96475

Карбонатные коллектора УВ на примере пластов Т1 и Т2 Бобровского месторождения

Реферат

География, геология и геодезия

В формировании коллекторских свойств карбонатных пород существенную роль играют пустоты вторичного происхождения, и в первую очередь трещиноватость. Значительная твердость и слабая пластичность карбонатных пород приводит к их интенсивному растрескиванию в процессе геотектонических движений земной коры, в результате чего образуется...

Русский

2015-10-06

571.5 KB

5 чел.

Федеральное агентство образования Российской Федерации

Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет

Институт Геологии и Геоинформатики

Кафедра Геофизических исследований скважин

Реферат по дисциплине                      «сложные коллектора»:

Карбонатные коллектора УВ на примере пластов     Т1 и Т2 Бобровского месторождения

Выполнил:

ПаромовС.В.

ГИС-05

Проверил:

Ф.Я. Боркун

г. Тюмень

Содержание

Введение………………………………………………………...…………...……..………….3

Вещественная характеристика и сведения о ФЭС коллектора…………...……..…...…….4

Задачи, решаемые ПВР в закрытом стволе……………...…………………………………..14

Список литературы...……………………………………………………………………….....34

Введение

Бобровское месторождение включает 4 основных купола: Проскуринский, Майский, Семеновский и Савельевский, в недрах которых установлена нефтеносность в следующих пластах-коллекторах:

  •  на Проскуринском куполе пласты: А4  башкирского яруса, О1, О2, О3, О4, О5 окского надгоризонта, Б0 тульского горизонта, Б2 бобриковского горизонта, Т11) и Т22) турнейского яруса;
  •  на Майском куполе пласты: А4  башкирского яруса; О23 окского надгоризонта, Т11) турнейского яруса;
  •  на Семеновском куполе пласты: О12 окского надгоризонта, Б2 бобриковского горизонта и Т11) турнейского яруса;
  •  на Савельевском куполе пласты: А4  башкирского яруса, О2, О3, О4 окского надгоризонта, Б0 тульского горизонта, Б2 бобриковского горизонта, Т11) и Т22) турнейского яруса;

Характеристика пластов-коллекторов, их вещественного состава, оценка их пористости, нефтенасыщенности и местоположения контакта «нефть-вода» (ВНК) дается по данным детальных исследований керна и геофизических исследований как в поисково-разведочных, так и в эксплуатационных скважинах.

СТРОЕНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

И ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ИЗУЧЕНИЯ ПО КОМПЛЕКСУ

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

В формировании коллекторских свойств карбонатных пород существенную роль играют пустоты вторичного происхождения, и в первую очередь трещиноватость. Значительная твердость и слабая пластичность карбонатных пород приводит к их интенсивному растрескиванию в процессе геотектонических движений земной коры, в результате чего образуется довольно густая сеть трещин. Аналогичные свойства приобретает весь осадочный комплекс на больших глубинах, где в условиях высоких геостатических давлений и температур происходит его существенное уплотнение. По мере возрастания глубин разведываемых и разрабатываемых объектов роль трещинных коллекторов будет неуклонно возрастать.

ЛИТОЛОГИЯ  И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО  ПРОСТРАНСТВА

Литологически карбонатные породы представлены в различной степени глинистыми известняками и доломитами, а также переходными между ними разностями. Известняки по своему происхождению подразделяются на биогенные или органогенные, хемогенные и обломочные. Биогенные и органогенные известняки образуются из остатков животных и растительных организмов и имеют наиболее широкое распространение. Типичным примером органогенных известняков являются рифовые известняки, которые встречаются в виде мощных массивов неправильной формы. Другой своеобразной разновидностью известняков органического происхождения является мел, состоящий из органических остатков микроскопических одноклеточных известковых водорослей. Мел характеризуется однородностью, тонкозернистостью, высокой пористостью и очень низкой проницаемостью.

Известняки химического происхождения возникают при химическом осаждении кальцита из пересыщенных растворов. Хемогенные известняки, как правило, имеют микрозернистую структуру, лишены органических остатков и залегают в форме пластов.

Обломочные известняки образуются при переотложении более древних континентальных известковых массивов, сложены зернами различного размера и часто содержат примеси терригенного материала. Промежуточное положение между обломочными и хе-могенными занимают оолитовые известняки, которые образованы зернами сферической формы в обстановке химического осаждения карбоната кальция в зонах подвижных вод.

Доломиты по своему происхождению могут быть первично-осадочными, диагенетическими и эпигенетическими. Первично-осадочные доломиты выпадают из водных растворов повышенной солености и характеризуются равномерно-зернистой структурой и пластовым залеганием. Характерным является их переслаивание с гипсом, иногда встречаются включения ангидритов. Диагенетические доломиты образуются из известкового осадка в процессе формирования горной породы и имеют наибольшее распространение. Эпигенетические доломиты возникают в сформировавшихся известняках при циркуляции пластовых вод и обычно залегают в виде линз.

В общем случае для карбонатных пород характерно многообразие типов пористости и сложное строение норового пространства. Однако при изучении карбонатных коллекторов и интерпретации данных промыслово-геофизических исследований целесообразно выделить три основных типа пористости.

1. Пористость скелета или блока породы. Блоковая пористость карбонатных пород образуется как в начальной стадии их формирования. так и в результате последующего преобразования карбонатного материала в процессе диагенеза и эпигенеза. По своему происхождению блоковая пористость может быть как первичной, так и вторичной.

Различаюг межкристаллическую, межзерновую, оолитовую и окаменелостную блоковую пористость. Межкристаллическая пористость образована пустотами малых размеров между кристаллами породы и в большинстве случаев не эффективна. Межзерновая пористость характерна для обломочных известняков и формируется за счет пустотного пространства между обломочными частиками различного размера при их произвольной укладке. Оолитовая пористость возникает при отложении сферических частиц близкого размера, обычно сферические зерна смешаны с обломочными.

Окаменелостная пористость и ее разновидность — рифовая пористость образуются в процессе выщелачивания и распада карбонатных органических остатков, когда они являются более растворимыми по сравнению с остальной породой.

Поскольку блоковая пористость представляет систему сообщающихся между собой пустот между зернами и кристаллами породы, ее влияние на удельное электрическое сопротивление эквивалентно межзерновой пористости и может быть описано известной формулой относительного сопротивления. Как правило, блоковая пористость составляет большую часть емкости карбонатной породы и содержит значительные количества пластовой воды.

1 Трещинная пористость. Трещины возникают в результате ханического разрушения карбонатных пород при геотектониче-меич движениях земной коры и представляют собой тектонический Сазрыв без смещения слоев. Характерная особенность трещины как пустотного пространства — это значительные ее размеры в двух направлениях (длина и ширина) и малый размер в третьем „управлении (раскрытость). Микротрещины имеют раскрытость менее 10 мкм и не обнаруживаются при визуальном осмотре по-ооды. Трещины с раскрытостыо более 10 мкм относятся к макротрещинам. Трещинная пористость составляет небольшую долю емкости карбонатных пород, но имеет важное значение в формировании фильтрационных свойств коллекторов.

3. Каверновая пористость. Каверны и карстовые пустоты возникают в процессе выщелачивания и растворения карбонатов при движении пластовых вод. Характерные особенности каверн и карстовых пустот — это их относительно большие размеры, неправильная форма и замкнутость в пространстве. При непроницаемой блоковой пористости описываемые пустоты, как правило, сообщаются между собой через сеть трещин. Каверновая пористость карбонатных пород часто является определяющей в формировании емкостных свойств коллекторов.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДОРОДОСОДЕРЖАНИЯ И ОБЩЕЙ

ПОРИСТОСТИ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД

ПО ДАННЫМ НЕЙТРОННОГО ГАММА-КАРОТАЖА

Показания нейтронного гамма-каротажа (НГК) в общем случае определяются водородо- и хлоросодержанием, литологическим составом карбонатных пород. Для мономинеральных карбонатных разрезов, сложенных преимущественно известняками или доломитами и насыщенных водами не очень высокой минерализации, между показаниями НГК и общим водородосодержанием wΣ существует зависимость, свободная от влияния типа и строения пор, структурных и текстурных особенностей пород, а также от характера распределения глинистых включений.

Общее водородосодержание породы определяется водородосодержанием флюидов, насыщающих поровое пространство, и минералов с химически и молекулярно связанной водой: гипса (CaS042H20), глин, в состав которых входят водные алюмосиликаты и др.

При наличии в карбонатном разрезе примесей в виде глинистых частиц и отсутствии в заметных количествах других минеральных компонентов, содержащих химически связанную воду, общее водородосодержание

где   wгл — удельное   водородосодержание   глин;    Сгл — объемная глинистость.

Для оценки содержания глинистого материала в карбонатной породе на образцах используется ее нерастворимый остаток, и предыдущая формула может быть переписана в следующем виде:

где wнo — удельное водородосодержание нерастворимого остатка; Сно — содержание   нерастворимого остатка.

В чистых неглинистых карбонатных породах показания НГК зависят от общей пористости.

В настоящее время радиометрические исследования в скважинах проводятся преимущественно с помощью аппаратуры СП-62, ТРКУ-100, Р-6 на газоразрядных счетчиках и типа ДРСТ на сцинтилляционных детекторах. На моделях чистых известняков установлено,   что   между   показаниями   нейтронного   гамма-каротажа

(НГК) и логарифмом пористости существует линейная связь при членении последней от 2—5 до 30—40 % (см. рис. 8). На характер рассматриваемых  зависимостей  значительное  влияние  оказывают аппаратурные факторы и скважинные   условия   измерения. Непосредственно   использовать   зависимости   Jнгк = f (lg Кп.общ) для количественной оценки пористости невозможно в связи с несовершенством  и нестандартностью серийной  аппаратуры  и сложностью не точной эталонировки при замерах  в скважинах. Как правило, диаграммы НГК регистрируются в несопоставимых масштабах, что требует и их дополнительной обработки или раздельной интерпретации.

ЗАВИСИМОСТЬ    ПОКАЗАНИЙ    НГК   ОТ    ВОДОРОДОСОДЕРЖАНИЯ

Зависимость показаний НГК от водородосодержания или общей пористости оценивается двумя способами.

В одном из них, получившем наибольшее применение, материалы НГК обрабатываются по каждой скважине раздельно. Зависимость Jнгк = f (wΣ) устанавливается способом двух опорных горизонтов с известной пористостью или нормированием показаний НГК по пористости путем графических сопоставлений значений НГК с относительными сопротивлениями ρ или интервальным временем пробега ультразвуковой волны ΔT.

В другом способе исправленные значения Jнгк, полученные для ряда скважин, приводятся к единому масштабу и используются для установления общей для всех скважин зависимости Jнгк = f (wΣ)- Обработка диаграмм НГК и приведение их к единому масштабу осуществляются способом двух опорных горизонтов или статистическим нормированием показаний.

Способ двух опорных горизонтов

Для построения зависимости Jнгк = f (wΣ) по двум пластам с известным водородосодержанием в разрезе изучаемой скважины выбираются пласты высокого и низкого водородосодержания, для которых определяются показания Jнгкmax и Jнгкmin  и соответственно водородосодержания wΣmin и wΣmax. За пласт с высоким водородосодержанием обычно принимают размытые глины.

Содержание поровой воды в глинах, а, следовательно, и пористость снижаются с увеличением глубины их залегания и геологического возраста (рис. 1). Как видно, пористость глин изменяется в широких пределах и на глубинах от 2500 до 5000 м колеблется от 17 до 2 %. Приведенные кривые могут быть использованы для приближенной количественной оценки содержания поровой воды в глинах. В глинистых минералах, таких как каолинит, хлорит магнезиальный, гидромусковит, монтмориллонит, содержание связанной воды wсв соответственно 0,34; 0,34; 0,19; 0,22.

Истинное суммарное водородосодержание чистых, без терригенных примесей глин колеблется в пределах 21—45 % и должно устанавливаться дли каждого изучаемого разреза. При практической интерпретации диаграмм НГК для оценки •пористости карбонатных пород определяют не истинное водородо-содержанне глин, а его условное значение для фиктивной wфик среды, представленной карбонатной породой, против которой показания НГК равны показаниям в глинах. Такие значения могут быть установлены на основании статистической обработки показаний НГК в пластах глин и соответствующих им величин суммарного водородосодержания,    найденных     по    палетке Jнгк = f (lg Кп.общ).

Так, например, путем статистической обработки большой выборки (более 500 пластовых пересечений) материалов НГК в третичных глинах Восточного Предкавказья получена корреляционная связь условного водородосодержания от глубины их залегания (см. рис.1, кривая 5). Приведенная связь с некоторым приближением может быть использована для количественной оценки условного  водородосодержания  глин wфик.

В качестве второго опорного пласта обычно выбираются низкопористые плотные чистые неглинистые карбонатные породы. Пористость второго опорного пласта устанавливается по значениям относительного сопротивления, данным акустического каротажа или керна. Однако даже при малой глинистости выбранного опорного пласта необходимо определять суммарное его водородосодержание

Где wΣ оп 2 - суммарное водородосодержание опорного плотного пласта;

Кп.общ - пористость опорного пласта, найденная по относительному сопротивлению, акустическому каротажу или керну;

Сно — содержание нерастворимого остатка, определяемое по данным анализа керна, кривым ГК или ПС.

Рис.  1.   Усредненные  зависимости нормального уплотнения   глин различного возраста   от глубины   залегания (по Б. Л. Александрову)

1 — Волгоградское Поволжье (пермь, карбон, девоп);

2 — Тюменская область (мел, юра);

3 — Предкавказье (неоген, палеоген, мел);

4 — Туркмения, Азербайджан (неоген, палеоген); 5 — зависимость водо-родосодержания глин от глубины их залегания (Восточное Предкавказье, неоген, палеоген, мел)

По двум пластам с известными водородосодержанием и показаниями НГК строится зависимость Jнгк = f (wΣ), которая и используется для определения водородосодержаиия всех выделенных пластов в каждой скважине.

Для чистых карбонатных пород с небольшим содержанием нерастворимого остатка (Сно<54-10 %) может быть применен способ нормирования показаний НГК по пористости путем построения графиков зависимости относительных сопротивлений Р, полученных для полностью водонасыщенных гранулярных пород, от показаний ПГК- Используя линию гранулярных пород и зависимость относительного сопротивления от пористости (см. рис. 33), можно построить график Jнгк = f (Ко.общ) и определить общую пористость всех интерпретируемых интервалов.

Способ двух опорных горизонтов применим при наличии в разрезе двух пластов с высокой и низкой пористостью, хорошо выдержанных и не меняющих своих свойств в пределах изучаемой площади или территории. Обычно в качестве одного из опорных пластов выбирается интервал уплотненных низкопористых пород с максимальными показаниями Jнгкmax, а в качестве другого — размытые глины с минимальными величинами Jнгкмин - Показания НГК каждого интерпретируемого пласта Jнгк преобразуются в масштаб двойного разностного параметра по формуле

Параметр Jнгк не зависит от аппаратурных искажений и при одинаковой пористости пород является постоянной величиной во всех скважинах.

Основные погрешности при использовании способа двух опорных пластов возникают из-за возможного изменения их физических свойств по площади. При этом нет никаких объективных критериев проверки выдержанности свойств опорных пластов, что не позволяет определить величины допускаемых ошибок.

ИЗУЧЕНИЕ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД С ПОМОЩЬЮ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

Современная аппаратура акустического каротажа позволяет регистрировать скорость распространения, амплитуды и коэффициенты поглощения продольных Р и в благоприятных условиях поперечных S волн, а также полные волновые картины и фазокорреляционные диаграммы. Перечисленные параметры зависят от свойств горных пород: модулей упругости, сжимаемости, плотности, содержания основных составляющих (скелета, жидкости, насыщающей поровое пространство, глинистого материала) и термобарических условий, в которых проводятся измерения.

Один из основных параметров определяющих скорости распространения продольных и поперечных волн, — это пористость. В карбонатных породах встречаются межзерновая, трещинная, каверновая пористости, которые по-разному влияют на скорости продольных и поперечных волн. Наиболее изучена зависимость скорости (интервального времени) продольной волны от пористости гранулярных пород. Для этого случая широко применяется формула среднего времени [см. выражение (3.7)].

Скорость поперечной волны с ростом пористости гранулярных пород уменьшается более резко, чем продольной. Для пород различной литологии соотношение между скоростями Р и S волн выдерживается постоянным. Так, отношение vslvp для песчаника (кварца) составляет 1,6, известняка— 1,9, доломита— 1,8.

Амплитуды акустических волн в плотных гранулярных породах высокие, затухание их мало и возрастает с увеличением пористости, на фазокорреляционных диаграммах наблюдаются четкие оси синфазности и на них можно выделить как продольную, так поперечную волну.

В породах с трещинно-каверново-блоковой пористостью волновое поле сильно усложняется. Трещины приводят к возникновению многочисленных волн — отраженных, преломленных, обменных. Вследствие этого и интерференции колебаний выделение волн разного типа усложняется. На образование вторичных волн затрачивается значительная энергия, в результате происходит существенное ослабление первичных продольной и поперечной головных волн. При  этом  особенно  интенсивно   поглощается  поперечная   волна.

Закономерности в распространении скорости продольных и поперечных волн в сложных карбонатных породах изучены недостаточно. По данным экспериментальных исследований установлено, что скорость продольной волны, распространяющейся по нормали к плоскости трещины, уменьшается с ростом трещинной пористости. Влияние трещин, имеющих вертикальное и тангенциальное направления на регистрируемые скорости продольной волны, практически находятся в пределах погрешностей измерений.

Как известно, размеры каверн в карбонатных породах могут изменяться от величин, соизмеримых с межзерновыми порами, до карстовых мегаполостей. Акустические волны распространяются по скелету породы и флюиду в порах, имеющих размеры, соизмеримые с длиной волны. Значения пористости кавернозных пород» рассчитываемые по акустическому каротажу, в общем случае близки к межзерновой пористости или несколько выше ее.

В сложных карбонатных коллекторах амплитуды продольных и поперечных волн из-за интенсивного поглощения существенно снижаются, при этом наиболее значительно этот процесс проявляется для поперечной волны, ее амплитуды уменьшаются в 3—5 раз больше продольной, фазокорреляционные диаграммы в этом случае имеют сложное строение, оси синфазности для Р волны просматриваются очень слабо, а для S отсутствуют.

Акустические параметры пород-коллекторов зависят от флюидов, заполняющих  поровое  пространство.  Скорость  продольных волн закономерно уменьшается, а поперечных увеличивается при заполнении пор водой, нефтью, газом. Таким образом, при переход от водо- к нефте- и  газонасыщенной частям пласта наблюдаете инверсия в изменении скоростей продольной и поперечной волн что может служить признаком при выделении продуктивных интервалов. Однако эффект существенно снижается при повышении температуры и давления и уменьшении пористости. По результат скважинных   исследований   разница  скоростей   продольных   волн нефте- и водонасыщенных карбонатных породах находится в пределах  погрешностей  измерений.

Тип насыщающего флюида оказывает более существенное влияние на поглощение продольных и поперечных волн. Амплитуды и. коэффициент поглощения продольных волн уменьшаются, а поперечных увеличиваются при заполнении порового пространства породы водой, нефтью, газом. Для породы пористостью 20 % при насыщении различными флюидами эти параметры могут различаться между собой в несколько раз.

В настоящее время акустические методы исследования широко используются для определения пористости пород и выделения трещинных коллекторов. В комплексе с другими геофизическими методами данные акустического каротажа позволяют решать более сложные задачи, такие как оценка литологии, трещинно-каверновой пористости и др.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ

Пористость пород находится по интервальному времени пробега продольной волны с использованием формулы среднего времени. В трещинно-каверново-гранулярных коллекторах вычисленная   пористость  удовлетворяет   условию   Кп.бл < Кп.ак. <Кп.общ.

Из формулы среднего времени следует, что расчет пористости сводится к определению интервального времени в скелете ΔTск и жидкости ΔTж. Данные о ΔTск посчитаны и могут быть взяты из справочников. Однако на практике могут быть отклонения от приведенных значений, что обусловлено геологическими особенностями изучаемых пород (наличием терригенных, глинистых и доломитовых примесей), влиянием термобарических условий и систематическими погрешностями измерений.

В связи с этим рекомендуется проводить уточнение ΔTск для конкретных объектов исследования. Для определения интервального времени пробега волны в скелете породы по материалам каротажа строятся графики ρп = f (ΔT). Для того чтобы получить линейную зависимость удельных сопротивлений от пористости, удельные сопротивления откладываются на корневой шкале (Рис. 2). Как видно, связь между интервальным временем пробега продольной волны и удельным сопротивлением характеризуется существенным разбросом точек, обусловленным в основном влиянием сложной литологии пород. Поскольку в разрезе преобладают известняки, усредняющие линии проведены по основной закономерно группирующейся области точек. Наклон усредняющих линий определяется удельным сопротивлением пластовой воды ρв. Интервальное время в скелете породы находится по значению ΔTп при ρп  бесконечности n = 0). По большинству скважин изучаемой толщи с замерами АК без систематических ошибок (см.  рис. 77, б  и  в),  что  контролировалось  по   показаниям АК в свободной колонне, ΔTск при расчетах принято равным 155 мкс/м. Заниженное значение ΔTск на рис. 2, а, обусловлено систематическими погрешностями измерений и должно учитываться при интерпретации.

Интервальное время в жидкости находится по номограмме. Для рассматриваемого примера минерализация пластовых вод равна 125 г/л, температура 170—180 °С и давление 50 МПа. С учетом этих данных  ΔTж = 625 мкс/м.  Используя  полученные результаты и определив по графику ΔT = fп) для каждой скважины фактическое ΔTск. отличающееся от принятого значения (155 мкс/м) из-за систематических погрешностей измерений, по формуле вычисляем Кn.

Рис. 2.  Графики зависимости удельного сопротивления от показаний акустического каротажа в различных скважинах

а — ΔTск = 149   мкс/м, ρв — 0,018  Омм;

б — ΔTск = 155   мкс/м, ρв — 0,018  Омм;

в —  ΔTск = 158  мкс/м, ρв — 0,022  Омм.

ВЫДЕЛЕНИЕ ТРЕЩИННЫХ  КОЛЛЕКТОРОВ

Выделение трещинных коллекторов основано на сравнении характеристик поглощения акустических волн (амплитуд затухания, волновых картин и фазокорреляционных диаграмм).

Основные признаки таких коллекторов следующие:

а) существенное снижение амплитуд продольных и поперечных волн, интенсивное их затухание;

б) уменьшение общей деятельности волновой картины;

в) сложная конфигурация фазокорреляционных диаграмм и нарушение на ней осей синфазности. На фазокорреляциоиных диаграммах в трещинных зонах можно выделить лишь цуг колебаний продольной волны.

Следует заметить, что серийная аппаратура АК не всегда обеспечивает необходимую точность измерения основных параметров по-глощения акустических волн, что существенно ограничивает использование этого метода при выделении трещинных коллекторов. Как установлено на основе многолетних исследований трещинных коллекторов, в них преобладают вертикальные трещины, которые практически   не   влияют   па  распространение   продольных   волн.

В связи с этим использование параметров этих волн при выделении трещинных коллекторов малоэффективно.

Наибольшей чувствительностью к трещиноватости пород обладают динамические параметры поперечной волны: амплитуды, энергия, коэффициент затухания. Повышенное затухание поперечной волны и практически отсутствие затухания продольной при высокой скорости их распространения, характерные для плотных пород, к которым обычно приурочены трещинные зоны, в сочетании с наличием на фазокорреляционных диаграммах волн вторичного типа являются  критериями выделения трещин в горной породе.

Если повышенное затухание поперечной волны сопровождается уменьшением скорости ее распространения, что может быть связано с высокой пористостью, глинистостью или слоистостью пород, для однозначного выделения зон трещиноватости необходимо привлекать данные других методов (ГК, НГК, БК и т. п.). Трещинные породы могут быть выделены по данным динамических параметров волн (амплитуд, затуханию) анализом полных волновых картин, а также по фазокорреляционным диаграммам. Пример выделения трещинных коллекторов по фазокорреляционной диаграмме показан на рис. 78. Коллекторы отмечаются усложнением конфигурации ФКД и нарушением на ней осей синфазности (заштрихованные участки). Выделенные интервалы хорошо прослеживаются и на диаграммах других методов.

Рис.  3.  Выделение трещинных коллекторов по фазокорреляционной диаграмме (по А. Ф.  Боярчуку) Здесь ρс — 1,08  Омм

В связи с этим использование параметров этих волн при выделении трещинных коллекторов малоэффективно.

Наибольшей чувствительностью к трещиноватости пород обладают динамические параметры поперечной волны: амплитуды, энергия, коэффициент затухания. Повышенное затухание поперечной волны и практически отсутствие затухания продольной при высокой скорости их распространения, характерные для плотных пород, к которым обычно приурочены трещинные зоны, в сочетании с наличием на фазокорреляционных диаграммах волн вторичного типа являются  критериями выделения трещин в горной породе.

Если повышенное затухание поперечной волны сопровождается уменьшением скорости ее распространения, что может быть связано с высокой пористостью, глинистостью или слоистостью пород, для однозначного выделения зон трещиноватости необходимо привлекать данные других методов (ГК, НГК, БК и т. п.). Трещинные породы могут быть выделены по данным динамических параметров волн (амплитуд, затуханию) анализом полных волновых картин, а также по фазокорреляционным диаграммам. Пример выделения трещинных коллекторов по фазокорреляционной диаграмме показан на рис. 78. Коллекторы отмечаются усложнением конфигурации ФКД и нарушением на ней осей синфазности (заштрихованные участки). Выделенные интервалы хорошо прослеживаются и на диаграммах других методов.

Метод   оценки   трещинно-каверновой    пористости

Через комплексную интерпретацию акустического и нейтронного методов

В сложных коллекторах с трещинно-каверново-блоковой пористостью задача оценки емкостных свойств для подсчета запасов нефти и газа заключается в количественном определении общей, блоковой, трещинно-каверновой пористостей и характера насыщения  пород.

Общая пористость может быть найдена по НГК с погрешностями ±20 %. Последние складываются из случайных погрешностей измерений, связанных с точностью записи кривых и учета искажающих скважинных и аппаратурных факторов, и систематических погрешностей, обусловленных точностью обоснования зависимости Кп.общ = f (Jнгк) и неучетом таких факторов, как глинистость и литология пород.

Наиболее надежно блоковая пористость карбонатных пород может быть оценена по результатам анализа керна. Как уже отмечалось выше, при отборе керна на поверхность, как правило, выносятся образцы, лишенные трещинно-каверновой пористости. В результате их анализа могут быть получены представления о блоковой пористости пород. Однако следует иметь в виду, что керновый материал вследствие ограниченного отбора и низкого выноса не всегда представителен. Поэтому, прежде чем использовать керн для определения. Кп.бл. необходимо проанализировать его представительность.

Блоковая пористость может быть найдена и по показаниям акустического каротажа T). Как было показано в предыдущей главе, в сложных карбонатных коллекторах по интервальному времени пробега продольной волны ΔT в общем случае находится пористость, близкая к блоковой. Это вызвано тем, что каверновая пористость оказывает слабое влияние на показания АК. То же самое можно сказать и о вертикальной трещиноватости, преобладающей в карбонатных породах. Однако при распространении в последних трещин горизонтального или близкого к нему направления полученные значения пористости могут оказаться завышенными и даже близкими в общей пористости. Вопрос о возможности определения Кп.бл. по показаниям АК должен решаться для конкретных геологических условий.

На пористость, оцениваемую по относительным сопротивлениям kпр существенно влияет трещиноватость пород, частичное нефтенасыщение пор блока и поперечных трещин. Трещинная пористость в соответствии с теоретическими положениями приводит к снижению удельных сопротивлений в плотных низкопористых пластах. В результате пористость таких пород, найденная по относительному сопротивлению, будет несколько завышенной. При knp — 4 % и более влияние продольных водонасыщенных трещин становится незначительным и по относительным сопротивлениям могут быть получены значения Кп.бл.

При нефтенасыщении межзерновых пор и трещин наблюдается увеличение удельных сопротивлений и занижение величин блоковой пористости. В случае нефтенасыщения межзерновых пор, вероятность которого растет с увеличением блоковой пористости, по относительному сопротивлению определяется часть блоковой пористости &п.в, которая содержит воду.

Высказанные положения создают принципиальные возможности для расчета всех составляющих пористости сложного карбонатного коллектора для каждого пластового пересечения:   

Кп.общ. = Кп.НГК.;

Кп.бл. = Кп.керн = Кп.АК.;

Кп.тр.кав. = Кп.НГК - Кп.АК = Кп.НГК - Кп.керн.;

Однако практическая реализация этой методики затруднена по следующей основной причине. Как известно из теории ошибок измерений, при вычислении искомого параметра по разности двух близких величин резко возрастают погрешности измерений, которые во многих случаях становятся соизмеримыми со значениями этого параметра.

Соответствующие погрешности определения пористости по геофизическим  данным   (15—20 %)   и   ограниченные   отборы   керна не позволяют использовать описанную методику для определения трёщинно-каверновой и части блоковой пористости, которая содержит нефть, каждого пласта. Случайные ошибки могут быть значительно уменьшены при обработке и обобщении большого объема информации. Ошибки определения среднего значения уменьшаются по сравнению с ошибками единичных определений в n раз (где п — число единичных определений).

Рис. 4. Фотографии шлифов. Пласт Т2.

Рис. 5. Фотографии шлифов. Пласт Т1.

Пласт Т1

  1.  Сгустково-мелкодетритовый известняк, слабо пористый, сульфатизированный.
  2.  Известняк органогенно-обломочный, сильно перекристаллизованный, доломитизированный, пористый.
  3.  Скустково-ограногенный (фораминиферы, криноидеи и др.) пористый известняк.
  4.  Тоже самое
  5.  Органогенно-сгустковый известняк, доломитизированный, неравномерно пористый, со стилолитом, заполненным коричневой окисленной нефтью.
  6.  Сгустково-органогенный известняк, пористый, с включениями ангидритов. Стенки пор пропитаны нефтью.

Пласт Т2

  1.  Известняк сгустково-органогенный, сильно перекристаллизованный. Кремнезем замещает органические остатки, реже выполняет поры. Открытых пор мало.
  2.  Доломит замещения мелкокристаллический. Кристаллы замутнены. На стенках пор – налет коричневого битума. Каверны заполнены крупнокристаллическим ангидритом (а).
  3.  Перекристаллизованный известняк с реликтовой органогенной структурой, слабо пористый, окремнелый, стилолитовые швы и тонкие поры выполнены коричневой окисленной нефтью
  4.  Известняк перекристаллизованный с реликтовой органогенной структурой, сульфатизированный, окремненный. Поры редки с коричневой нефтью на стенках.
  5.  Известняк мелкокристаллический с реликтовой органогенной структурой, сульфатизированный, окремнелый, слабо пористый. На стенках пор – коричневая нефть

Вещественная характеристика и сведения о ФЭС коллекторов в Т1 и Т2

Таблица 1. Условия проведения ГИС в скважинах Бобровского месторождения

Температура пластов, параметры пластовой воды

Пласт (группа пластов)

Начальные пластовые давления, МПа

Температура пласта, С

Минерализация пластовой воды, г/л

УЭС(rВ) пластовой воды, Омм

Т1, Т2, Т3

23.1-28.4

56-60

270.0

0.025

Таким образом термобарические условия залегания пластов и технологические условия бурения скважин, в целом, являются благоприятными для проведения геофизических исследований в скважинах.

Краткая литолого-емкостная характеристика пластов Т1 и Т2

Таблица 2. Литолого-емкостные модели продуктивных коллекторов Бобровского месторождения

Пласт

Вещественный состав твердой фазы коллекторов

Емкостные св-ва

Кальцит КК,%

Доломит КД,%

Кварц ККЦ,%

Сульфаты КС,%

Глинистость (Н.О.)/КГЛ,%

КП,%

КВО,%

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Т11)

76.10

6.00

0.00

0.90

6.00

10.45

0.55

2

Т22)

70.00

5.60

0.00

10.00

1.40

11.44

1.56

Пласт Т11) сложен известняками (70-90%) и редкими включениями доломитов. Поры и каверны неправильной и лапчатой формы, унаследованные, типа выщелачивания. Размер их от 0.01 до 1.5 мм в диаметре. Стенки пор пропитаны коричневой и желтой нефтью.

Прослоями известняки плотные, сильно нерекристаллизованные, брекчевидные, стилолитизированные. Стилолитовые швы мелко-бугорчатые, заполнены глинисто-органическим веществом, агрегатными зернами пирита, полости выщелачивания заполнены полностью или частично кварцем или кальцитом.

Пласт Т22) приурочен к отложениям черепетского горизонта турнейского яруса, литологически представлен известняками с прослоями доломитов (рис. 2.).

Известняки серые, средне- и тонкоплитчатые, неравномерно пористые и кавернозные. Породы в различной степени перекристаллизованы до мелкокристаллических.  Поры типа перекристаллизации – выщелачивания, размером от 0.01 до 0.3 мм в диаметре. Вторичные процессы – сульфатизация, окремнение развиты слабо в кровельной части пласта, к подошве пласта степень сульфатизации увеличивается.

Доломиты мелкокристаллические метасоматического происхождения, неравномерно пористые и кавернозные.

Поры и каверны типа перекристаллизации – выщелачивания размером от 0.01 до 3.0 мм, частично заполнены крупнокристаллическим  ангидритом, гипсом и халцедоном. Спорадическое насыщение первичных пор окисленной нефтью наблюдается в обоих литотипах пород.

Сведения о фильтрационно-емкостных свойства коллектора

Литолого-емкостные модели пластов Т1 и Т2

Рис. 1.  Литолого-емкостная модель продуктивного пласта Т1 Бобровского месторождения.

Рис. 2. Литолого-емкостная модель продуктивного пласта Т2 Бобровского месторождения.

Фильтрационная модель коллекторов в пластах Т1 и Т2

Рис. 4.4.4.4  3. Распределение значений коэффициента открытой пористости по пласту Т1 Проскуринского купола

Рис. 4.4.4.5  4. Распределение значений коэффициента открытой пористости по пласту Т2 Проскуринского купола

Рис. 4.4.4.9  5. Распределение значений коэффициента открытой пористости по пласту Т1 Майского, Савельевского и Семеновского куполов

Рис. 4.4.4.10  6. Распределение значений коэффициента открытой пористости по пласту Т2 Майского, Савельевского и Семеновского куполов

Рис. 4.4.6.4  7. Гистограмма Кн по ГИС 2009г. и ГИС 1996г., коллекторов пласта Т1 Проскуринского купола

Рис. 4.4.6.5  8. Гистограмма Кн по ГИС 2009г. и ГИС 1996г., коллекторов пласта Т2 Проскуринского купола

Рис. 4.4.6.9  9. Гистограмма Кн по ГИС 2009г. и ГИС 1996г., коллекторов пласта Т1 Майского, Савельевского и Семеновского куполов

Рис. 4.4.6.10  10. Гистограмма Кн по ГИС 2009г. и ГИС 1996г., коллекторов пласта Т2 Майского, Савельевского и Семеновского куполов

Обоснование интерпретационной модели коллектора

Определение коэффициента пористости коллекторов  (Кп)

Из приведенного комплекса ГИС в скважинах Бобровского месторождения нефти только метод нейтронной-гамма активности (НГК) может быть использован для оценки коэффициента открытой пористости как карбонатных, так и терригенных кварцевых коллекторов. Благоприятной физической предпосылкой к этому является межгранулярный тип емкости названных коллекторов. Даже возможное присутствие трещинной емкости в карбонатных коллекторах будет учтено как общая эффективная их емкость, хотя и не учитывается дифференцированно.

Так как измерения диаграмм НГК не были стандартизованы и реализованы скважинной аппаратурой различного типа (ДРСТ-1, ДРСТ-3 и СРК), данные по эталонировке измерений и масштабов этими приборами отсутствуют, то нормирование данных метода НГК предлагается проводить с использованием двойного разностного параметра с использованием метода двух опорных пластов:

Jnγ i - Jnγ min

  ∆J =  _______________         

 Jnγ max - Jnγ min

где  ∆J  - двойной разностный параметр.

J i ,  J min , J max – показания  НГК, соответственно, в интерпретируемом с минимальной и максимальной пористостью, пластах.

Зависимости двойного разностного параметра от коэффициента пористости (Кп)  для различного типа приборов, диаметра скважины и литотипа коллектора представлены на Рис. 11-13.

В качестве опорного пласта с максимальной пористостью принимались размытые глины (dкав ≥ 40см) бобриковского горизонта, характеризующиеся минимальными показаниями НГК.

В качестве опорного пласта с минимальной пористостью (Кп = 1%) принимались ангидриты в окских отложениях.

В значение интенсивности вторичного гамма-излучения опорного плотного пласта при подсчете пористости вводился поправочный коэффициент 1.1 для приведения значений интенсивности против ангидритов к значениям плотного пласта известняка.

Пористость определялась для пропластков толщиной не менее 1м, поэтому поправка за инерционность аппаратуры не вводилась.

Рис. 11. Зависимость ∆JНГК от пористости КП.

Прибор ДРСТ-1(НГК-60), скважина необсаженная.

Шифр кривых – dСКВ, мм

Рис. 12. Зависимость ∆JНГК от пористости КП.

Прибор ДРСТ-3(НГК-60), скважина обсаженная, dК=146мм.

Шифр кривых – тип колонны.

Рис. 13.  Палетка для введения поправок в величину КПН

за влияние минерального состава твердой фазы

Шифр кривых – литология

Так как по данным метода НГК определяется нейтронная пористость (Кпн), соответствующая водородосодержанию (w) коллектора, то нахождение реальной емкости карбонатных и, особенно, терригенных коллекторов, требует внесение поправки со знаком (-) за водородосодержание иных компонентов, кроме водорода порового флюида. Такими компонентами в коллекторах являются глинистый материал и органическое вещество (ОВ) твердой фазы.

Действительно:   

КпН = w = ∑Кi * ωi = Кп * ωфл + Кгл * ωгл + Корг * ωорг ,                               

где КпН – нейтронная пористость коллектора,

Кi, Кп, Кгл, Корг – соответственно, объемное содержание i–ого компонента в единичном объеме коллектора, его пористость, содержание глинистого материала и органического вещества, ωi, ωфл, ωгл, ωорг – соответственно, водородные индексы i–ого компонента, флюида пор, глинистого и органического вещества. Так как радиус исследования метода НГК ограничивается зоной проникновения фильтрата бурового раствора в пласт – коллектор, то водородный индекс ωфл принят равным 1.0 (вода). Учитывая отсутствие газа в коллекторах и равенство ωводы=ωнефти поправка за остаточную нефтегазонасыщенность в определении Кп по методу НГК не вводилась. Специальных исследований по водородному индексу глин не проводилось ни при подсчете, ни при пересчете запасов, поэтому, исходя из минералогии глинистого материала, преимущественно иллит-гидрослюдистого состава, принято за величину ωгл значение 0.2, аналогично предыдущим подсчетам запасов. Хотя в терригенных коллекторах обычно содержится в пределах 1–1.5% органического вещества гумусово-сапропелиевого состава, поправку за ωов традиционно не вводится. По справочным данным эта величина лежит в пределах  ωов=0.6. При объемном содержании ОВ 1-1.5% следует ожидать величину поправки в Кп коллектора за содержание ОВ в диапазоне 0.6-0.9%, что явно укладывается в диапазон погрешности определения искомого параметра и дает основание не вводить ее в процедуру перехода от КпН  к  Кп коллектора.

Кроме того, следует принять во внимание, что в карбонатных коллекторах естественная γ-активность не связана с их глинистостью, а отражает процесс привноса радиоактивных компонент. Поэтому, при интерпретации данных ГИС, в частности, метода НГК, в этом отчете, как и в предыдущих, предусмотрена и реализована процедура ввода поправки в показания НГК за естественную радиоактивность (ГК) интерпретируемого пласта.

JНГК = JНГКП - JГК = f(W) = fПН)

Из-за различия в конструкции и чувствительности каналов ГК и НГК мы не можем арифметически вычесть из показаний НГК в импульсах, интенсивность естественного гамма-излучения пород-коллекторов. Для реализации этой процедуры воспользуемся математическим выражением, учитывающем тип аппаратуры, чувствительность каналов ГК и НГК, скважинные условия измерений:

         JНГКиспр = JНГКзам - JГК                                                                                

         JНГКиспр = JНГКзамi – 0.0218*JГК                                                                   

где: JНГКиспр, JНГКзам, JГК – соответственно, число импульсов при значениях диаграммы НГК исправленные, замеренное число импульсов на канале НГК и на канале ГК. Вычитанием естественного гамма фона из показаний НГК согласно формуле мы снижаем величину JНГК, одновременно нормируем его к условиям пласта-коллектора без влияния глинистости  его или повышенного фона радиоактивных элементов, связанных с процессом доломитизации. После введения поправок за естественный γ-фон, учета типа аппаратуры, скважинных условий, проводилось определение величины относительного разностного параметра ∆J=(J i - J min)/(J max - J min), а по вышеуказанным палеточным графикам определялась нейтронная пористость i-ого пластопересечения КпН. Это значение КпН принималось за Кп коллектора в карбонатных коллекторах Т1 и Т2.

Определение коэффициента начальной нефтенасыщенности коллекторов по данным ГИС

Определение начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов Т1, Т2 проводилось по материалам ГИС и косвенным лабораторным методам на керне (методом центрифугирования и испарения).

Исходными данными для определения Кн по материалам ГИС явились удельные электрические сопротивления пластов (УЭС), определенные по БКЗ или по БК (пласт Т1).

Количественное определение величины Кн проводилось по взаимосвязям Рн=fв) и Рп=fп), где:

Рнпнпв – параметр насыщения, равный отношению УЭС продуктивного пласта к величине УЭС этого же пласта, насыщенного на 100% пластовой водой;

Рппвв=а/Кnm – параметр пористости, равный отношению УЭС водонасыщенного пласта к УЭС пластовой воды;

Кп - коэффициент пористости коллектора;

а, m – константа и показатель степени цементации (структурный параметр) исследуемого коллектора соответственно.

Петрофизические взаимосвязи Рн=fв) и Рп=fп) построены в лабораторных условиях на проэкстрагированных образцах керна цилиндрической формы с размерами: l=3.0см; Ф=2.7см.

Образцы керна насыщались под вакуумом моделью пластовой воды - раствором соли NaCl с соответствующей концентрацией. Остаточная и текущая водонасыщенность  создавались центрифугой с режимами, согласованными с ГОСТом (1, 2, 3, 4, 5 тыс. об./мин). Электрическое сопротивление образцов пород при 100% водонасыщения и текущем Кв измерялось мостом Р38.

Статистические взаимосвязи Рн=fв) и Рп=fп) устанавливались методами мате-матической статистики. Их графическое изображение приводится на Рис. 14-15.

Аналитические выражения указанных зависимостей описываются следующими эмпирическими уравнениями (табл. 3.)

Таблица 3.

Эмпирические уравнения взаимосвязи Рн=fв) и Рп=fп) пластов-коллекторов Турнейского яруса Бобровского месторождения

Индекс пласта

Объем выборки

n, шт.

Уравнение предыдущего ПЗ 1996г.

Объем выборки n, шт.

Новое уравнение ПЗ 2009г.

Т1

27

Рп=0,926/Кп1,95

66

Рп=1,4906/Кп1,9278

67

Рн=1,11/Кв1,95

142

Рн=1,0206/Кв1,4949

Т2

27

Рп=0,926/Кп1,95

66

Рп=1,4906/Кп1,9278

67

Рн=1,11/Кв1,95

142

Рн=1,0206/Кв1,4949

Таблица 4.

Пределы измерения УЭС продуктивных пластов Бобровского месторождения

Пласт

rп, Омм

нефть

н+в

вода

T1

70 - 300

60-70

до 60

T2

40 - 500

30-40

~ 20

Таблице 5.

Эмпирические уравнения взаимосвязи Кпр и Кп пластов Бобровского месторождения

Индекс пласта

Объем выборки

n, шт.

Уравнение

Кпгр

Кпргр

1

2

3

4

5

Т11)

544

Кпр=0.0022*exp(0.7542*Кп)

6.0

0.2

Т22)

Рис. 14. Статистическая взаимосвязь параметра пористости (РП) с коэффициентом пористости (КП) коллекторов Т12 для Бобровского месторождения.

Рис. 15.Статистическая взаимосвязь параметра насыщения (РН) с коэффициентом водонасыщенности (КВ) коллекторов Т12 для Бобровского месторождения.

Определение коэффициента проницаемости коллекторов

Этот параметр не является подсчетным, но широко применяется при построении фильтрационных моделей залежей, обосновании коэфициентов нефтевытеснения (β), при оценке коэффициента нефтеизвлечения (ТЭО КИН).

Так как этот параметр по данным ГИС не может быть определен напрямую, используется традиционная его оценка через статическую взаимосвязь (Кпр=fп)) с коэффициентом пористости. По керновым данным такие взаимосвязи установлены и приведены в таблице 5.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

51672. Психология манипуляции: феномены, механизмы и защита 1.56 MB
  Проблема психологического воздействия разрабатывается на пересечении таких разделов психологии как психология общения и психология личности. Основные составляющие манипулятивного воздействия. Сокрытие воздействия. Мишени воздействия.