. Види підсудності. 3. Процесуальний порядок попереднього розгляду справи суддею. 1. Поняття і значення підсудності Правосуддя в Україні здійснюється виключно судами.
19891. Судовий розгляд кримінальної справи 49.77 KB
  ТЕМА 17: Судовий розгляд кримінальної справи 1. Загальні положення судового розгляду. 2. Підготовча частина судового засідання. 3. Судове слідство 4. Судові дебати та останнє слово підсудного. 5. Постановлення вироку. 1. Загальні положення судового розгляду Судови...
19892. Провадження справ у апеляційній інстанції 48.86 KB
  ТЕМА 18: Провадження справ у апеляційній інстанції План 1. Суть завдання та основні риси апеляційного провадження. 2. Суб'єкти процесуальний порядок і строки розгляду в суді кримінальних справ у апеляційному провадженні. 3. Скасування зміна вироку ухвали постанови ...
19893. Застосування примусових заходів медичного характеру 28.32 KB
  ТЕМА 19: Застосування примусових заходів медичного характеру План 1. Поняття примусових заходів медичного характеру та їх види 2. Процесуальний порядок провадження досудового слідства в справах про діяння неосудних або обмежено осудних осіб 3. Особливості судового
19894. Протокольна форма досудової підготовки матеріалів 27.85 KB
  ТЕМА 20: Протокольна форма досудової підготовки матеріалів План 1. Сутність протокольної форми досудової підготовки матеріалів. 2. Порядок оформлення протокольної форми досудової підготовки матеріалів органами внутрішніх справ. 3. Процесуальний порядок провадження...
19895. Провадження у справах про злочини неповнолітніх 41.7 KB
  ТЕМА 21: Провадження у справах про злочини неповнолітніх План 1. Особливості провадження у кримінальних справах про злочини неповнолітніх. 2. Предмет доказування у справах про злочини неповнолітніх. 3. Особливості провадження досудового і судового слідства у справах ...