CC BY
43
УДК 553.78:551.72:551.732.2(551.51)
С.А. Моисеев, В.С. Соколова, Л.Н. Константинова ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА РЕГРЕССИОННОГО АНАЛИЗА ПРИ ПРОГНОЗЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗНАЧЕНИЙ ПОРИСТОСТИ В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ВЕНДА ЮГА БАЙКИТСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
Применение метода регрессионного анализа позволило для регионального проницаемого горизонта В10 выявить закономерности распределения значений средневзвешенного коэффициента пористости.
S.A. Moiseev, VS. Sokolova, L.N. Konstantinova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics (IPGG SB RAS)
Koptyug pr. 3, 630090, Novosibirsk, Russian Federation
APPLYING REGRESSIONAL ANALYSE TO PREDICTION OF POROSITY VALUE DISTRIBUTION OF THE VENDIAN TERRIGENOUS RESERVOIRS IN THE SOUTH OF BAIKIT OIL-GAS REGION
Application of methods of regressional analyse allowed for regional permeable horizon B10 identifies trends value distribution of weighted average rate of porosity.
Нижнеангарский перспективный газодобывающий район расположен на юге Байкитской нефтегазоносной области (НГО) и является первоочередным объектом добычи газа в этом регионе. Дальнейшее наращивание ресурсов нефти и газа в Байкитском регионе будет осуществляться за счет открытия новых залежей углеводородов в вендском НГК. Основной задачей данного исследования является определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных горизонтов терригенного венда юга Байкитской антеклизы на основе изучения петрофизических и литологических данных по образцам керна скважин и данных ГИС, выявление закономерностей распределения коллекторов в терригенном венде. Фактическим материалом для исследований послужили комплекс данных каротажа (НГК, АК, ГК, КВ) по 27 скважинам, описание керна по 4 скважинам, результаты интерпретации сейсмических данных, определения фильтрационно-емкостных свойств пород и результаты испытаний скважин, литературные данные по стратиграфии, литологии и нефтегазоносности терригенного венда. В работе применялись методики выделения пород-коллекторов в разрезах скважин по аналитическим, петрофизическим данным керна скважин, интерпретации ГИС, нахождения связей между этими данными на основе регрессионного анализа.
На юге Байкитской антеклизы ранее изучение петрофизических свойств терригенных коллекторов проводилось на локальных участках с целью установления контура нефтегазоносыщенности пласта и месторождения в целом (Агалеевского, Имбинского, Абаканского). На Имбинском и Агалеевском месторождениях в терригенной тасеевской серии выделены продуктивные пласты [1]. В региональном изучении района проведено сопоставление разрезов скважин разнофациальных областей [2]. Проведено детальное литологическое изучение опорных разрезов скважин и установлены границы разных литолого-фациальных зон, местоположение древних источников сноса терригенного материала [3]. Непский региональный резервуар включает проницаемые региональные горизонты В10 и В13, тирский - В3 и нижнеданиловскоий - В1 [2].
На основании результатов лабораторных исследований и анализов керна, петрографических описаний шлифов и сопоставлений геологического и геофизического разрезов были построены геолого-геофизические разрезы. При составлении геолого-геофизических разрезов скважин проводилась «увязка» керна с каротажем в три стадии: устранение системной ошибки, привязка глубин интервала выхода керна к каротажу и распределение неполного выхода керна внутри интервала, детальная привязка (поточечная привязка образцов по ГИС). Точность увязки будет повышаться с увеличением количества образцов и их плотности, на которых проведены радиометрические измерения, а также с увеличением процента выноса керна.
Для наибольшей точности построения карт эффективных мощностей, пористости и т.д. необходимо не только учитывать качественные и количественные характеристики по материалам ГИС и керна скважин, а искать значимые корреляционные связи уравнений регрессий между геологическими и сейсмическими данными, между данными геофизического изучения скважин и аналитическими определениями петрофизических параметров [4].
Для изучения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов Катангского фациального района были взяты за основу петрофизические параметры скв. Ванаварская 1, для Нижнеангарского фациального района - по скв. Агалеевкая 4. По имеющимся значениям коэффициета пористости (Кп) и коэффициента остаточной водонасыщенности (Ков) был рассчитан коэффициент эффективной пористости (рис. 1), который находится по следующей формуле: Кп эф = Кп*(1-Ков). По найденному минимальному граничному значению коэффициента пористости, равному 8 %, в разрезах скважин можно выделить интервалы, являющиеся коллекторами, и для каждого проницаемого горизонта подсчитать суммарную толщину коллектора.
Наиболее надежные корреляционные связи между петрофизическими данными, в частности Кп, и значениями каротажа устанавливаются по акустическому каротажу (АК). Скорость распространения упругих волн в АК зависит от состава горных пород и пористости. Глины и глинистые породы отличаются повышенной естественной радиоактивностью; минимальными показаниями на диаграммах НГК; высокими значениями интервального времени (ДТ=300-500 мкс/м) на диаграммах АК; увеличением фактического
диаметра скважины против номинального. Песчаники и алевролиты имеют промежуточные показания на диаграммах ГК и НГК; более низкие значения интервального времени по АК (у песчаников АТ - 175-330 мкс/м, у алевролитов -200-275 мкс/м); на кавернограммах фиксируется уменьшение диаметра против номинального.
Эффективная пористость, %
Рис. 1. График зависимости значений пористости от эффективной пористости
проницаемого горизонта В10
Далее устанавливались связи между значениями коэффициента пористости и значениями АК для продуктивных горизонтов В1, В3, В10. Для продуктивного горизонта В1 установлена связь с коэффициентом регрессии 0,72. Для отдельных интервалов продуктивного горизонта В3 получились неплохие связи с коэффициентами регрессии - 0,75; 0,88; 0,69; 0,51, но в целом по горизонту коэффициент регрессии равен 0.3. Это связано с плохой сортировкой материала, с очень разнообразным литологическим строением (встречаются пласты доломита, ангидрита, тонкие прослои глин) и тонким переслаиванием терригенных разностей, зачастую встречаются мелкозернистые песчаники с карбонатным цементом. Для данного горизонта авторами был построен ряд зависимостей, на которых видно, что при увеличении значений коэффициента пористости, значения карбонатности практически не изменяется, а значения проницаемости лишь на отдельных образцах увеличиваются; при росте значений карбонатности коэффициент проницаемости остается прежним. Все это свидетельствует о неоднородном строении коллектора трещинного типа.
Далее был построен график распределения значений коэффициента пористости и значений АК по продуктивному горизонту В10 (рис. 2), который, в отличие от горизонтов В1 и Вз, сложен более чем на 80 % песчаниками и имеет более однородное строение, хорошо выделяется на каротажных кривых.
Распределение значений пористости горизонта В10 подсчитано по средневзвешенному коэффициенту пористости:
Кп =
Кпх ■ Нх + Ки2 ■ Н2
я1+я2
где Кп - средневзвешенный коэффициент открытой пористости; Кп1, Кп2 -коэффициенты открытой пористости горизонта В10; Нь Н2 - эффективные толщины горизонта В10.
л
н
о
о
н
о
к
£р
О
С
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
190 195 200 205 210
ёТ, мкс\м
215
220
225
Рис. 2. График зависимости значений коэффициента пористости и значений АК
по продуктивному горизонту В10
Таким образом, в ходе проведенных исследований была найдена зависимость коэффициента пористости от коэффициента эффективной пористости и установлено граничное значение коэффициента пористости - 8 %. Для дальнейшего прогноза зон коллекторов в терригенном венде выявлены наиболее значимые корреляционные связи для горизонта В10 и подсчитано для этого продуктивного горизонта распределение значений пористости по средневзвешенному коэффициенту пористости. Далее для построения карт были выявлены хорошие связи между параметрами общих толщин горизонта В10 (Я=0.95), и затем между значениями эффективных толщин и Кп (Я=0.84).
Основным результатом изучения фильтрационно-емкостной характеристики и нефтегазоносности терригенного венда юго-восточной части Байкитской антеклизы является построение емкостной модели проницаемого горизонта В10, а также установление преобладающей роли в формировании его пустотного пространства первичных седиментационных процессов, обусловившими его однородное строение. Другим не менее важным выводом данной работы является установление влияния на формирование трещиного типа коллектора мошаковского (В1) и чистяковского (В3) проницаемых горизонтов постседиментационных тектонических процессов. Эти горизонты, как правило, имеют неоднородное литологическое строение, с тонким переслаиванием
терригенных разностей и интенсивно развитой системой трещин, которая и составляет основной объем пустотного пространства.
Работа выполнена при поддержке НШ-6244.2010.5.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Кринин В.А. Строение и нефтегазоносность западной части Присаяно-Енисейской синеклизы и Ангарской зоны складок // Стратиграфия и нефтегазоносность венда-верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы. Сборник материалов рабочего совещания. Красноярск: КНИИГиМС, 2001. С. 44-48.
2. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Новосибирск: Изд-во СО РАН, «Гео», 2005, 428 с.
3. Гутина О.В., Прицан Н.В., Бабинцев А.Ф. Уточнение схем корреляции местных стратиграфических разрезов и фациального районирования венда и верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы // Стратиграфия и нефтегазоносность венда-верхнего рифея юго-западной части Сибирской платформы. Сборник материалов рабочего совещания, Красноярск, КНИИГиМС, 2001 г., с.35-37.
4. Воробьев С.В. Граничные значения геофизических параметров пород-коллекторов ботуобинского горизонта северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология нефти и газа № 1-2, 1999
© С.А. Моисеев, В.С. Соколова, Л.Н. Константинова, 2011
