Общая геостатическая модель месторождения нефти или газа включает в себя три главных компонента, последовательно характеризующих условия формирования пород-коллекторов, условия их залегания и изменчивость фильтрационно-емкостных свойств. Соответственно возникает три частных модели, каждая из которых описывает одну из сторон полной характеристики резервуара: литолого-седиментологическая, структурная и петрофизическая [1].

Петрофизическая модель представляет собой математическое описание объемного распределения пористости, проницаемости и флюидонасыщенности коллекторов в пределах резервуара, основанное на данных непосредственных или косвенных определений указанных физических свойств по конкретным типам горных пород [2].

Как известно, существует три главных источника информации о петрофизических параметрах коллекторов и, в частности, их фильтрационно-емкостных свойствах [3]:

1. лабораторные исследования керна скважин, в результате которых возможно получение непосредственных определений интересующих нас параметров (с учетом или без учета пластовых условий);
2. геофизические исследования скважин комплексом методов, интерпретация которых позволяет получить вероятностные оценки тех же величин (в рамках принятых интерпретационных моделей методов ГИС);
3. детальные 3-D сейсмические исследования, позволяющие при благоприятных условиях оценить пространственное распределение пород с улучшенными коллекторскими свойствами.

Изучение методов комплексного оперативного анализа данных лабораторного изучения керна и геофизических исследований скважин используется для решения следующих задач:

• расчленения литологического разреза скважин;
• выделения пластов-коллекторов и оценки типа насыщения;
• определения глинистости коллекторов;
• количественного определения ФЕС (коэффициентов пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности);
• определения положения флюидоконтактов.

Лабораторные исследования керна необходимы для получения объективных связей физических и фильтрационно-емкостных параметров пород для последующего использования при интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) на месторождениях нефти и газа.

Методика интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения коллекторов на месторождении Узень, оценка характера насыщения и определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) были обоснованы с двух позиций.

С одной стороны, разработка методики зависит от полноты, информативности и качества стандартного комплекса геофизических исследований, большинства скважин месторождения. С другой стороны, необходимо знать модель коллектора, т.е. тип коллектора, структуру порового пространства, вещественный состав и строение скелетной и цементирующей частей, диапазон изменения основных свойств коллекторов. Эти данные получены из прямой информации – результатов исследований керна, по которым строились основные петрофизические зависимости и установлены граничные (предельные) значения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов.

Выделение коллекторов в юрских отложениях месторождения Узень производилось по комплексу геофизических методов по прямым качественным и косвенным количественным признакам, обычным для терригенного разреза:

отрицательная аномалия ПС;

уменьшение диаметра скважины относительно номинального за счет образования глинистой корки при фильтрации промывочной жидкости в пласт;

наличие радиального градиента электрического сопротивления по данным электрических методов с различным радиусом исследования (МБК, БК);

уменьшение естественной радиоактивности относительно вмещающих пород.

Кроме качественных признаков при выделении пластов-коллекторов и оценке их эффективных толщин использовались также косвенные количественные критерии, то есть величины параметров, соответствующие границе коллектор-неколлектор, которые необходимы для выделения коллекторов в скважинах, где в комплексе отсутствуют исследования МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, которым широко пользуются при выделении коллекторов в терригенном разрезе, являются граничные значения относительной амплитуды метода потенциалов собственной поляризации (αсп,гр). Граничное значение коллектор-неколлекторсп,гр=0.3 было принято по данным предыдущих исследователей [4].

Для создания петрофизического обеспечения методики интерпретации данных ГИС в продуктивных пластах месторождения Узень были использованы результаты исследований керна по 19 скважинам. Использовались следующие методики определения основных свойств [5].

1.Коэффициент общей пористости определялся методом Мельчера по известным удельным весам породы (δоб) и зерен (δмин), при этом: δоб – объемная плотность определялась методом парафинирования δмин – минералогическая плотность – пикнометрическим методом;

2.Коэффициент открытой пористости определялся методом Преображенского (жидкостенасыщением).

3.Коэффициент абсолютной проницаемости определялся на аппарате Г–5. Образцы высверливались параллельно напластованию. Однако диаметр не всегда позволял вытачивать образцы таким образом, поэтому часть определений выполнена на перпендикулярных образцах.

4.Карбонатность определялась на аппарате Кларка.

5.Фракционный состав определялся по методу отмучивания глинистых частиц с последующим рассеиванием на ситах высушенного после отмучивания остатка.

6.Остаточная нефте- и водонасыщенность определялась на аппарате ЛП–4 (аппарат Закса).

Интерпретация данных ГИС включает в себя количественные определения параметров коллекторов (эффективных толщин, коэффициентов глинистости, пористости, водо-, нефте- и газонасыщенности, проницаемости, положения межфлюидных контактов) и их пространственного распределения. Использование различных методов для решения этих задач требует наличия информации по ряду параметров скелета горной породы и корреляционных связей физических (плотности, скорости пробега упругих волн, удельного электрического сопротивления и др.) и фильтрационно-емкостных (пористость, глинистость, проницаемость) свойств, которая может быть получена только по керну.

К базовым константам, необходимым для обеспечения количественной интерпретации ГИС, относятся в первую очередь характеристики скелета горной породы (плотность скелета, скорость или время пробега упругих волн в скелете, нейтронная пористость матрицы, нейтронная пористость глинистых пород, коэффициенты уравнения Дахнова - Арчи, позволяющие рассчитывать водонасыщенность) и пластовой воды (удельное электрическое сопротивление) [6].

Определение параметров скелета осуществляется на основе экспериментальных данных о минералогической плотности, измерений объемной плотности, открытой пористости, скорости пробега упругих волн, карбонатности.

Прямое определение плотности скелета осуществлено построением гистограммы распределения минералогической плотности, модальное значение которой дает искомый параметр, или корреляционно-регрессионным анализом связи объемная плотность открытая пористость. Этот вид связи дает устойчивую линейную регрессию с высоким коэффициентом корреляции, а свободный член уравнения регрессии (объемная плотность при нулевой пористости) равен плотности скелета. Аналогичным путем определена скорость или время пробега акустических волн в скелете. Регрессионная связь скорость продольных волн - открытая пористость также дает устойчивую линейную регрессию с высоким коэффициентом корреляции, а свободный член уравнения регрессии (скорость при нулевой пористости) соответствует скорости пробега волн в скелете. Обычно это значение занижено по сравнению с измерениями в скважинах за счет пластовых условий и сжимаемости пород, что сильно чувствуется для глинистых разностей и существенно слабее для песчаников.

Рис. 1. Гистограмма распределения минералогической плотности песчаников

Рис. 2. Корреляционная зависимость скорости пробега продольных волн и открытой пористости песчаников

Плотность скелета определена как медианное значение закона распределения, близкого к нормальному, и составляет для песчаников подошвы аптского яруса 2.693 г/см3 при стандартном отклонении 0.061 и коэффициенте вариации 0.004 (рис 1).

Скорость и время пробега упругих волн в скелете определяются из корреляционной зависимости открытой пористости и лабораторных акустических измерений.Средняя скорость пробега в скелете песчаников составляет 5115.7 м/с или 195.5 мкс/м. Эта величина незначительно изменяется по площади месторождения и может служить постоянным параметром для оценки пористости по акустическому методу. Для глинистых пород необходимо вводить коррекцию за влияние пластовых условий, т.к. сжимаемость их значительно выше (рис.2).

Одной из необходимых процедур обработки данных нейтронных методов ГИС является нормализация - переход от условных единиц измерения к единицам пористости. При этом должен быть обоснован нижний предел по пористости, который выбирается по наиболее вероятному значению открытой пористости плотных карбонатизированных песчаников. Для группирования данных и определения этого параметра последовательно анализируется влияние карбонатности на пористость пород с определением нижнего предела карбонатности,

существенно влияющего на пористость, а затем с помощью статистики определяется наиболее вероятное значение открытой пористости для плотных пород [7].

Анализ поля корреляции открытой пористости и карбонатности песчаников месторождения Узень (рис. 3) показывает, что процесс карбонатизации значительно снижает пористость при достаточно большой концентрации карбонатных минералов - более 5%. При карбонатности более

• 1. % разброс пористости становится случайным. Эта область (карбонатность более 17.5 %) характеризует нижний предел пористости плотных пород. По гистограмме на рис. 40 это значение пористости составляет 0.0496 или 4.96 % при коэффициенте вариации 0.001. Стандартное отклонение остается большим и составляет ±0.0325 за счет вероятного влияния других процессов, например, глинизации

Для определения водонасыщенности пород при интерпретации данных ГИС широко используется уравнение Дахнова - Арчи[6], представляемое в виде:

где a, m, n - постоянные коэффициенты, зависящие от типа горной породы, Rw - удельное электрическое сопротивление пластовой воды, Rt - удельное электрическое сопротивление пласта,

Кп - коэффициент пористости, Sw –водонасыщенность.

Коэффициенты а, т, п определяются по данным лабораторной петрофизики - измерению параметра пористости F и параметра насыщенности RI. Эти величины определяются в лабораторных условиях по различным соотношениям сопротивлений:

Рис. 3. Поле корреляции карбонатности и открытой пористости песчаников

где Rw - удельное электрическое сопротивление пластовой воды, Rt - удельноеэлектрическое сопротивление пласта, содержащего флюид, Rо-удельное электрическое сопротивление породы, на 100 % насыщенной пластовой водой.

Корреляционно-регрессионный нелинейный (обычно логарифмический) анализ связей F = f

(Кп) и RI = f (Sw) позволяет оценить значения констант a, m, n (рис. 4).

Недопустимым является смещение данных по различным литологическим группам горных пород. Это приводит к значительным ошибкам в определении расчетных параметров.

Корреляционный анализ связей «керн-ГИС» проводится с целью установления аналитических формул для определения различных фильтрационно-емкостных параметров коллекторов непосредственно по данным ГИС.

Общим требованием регламентных документов [5] остается обязательным пункт, связанный с прямым анализом соотношений показаний ГИС и определений по керну (обязательные петрофизические связи) с получением соответствующих уравнений вида:

Рис. 4. Определение значения констант уравнения Дахнова - Арчи методом нелинейного корреляционно-регрессионного анализа для а) - а, m ,б)- n

• • 1. Коэффициент общей (открытой) пористости
• интервальное время пробега упругих волн
• объемная плотность
• удельное электрическое сопротивление
• диффузионно-адсорбционный потенциал
  • 1. Глинистость (весовая, объемная, относительная)
• относительная амплитуда поля ПС
• относительные показания радиоактивности ГК
  • 1. Проницаемость
• общая (открытая) пористость.

Удовлетворительные формы связи достигаются в рамках систем пористость - объемная плотность (данные гамма-гамма плотностного каротажа), пористость - интервальное время пробега продольных упругих волн (данные акустического каротажа), глинистость - относительная амплитуда поля ПС (каротаж самопроизвольной поляризации СП), глинистость - относительные показания радиоактивности (гамма каротаж) при условии хорошей увязки керна и каротажа.

Связь данных ГИС и объемной глинистости также является наиболее достоверным. Данные по объемной глинистости участвуют во всех процедурах коррекции пористости по различным методам ГИС (плотностной, акустический, нейтронный каротажи), определении водонасыщенности по электрическим методам, характеристике типа коллектора и т.д. Важно знать и качественную (состав глинистой фракции) и количественную (объемные соотношения различных типов глинистых минералов и алевритистой фракции) характеристику пород - не надо объяснять почему.

Реально можно оценить только объемные соотношения - коэффициент глинистости - относительная амплитуда поля самопроизвольной поляризации ПС (-ПС), глинистость - относительные показания радиоактивности (Iгк) гамма-каротажа (ГК). В рамках работ по изучению Узеньского месторождения данный вид связи был изучен и получены результаты, представленные на рис. 5. Из всего набора вариантов пластовых флюидов для целей петрофизической интерпретации наибольшее значение имеет удельное электрическое сопротивление пластовой воды Rw, участвующее в формуле Дахнова - Арчи для вычисления вод о насыщенности горных пород. Для точного определения Rw существует две методики: 1 — по химическому составу природных вод коллекторов, 2 — по данным метода ПС. Сущность первого метода состоит в определении w при известной температуре пласта по экспериментально определенным концентрациям различных анионов и катионов природных растворов в пересчете на концентрацию солей поваренной соли NaCl [2].

а) б)

Рис. 5. Корреляционные зависимости между глинистостью по керну и объемной глинистостью по ГК (а), и между глинистостью по керну и объемной глинистостью по ПС (б)

Если известен химический состав природных вод, то суммарная концентрация различных солей может быть конвертирована к эквивалентному содержанию NaCl с помощью номограммы для коэффициентов преобразования концентраций (6).

Вычисление суммарной концентрации солей различных ионов в пластовых водах в пересчете на NaCl проводиться по следующей схеме (рис 6а):

1. Имея данные по концентрациям ионов - вычислить суммарную концентрацию ионов различных солей
2. Отложить на номограмме полученную суммарную концентрацию и определить весовые коэффициенты пересчета но каждому виду ионов
3. Вычислить средневзвешенную суммарную концентрацию с учетом весовых коэффициентов
4. Полученный результат - соленость пластовой воды в пересчете на NaCI.

а) схема пересчета концентраций солей в эквивалентное содержание NaCl, б) определение сопротивления пластовых вод рп по концентрации солей NaCl

Оценка сопротивления пластовых вод по химическому составу определяется с использованием кросс-плотов. Зная температуру Т, при которой определен химический состав вол и общую концентрацию солей С, по номограмме определяем сопротивление пластовых вод Rw. После пересчета на эквивалентное содержание соли NaCl для заданной температуры пласта можно вычислить удельное электрическое сопротивление, используя уравнение преобразования или соответствующую номограмму (рис. 6 б).

Вышеизложенная последовательность анализа петрофизических материалов на основе комплексного использования данных лабораторных исследований керна и результатов геофизических исследования скважин на месторождении Узень позволяет получить достоверные сведения о коллекторских свойствах пород (пористости, проницаемости, водонасыщенности).

а) б)

Рис 6. Определение удельного электрического сопротивления пластовой воды Rw

Продуктивный разрез Узеньского месторождения относится к терригенному типу и представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин при подчиненном значении глинисто- карбонатных, карбонатных пород, присутствием маломощных линзовидных прослоев углей. Коллекторами нефти и газа на месторождении Узень являются полимиктовые песчаники и алевролиты со сложным минеральным составом скелетной фракции и глинистым цементом. Их особенность состоит в наличии зерен полевых шпатов, которые в процессе диагенеза и эпигенеза подвергаются значительным преобразованиям, а именно - глинизации. В сочетании с глинистым цементом, содержащимся в поровом пространстве, это значительно повышает эффективную глинистость коллекторов, которая ухудшает их физические свойства, но практически не влияет на ФЕС и продуктивность.

Особенностью пород-коллекторов продуктивных горизонтов Узеньского месторождения является высокая глинистость, содержание глинистого материала в этих породах значительно выше, чем по данным стандартного гранулометрического анализа. Глинистость пород- коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним: от 28,57% в XIII до 21,6% - в XVIII горизонте. Тенденция к уменьшению глинистости сверху вниз наблюдается и в нижнем этаже нефтегазоносности (от 28,44% в XIX горизонте до 18,77 – в XXIV).

ЛИТЕРАТУРА

1. Ханин А.А. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. - М: Недра,1973г.
2. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизическихисследований скважин. М. РГУ НГ, 2001 - 229 с.
3. Виноградов В.Г., Дахнов А.В., Пацевич С.Л. Практикум по петрофизике., Москва, Недра, 1990г.
4. Гусаков Н.Д., Каменев С.П. Особенности интерпретаций данных каротажа в нефтеносных отложениях юры Южного Мангышлака. Недра, 1985.
5. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическим методами. /Под ред. В.И.Горояна. М.: ВНИГНИ, 1978 -396 с.
6. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диграмм геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1991 - 220 с.
7. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А. Исследование пространственной литого-петрофизической неоднородности продуктивных коллекторов месторождений нефти и газа. Изв. ТПУ,т. 305, вып. 6, Томск 2002 - С. 296 - 304. 16.