Петрофизические модели коллекторов на примере месторождения «Узень»

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:

 

а)

б)

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

2. Глинистость (весовая,  объемная, относительная)

- относительная амплитуда  поля ПС

- относительные показания  радиоактивности ГК

3. 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 (a -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 ρw 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 вод 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

3. Заключение

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 эффективну 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).

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Список использованных источников

1. Ханин А.А. Породы  коллекторы нефти и газа нефтегазоносных  провинций СССР. - М: Недра, 1973г.

2. Элланский М.М. Петрофизические  основы комплексной интерпретации  данных геофизических исследований 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.