Петрофизическое обеспечение интерпретации данных акустического каротажа при определении пористости коллекторов месторождений Западной Сибири

 

Румак Н.П.Соколовская О.А.Таужнянский Г.В.
Селиванова Е.Е. (ЗапСибГеоНАЦ)

На этапе подсчёта запасов пористость коллекторов Кп определяется по материалам акустического каротажа (АК) с использованием эмпирических парных или многомерных зависимостей между Кпи интервальным временем Dt.

Существует несколько методик определения пористости пород по данным АК.

- Определение пористости по экспериментальным зависимостям Dt(Кп), полученным на представительной коллекции образцов пород с учётом условий их залегания, характерных для данного разреза. Однако, как показали наши исследования, зависимости Dst(Кп) типа «керн-керн», установленные в разных петрофизических лабораториях на одной и той же коллекции образцов существенно различаются даже в примерно одинаковых условиях измерения Dt.

Рис.1. Зависимость интервального времени от коэффициента пористости для отложений юры месторождений Западной Сибири
Рис.1. Зависимость интервального времени от коэффициента пористости для отложений юры месторождений Западной Сибири

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 Dt 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 Dt(Кп).

В связи с этими ограничениями использовать зависимость Dt(Кп) типа «керн-керн» для определения Кп с уверенностью нельзя.

- Определение коэффициента пористости по статистическим уравнениям (зависимости типа «керн-ГИС») интервального времени от пористости, установленным для определенных стратиграфических подразделений или пластов. При этом Dt получают по АК, а Кп - по керну в интервалах с представительным керном. Такая зависимость, установленная для отложений юры, приведена на рисунке 1. В диапазоне пористости от плотных карбонатизированных до песчано-алевролитовых разностей зависимость описывается уравнением

Формула 1. Зависимость получена по представительному керну из пласта Ю1 и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири.
Формула 1. Зависимость получена по представительному керну из пласта Ю1 и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири.

Зависимость (1) получена по представительному керну из пласта Ю1 и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири, имеет высокий коэффициент корреляции (r=0.98) и ее можно использовать для определения Кпколлекторов юры в пределах Среднеобской нефтегазоносной области и Уренгой-Пуровского района.

Зависимость на рисунке дополнена данными по пластам БП20 Харампурского и БП8-14Тарасовского месторождений. Как видно, точки по пластам БП хорошо согласуются с юрскими, что может свидетельствовать о возможности использования зависимости (1) и для определения пористости коллекторов пластов группы БП.

Ранее полученная в ЗапСибГеоНАЦ зависимость Dt(Кп) для ачимовских отложений Уренгойского ГКМ имеет вид Dt = 5.24 Кп + 172.42 и располагается несколько выше юрской. Статистическая зависимость Кп(Dt) предпочтительнее, так как при ее использовании систематические ошибки минимальны.

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

Формула 2. Определение коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ)
Формула 2. Определение коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ)

Как видно из уравнения (2), результаты определения Кп значительно зависят от достоверности параметров Dtск и Dtж.

Существует несколько способов определения Dtск. Наиболее правильным следует считать Dtск, определенное путем линейной экстраполяции зависимости Кп(Dt) к нулевой пористости. По зависимости (1) Dtск для юрских отложений будет равно 166 мкс/м.

Интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов, температуры и давления (глубины залегания). Для условий Западной Сибири рекомендуется значение Dtж принимать равным 610 мкс/м [1], 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 Dtж будет другим, что и подтверждается на практике. При рекомендованном Dtж=610 мкс/м полученные значения Кп оказываются завышенными.

В связи с этим целесообразно определять Dtж расчетным путем по уравнению (2), решая его относительно Dtж по известным Кп по керну и Dt по АК.

В частности, для отложений пласта Ю1 Харампурского месторождения по выборке пластов с достоверным керном среднее значение Dtж можно при нять равным 665 мкс/м.

При таком подходе к определению Dtж в той или иной мере должно учитываться влияние глинистых частиц в породе.

- Определение коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании многомерных моделей. В частности, В.Г. Фоменко, С.Г. Шальновой и др. [2] предложена методика, сущность которой заключается в том, что по материалам нескольких месторождений Уренгойского нефтегазоносного района было получено уравнение, которое описывает связь между КпDt и aпс:

Формула 3. Определение коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании многомерных моделей.
Формула 3. Определение коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании многомерных моделей.

где 0.175с — комплексный параметр (обозначенный нами С), который в целом учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как Dtск.

Авторы методики не указывают значение коэффициента пропорциональности с, а величина 0.175 в уравнении (3) рекомендована как константа для определения Кп всех стратиграфических комплексов Западной Сибири.

Однако, как показал опыт применения этой методики при подсчете запасов в ТТЭ (ЗапСибГеоНАЦ), значения коэффициента 0.175с и Dtск необходимо уточнять для каждого объекта с учетом условий его залегания и литологических особенностей пород.

В связи с этим Г.В.Таужнянским, Е.Е.Селивановой, О.А.Соколовской и др. предложена и успешно применяется на протяжении многих лет методика уточнения коэффициента 0.175с в уравнении (3). Она заключается в том, что по пластам с высоким выносом керна (не менее 70-80%) и количеством исследованных образцов более 3-5 на 1 метр разреза при известных значениях Кп,Dt и aпс, уравнение (3) решается относительно коэффициента С. При таком подходе можно использовать также уверенные значения Кп по каротажу (например, по ГГК-П).

Уточненный таким способом коэффициент С для отложений юры Харампурского месторождения при Dtск=166 мкс/м равен 0.258 и формула (3) примет вид

Формула 4. Формула (3) при уточненненном коэффициент С.
Формула 4. Формула (3) при уточненненном коэффициент С.

В общем коэффициент С имеет тенденцию к уменьшению вверх по разрезу. Для пластов ПК Харампурского месторождения он равен 0.139.

Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают с данными керна. Так, по пласту Ю1 Харампурского месторождения по скважинам с АК получены следующие средневзвешенные значения Кп

Рис.2. Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают с данными керна.
Рис.2. Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают с данными керна.

Наиболее надежной считаем зависимость Кп(Dt), при которой интервальное время определяется по результатам исследований в скважинах, а Кп устанавливается по данным представительного керна. В сильно глинистых пластах, по-видимому, лучшие результаты могут быть получены по методике Кп(Dt,aпс). Однако при использовании этой методики возникают некоторые сложности при расчете aпс с выбором опорного пласта.

Таким образом, полученные авторами, а также усовершенствованные с учётом конкретных геологических условий известные методики определения пористости коллекторов месторождений Тюменской области по интервальному времени распространения упругой волны прошли апробацию и рекомендуются для практического применения.

Литература

  1. Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В. и др. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтяных скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов./ Калинин: Изд. ВНИГИК.- 1986.
  2. Фоменко В.Г., Шальнова С.Г., Соколов В.И., Бутырская Т.Л. Определение пористости полимиктовых песчаников с использованием акустического каротажа по скорости.// Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпретации и подсчёте запасов нефти и газа. — М.: Недра.-1986.

Gta san andreas скачать бесплатно с торрента, скачати гта сан андреас на пк - gta san andreas pc скачать