в прибрежно-морских условиях (по аналогии с современными морскими бассейнами, это область мелководного шельфа) — крупный палеодельтовый комплекс. Об этом свидетельствуют остатки растительного детрита, которые вероятно были снесены речными потоками с близлежащей суши, зерна хлорита, остатки морской фауны плохой сохранности и форма кривой ПС (скв. 10P, 26Р, 25Р, 30Р Двуреченского и скв. 216Р, 214Р, 102 Крапивинского месторождений). Пласт Ю₁ ³ имеет в целом нехарактерны для юрских коллекторов Томской области аномально высокие фильтрационно-емкостные характеристики, по которым разделяется на две пачки: низкопроницаемую пачку Б, представляющую собой собственно дельтовые отложения и высокопроницаемую пачку А — отложения баров. Пачка Б образовалась при спокойном гидродинамическом режиме и быстром процессе седиментации, при котором шла слабая проработка обломочного материала; отсюда и ухудшение коллекторных свойств. Об этом свидетельствуют неполная углефикация и хорошая сохранность растительных остатков, высокое содержание глинистого цемента в песчаниках. Пачка А, наоборот, образовалась при интенсивной проработке материала вследствие высокой гидродинамической активности среды седиментации; отсюда и повышенные фильтрационно-емкостные характеристики.

Выше по разрезу залегает межугольная ритмотолща (пласт Ю₁ ^М ), которая сверху и снизу ограничена угольными пластами (углистыми аргиллитами). Отложения пласта сформировались в период континентального режима региона.

Верхнюю часть горизонта Ю1 составляет надугольная толща (пласты Ю₁ ² , Ю₁ ¹ ), сформировавшаяся в период трансгрессии моря и представленная морскими фациями. Об этом свидетельствует литологический состав (породы, представленные переслаиваемыми аргиллитами темно-серыми, плитчатыми с редкими включениями пирита и песчаниками серыми мелкозернистыми неслоистыми глинистыми; алевролитами серыми с голубоватым оттенком, участками известковистыми с глауконитом), остатки морской фауны (отпечатки белемнитов) и форма кривой ПС.

Принимая во внимания эти данные, можно сделать вывод, что келловейская трансгрессия оказалась более мощной, чем верхнеюрско-валанжинская и, следовательно, верхневасюганская подсвита образовалась в более мелководных условиях.

Глава 3. Анализ основных уравнений оценки ФЕС и насыщения коллектора

а) Записать уравнения и построить графики.

Уравнения для Томской области:

К_п = 0,1006•а_пс + 0,091;

Р_п = 1,493•К_п ^-1,6 ;

К_в = 1,005•Р_н ^-0,626 ;

Уравнения для района – Каймысовский свод:

К_п =0,126а_пс +0,084

Р_п =1,148К_п ^-1.67

К_в =0,93Р_н ^-0.54

Уравнения для месторождения – Озерное:

К_п =0,1205а_пс +0,07;

Р_п =0,922К_п ^-1.745 ;

К_в =1,023P_H ^-0.64 ;

α_пс - меняется от 0 до 1.

Для Томской области			Для свода			Для месторождения
αпс	Рн	kп	Рп	kв	kп	Рп	kв	kп	Рп	kв
0	1	0,091	69,11838	1,005	0,084	71,84482	0,93	0,07	95,50692	1,023
0,25	2	0,11615	46,77664	0,65121	0,1155	42,21142	0,639627	0,100125	51,14277	0,656472347
0,5	4	0,1413	34,18475	0,421965	0,147	28,21772	0,439917	0,13025	32,31795	0,421266805
0,75	10	0,16645	26,30303	0,237775	0,1785	20,40357	0,268215	0,160375	22,47851	0,234355761
1	40	0,1916	21,00037	0,099834	0,21	15,55377	0,126873	0,1905	16,64616	0,09650665

Для зависимости К_п – α_пс можно сделать следующие выводы. Получившиеся при построении графики, близки по своим значениям. Однако график, приведенный для месторождения, расположен ниже других. По месторождению пористость глин наибольшая, на что указывает коэффициент «b» в аналитическом выражении, чувствительность коэффициента пористости к глинистости – средняя (на что указывает средний угол наклона кривой, а также коэффициент «а» в уравнении).

Кривые, построенные для зависимости Р_п – К_п , незначительно отличаются друг от друга для рассматриваемых участков. Однако кривая, построенная для месторождения лежит ниже всех остальных, следовательно и значения Р_п для месторождения будут ниже. Как известно Р_п прямо пропорционально связан с ρ_вп , значит, чем меньше параметр пористости, тем меньше и ρ_вп . Удельное сопротивление глинистого водонасыщенного коллектора в значительной степени зависит от соотношения электропроводности ДЭС, формирующегося в окрестности поверхности глин, и электропроводности свободного электролита, а также от объемного распределения этих компонентов. В большинстве случаев электропроводность ДЭС выше, что приводит к занижению ρ_вп глинистого коллектора водонасыщенной породы.

По зависимости Р_н – К_в можно сказать, что все три зависимости схожи. По геометрии порового пространства, за которое отвечает коэффициент а, наиболее сложное по месторождению и области.

б) Что означает каждый из коэффициентов в уравнениях. Можно ли говорить о каких-то литолого-физических особенностей коллекторов Томской области и их различиях на отдельных месторождениях?

К_п = а•α_пс + b;

а – коэффициент, указывающий на чувствительность коэффициента пористости к глинистости;

b – коэффициент, указывающий на пористость глин.

Р_п = а•К_п ^-m _;

а – коэффициент, изменяется от 0,4 до 1,6;

m – показатель цементации для неглинистых пород;

m = 1,3–1,4 – хорошо отсортированные пески и слабо сцементированные песчаники;

m = 1,8–2,0 – сцементированные песчаники и известняки с межгранулярной пористостью;

m < (1,8–2,0) – с трещиноватой пористостью;

m > 2,0 – с кавернозной пористостью.

Р_н = а•К_в ^-n ;

а – константа коллектора, коэффициент, указывающий на сложность геометрии пор (чем он больше, тем сложнее геометрия пор);

n – константа коллектора, показатель, характеризующий крутизну кривой, зависит от степени цементации;

1) межзерновые гидрофильные коллекторы:

n = 1,3–1,6 – глинистые терригенные;

n = 1,8–2,0 – хорошо сцементированные слабоглинистые терригенные и карбонатные;

2) коллекторы со сложной геометрией пор:

n = 1–1,3 – кавернозные породы;

n >> 2 – трещиноватые породы;

3) гидрофобные коллекторы:

n > 2 и тем больше, чем больше гидрофобность коллектора.

Поскольку в уравнениях есть различие в коэффициентах, значит, существуют различия в типах коллекторов, поэтому можно говорить о литолого-физических особенностях месторождения, коллекторов Томской области и их различиях.

По свободному члену в уравнении К_п (равном 0,091) можно говорить о том, что наибольшей пористостью обладают породы по области, но чувствительность коэффициента пористости к глинистости в этом случае наименьшая (коэффициент а в уравнении – наименьший).

в) Для граничных значений пористости коллектора горизонта Ю₁ (10 – 20)% используя уравнения месторождения определите соответствующие им значения α_пс , К_гл и К_пр , а также W, Р_п при полном водонасыщении и при К_в = 0,5. Совпадает ли вычисленный интервал К_пр с приведенным в тексте?

К_п = 0,1205•_пс + 0,07; _пс = (К_п – 0,07)/0,1205

К_гл =0,4346-0,3846_пс

lgК_пр =3,27_пс – 1.261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261)

W= К_п · К_в

Р_п =0,922К_п ^-1.745

kп	kв	αпс	kгл	Kпр*10-3 мкм2	W	Рп
0,1	0,5	0,248962656	0,338849	0,3573616	0,05	51,25437
0,2	1	1,078838174	0,019679	184,8420727	0,2	15,29092

Часть вычисленного интервала К_пр попадает в интервал, приведенный в тексте.

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

а) Каким граничным значениям К_п , К_гл и К_пр соответствуют приведенные критерии коллектора по α_пс ?

Граничные значения:

- для газ – нет;

- для нефти α_пс = 0,43.

К_п = 0,1205•_пс + 0,07 = 0,121815;

К_гл =0,4346-0,3846_пс = 0,269222;

lgК_пр =3,27_пс – 1,261; К_пр = 10^(3,27*К_п – 1,261) = 1,396689924.

б) Метод сопротивления является единственным методом определения характера насыщения коллектора. Почему в критериях получения нефти ρ_п зависит от α_пс ? Используя обобщенные алгоритмы, определите минимальное значение ρ_п , выше которого порода, являющаяся коллектором, будет отдавать чистую нефть. Сравните с критерием нефти вашего месторождения.

Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом α_пс . Повышение глинистости увеличивает удельную поверхность, а значит, изменяется поверхностная проводимость. Коэффициент поверхностной проводимости зависит от содержания глинистого материала в породе и удельного сопротивления поровой воды.

Используя обобщенный алгоритм, определяем минимальное значение ρ_п , которое вычисляется по следующей формуле: r_п ³2,4a_пс +3,4; так как критерий коллектора для нефти _пс ≥0,43, а критерий получения чистой нефти - _пс <0,65, которому соответствует приведенная выше формула для вычисления удельного сопротивления.

r_п ³2,4*0,43+3,4= 4,432 – минимальное значение r_п , выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где ρ_п ≥4,5 Ом*м.

в) Приняв, что структура порового пространства коллектора вашего месторождения аналогична одному из образцов Крапивинского месторождения, определите, при каких значениях Р_н и ρ_п из коллектора будут получены: чистая нефть, нефть с водой, вода с нефтью, чистая вода?

Номер образца 201/15.

Номер образца	Кв.св.	К* в	Кв.кр	К** в	Кпр *10-15 м2	Кп	Рп
205/12	0,28	0,36	0,53	0,69	129,3	19,2	17,5

Р_п = ρ_вп / ρ_в ; ρ_вп = Р_п •ρ_в ; ρ_в = 0,075 Ом•м

ρ_вп =17,5*0,075= 1,3125 Ом•м

К_в =1,023•Р_н ^-0.64 ; Р_н =(1.023/К_в )^1,5625 ;

Р_н = ρ_нп / ρ_вп ; ρ_нп = Р_н •ρ_вп .

- чистая нефть: Р_н = 7,57– 5,11; ρ_нп = 11,22- 7,57;

- нефть с водой: Р_н = 5,11 – 2,79; ρ_нп = 7,57 – 4,14;

- вода с нефтью: Р_н = 2,79 – 1,85; ρ_нп = 4,14 – 2,74;

- чистая вода: Р_н < 1,85; ρ_нп < 2,74.

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (k_гл < 0,10 отн. ед.) в –зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в – зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ∆k_пв ) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в –зоне песчаников увеличивается величина пористости (k_п = k_п + ∆k_п ), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (k_гл = k_гл + ∆k_гл ). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (∆k_пв ,∆ k_П , ∆k_гл )в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (r_v ), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и r_v в прискважинной области, как правило, значительно отличаются (в 2 и более раз) от тех же величин на начальной стадии.

Все возможные ситуации состояния прискважинной области со сходными геометрическими размерами V-зоны (r_v ) можно условно разделить на четыре группы: А, B, C и Д Ситуации, при которых в прискважинной области отсутствуют измененные зоны (г_у = 0), отметены к группе А. К группам В и Д отнесены ситуации, при которых соответственно r_v > 0,4 ми r_v < 0.2 м Все остальные ситуации отнесены к группе С (0,2 м ≤ r_v ≤ 0,4 м)Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4].

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (р_п ^v , р_п ^* р_п ), и определить толщины слоев V-зоны (r_v = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (p_п ^v = 22 Ом*м), относят к расстоянию r₁ = 0,4 • r_v , усредненные значения УЭС для ОЗ

(p_п ^* = 14 Om*m)- к расстоянию r₂ = (r_v - 0,5• r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (р_п - 32 Ом • м) относят к расстоянию r₃ =1,3*r_v . Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей р_п ^v ,р_п ^* ,р_п , необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r₁ , r₂ и r₃ . Кроме данных ЭМ (р_п ^v ,р_п ^* ,р_п, r_v и r^* )а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. W_п ^НМ ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, δ_п ^ГГМ ) и акустического (AM. t_п ^АМ ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (k_гл ) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (k_пво ), коэффициенты набухания (α) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое r_v = 0,3 м содержит ЗП (∆k_пв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (∆k_п = 0.04 отн. ед.). ЗУ (∆k_гл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м.

Полученные на момент проведении ГИС данные (табл. 1 и 2, рис. 3) надежно характеризуют состояние прискважинной области пород и позволяют с высокой достоверностью решать различные геолого-промысловые задачи.

V-зоны и добывные возможности коллекторов

При оценке продуктивных пластов данные ГИС позволяют устанавливать факторы, влияющие на их потенциальные добывные возможности.

В |2, 4, 5] рассмотрены отличительные особенности формирования ЗУ в V-зоне. Отмечено, что при внедрении глинистых частиц (∆k_гл ) в поры коллектора в пределах V-зоны снижается эффективная пористость (∆k_п ^эф ). Это происходит как за счет внедряющейся в пласт глины (∆k_гл ), так и за счет воды, связываемой этой глиной. Следовательно, параметры ЗУ можно использовать для оценки снижения эффективной пористости в V-зоне: ∆k_п ^эф = (1 + α)* ∆k_гл , где α*∆k_гл = ∆k_ПВО ^эф . В отличие от ЗУ, в ЗР (∆k_п ) повышается эффективная пористость. В свою очередь, изменение эффективной пористости ведет к изменениям проницаемости и добывных возможностей коллектора. При формировании ЗУ добывные возможности уменьшаются в среднем в 1,6 раза [2].

Необходимо указать на принципиальные ограничения возможностей ГИС. заключающиеся в том, что рассеянная глина (k_гл ) в порах породы по УЭС (р_п ^ЭМ ) и по нейтронной влажности (w_п ^НМ ) эквивалентна содержанию некоторого количества (k_пв ) пластовой воды или фильтрата бурового раствора. По этому установить наличие в прискважинной области ЗУ (∆k_гл ) и достоверно оценить емкостные свойства породы лишь по данным комплекса ЭМ+НМ, в силу указанных ограничений, невозможно.

Результаты интерпретации только данных ЭМ+НМ содержат многочисленные неточности и погрешности. По этим данным V-зоне пласта для ситуации, рассмотренной в предыдущем разделе, выделяются только ЗП и ОЗ, емкостные показатели определяются неверно (табл.3 и рис. 4).

Заключение

Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи—граничное значение К_п , К_гл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор—не коллектор. Зная граничное значение К_п ^гр или К_гл ^гр , проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую К_п ^гр илиК_гл ^гр , после чего характеризуют его как коллектор или не коллектор.

Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления ρ_п пласта-коллектора с его удельным сопротивлением ρ_вп при полном насыщении пластовой водой. Если ρ_п < ρ_вп —коллектор водоносный; если ρ_п > ρ_вп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии ρ_п > ρ_п ^{кр н} , где ρ_п ^{кр н} — критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину ρ_п ^{кр н} и соответствующее значение Р_н ^{кр н} устанавливают с помощью зависимости Р_н = f(К_в ),в соответствии с величиной К_в ^{кр н} , определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть—вода или газ—вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.

Список литературы

1. Геологическое строение и полезные ископаемые Западной Сибири: Новосибирская, Томская и Омская области.

Т.1. Геологическое строение. 1999. – 228 с.

Т.2. Полезные ископаемые. 1998. – 254 с.

2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.

Т.2. Западно-Сибирская нефтегазовая провинция. – 1996. – 352 с.

3. Нефтегазовая энциклопедия / под реакцией Вадецкого. – М.: Нефть и газ, 2002 г. (в трех томах).

Т.1. А – И; Т.2. К – П.

4. Добрынин В.М. и др. Петрофизика: учебник для вузов. М.: Недра, 1991.– 368 с.

5. Сваровская Н.А. Физика пласта. Учебное пособие. ТПУ, 2003. – 155 с.

6. Журнал «Каротажник» выпуск 75.

29-04-2015, 00:42