Методика оценки трещиноватости низкопористых нефтенасыщенных карбонатных пород по данным электрометрии скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение

высшего образования

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВО «СамГТУ»)

Кафедра «Геология и геофизика»

Реферат

по дисциплине «Геофизические методы исследований скважин» на тему:«Методика оценки трещиноватости низкопористых нефтенасыщенных карбонатных пород по данным электрометрии скважин»

Сагындыкова Д.В.

Самара 2018

Изучением связи между трещиноватостью горных пород и их электрическим сопротивлением занимались Барсуков О.В., Боярчук А.Ф., Еникеев Б.Н., Итенберг С.С., Лимбергер Ю.А., Нечай А.М., Шнурман Г.А. Элланский М.М., и многие другие исследователи.

Трещиноватость снижает удельное электрическое сопротивление низкопористых пород благодаря уменьшению извилистости токовых каналов и увеличению роли поверхностной (по поверхности трещин) проводимости. Аномальная электропроводность трещин иногда позволяет выделить их по аномалии силы тока, стекающего с центрального электрода прибора БК или по аномалии показаний прибора индукционного каротажа (ИК). Но обычно требуется количественная обработка данных. Почти все методики оценки трещиноватости пород по их УЭС направлены на определение коэффициента трещинной пористости К_пт и сводятся к уравнению

, (1)

где с_бл, с_ф и с_птк - соответственно УЭС блоков породы, фильтрата бурового раствора и промытой зоны породы. Физический смысл уравнения (1) состоит в том, что электропроводность породы складывается из электропроводностей блоков и трещин. Коэффициент А - доля прискважинных трещин, которые пересекают стенку скважины, В - коэффициент учёта кавернозности. Формула (1), как и другие аналогичные формулы, содержит параметры A, B, с_бл, которые на практике определить очень трудно. Величина с_ф для низкопористых пород некоторая абстракция, т.к. в них зоны проникновения в классическом понимании нет. Кроме того, показания прибора БК определяются, главным образом, УЭС неизменной части пласта, а не сопротивлением промытой зоны с_птк, входящим в формулу (1). По мнению автора, определить К_пт из выражения (1) или других аналогичных уравнений невозможно, т.к. они содержат трудно определяемые параметры, и сводят сложную задачу к ещё более сложной.

Более эффективными являются способы нормирования показаний БК с кривыми методов акустического (АК), нейтронного (НК) или плотностного (ГГК-П) каротажа. Представленная автором методика является в значительной степени модификацией и развитием методики функциональных преобразований данных ГИС, разработанной Н.З. Заляевым. Другой известный способ оценки трещиноватости породы, который частично используется автором, - это определение значений структурного коэффициента m в уравнении Арчи: чем ближе значение m к единице - тем более трещиноватой является порода.

Основные положения авторской методики оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород по данным электрометрии скважин:

1. Трещиноватость НКП приводит к снижению нижнего предела пористости коллектора до нуля, т.к., по крайней мере, в одной плоскости, параллельной берегам трещин возникает бесконечный кластер пустот при очень малых значениях трещинной пористости. Вместе с бесконечным кластером пустот существует бесконечный кластер электропроводности, который в водонасыщенной части разреза включает в себя свободную и связанную воду, а в нефтенасыщенной - связанную (остаточную) воду блоков и трещин. Трещиноватость снижает УЭС низкопористых пород независимо от характера насыщения, т.к. остаточная вода в виде плёнки покрывает поверхность пород в трещинах.

2. Связанная вода в низкопористой карбонатной породе, в том числе нефтенасыщенной, имеет минерализацию 30-35 г/л и соответствующее удельное электрическое сопротивление, зависящее от температуры пласта.

3. Зона проникновения фильтрата промывочной жидкости в НКП с микротрещинами незначительна, поэтому методом БК определяется УЭС неизменной части пласта. Если скважина пересекает макротрещину, в которую происходит существенная фильтрация бурового раствора, то сопротивление по БК в нефтенасыщенной части разреза будет существенно понижено, и эта макротрещина будет зафиксирована при интерпретации.

4. Уравнение Арчи (закон Арчи) справедливо для широкого спектра пород, при этом для простых карбонатных пород, т.е. не трещиноватых и не кавернозных, m ? 2.

5. Для НКП электрометрия, в частности, БК является методом проницаемости (а значит и трещиноватости): интервалы снижения сопротивления свидетельствуют не о водонасыщенности породы, а об её трещиноватости. трещиноватость низкопористый карбонатный коллектор

Изложенные выше положения были применены автором для различных по генезису, составу, структуре и текстуре карбонатных пород.

Первый вариант методики применён к описанным выше позднедевонско-раннетурнейским карбонатным отложениям Волго-Уральской НГП. На рис. 1 приведены результаты лабораторных определений относительного сопротивления (P_п) и пористости (К_по) образцов карбонатных пород фаменского яруса. Изменение наклона графика (излом) означает, что при малых пористостях электрическая проводимость породы обеспечивается трещинами. Аналогичный вид имеют зависимости УЭС породы, определяемого по БК, от коэффициента пористости по нейтронному каротажу в водонасыщенной части разреза. При этом в некоторых скважинах излома зависимости нет, т.е. нет аномальной проводимости в низкопористых пластах (нет трещин). Это позволило разделить разрезы фаменских отложений в скважинах по типу на 1) поровые (П - тип), 2) трещинные (Т - тип), 3) преимущественно поровые (Пт - тип) и 4) преимущественно трещинные (Тп - тип). На рис. 6 типы разрезов по скважинам показаны на фоне рельефа девонского рифа, выровненного по кровле девонских терригенных отложений. Трещинный тип характерен для полосы вдоль края рифа в северной и северо-западной части. Для пониженных участков рельефа характерен поровый тип.

Рис. 1. Пример зависимости параметра пористости (Р_П) от коэффициента пористости (К_ПО) для карбонатных пород по лабораторным измерениям

Рис. 2. Типы разрезов фаменских отложений в скважинах Шершнёвского месторождения на фоне рельефа фаменской постройки.

Перейдём к количественным параметрам. Запишем уравнение Арчи в виде

, (2)

где с_п и с_в - УЭС пласта и пластовой воды, б - коэффициент, обычно близкий к единице, m - структурный коэффициент, К_п - коэффициент пористости, К_в - коэффициент водонасыщенности пустотного пространства. Параметры б и m для поровых водонасыщенных коллекторов автором определялись на основе кроссплотов по данным БК - ННК (нейтрон-нейтронный каротаж) по каждой скважине отдельно, затем для этой скважины вычислялся коэффициент К_в из уравнения (2). Выше водо-нефтяного контакта (ВНК) в породах без трещин коэффициент К_в меньше единицы. В трещинных интервалах К_в ? 1 из-за снижения с_п. Для этого коэффициента введено специальное обозначение KW, т.к. в трещиноватых интервалах он уже не отображает водонасыщенность породы, и обозначение величины должно указывать на способ её вычисления. Итак, если в нефтенасыщенной низкопористой карбонатной породе KW ? 1, то эта порода - трещиноватая.

Для дифференциации интервалов по степени трещиноватости предложено вычислять кривую KWTR - коэффициент водонасыщенности, вычисленный из уравнения (2), но с показателем m = 1 и с коэффициентом б, определяемым из условия, что линии регрессии для порового и трещинного типа пород на кроссплоте с_п - К_пн пересекаются при К_пн ? 6,5%. Другими словами, KWTR - это коэффициент водонасыщенности низкопористой породы, определенный по зависимости для трещинного коллектора. Если значение KWTR в нефтенасыщенной породе приближается к 1, то скважину пересекают макротрещины.

Эффективность изложенного варианта оценки трещиноватости низкопористой нефтенасыщенной породы обусловлена относительной простотой геологического разреза. Он представлен довольно чистыми (не глинистыми и не доломитизированными), однородными по вертикали известняками, при этом в водонасыщенной части разреза имеются пористые пласты, по которым можно определить значения параметров б и m.

Второй вариант методики рассмотрен на примере карбонатной продуктивной толщи нижнего девона Тобойско-Мядсейской группы месторождений Тимано-Печорской НГП. Разрез представлен чередованием в разной степени заглинизированных карбонатных пластов, в которых выделены продуктивные пачки «А», «Б», «В», «Г» и «Д». Матрица породы - известняк, в некоторых интервалах доломитизированный, в разной степени глинистый, в основном непроницаемый, водонасыщенный. Пористость чистых пород 1 - 3%, глинистых до 6 - 7%. Кавернозность развита слабо. Нефть, за исключением маломощных пористых пропластков, находится в трещинах. Измерения выполнены только в нефтенасыщенной части разрезов скважин, т.к. ВНК не вскрыт.

По лабораторным данным m ? 1 для самых плотных трещиноватых образцов (Кп < 0,2%), m ? 1,6ч1,9 для самых пористых (Кп > 2%). Для оценки трещиноватости по степени отклонения УЭС от «нормального», т.е. присущего нетрещиноватым породам, необходимо определить зависимость УЭС от Кп для нетрещиноватой породы. При анализе данных ГИС имеются трудности с определением истинной пористости W. Значения пористости известняков W_i(АК), определяемые по уравнению среднего времени для акустического каротажа, оказались завышенными. Причиной является слоистость пород, унаследованная от стадии седиментогенеза. Автором установлено, что W_i(АК) отличается от истинной пористости известняков рассматриваемых отложений W_ik(АК) мультипликативно:

, (3)

где коэффициент о < 1 введён для учёта слоистости породы. Этого достаточно, чтобы определить структурный показатель m в уравнении Арчи по сопоставлению данных АК и БК. Построенные по всем исследованным скважинам кроссплоты lg(1/с_п) - lg(Wi(АК)) показывают, что m ? 2, т.е. интервал в основном представлен «простыми» водонасыщенными известняками. Отклонения от линии тренда могут быть обусловлены окремнением, битуминозностью, доломитизацией и трещиноватостью.

Матрица рассматриваемых отложений содержит только связанную воду, поэтому с_св можно оценить по палеткам. Зная с_св, вычисляем коэффициент водонасыщенной пористости W(БК) блоков «простой» породы в соответствии с законом Арчи, определяя с_п по показаниям БК:

. (4)

Далее кривую W(БК) необходимо сопоставлять с кривой W, полученной после адаптации (коррекции) данных ГИС. Из-за влияния барита, находящегося в скважинной жидкости, пришлось корректировать значения нейтронной пористости К_пн, а значения плотности породы по ГГК-П исключить из рассмотрения. При сопоставлении данных оценивается и коэффициент о. Доломитизацию породы учитываем путём решения системы уравнений:

, (5)

). (6)

Установлено, что дWd = 0,06 для ННК и дWd = 0,05 для НГК (нейтронный гамма каротаж). Коэффициент доломитизации обозначен как Kds, а не Kd. Из-за недостаточного количества методов ГИС для раздельного определения Kd и Ks «антидоломитизация» (Kd < 0) трактуется автором как окремнение. В связи с приблизительно одинаковым по величине и противоположным по знаку влиянием доломитизации и окремнения на величины Wi(ННК) и Wik(АК) система уравнений (5, 6) позволяет оценить W, Kd и Ks при допущении, что Kd и Ks не могут отличаться от нуля одновременно.

Превышение W(БК) над W может быть вызвано как существованием открытых трещин, так и трещин, заполненных глинистым материалом, или глинистых прослоев. Автором установлена линейная статистическая зависимость W(БК) от ГК и по ней предложено вычислять W(ГК). Если W(ГК) ? W(БК), то снижение УЭС обусловлено глинистым материалом прослоев и трещин.

Итак, необходимые условия наличия открытых трещин:

и . (7)

Наименьшее из двух разностей W(БК) - W и W(БК) - W(ГК) в интервалах, удовлетворяющих условиям (7), назовём интенсивностью трещиноватости ч:

. (8)

За нижний предел ч для трещинного нефтенасыщенного коллектора автором принято значение ч_min = 0,5%. Это значение должно уточняться на основе промысловых данных. Пример результатов интерпретации представлен на рис. 3. Три из четырёх открытых трещин, выделенных по FMI, попадают в интервалы, выделенные по условию ч > ч_min. Четвёртая находится в слишком тонком для обычных ГИС пропластке, окруженном глинистыми породами. Отметим, что по FMI выделяются только макротрещины, по интенсивности трещиноватости ч выделяются как интервалы макро-, так и микротрещин.

Третий и четвёртый варианты методики рассмотрены на примере евлано-ливенских отложений франского яруса и фаменско-турнейской залежи Тобойско-Мядсейской группы месторождений Тимано-Печорской провинции. Евлано-ливенские отложения представлены неглинистыми сильно метаморфизованными кавернозными известняками, доломитами и их переходными разностями (глины сосредоточены в тонких пропластках), а фаменско-турнейские отложения дополнительно осложнены наличием битуминозных пород и интенсивным окремнением. Таким образом, при вычислении W требуется учесть кавернозность, доломитизацию и окремнение. Кавернозность учитываем, как и слоистость, по уравнению (3), но теперь о > 1. Для оценки доломитизации и окремнения (Kd и Ks) комплекс ГИС необходимо расширить. В рассмотренных породах хорошее качество имеют данные плотностного ГГК-П и селективного ГГК-С гамма-гамма каротажа, поэтому W можно определить из системы уравнений:

, (9)

, (10)

, (11)

. (12)

Рис. 3. Пример выделения трещинных коллекторов по параметру ч и сопоставление с данными FMI

Сопоставление данных ГИС между собой позволяет определить необходимые константы в данных формулах. Установлено, например, что поправка дW_d в нейтронную пористость W_i(ННК) в чистом доломите составляет 8%. Пример результатов интерпретации в евлано-ливенских отложениях приведён на рис. 4. Скважина эксплуатировалась открытым стволом и в ней были проведены потокометрические исследования. Наблюдается высокая степень корреляции кривой ч и выделенных по результатам потокометрии работающих нефтью интервалов. В частности, на глубине около 2686 -2688 м и по ч, и по результатам интерпретации потокометрии выделяется хороший коллектор с пористостью менее 2%. При интерпретации пласты - коллекторы дифференцированы не только по интенсивности трещиноватости, но и по степени доломитизации и кавернозности. Кроме того, по признаку антикорреляции кривых W(БК) и W выделены битуминозные пропластки. Коллекторы порового и кавернового типов выделены по граничному значению пористости в 6%.

Рис. 4. Сопоставление результатов выделения трещинных коллекторов и потокометрии в скв. 38, пл. Тобойская

Размещено на Allbest.ru