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

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

Как видно из уравнения (2), результаты определения К_п значительно зависят от достоверности параметров _D t_ск и _D t_ж .

Существует несколько способов определения _D t_ск . Наиболее правильным следует считать _D t_ск , определенное путем линейной экстраполяции зависимости К_п (_D t) к нулевой пористости. По зависимости (1) _D t_ск 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 _D t_ж 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 _D t_ж будет другим, что и подтверждается на практике. При рекомендованном _D t_ж =610 мкс/м полученные значения Кп оказываются завышенными.

В связи с этим целесообразно определять _D t_ж расчетным путем по уравнению (2), решая его относительно _D t_ж по известным К_п по керну и _D t по АК.

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

При таком подходе к определению _D t_ж 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 К_п , _D t и a_пс :

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 _D t_ск .

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

Однако, как показал опыт применения этой методики при подсчете запасов в ТТЭ (ЗапСибГеоНАЦ), значения коэффициента 0.175с и _D t_ск 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 К_п , _D t и a_пс , уравнение (3) решается относительно коэффициента С. При таком подходе можно использовать также уверенные значения К_п по каротажу (например, по ГГК-П).

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

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 К_п

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

Наиболее надежной считаем зависимость К_п (_D t), при которой интервальное время определяется по результатам исследований в скважинах, а К_п устанавливается по данным представительного керна. В сильно глинистых пластах, по-видимому, лучшие результаты могут быть получены по методике К_п (_D t,a_пс ). Однако при использовании этой методики возникают некоторые сложности при расчете a_пс 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.

3. Пространственно-временные изменения коэффициента пористости и объемной плотности водонасыщенных пород

Для определения степени уплотнения осадочных пород используются как литологические, так и литофизические параметры. Среди первых известны коэффициенты метаморфичности (О.А. Черников, 1964 г.), измененности (С.С. Савкевич, 1965 г.), сообщаемости пор (П.А. Карпов, 1969 г.), изменения структуры (Л.В. Орлова, 1974 г.). Среди вторых чаще всего используют общую пористость и объемную плотность осадочных пород, преимущественно глинистых. В. М. Добрынин (1965 г.), анализируя характер необратимых деформаций осадочных пород, ввел коэффициент необратимого уплотнения b_п :

где DКп/dh – средний градиент изменения коэффициента пористости пород в изучаемом интервале глубин, K_п – коэффициент пористости в верхней части исследуемого интервала.

Б.К. Прошляков [4] предложил использовать для оценки степени уплотнения пород коэффициент уплотнения ks – отношение объемной плотности породы (s) к плотности ее твердой фазы (s_т )

k_s =s/s_т , (2)

По мере уплотнения породы s стремится к s_т , a k_s – к единице.

Уплотнение осадочных пород приводит к изменению с глубиной залегания пористости, плотности и скорости распространения упругих волн. Коэффициент b_п входит в степенной показатель экспоненциальных выражений, определяющих изменение указанных выше физических параметров с глубиной залегания (А.О. Огнев. 1985 г.).

где k_п0 – начальное значение общей пористости, m_к , m_s , m_v – структурные коэффициенты; s_пр , s₀ – предельная и начальная плотности (минералогическая плотность или плотность твердой фазы), v_пр , v₀ – предельная и начальная скорости распространения упругих волн.

Между коэффициентами b_п и k_s существует зависимость вида:

где ks₀ – начальное значение коэффициента уплотнения, равное s₀ /s_т . Значение m_s для различных литотипов пород колеблется от 0,012 до 0,018 МПа/м.

Исследования во многих районах показали, что процессам уплотнения наиболее подвержены глинистые породы. Глины имеют важное значение не только как основные нефтематеринские породы, но и как покрышки и источник выжимаемых при уплотнении флюидов. Последние контролируют направление и объем миграции УВ и могут быть причиной образования АВПД. Глины могут являться структурообразующей породой и указывать на подземные условия дренажа.

В настоящее время предложено несколько моделей уплотнения глинистых осадков (Л.Е. Эти, 1930 г.; X.Д. Хедберг, 1936 г.; Ж.И. Уэллер, 1959 г.; Н.Б. Вассоевич, 1960 г.; М.К. Пауэре, 1967 г.; Ю.Ф. Берет, 1969 г. и др.). В большинстве этих моделей определяющим фактором уплотнения является гравитационное давление. Различные исследователи выделяют от двух до четырех стадий уплотнения. Однако единой закономерности уплотнения глинистых пород для всех формаций и разрезов не существует. Каждый регион, область, формация и разрез в соответствии с возрастом, скоростью осадконакопления, минералогическим составом глин, геотермической обстановкой и историей геологического развития характеризуется своими условиями консолидации глинистых образований и кривыми их уплотнения.

Более детальный анализ изменения физических параметров осадочных отложений, проведенный на основе расчета детальных петрофизических разрезов, показал, что в разрезе Северного Устюрта и Южного Мангышлака достаточно уверенно выделяется несколько интервалов глубин, отличающихся как абсолютными значениями параметров, так и характером их изменения с глубиной залегания.

Залегающие ниже аптальбские глины нижнего мела выделяются повышенными значениями пористости (20– 13 %) и уменьшенной способностью пород к уплотнению (b_п =28,8·10^-3 1/МПа). Этот интервал хорошо коррелируется с резким увеличением скорости осадконакопления альбских глин (j = 120 м/млн. лет). Глины и аргиллиты средне-верхнеюрского и неокомского возраста отличаются повышенной способностью к уплотнению (b_п =43,6·10^-3 1/МПа) и относительно высокими значениями пористости (20–9 %). Наличие инверсии в распределении общей пористости может быть следствием различия в скорости осадконакопления, возможных изменений глинистых минералов (например, гидрослюдизация монтмориллонита) либо перерывов в осадконакоплении. И, наконец, нижняя часть разреза (нижняя юра – триас) отличается резко заниженными значениями пористости (до 5–4 %) и потерей способности глинистых образований к уплотнению (b_п = 18,7·10^-3 1/МПа). Для этой части разреза характерны значительные перерывы в осадконакоплении.

Латеральные изменения b_п глинистых пород рассматривались нами на примере юрско-неокомских образований. Значения коэффициента b_п для рассматриваемых отложений составляют (18,6–65)·10^-3 1/МПа. На изучаемой территории выделяются четыре области относительно высоких значений коэффициента b_п (>40·10^-3 1/МПа) в пределах: 1) Северо-Бузачинской группы поднятий (Кызан, Кошак, Кискудук), 2) западной периклинали Северо-Устюртской синеклизы (Южная Арыстановская, Астауой и Ирдалы), 3) северо-восточной части (Ащитайпак и Чумышты) и 4) юго-западной части (Западный Тасбулат). Области повышенных значений коэффициента b_п чередуются с зонами относительно пониженных (<35·10^-3 1/МПа): южной (Южный Мангышлак и Южный Устюрт), северной (Жалганой и Терешковская), восточной (Челуранская и Чурукская), юго-западной (Тумсык и Кырын) и северо-западной (Каражанбас и Каламкас). Известно, что процессы уплотнения оказывают существенное влияние на условия миграции и аккумуляции УВ в осадочных породах (особенно в глинистых). Повышенные значения b_п указывают на замедленное захоронение осадков либо значительное воздействие термодинамических факторов, следствием которых явилась практически полная консолидация глинистых отложений. Естественно предположить, что в этих областях произошло максимальное выжимание флюидов(в том числе, возможно, и УВ) из осадков и их миграция за пределы области или в ее периферийные структурно-повышенные участки. Это предположение находит подтверждение в размещении месторождений нефти и газа, открытых в юрско-меловых отложениях.

Характер локальных латеральных изменений коэффициента b_п рассмотрен нами на примере юрско-неокомских глинистых отложений по структуре Арыстановская . Значения коэффициента b_п варьируют от 34,3 • 10^-3 (скв. 2) до 47,5·10^-3 1/МПа (скв. 5). В целом отмечается общее уменьшение значений b_п в юго-западном направлении. Ход изолиний b_п напоминает “структурный нос”, вытянутый в северо-восточном направлении. Интересно отметить, что, по данным бурения и испытания различных продуктивных горизонтов, в рассматриваемом интервале разреза фиксируется ухудшение коллекторских свойств в северо-западном, северо-восточном и юго-восточном направлениях от скважины. В этих же направлениях отмечается понижение дебита продуктивных отложений и повышение b_п .

Влияние геологического возраста пород на степень их уплотнения подчеркивалось рядом исследователей. Так, О.А. Черников (1981 г.), изучая степень измененности песчано-алевролитовых пород Южного Мангышлака, установил различие в значениях коэффициента метаморфичности для песчаников юрского возраста (от нижней юры до батского яруса средней юры). Б.К. Прошляков для условий Прикаспийской впадины выявил зависимость коэффициента уплотнения ks от геологического возраста песчаников и глин. Первую попытку установления количественной связи между коэффициентом b_п и их геологическим возрастом сделал Л.А. Буряковский (1982 г.). Используя данные Дж. Уэллера, Б.К. Прошлякова, В.М. Добрынина и Н.Б. Вассоевича, для глинистых отложений Л.А. Буряковский и другие выявили следующую эмпирическую зависимость b_п = (26,61g Т – 8,42) • 10^-3 , где Т- геологический возраст пород , млн. лет. В полулогарифмичесом масштабе эта зависимость представляется в виде прямой линии. Наши исследования, проведённые для условий Южного Мангышлака и Северного Устюрта, показали несостоятельность установленной выше зависимости.

Анализировались данные об изменении с глубиной залегания общей пористости песчано-глинистых отложений различного геологического возраста (от верхнемеловых до нижнетриасовых). Характер изменения величины b_п от геологического возраста (в полулогарифмическом масштабе) отличается от линейного. Значение b_п с увеличением возраста отложений вначале возрастает, а затем уменьшается, наибольшие его значения отмечаются для продуктивной толщи средней и нижней юры.

Заключение

Анализ особенностей уплотнения глинистых отложений разреза западной части Туранской плиты выявил неоднородность отложений по их способности к уплотнению. По величине b_п и абсолютной величине физического параметра в разрезе выделяются несколько интервалов, соответствующих, по-видимому, различным стадиям ката-генетических изменений глинистых пород.

Изучение характера латеральных изменений коэффициента b_п глинистых пород как в региональном, так и в локальном плане позволяет сделать вывод о возможности использования данных о b_п для решения вопросов определения путей миграции и аккумуляции УВ и прогнозирования зон нефтегазонакопления.

Зависимость значений коэффициента b_п песчано-глинистых отложений от их геологического возраста имеет сложный характер, обусловленный степенью постседиментационных изменений пород.

Список использованной литературы

1. К вопросу изучения тепловых нейтронных параметров по-лимиктовых песчаников Западно-Сибирской низменности. - Тюмень. ЗапСибНИГНИ. 1972. вып.59, с.53-78. Газеев Н. Х., Нелепченко О.М.

2. Определение диффузионно-нейтронных параметров скелета (каркаса) горных пород по данным гранулометрического и минералогического состава. - Тюмень. ЗапСибНИГНИ. 1974. вып. 77. с.140-145. Газеев Н. Х., Нелепченко О.М. .Федоровская Н.А.

3. Определение диффузионно-нейтронных параметров скелета (каркаса) горных пород по данным химического и спектрального анализов керна. -Тюмень. ЗапСибНИГНИ.1974, вып.77. с.146-151. Газеев Н. Х., Нелепченко О.М.. Федоровская Н.А.

4. Анализ эффективности методов радиометрии при выявлении, оценке характера насыщения коллекторов и эколого-технических условий геофизического мониторинга. – Казань. 1994. Казанский государственный университет. Газеев Н. Х.

5. Эффективность повторных замеров нейтронными методами при изучении сложнопостроенных залежей сеноманского возраста Русского месторождения.-Тюмень.ЗапСибНИГНИ;1975.вып.98.с.15-20. Газеев Н. Х.

6. Нейтронно-диффузионные характеристики скелета осадочных пород Западно-Сибирской равнины. - Тюмень. ЗапСибНИГНИ, 1975, вып.106. с.123-125. Газеев Н. Х.,

7. Обработка диаграмм повторных замеров нейтронного каротажа. - Тюмень. ЗапСибНИГНИ. 1975. вып.106. с.126-129. Газеев Н. Х., Нелепченко О.М., Ахияров В.Х., Самкаев Ф.С.

8. Сравнительная оценка эффективности источников нейтронов при изучении разрезов разведочных скважин. - Тюмень. ЗапСибНИГНИ. 1975, вып.106, с.163-165. Газеев Н. Х., Нелепченко О.М., Самкаев Ф. С., Стариков В.А.

9. Усовершенствование методики радиометрических исследований при разведочных работах в Западно-Сибирской равнине. - В кн.: Математическое моделирование геофизических полей (материалы VI Научно-технической конференции геофизиков Украины), изд-во "Наукова думка", Киев, 1982, с.96-103. Газеев Н. Х.