Исследование неоднородностей нефтегазопродуктивных отложений Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 550.83.05:622.276.038

A.B. Лобусев, д.г-м.н., профессор, декан; В.Г. Мартынов, к.г-м.н., д.э.н., профессор, ректор;

П.Н. страхов, к.г-м.н., г.н.с., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, e-mail: nauka_RGU@mail.ru

исследование неоднородностей

нефтегазопродуктивных

отложений

При изучении неоднородностей наряду с их генезисом необходимо учитывать масштаб объекта исследований. В ходе исследований месторождений углеводородов выделяются три уровня - микро, мезо и макро. Переход на новый масштабный уровень сопровождается появлением побочных эффектов, которые не позволяют впрямую использовать результаты предыдущих, более детальных работ.

При освоении залежей нефти и газа проблема выявления пространственной анизотропии продуктивных отложений является одной из главных. Часто именно данный фактор определяет уменьшение эффективности использования прогрессивных технологий воздействия на пласт и разработки в целом. В результате происходит снижение темпов добычи углеводородов, преждевременное обводнение пластов, уменьшение коэффициента извлечения нефти и т.д. Геологические модели на современном уровне требований к подсчету запасов и разработке месторождений должны базироваться на полном комплексе разномасштабных исследований, учитывая все данные об изменчивости свойств нефтегазонасыщенных пород.

Под неоднородностью продуктивных отложений понимаются существенные изменения в пространстве их литолого-петрофизических свойств. В первую очередь в нефтегазовой геологии, естественно, рассматриваются особенности изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик, флюидонасыщения, а также специфика распространения вещественного состава и строения пород. В связи с этим необходимо определить основные свойства, которые следует рассматривать вне зависимости от типа неоднородности пласта.

Во-первых, требуется оценить масштаб исследуемого объекта, при этом в нефтегазопромысловой геологии особый

интерес вызывают три уровня - микро-, мезо-и макронеоднородности. Во-вторых, необходимо оценить генезис неоднородностей. По данному признаку они группируются в литологические, тектонические, стратиграфические, техногенные и комбинированные. В-третьих, оценка изменчивости объекта во многом зависит от выбранного направления.Здесь следует учитывать неоднородности, выделяемые по разрезу или латеральному направлению. Фактически неоднородность в определенной степени обладает признаками вектора, а изменение свойств часто носит вероятностный характер. Масштаб, безусловно, следует рассматривать в качестве одного из важнейших факторов, который необходимо учитывать при изучении данного вопроса. Как было справедливо отмечено О.А. Черниковым [1], «системно-структурные геологические исследования позволяют рассматривать резервуар с залежами УВ как тело, обладающее своей инфраструктурой, имеющей иерархический характер, т.е. как систему, состоящую из взаимосвязанных элементов, которые при данном масштабе исследований представляют собой внутренне однородное (условно неделимое) целое». При моделировании переход на новый масштабный уровень исследований, как правило, сопровождается появлением побочных эффектов, приводящих к искажениям и частичным потерям полезной информации. В свою очередь, это

влечет за собой необходимость вносить корректировку в методологию исследований ирасширять круг информативных методов. Возникают методические проблемы корректного учета результатов предыдущих исследований более низкого масштабного уровня.

Для масштаба микроуровня характерен комплекс исследований отдельных образцов. В рамках нефтегазопромысловой геологии особый интерес в первую очередь вызывает система пустот породы и факторы, контролирующие ее изменения. В частности, строение пустотного пространства зависит от структурно-текстурных особенностей породы, типа и содержания цемента и особенностей развития постседимен-тационных преобразований. Неоднородности строения пород и, в частности, пустотного пространства во многом определяют проницаемость, остаточную водоносащенность и нефтенасыщенность и, следовательно, коэффициент вытеснения нефти. Оценка неоднородностей пустотного пространства осуществляется на основании петрографических исследований шлифов и пришлифовок, порометрии и томографии [2].

Масштабу мезоуровня соответствует изучение петрофизических и литологических свойств слоя. Анизотропия коллекторских свойств на мезоуровне устанавливается в значительной степени петрофизическими методами. Результаты определений литолого-

Рис. 1. Сопоставления пористости, измеренной по керну и ГИС

петрофизических свойств керна при наличии представительной выборки уже отражают неоднородности свойств слоя по площади и по разрезу. Необходимо учитывать характер изменения по площади условия аккумуляции и особенности развития постседиментаци-онных преобразований исследуемых отложений. Возможно появление линз коллекторов, сообщаемость которых с основной частью резервуара имеет ряд ограничений.

Исследования данного уровня уже предполагают использование методов промысловой геофизики, которые позволяют получить дополнительную информацию о площадной анизотропии неоднородностей слоя.

На этом этапе кроме материалов лабораторных исследований керна анализируются и результаты интерпретации промыслово-геофизических данных, для которых слой, по существу, является минимальным объектом исследования. В первом приближении слой можно рассматривать как совокупность образцов. Вследствие этого необходимо ожидать, что параметры, определяемые на основании интерпретации промыслово-геофизических данных, должны иметь хорошую сходимость со средними значениями аналогичных свойств, измеренных в лабораторных условиях по керну.

В качестве иллюстрации приведем результаты сопоставления «керн - ГИС» для карбонатных отложений верхнедевонского отдела юго-западной части Хореверской впадины, расположенной на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП), а такжетерригенных отложений нижнемелового отдела северной части Тагрин-скогомегавала (Волго-Уральской НГП) и верхнеюрского отдела западной части Нижневартовского свода (ЗападноСибирская НГП). В целом прослеживается достаточно хорошая сходимость емкостных свойств, измеренных различными методами (рис. 1).

Вместе с этим нужно отметить, что полного совпадения параметров, определенных по различным методикам, не происходит. В ходе интерпретации промыслово-геофизических данных определяются интегральные характеристики для большего объема пород, чем при исследовании керна. Также

следует учитывать, что в поле зрения геофизических исследований попадают отложения, залегающие в непосредственной близости от скважины, тогда как керн отбирается в процессе бурения именно внутри скважинного пространства.

На данном уровне на основании статистической обработки результатов лабораторных исследований керна дается уже более точная оценка коэффициента вытеснения. Кроме этого, получается определенная информация для локального прогноза коэффициента охвата. Отметим, что исследования данного уровня масштаба нечасто рассматриваются в качестве самостоятельных, преимущественно они являются промежуточным этапом в ходе изучения строения пласта в целом и залежей. Масштаб макроуровня подразумевает исследование литолого-петрофизических свойств продуктивных отложений в масштабе пласта (залежи). Во многом именно неоднородности данного уров-

ня определяют коэффициент охвата. Определение характера изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений базируется на результатах лабораторных исследований керна, интерпретации промысловогеофизических данных и материалов сейсмических исследований.

В первую очередь о наличии или отсутствии значимых неоднородностей коллекторских свойств продуктивного пласта можно судить на основании как статистического анализа параметров, определяющих фильтрационноемкостные характеристики, так и результатов сопоставления ряда пе-трофизических параметров. Рассмотрим данное положение на примере карбонатных отложений фамен-ского яруса месторождения Дюсуше, расположенного на территории Тимано-Печорской НГП (рис. 2). Для данных пород пористость, определенная по керну в лабораторных условиях, изменяется в интервале от 0,2 до 17%. Распреде-

? ** Л 14 | » у 10 я * 4 1 0

Г

■ни

17 14 117 14 10 1117 МИН 16 171*

/I. Гистрщ'рямшя паристпат (ь<'рн)

. я * л

I»

!в

В *

Г 1*

III г

III /

X А*

*0 * * * н V

V' ■ *

¡МИДу 4 . ж

0,01 й.1 ] Ю ТОО 1000 ним

Г:^-*1ИСКТ+КТк

II Гшстк.'1»шмч Иринишишт тй (ыТрн>

11[итиц:к‘'ик- 1Р|[

I отОДН Ш^да 3 отй110''м*л<1 Ии'Ч|*:

3 — от I Ю«м>Я(1 КН^’м1. а ет1<>14)‘*1н3ло1()|Шиы3;

5 от I Со 10'V до 100010 "м1

Типы Т*ПЮГ* 11 риг фЩК пи

I 1 р И11Ц1Ш1 ,ПГ Н ПйрбМ-ТрПДОШЬ#,

II кгчисркш-иорсчи ■!([, |ирии1.1и н трендино-порои'й;

III -цдрпиа-гпвсрКп«.[й к шерцпп^Л

и

1 • и

ПР— • » Р :Г

* 4' ¡?- :

■1 1* ) Н(

4 I1 4

* Л * V V

&

I «■ —

" I "} « ■ # р м к

I I чр лч ни п., %

Г, Соаитошекяе неристогтя ч иппи-¡нишна.и ЩюШ-нн нргнч\VI якуеншчесн/й лзлни (м-рн)

У

~ Мя

В

= *»

1

I «

0.03 0 3 1 10 300 1ИК1 1009

ПрсШН Ц:и;Им1П1 (г1' и//. СоотпоШснт- ннуштшн ш ы лреяяцачлчтяа №унц

К-1Д-2 7-Э О-^.О-5

££ » я ■ х

о; о< ■

*•* ^

%Ч

щ

»Л? *----------

ад?

ШИ

<1.1? (Л 41.;? |Т<||ЩН<|(|МП> ,\к.1и>

Г. ( НЦПШгЧШ'Нт' ПИрПСГГИНИШ. внред&чгннон ЦЯ'ОПН'ЫКНМ и раИштктияпм.щили ниШичи (ПН V

Г- И С 11 с ю

а

Г Н

Ии

I

'Г « 1 |Г| 11 и 13 14 1? 14 17 I» ¡ч

11гр11Г ТССТЬ.'•

Д, Гкстофамма ерей пек щяряетосяш чингч (ГНо

Рис. 2. Петрофизические параметры карбонатных отложений фаменского яруса месторождения Дюсуше

Пори гг <ч~П>. *4 11 ро н п и а емостъ. 1 (НЬI:

1 1 * * ■ лЧ\11г| ИЩ а» | 11! |4П ЩХЯР

Поригтостъ.

■

ш/

Я иъ<

^ I Чг.-

4 4 ж. *

№ * * Т ф 1 1

ГмТТТТ ■я ■ 1 4 " т _т 1 г 1 1

1 1 ы——I—к 4 1 I 1 и

V <>

V ъ 1 1 !. ЦП

: ° 1 « _ |

,й5_ ■ “ .3

"Т _т -4,-1 -Г

1 п Л ... ... .1

*■ Т т

; б

А

мм

А

,4. fifn.itтаят! исс.теОоеаний керна

Б. Р?}\ль>пшпы интерпретации

примнс.птьгшфитчесхих

данных

А - отсутствие коллекторов,

Б - лранутеявяаас распространите каллнкфйв тргапшвеге яша.

В - щншупракнное распространение коллектора» феиисада-порового юта Г - преимущественное распространив; комлем оров перовогон к1верко*пороаого пшоа

тт

-Пршпое КОДГОЙОМИМ

“НЗЧ?Н!1? П0р13СТФ-^П1 (№ )

— принятое ЮЭГЦЦЩНОИНОе 2НйЧ«№1е промшлемостпт (ОД 10"3‘ ыг)

- преобладание кзасрмо-пороЕото шла гтч_сто1

^ - порактоеть пв ДК | - гюрметссть по Ш"К

о

- широкое распространение трепли

Рис. 3. Пример выявления по разрезу неоднородностей в карбонатных отложениях фаменского яруса петрофизических исследований керна (месторождение Дюсуше)

ление исследуемого параметра имеет бимодальный характер. Выделяются две группы образцов. В первую,наиболее многочисленную, попадают породы с пористостью от 3 до 8% - это больше половины образцов коллекции. Во вторую группу условно включены образцы с пористостью от 8 до 15%. На долю данной группы приходится около четверти образцов коллекции.

Вместе с тем проницаемость образцов изменяется от 0,01 до 4300.10-15м2. Распределение носит неявно выраженный логнормальный характер (рис. 2). Около 80% образцов имеют значения данного параметра меньше 10.10-15м2. Интересные выводы появляются в результате сопоставления гистограмм пористости и проницаемости анализируемой коллекции. В частности, 57% образцов имеют проницаемость больше 0,1.1015м2 и могут быть отнесены к коллекторам, тогда как только 47% коллекции имеют пористость, превышающую значения 6% (пороговое значение для коллекторов порового типа в карбонатных отложениях). Это косвенно указывает на то, что трещинный тип пустот присутствует в образцах данной коллекции. Именно

Рис. 4. Распределение фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород фаменского яруса Восточно-Колвинского месторождения

Рис. 5. Соотношение параметров, определенных по данным ГИС и результатов опробования карбонатных пород фаменского яруса месторождения Дюсуше

трещины определяют формирование фильтрующей системы в образцах с небольшой емкостью, в которых поровое пространство практически не в состоянии самостоятельно создать устойчивые пути миграции флюидов.

Также наличие различных типов коллекторов вместе с описаниями керна подтверждаются результатами сопоставления петрофизических параметров пород фаменского яруса месторождения Дюсуше. Трещинный тип пустот оказывает существенное влияние на формирование фильтрующих свойств образцов. В первую очередь это хорошо видно на графике, отображающем зависимость между пористостью и проницаемостью образцов керна (рис. 3).

Именно благодаря трещинному типу пустот возможно отнесение к классу коллекторов ряда образцов, имеющих пористость меньше 6%. Фактически выделяются три кластера, характерные для распространения трещинный и порово-трещинный; трещинно-поровый; по-ровый и каверново-поровый. При маленькой пористости наибольшая проницаемость соответствует образцам, обладающим развитой системой трещин.

Изменение доминирующего влияния различных типов пустот данных отложений прослеживается также при анализе промыслово-геофизических данных. Особенно это хорошо видно при сопоставлении материалов интерпретации различных методов. В частности, интересные результаты получаются в результате сравнения пористости карбонатных отложений,определенной по радиоактивным и акустическим методам (рис. 3). В интервалах интенсивного развития трещин значения пористости, рассчитанной по методу средних скоростей, будут превышать аналогичные параметры, определенные при интерпретации данных НГК. В местах, где преобладает каверновый тип пустот, наблюдается противоположная картина: более высокие значения пористости получаются по материалам интерпретации радиоактивных методов. Изменчивость пустотного пространства по площади прослеживается в ходе анализа и результатов лабораторных исследований керна, и материалов интерпретации данных ГИС (рис. 4). Это достаточно хорошо иллюстрируют

результаты исследований образцов фаменского яруса Восточно-Колвинского месторождения (Тимано-Печорская НГП). В центре площади выделяется зона, в пределах которой доминируют коллектора порового и каверно-порового типов. В восточной и южной частях исследуемой территории преимущественно встречаются породы, пористость которых меньше 5-6%, однако по проницаемости относящиеся к коллекторам. Формирование устойчивой

фильтрующей системы определяется именно присутствием в образцах достаточного количества трещин. Интересно отметить, что зона распространения трещиноватых карбонатных пород приурочена к флексуре субмеридио-нального простирания, фиксируемой по кровле фаменского яруса. Заслуживает внимания и пример изучения характера изменения по площади коэффициента продуктивности скважин, измеренного на основании

В) Фрагмент временного разреза быро&ненныи нл горизонт М Рис. 6. Пример проявления отложений палеорусла в волновом поле

гидродинамических исследований карбонатных продуктивных отложений фаменского яруса месторождения Дюсуше. Было замечено, что пористость влияет на данный параметр не в полной мере (рис. 5). В частности, высокие значения рассматриваемого коэффициента отмечаются в местах распространения отложений с относительно небольшой пустотной емкостью. В этом случае представляется целесообразным провести сопоставление акустических и радиоактивных методов. В упрощенном виде оценка неоднородности пустотного пространства может быть выполнена с помощью показателя «параметр типа

пустот» (ПТП), который для каждого слоя определялся по формуле (1).

Птп=

Кпнк-Кпак Кпнк

(1),

где Птп - параметр типа пустот;

КпНК - пористость, определенная радиоактивными методами, д. ед.;

КПАК - пористость, определенная акустическими методами, д. ед. Увеличение содержания трещин сопровождается уменьшением величины ПТП. Аномальное увеличение данного показателя характерно для отложений с повышенным содержанием каверн. Скважины, вскрывшие отложения

Рис. 7. Пример структурно-стратиграфического экранирования нефтяных залежей, приуроченных к группе пластов БВ$]

с ухудшенной пористостью, но при этом характеризующиеся достаточно большими значениями коэффициента удельной продуктивности, попали в зону аномального увеличения влияния трещин на формирование проницаемости пласта.

При изучении площадных неоднородностей макроуровня в качестве наиболее информативных представляется целесообразным рассматривать результаты интерпретации данных сейсморазведки 3D. В ряде случаев крупные неоднородности очень хорошо выражаются в волновом поле [3] на качественном уровне.

Это хорошо иллюстрируется на примере изучения отложений пласта АВ2Ватьеганского месторождения (Западно-Сибирская НГП), где выявляется неоднородность литологического типа. В волновом поле отчетливо отображается тело палеорусла (рис. 6). Отражение АВ2 отличается существенной изменчивостью ряда свойств по площади, так как геометрия экстремума связана не только с положением стратиграфических границ, но и с расположением песчаника в целевом пласте и его толщиной. На седиментационных срезах волнового поля, параллельных устойчивому отражению М (рис. 6), выделяются две зоны. Они также наблюдаются и на индикаторных картах, полученных автоматическим разделением волнового поля на классы с достаточно близкими характеристиками отражения от пласта АВ2. Эти зоны по материалам бурения и сейсморазведки интерпретируются как русловые и пойменные фации.

По данным сейсморазведки 30, также выделяются еще один тип неоднородностей макроуровня - стратиграфический. При определенных условиях они могут являться и границами залежей [4]. В частности, это достаточно часто наблюдается при изучении отложений верхней части разреза неокомского надъяруса, накопление которых осуществлялось на завершающих этапах компенсации общего прогибания Западно-Сибирского бассейна.

Данные пласты имеют черепицеподобное строение. Аккумуляция рассматриваемых отложений осуществлялась в шельфовой обстановке. При этом происходила компенсация прогибания бассейна путем бокового наращивания оса-

дочной толщи вблизи от палеоберега. Это хорошо видно на примере группы пластов БВ81 Курраганского месторождения (рис. 7).

Вблизи кровли данной группы пластов фиксируется несогласие типа эрозионного среза (рис. 7). Также отсутствует система плоскопараллельных отражений в интервале залегания исследуемых отложений. Отмечается последовательное увеличение временных толщин между отражениями. Это позволяет говорить

о том, что глинистая толща, выполняющая функцию региональной покрышки для исследуемой группы пластов, перекрывает разновозрастные отложения. В составе нефтепродуктивного горизонта фиксируется совокупность линз, каждая из которых имеет собственный водонефтяной контакт. Таким образом, отпадает необходимость ввода в модель залежи фиктивного литологического экрана или наклонного ВНК. Определенное место при изучении неоднородностей макроуровня занимают представители тектонического типа. В ряде случаев к ним приурочены одноименные экраны,которые одновременно являются границами залежей. В

Рис. 8. Иллюстрация волнового поля в районе расположения зоны тектонического экранирования

свою очередь, они хорошо прослеживаются по материалам сейсморазведки 30 [4].

Это подтверждают результаты изучения отложений васюганской свиты Нонг-Еганского месторождения. На определенном этапе в системе палеотрещин, приуроченных к малоамплитудному дизъюнктивному нарушению, произошло осаждение вторичных кристаллов кальцита. Развитие данного процесса определило нарушение гидродинамической сообщаемости внутри продуктивного пласта.

В последующем в каждом блоке установился свой уровень водонефтяного контакта. Так, если для западной (относительно опущенной) зоны ВНК составил 2753,1 м, то для восточной (приподнятой) - 2735 м. Данные уровни надежно определяются по материалам ряда разведочных и эксплуатационных скважин.

Область разобщения данных зон коллекторов пласта фиксируется на сейсмических разрезах (рис.8). В этом месте наблюдается практически линейный субвертикальный

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ

КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ

НАНЕСЕНИЮШТИКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ (ДВУХ- И ТРЁХСЛОЙНЫХ) НА ОСНОВЕ ЭКСТРУДИРОВАННОГО ПОЛИЭТИЛЕНА НА НАРУЖНУЮ ПОВЕРХНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 159 ДО 1420ММ.

-НАНЕСЕНИЕ ЛАКОКРАСОЧНЫХ ПОКРЫТИЙ НА НАРУЖНУЮ И ВНУТРЕННЮЮ ПОВЕРХНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 159 ДО 1420ММ. ДЛЯ ПОДЗЕМНЫХ И НАЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В СООТВЕТСТВИИ С ПРОЕКТОМ ИЛИ ТРЕБОВАНИЯМИ ЗАКАЗЧИКА.

ЕНИК ГНУТЫХ ОТВОДОІ МЕТОДОМ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ ИЗ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 219 ДО 1420ММ

ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ ТРУБ В СОБСТВЕННОЙ ЛАБОРАТОРИИ ПУТЕМ ПРОВЕДЕНИЯ:

- НЕРАЗРУШАЮЩЕГО УЗК И РЕНТГЕНОГРАФИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ И ПРОКАТА;

- СПЕКТРАЛЬНОГО АНАЛИЗА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА МЕТАЛЛА;

- МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ;

- ГИДРОИСПЫТАНИЙ ТРУБ Д ИАМЕТРОМ 720 И1020 ММ.

ВОССТАНОВЛЕНИЕ ТРУБ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

- ОЧИСТКА ОТ НАРУЖНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ Б/У ГИДРОКЛИНЕРОМ;

- ВНУТРЕННЯЯ ОЧИСТКА ТРУБ Б/У;

- ВИЗУАЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ;

- МЕХАНИЧЕСКАЯ И ОГНЕВАЯ ТОРЦОВКА КОНЦОВ ТРУБ;

- РЕМОНТ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ;

- НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ;

- ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА И МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ.

ИЗГОТОВЛЕНИЕ СВАЙ ИЗ ТРУБЫ ДИАМЕТРОМ 159-1420 ММ, ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ ЖИЛЫХ И НЕЖИЛЫХ ПОМЕЩЕНИЙ, ДОРОЖНЫХ И ПОРТОВЫХ СООРУЖЕНИЙ, А ТАКЖЕ В КАЧЕСТВЕ ОПОР ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ, КАК В ГРУНТЕ, ТАК И В ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЕ С ПОГРУЖЕНИЕМ В ВОДУ.

ВСЯ ПРОДУКЦИЯ ООО «КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ» СЕРТИФИЦИРОВАНА В СООТВЕТСТВИИ С ГОСТ Р ИСО 9001-2001И СТО ГАЗПРОМ 9001-2001. ПРЕДПРИЯТИЕ ИМЕЕТ СЕРТИФИКАТ «ТРАНССЕРТ». ПРОИЗВОДСТВО НА ООО «КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ» ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ НА ОСНОВАНИИ ТУ, СОГЛАСОВАННЫХ ОАО «ВНИИСТ» И ООО «ВНИИГАЗ».

ЧЕЛЯБИНСКАЯ ОБЛ., Г. КОПЕЙСК, УЛ. МЕЧНИКОВА, 1 ТЕЛЕФОН/ФАКС: (35139) 20-981, (35139) 20-982 E-MAIL: KZIT@KZIT.RU WWW.KZI I.RU

Млеют літ*

М>ФВЛЛ

М'АК]Ю І пласт, олієнії Ки'ф^шшгнт

Мею

(слоШ

}■ і ■■■н|и[і|ІИ]1і‘И I ШІїСН^ІІНЧ

Ліітліні! ппрофігшіккне невдиородні>сти

Г

"Г

Лкгшініркпл«

Т№<№МОН'

I Т||ДШ |),<^1№(К||Г [гиннгіїїімг

X

І>д 1М#Ч ГГ її Ц ешны^ ’Лтіігжрп ГІЄЇ и |Є

фа

файли

Измен ентге ФЕС пласте® на

1НЕЕЦКХ

альныкзон,

ЦИКЛИЧНОСТЬ

Латеральные,

вертикальные

«постепенный

переход)

Границы фациальиых і™, изменения структуры» текстуры пород

Латеральные»

В»1НШЫ1№

(паетепеиньй,

пнскретньА

переход)

ІЬаденение ФЕС гшастерна границах асн развили . эпигенетических

Н5№НеННП

выщелачивания еторичногс минералоорраэовання, трещинообразеезкид Еерпікаяьньге, язтеральиы* і днсхр етныП пермей

ГЬйННЦЫ ЗОН рі ЗЕЗІ ТИЛ МШГ4Н*ТНЧ«Ш изменений выщелачивания етичного ■ мннералос^разованиз. трещниообраэмдаяя Вертикальные, латеральные I днехр е гный пер ехоц)

Разрыв сплошности коллектор я* покрышки по

ДИзЬК’НІЇТіШНіьМ

нарушениям Да тералъные, вдлнкалькыекэ (дискретный переход)

Разрыв

СПЛОШНОСТИ СЛОЯ ПО ДМЗЬННКЇНВНЬЛ*

нарушениям

Латеральные

Одлофетнып

ПЄрЄХОДІ

Зоны е&игасніиання, эрозии Латеральные вершкальные, 1Д31СКреТНЫП

пврисод)

Участки выкликивания микрослоев, троонн. Латеральные вер ткквльные, (дискретный переход)

Зоны гесногенньк пр

П!Лр0рЯ5рЫЕ4, упл ОГКЄНЕІЛ. ВЫЩШМДОНИЯ ЕТОр|[ЧНОГО 14№ераЙ0С^р ПОЫНМ Л.гкр*ЛЪНЬ[<г вертикальные,

НПССТ-ІП-тИНЬЇ] ПЄр-ЖД‘

У ЧИСЛО! Г*>МОГЄЧН&Е пр'гоЬраз^ініКі топгіойп, выщ?лачнгяш«

НОрИЧНОГО

м> аир алЬобріхе інша, гилрор атрыва Латеральные вершкількь»,

[К^КП-.-НИЬЇІ П«|ЖЩ)

упле _ выщел

Мікри

(пйртец] Коэффициент м пге ненпл

1Ьм««ння свойств пустот н& границы

Участков

ЛПИЧИОГА состава и Т!1П Ц4МН1#.

структуры н тек:туры пород ЛлтЗрыилые,

Си*р гиюльньн (ДцСКрЛНЬЛ ГТереКОЦ)

Изменения Г4Н«ИС1 ь! свойств пустот на грзнщн УЧДСПНВ ривщ ТТО! гентоїчквіх ііїмен'ніш

выщелачивания

еторнЧкэГо

мнлераломразоеанІЦ

трещлной&рыиинцл

Вшнкйльньи,

ЛіїераПШьІе щн«р етый пер ясап)

Нзмшеюи генезиса пустотні границах участков рахнли зпнгепетнческих изменения

вЫЩЫШЧЛЫНЛЭ

нюри’ікого мтеі алоо(рмомння трещкнооорэ яжаніїл вер посади*,

Л№рДЛЬМЬІЄ ■ ДІІСІф^ТНЬЙ Н^реКС# ■

Рис. 9. Классификационная схема литолого-петрофизических неоднородностей

участок, в котором прослеживаются искажения волнового поля, характерные для дизъюнктивных нарушений. Также на карте средних амплитуд, рассчитанных для интервала залегания исследуемого продуктивного пласта, фиксируется узкая вытянутая зона, в пределах которой наблюдается аномальное увеличение анализируемого параметра.

Следует отметить, что при интерпретации материалов сейсморазведки в настоящее время осуществляется динамический анализ волнового поля, на основании которого строится комплект прогнозных карт петрофизических параметров. На их основе определяются закономерности изменений свойств продуктивных отложений и, следовательно, выявляются локальные неодно-

е.ч

вЛ

•А

1 «

0„1

I

/ * / *

і / * ! *

/\ і * 1 '{

/1

/

. - //

//

.Я

|<

2»

Парно«!!*. %

I

I -

эмглциркскля -нвпсішость діл оорладов;

_ — |и;нч; 1няд овиишош ДШ ПДОстя

Рис. 10. Пример соотношения вероятности существования коллекторов и пористости

родности их строения. Тем не менее этого недостаточно, для признания полноты комплексирования материалов сейсморазведки и бурения необходимо построение трехмерной цифровой геологической модели. Осуществляется совмещение информации об изменениях свойств продуктивных отложений по разрезу (скважинные данные) и по площади (материалы интерпретации сейсморазведки).

Перечень неоднородностей продуктивных отложений был бы неполным, если не упомянуть те, которые возникли на современном этапе, благодаря действию техногенных факторов. Особенно актуально их выделение при изучении залежей, разработка которых осуществлялась длительное время. Накопленный опыт [5] позволяет говорить, что коллекторские свойства пластов не остаются постоянными, а изменяются в процессе эксплуатации залежи. Поэтому исследование причин, вызывающих соответствующие изменения, имеет первостепенное значение.

В настоящее время представляется логичным классифицировать неоднород-

ности в первую очередь на основании определения их генезиса и масштабного уровня (рис. 9).

Необходимо остановиться еще на одной важной проблеме - учете результатов исследований более низкого уровня. В частности, это уже отмечалось при сопоставлении пористости, определенной различными методами (рис. 1). И если допускается (с определенными оговорками) существование линейной зависимости между емкостными свойствами, определенными по керну и ГИС, то в ряде других случаев такое сопоставление других параметров может определить появление ошибок. Определенную помощь в данном случае, конечно, может оказать статистический анализ. Однако не следует ограничиваться использованием данного математического аппарата. Большая польза может быть получена в случае грамотного применения генератора случайных чисел. В частности, это с успехом было использовано при изучении продуктивных терригенных отложений пласта Ю^-4 Крапивинского месторождения [6]. При анализе лабораторных исследований керна, осуществляемого в ходе проведения геологическом моделирования, было отмечено, что связь между возможностью отнесения по проницаемости (не меньше 10-15м2) к коллекторам от его пористости имеет вероятностный характер, который аппроксимируется формулой 2 (рис. 10):

Рккерн=1-ехр[-ехр(АхКпкерн-В)] (2),

где Рккерн - вероятность отнесения образца к коллекторам, д. ед.;

Кпкерн - пористость, определенная по керну, д. ед.;

А, В - коэффициенты пропорциональности.

Оценка достоверности аппроксимации предлагаемой формулы ^2) составляет

0,96. Тем не менее при изучении пластов в чистом виде данную зависимость использовать не рекомендуется, так как каждый слой, выявляемый по данным ГИС, не является однородным объектом. Его скорее следует рассматривать как множество пород, чем один образец. Кроме этого, было принято во внимание, что для данной коллекции образцов распределение пористости наиболее приближено к анормальному закону. Для решения возникшей проблемы с помощью генератора случайных чисел для каждого слоя была рассчитана виртуальная выборка с анормальным распределением пористости. Среднее значение параметра для данной выборки было принято равным пористости исследуемого слоя. На следующем этапе для всех мнимых образцов виртуальных выборок были рассчитаны вероятности, что образец будет отнесен к коллекторам. В последующем для каждого слоя была рассчитана искомая вероятность, как среднее значение соответствующей виртуальной выборки. Соотношение ве-

роятности существования коллекторов от пористости слоев аппроксимируется аналогичной формулой (формула 2), изменения затронули только коэффициенты пропорциональности (рис.10). Полученную зависимость можно использовать в процессе построения трехмерной геологической модели при определении объема пор коллекторов ячейки. Особенно это важно для ячеек, для которых пористость находится в интервале от 10 до 16%.

В данной работе рассмотрен общий подход к изучению анизотропии целевых пластов. Как было показано, переход к исследованиям различного уровня с минимизацией потерь полезной информации должен базироваться на специальных методических приемах. Изучение анизотропии требует на современном этапе и новых подходов к методам наблюдений, одним из наиболее новаторских и информативных мы считаем скважинную сейсмоакустиче-скую томографию. Данные этого метода позволяют не только увязать данные мезо- и макроуровней, но и получить существенную новую дополнительную информацию.

В заключение отметим, что точность изучения залежей углеводородов и тем самым эффективность их освоения во многом зависят от корректности определения генезиса неоднородностей и, как следствие, адекватности геологических моделей.

Литература:

1. Черников О.А. К изучению геологической неоднородности резервуаров углеводородов // Геология нефти и газа, 1995, №9.

2. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ // К. И. Багринцева, А. Н. Дмитриевский, Р. А. Бочко; ред. К. И. Багринцева. - М.: [б. и.], 2003. - 264 с.

3. Алекперов Ю.В., Лобусев А.В., Лобусев М.А., Страхов П.Н. Уточнение геологических моделей с целью повышения эффективности разработки залежей нефти и газа на примере использования карт временных толщин при интерпретации материалов сейсморазведки// М., «Территория НЕФТЕГАЗ», №11, 2011, с. 18-25.

4. Керусов И.Н., Страхов П.Н., Мирошниченко Д.Е., Керусова И.Э., Нестеренко Н.П., Мордвинцев М.В., Потрясов, А.А., Скачек К.Г. Факторы, определяющие сложное строение ВНК// Сборник трудов IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис», 2006, т. 2. - С. 42-48.

5. Страхов П.Н. Формирование каверно-порового пространства в карбонатных отложениях// М., Информационновнедренческий центр «Маркетинг», 2005, 76 с.

6. Славкин В.С., Страхов П.Н., Френкель С.М. Новый методический прием учета емкости пород-коллекторов порового типа при оценке запасов нефти и газа // Геология нефти и газа, № 2,1996. - С. 17-22.

Ключевые слова: неоднородность, изменчивость, масштаб, коллектор, поры, каверны, трещины, пустоты, пористость, проницаемость, акустические методы, радиоактивные методы, сейсморазведка, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата, керн, отложения, порода, геологическая модель, литология, стратиграфия, тектоника.