Визначення величини тріщинуватості теригенних порід-колекторів за даними комплексних геофізичних досліджень

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 550.83

ІФНТУНГ, 76019, Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15

Визначення величини тріщинуватості теригенних порід-колекторів за даними комплексних геофізичних досліджень

Федоришин Д.Д., Федорів В.В., Тимків Д.Ф.

Аннотация

гірський тектонічний тріщинуватий руйнування

По результатам геолого-геофизических и лабораторных исследований установлено, что увеличение трещиноватой пористости в полном объёме порового пространства коллекторов трещиновато-кавернозного типа приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи. С целью выявления связи напряжённо-деформированного состояния горных пород с тектоническими разрушениями, а также их влияния на результаты геофизических исследований, проводились работы по изучению изменения физических полей, которые регистрируются методами ГИС, в зависимости от трещиноватой и кавернозной пористости.

Ключевые слова: трещины, каверны, пористость, петрофизические параметры, геолого-геофизические исследования, классификация.

Annotation

Behind outcomes of geology-geophysical and laboratory researches is established, that the increase of a jointed porosity in full pore volume of headers of a cracks-cavernous type results in increase of a factor oilflow. With the purpose of detection of connection of tight-strained state of rocks with tectonic the distractions, and also their influencing on outcomes of geophysical studies, conducted activities on analysis of change of physical fields, which one register by methods a hybrid module, depending on a jointed and cavernous porosity.

Key words: cracks, caverns, porosity, petrophysical parameters, geology-geophysical researches, classification.

Основні поклади нафти і газу зосереджені на родовищах, приурочених до регіональних та локальних тектонічних розломів Більче-Волицької та Бориславсько-Покутської зони. Така геологічна особливість зумовлює як формування пастки нафти і газу, так і певний тип колектора, який характеризується притаманними тільки йому петрофізичними властивостями та змінними натуральними полями. Поровий простір порід-колекторів, що виповнюють геологічні розрізи в межах тектонічних розломів, у більшості випадків складний, з різними фільтраційно-ємнісними властивостями. За даними лабораторних досліджень частка тріщинуватої пористості в повному об'ємі порового простору такого типу колекторів зростає, відповідно збільшується коефіцієнт нафтогазовіддачі. З метою виявлення зв'язку напружено-деформаційного стану гірських порід із наявними тектонічними порушеннями та їх вплив на результати геофізичних досліджень, нами проводились роботи щодо вивчення зміни фізичних полів, які реєструються методами ГДС, в залежності від тріщинуватої та кавернозної пористості.

Дослідження проводились як у свердловинах, так і на керновому матеріалі. За основу були взяті юрські відклади Лопушнянського нафтогазового родовища та крейдяні відклади Вижомлянського газового родовища. Геологічна будова Лопушнянського нафтогазового родовища ускладнена тим, що південно-західна частина Більче-Волицької зони перекрита потужними товщами нижніх молас міоцену. Нафтогазовий поклад Лопушнянського родовища відкритий у сеноманських пісковиках верхньої крейди, а також карбонатних відкладах верхньої юри, яка залягає під міоценовими відкладами Самбірського покриву, на який насунуті відклади верхньої крейди і палеогену Бориславсько-Покутського покриву [1]. Сеноманські пісковики характеризуються переважно гранулярною пористістю, яка характерна для осадових теригенних порід, і тільки у верху змінюються сірими і зеленувато-сірими пісковиками, які збагачені органогенним вапняком із прошарками пісковиків, рідше алевролітів та глин. Для цього типу колектора притаманна як гранулярна пористість, так і тріщинувата.

На відміну від сеноманських відкладів юрські породи, в основному вапняки, характеризуються загальною пористістю, величина якої в більшості випадків зумовлена тріщинами та кавернами. За результатами петрофізичних досліджень порід-колекторів, відібраних із неогенових, сіноманських та юрських відкладів, нами були встановлені їх петрофізичні залежності, визначені ємнісні та фільтраційні параметри. Враховуючи те, що пісковики неогенових відкладів характеризуються переважно гранулярною пористістю, основна увага досліджень була спрямована на породи юрських відкладів, які представлені вапняками і доломітами. Макроструктура цих порід нестійка, тріщинувата. Поровий простір складається із гранулярної, кавернозної та тріщинуватої пористості. В більшості порід-колекторів переважає частка тріщинуватої пористості.

Тріщини мілкозернистого вапняку сполучені між собою і представлені значним коефіцієнтом розкритості пор (=7). Окрім тріщин субмеридіального та горизонтального направлення, у вапняках юрських відкладів значну частку порового простору займають ізольовані одна від одної каверни. В процесі депресії на пласт породи руйнуються по тріщиноподібних ділянках, при цьому частка каверн замикається між собою, створюючи відкритий об'ємний простір. Така особливість порід-колекторів, у яких домінує тріщинувата та кавернозна пористість, зумовлює граничні значення ємнісних та фільтраційних параметрів. Враховуючи те, що вказані вище властивості порід-колекторів визначаються також і літолого-петрографічними особливостями їх будови, нами проводились дослідження структури порового простору методом ртутної порометрії. Результати лабораторних досліджень разом із даними геофізичних досліджень свердловин дали змогу встановити, що для карбонатних порід юри при гранулярній пористості 4.4%, тріщинувата пористість становить (2.0-2.5)%. Граничні значення для гранулярного типу колектора юрських відкладів становлять: пористість - 3.9%, проникність - 0.06410^-15мкм², залишкова водонасиченість - 75%. Для карбонатних порід-колекторів спостерігається така тенденція: зменшення пористості призводить до збільшення кількості ультра-мікропор у загальному об'ємі порового простору і, як наслідок, збільшення кількості зв'язаної води.

В цьому випадку зростає частка тріщинуватої пористості у загальному об'ємі порового простору, що зумовлює підвищення проникності до 20010^-15мкм².

Таким чином, тріщинувата пористість зумовлює не тільки ємнісні параметри карбонатних колекторів, але й підвищує фільтраційні параметри продуктивних пластів. В такого типу колекторів коефіцієнт нафтогазонасичення значно зростає.

Аналізуючи та узагальнюючи результати досліджень карбонатних порід юрських відкладів Лопушнянського нафтогазового родовища, нами встановлено, що їх можна класифікувати за структурою порового простору на: порово-тріщинні, кавернозно-тріщинні, порово-кавернозно-тріщинні. Всім вказаним вище класам карбонатних порід-колекторів притаманні тільки їм властиві ознаки, встановлені за результатами комплексних геофізичних досліджень.

Найбільш ефективними при визначенні таких ознак та виділенні порід-колекторів є акустичні методи, за результатами яких вивчають їх динамічні і кінетичні характеристики. В основі цих методів лежить залежність зареєстрованих динамічних та кінетичних параметрів пружних коливань від тріщинуватості, деформаційно-напруженого стану гірських порід, характеру насиченості та літолого-петрографічного складу. Породи-колектори, в яких переважає порова пористість, характеризуються збільшенням інтервального часу пробігу поздовжньої ультразвукової хвилі (Т), зменшенням амплітуди поперечної хвилі, збільшенням амплітуди поздовжньої хвилі. В цьому випадку коефіцієнт пористості, визначений за результатами акустичного методу (К_п^АК), рівний такому ж, що визначений за даними нейтронного гамма-каротажу (К_п^нгк), (К_п^АК=К_п^НГК). У випадку, коли порода газонасичена, спостерігається незначне зменшення амплітуди поздовжньої хвилі, К_п^АК>К_п^НГК, а також характерне зменшення уявного питомого опору _у, інтенсивності нейтронного гамма-каротажу (J_n) та інтегральної радіоактивності гамма-каротажу (J).

Для порово-тріщинуватого колектора, в якому переважає порова складова пористості, характерне збільшення інтервального часу пробігу поздовжньої хвилі (Т), зменшення амплітуди поперечної хвилі, а також незначне збільшення амплітуди поздовжньої хвилі. У випадку, коли сильно розвинута тріщинуватість порід-колекторів, амплітуди поздовжньої хвилі зменшуються на рівні значень характерних для кривих, які зареєстровані навпроти щільних порід. Для цих порід відмічається збільшення Т за умови, що коефіцієнти пористості К_п^АК і К_п^НГК рівні та відсутня кавернозна складова пористості. За наявності газонасиченості К_п^АК>К_п^НГК спостерігається зменшення _у, J_n та J.

У карбонатних породах, де має місце кавернозно-тріщинувата та порово-кавернозно-тріщинувата пористість, відмічається в більшості випадків однакова акустична ознака, а саме: збільшення Т, зменшення амплітуди поздовжньої і поперечної хвилі. Залежно від процентного співвідношення тріщинуватої та кавернозної пористості, коефіцієнти, які характеризують величину порового простору, будуть приблизно однаковими або К_п^НГК>К_п^АК.

Дослідження карбонатних порід-колекторів, у яких мають місце “залічені” тріщини, показали, що на кривих акустичного каротажу такі породи характеризуються незначним збільшенням амплітуди поперечної хвилі, зменшенням амплітуди поздовжньої хвилі від рівня, який відмічається у щільних породах.

Амплітудна характеристика карбонатних колекторів за даними акустичних досліджень дає змогу визначити не тільки “залічені” тріщини та їх конфігурацію, а й виявляти переважаючий нахил тріщин, їх структуру. Якщо переважаюча орієнтація тріщин сформована у вертикальному напрямі, то амплітудна характеристика поздовжньої ультразвукової хвилі за величиною параметрів однакова з такою ж характеристикою у щільних породах. Амплітуда поперечної хвилі зростає до середнього значення амплітуд, які зареєстровані у щільних кавернозних породах. Інтервальний час пробігу поздовжньої хвилі у тріщинуватих породах визначається сумою тріщинуватої та міжзернової пористості. За наявності вертикально орієнтованої тріщинуватості поздовжня хвиля поширюється вздовж простягання пласта, інтервальний час при цьому значно знижується.

У вапняках юрських відкладів, де розвинуті тріщини горизонтальної орієнтації, амплітуда поздовжньої хвилі зменшується на незначну величину. Величина тріщинуватої пористості, за даними акустичного каротажу, в таких породах-колекторах визначається недостовірно, але враховуючи, що юрським відкладам притаманне хаотичне розташування тріщин, які насичені високомінералізованим розчином (NaCl) - до 300г/л, її значення можна розрахувати за формулою

, (1)

де: - відносний опір порід, m - літологічний показник степеня пористості, K_п тр - коефіцієнт тріщинуватої пористості.

Як видно із вищеприведеного, напружено-деформаційний стан гірських порід не тільки зумовлює розподіл порових каналів у породах-колекторах, але й формує їх колекторські параметри. З метою виділення тріщинно-кавернозних порід-колекторів проведено комплексні геофізичні дослідження зв'язку інформаційних сигналів із напружено-деформаційним станом гірських порід. Базовим методом для реалізації цього завдання є акустичний каротаж. Результати вимірювання коливних поздовжніх та поперечних швидкостей, кількості коливань у хвильовій картинці, інтервального часу приходу ультразвукових поздовжніх хвиль показали, що на швидкість коливань суттєво впливає структура порового простору породи.

Література

1.Обоснование направлений поисков нефти и газа в глубокозалегающих горизонтах Украинских Карпат. -К.: Наук. Думка. -1977. -176с.

Размещено на Allbest.ru