Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ГЕОЛОГИЯ

УДК 550.81: 550.832

B.А. Байков1, e-mail: Baikov@ufanipi.ru; А.В. Жонин1, e-mail: ZhoninAV@ufanipi.ru;

C.И. Коновалова1, e-mail: KonovalovaSI@ufanipi.ru; Ю.В. Мартынова1, e-mail: MartynovaYV@ufanipi.ru; С.П. Михайлов1, e-mail: MikhaylovSP@ufanipi.ru; М.В. Рыкус1, e-mail: RykusMV@ufanipi.ru

1 ООО «РН-УфаНИПИнефть» (Уфа, Россия).

Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора

В статье рассмотрена проблема определения фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных неоднородных коллекторов. Отмечено, что присутствие в поровом пространстве глинистого и карбонатного цементов ставит под сомнение применение стандартных двумерных связей для интерпретации данных геофизических исследований скважин. Так, при одном и том же значении пористости проницаемость пород может изменяться более чем в 100 раз, а остаточная водонасыщенность - в два раза. Кроме того, стандартная методика определения характера насыщения не учитывает остаточной водонасыщенности породы.

Авторами предложена интерпретационная модель определения фильтрационно-емкостных свойств пород сложного минерального состава по результатам комплексных петрофизических исследований. Подобран оптимальный комплекс геофизических исследований скважин, состоящий из набора методов стандартного каротажа. Представлен алгоритм построения петрофизических зависимостей пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности горных пород от данных двойного разностного параметра гамма- и нейтронного каротажей для терригенных пород, в поровом пространстве которых содержатся глинистый и карбонатный цементы. При расчете в качестве интерпретационного параметра использован петрофизический инвариант формулы Тимура - Коатса. Доказано, что предложенный алгоритм позволяет повысить точность прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Апробация интерпретационной модели проведена на одном из месторождений Западной Сибири, для которого сделаны гидродинамические расчеты для начального периода работы одиночных скважин на слоисто-однородных моделях с контролем забойного давления. Достигнута удовлетворительная сходимость расчетных и фактических показателей. Отмечена возможность интеграции полученных закономерностей в гидродинамическую модель без дополнительных преобразований.

Ключевые слова: низкопроницаемые коллекторы, глинистый цемент, карбонатный цемент, пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, гидродинамическая модель.

V.A. Baikov1, e-mail: Baikov@ufanipi.ru; A.V. Zhonin1, e-mail: ZhoninAV@ufanipi.ru;

S.I. Konovalova1, e-mail: KonovalovaSI@ufanipi.ru; Yu.V. Martynova1, e-mail: MartynovaYV@ufanipi.ru;

S.P. Mikhailov1, e-mail: MikhaylovSP@ufanipi.ru; M.V. Rykus1, e-mail: RykusMV@ufanipi.ru

1 RN-UfaNIPINeft LLC (Ufa, Russia).

Petrophysical Modeling of Complex Terrigenous Reservoirs

The article analyses the problem to determine permeability and porosity properties of heterogeneous reservoirs with complex geology. The article indicates that the presence of shale and carbonate cements in pore spaces questions the application of standard two-dimensional links for interpretation of geophysical data. Thus, with values of porosity being equal the values of permeability could change over hundred times while residual water saturation - twice. Besides, the standard procedure to determine saturation nature does not allow for residual water saturation of rocks. The authors have suggested an interpretative model to test permeability and porosity properties of rocks with compound mineral composition by integrated petrophysical investigations. An optimal complex of geophysical well surveys containing a set of standard logging techniques has been selected. The authors have also presented the algorithm of petrophysical dependences of porosity, permeability and residual water saturation of rocks on the double difference parameter of gamma and neutron loggings for terrigenous rocks with their pore space containing shale and carbonate cement. While making computations a petrophysical Timur-Coates' invariant has been used as an interpretative parameter. The algorithm

34

№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

GEOLOGY

suggested proved to allow increased prediction accuracy of reservoir permeability and porosity properties. Testing of the interpretative model was carried out in a West Siberian field (Russia) for which hydrodynamic computations were carried out to be used in the early operation period of single wells on stratified homogeneous models with bottomhole pressure under control. The designed and actual figures have shown satisfactory convergence. It has also been mentioned that there is a possibility to integrate regularities obtained into the hydrodynamic model with no additional transformations.

Keywords: low permeable reservoirs, shale cement, carbonate cement, porosity, permeability, residual water saturation, hydrodynamic model.

Коэффициент пористости Кп, Factor of porosity, %

0 5 10 15 20 25 30 Коэффициент пористости Кп, % Factor of porosity, %

a) a) б) b)

Рис. 1. Кросс-плоты для низкопроницаемых терригенных горных пород:

а) остаточная водонасыщенность горных пород - пористость горных пород; б) проницаемость

горных пород - пористость горных пород

Fig. 1. Cross-plots for low permeable terrigenous rocks:

а) residual water saturation of rocks - porosity of rocks; б) permeability of rocks - porosityof rocks.

Продуктивные пласты неокомских отложений Западной Сибири характеризуются ухудшенными фильтраци-онно-емкостными свойствами (ФЕС) пород, многокомпонентным составом и значительной неоднородностью, представленной как тонким переслаиванием песчаников и алевролитов с глинистыми и карбонатными прослоями,так и присутствием глинисто-карбонатного цемента в рассеянном состоянии. Кроме того, они могут быть недонасыщены по нефти. При этом проблема определения ФЕС таких сложнопостроенных неоднородных коллекторов до сих пор не решена в полной мере. Так, присутствие в поровом пространстве глинистого и карбонатного цементов обусловливает неоднозначную зависимость проницаемости образцов керна от их пористости. При одном и том же значении пористости пород проницаемость может изменяться более чем в 100 раз, а остаточная водонасыщенность - в два раза (рис. 1), что ставит под сомнение применение для интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) двумерных связей типа «керн - керн», учитывающих только содержание глинистого цемента. Кроме того, стандартная методика определения характера насыщения по обобщенной зависимости для Сургутского свода или по формуле Арчи - Дахнова не учитывает уровень остаточной водонасыщенности породы. Целью исследования, результаты которого представлены в данной статье, является разработка интерпретационной модели определения ФЕС пород сложного минерального состава по

результатам комплексных петрофизи-ческих исследований.

АЛГОРИТМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРА НА ОСНОВЕ ТРЕХМЕРНЫХ НЕЛИНЕЙНЫХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ЗАВИСИМОСТЕЙ Глинистый и карбонатный цементы по-разному влияют на ФЕС:

• пористость и проницаемость горных пород снижаются при увеличении содержания в поровом пространстве глинистого и карбонатного цементов;

• остаточная водонасыщенность горных пород снижается при увеличении содержания в поровом пространстве карбонатного цемента и растет при увеличении содержания глинистого.

Для корректного определения значений ФЕС коллектора необходимо применить трехмерные нелинейные петрофизи-ческие зависимости, учитывающие глинистую и карбонатную составляющие цемента. Однако построить эти зависимости, используя только данные исследования керна, не представляется возможным ввиду следующих причин:

• специальные керновые исследования (такие, как гранулометрия и капилля-риметрия) проводятся на ограниченном количестве образцов, как правило, отобранных из лучшей части коллектора;

• глины и глинистые разности горных пород почти не исследуются из-за трудностей изготовления образцов керна, а также значительного увеличения времени проведения экспериментов [1].

Ссылка для цитирования (for citation):

Байков В.А., Жонин А.В., Коновалова С.И., Мартынова Ю.В., Михайлов С.П., Рыкус М.В. Петрофизическое моделирование сложнопостроенного терригенного коллектора // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 11. С. 34-38.

Baikov V.A., Zhonin A.V., Konovalova S.I., Martynova Yu.V., Mikhailov S.P., Rykus M.V. Petrophysical Modeling of Complex Terrigenous Reservoirs. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 11, P. 34-38. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018

35

ГЕОЛОГИЯ

Пористость Porosity

Проницаемость Permeability

О

tí г

о

I

8 ai ОЭ 03

а) a) б) b)

Рис. 2. Трехмерная зависимость пористости (а) и проницаемости (б) горных пород от двойных разностных параметров гамма- и нейтронного каротажа Агк и Анк

Fig. 2. 3D rock porosity (a) and permeability (б) dependence from the gamma ray index Агк and neutron logging double difference parameter Анк

В описываемом исследовании задача прогнозирования величины ФЕС горных пород решена с применением методов геофизических исследований скважин (ГИС), входящих в набор методов стандартного каротажа. Метод гамма-каротажа (ГК) характеризует разрез скважины по уровню глинистости горных пород. Наиболее чувствительным к изменению уровня карбонатности является метод нейтронного каротажа (НК) - увеличение содержания в породе карбонатного материала сопровождается ростом показаний НК. Поскольку показания ГК и НК не стандартизированы и данные методы исследования применяются в разных сква-жинных условиях (в открытом стволе скважины и после спуска колонны), для построения трехмерных нелинейных петрофизических зависимостей, связывающих пористость горных пород и их проницаемость с содержанием глинистого и карбонатного цементов, использовались нормированные значения данных ГК и НК по двум опорным пластам: двойные разностные параметры гамма-каротажа Агк и нейтронного каротажа Анк.

В качестве опорных пластов выбирались интервалы мощностью 2 м и более: • для метода ГК - пласт песчаника с минимальными показаниями ГК и пласт глин с максимальными показаниями ГК;

Остаточная водонасыщенность Residual water saturation

• для метода НК - пласт глин с минимальными показаниями НК и пласт карбонатизированной породы с максимальными показаниями НК. Необходимо отметить, что существуют определенные трудности построения зависимостей от двойных разностных параметров ГК и НК пористости (р = /(Агк, Анк) и проницаемости К = д(Агк, Анк) для всего диапазона изменения параметров пористости и проницаемости, а именно:

• недостаточная статистика отбора кернового материала;

• некондиционность кривых ГИС;

• ошибки определения проницаемости по данным исследования кернового материала.

Для построения зависимостей ф = =/(Агк, Анк) и К=д(Агк, А нк) предлагается использовать следующий алгоритм.

1. По фотографиям керна в дневном и ультрафиолетовом свете выделить в разрезе интересующего пласта характерные литотипы: песчаник, аргиллит (глина) и карбонатизированные (уплотненные) породы.

2. Не использовать интервалы резкой смены литотипов (переслаивания) толщиной менее разрешающей способности стандартных методов ГИС.

3. Исключить интервалы присутствия калиевых полевых шпатов и органического вещества.

Рис. 3. Трехмерная зависимость остаточной водонасыщенности горных пород от двойных разностных параметров гамма- и нейтронного каротажа Агк и Анк

Fig. 3. 3D rock residual water saturation dependence from the from the gamma ray index Агк and neutron logging double difference parameter Анк

4. Полученная литологическая колонка разбивается на интервалы толщиной 40 см (в соответствии с разрешающей способностью стандартных методов ГИС). Участки протяженностью менее 40 см исключаются.

5. В каждом пропластке снимаются характерные значения нормированных кривых двойного разностного параметра гамма-каротажа Агк и нейтронного каротажа Анк.

6. Пористость, проницаемость и остаточная водонасыщенность горных пород, определенные по данным исследования кернового материала, приводятся к разрешающей способности методов ГИС.

7. Определяются граничные значения «коллектор/неколлектор» для двойных разностных параметров ГК и НК.

8. Из общего массива данных выбираются значения пористости и проницаемости горных пород, определенные по керну, и двойных разностных параметров ГК и НК, определенных по ГИС, соответствующие интервалам отсутствия карбонатизации Анк « 0. По полученным данным строятся зависимости ф = f(A ) и K = g(ArK).

Уравнения петрофизических зависимостей пористости горных пород и их проницаемости от двойного разностного параметра данных ГК подбираются из условия получения максимального

А

А

А

А

36

№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

GEOLOGY

коэффициента корреляции R2 и минимизации невязки фактических и расчетных значений. Для случая присутствия в поровом пространстве только карбонатного цемента уравнения петрофизической зависимости пористости горных пород и их проницаемости от Анк должны иметь такие же функциональные зависимости, как и для случая присутствия в поровом пространстве горных пород только глинистого цемента. Данное предположение приводит к тому, что в трехмерном пространстве зависимости ш = f(A , А ) и K =

т J ^ гк нк'

= д(Агк, Анк) представляют собой поверхность эллипсоида.

9. Для нахождения остаточной водона-сыщенности горных пород применяется принцип инвариантности дифференциальных уравнений фильтрации [2]. В качестве такого инварианта использовалось уравнение Тимура - Коатса, связывающее пористость, проницаемость и остаточную водонасыщенность коллектора:

(1)

где K - коэффициент проницаемости горных пород, мД; ф - коэффициент пористости горных пород, д. ед.;

- коэффициент остаточной водо-насыщенности горных пород, д. ед.; D, n, l - коэффициенты, которые подбираются c учетом данных лабораторных исследований керна и эксплуатации скважин.

Из формулы (1) следует, что при приближении проницаемости горных пород к нулю остаточная водонасыщенность будет стремиться к 1, что соответствует допущению о 100 % водонасыщенности в глинах.

При реализации предложенного подхода на одном из месторождений Западной Сибири были получены следующие зависимости для пористости и проницаемости горных пород:

Фо=-

а +е

ф

b

Ч Аг Вг »i

Лнк

(2)

К = е

, + b

^нк

А2 +—с

Аг В2 k

Стандартный каротаж, мВ Standard logging, n

РК,усл. ед.

Высокочастотное индукционное

изопараметрическое зондирование High frequency induction logging

soun ing HKIS

'" Jfc,

Нормированные кривые, усл. ед. Normalized curves,

-GZ1 nl'inir-ti^

'.)':'> qlinin^ гГщ^еТ

CÜ4. (HIlIPI 'Gamma logging, c. u.

-1—GZ3. utmftr-iKf- i 1-RS

Рис. 4. Сравнение рассчитанных значений пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности горных пород с данными исследований кернового материала Fig. 4. Comparison of rock porosity, permeability, and water saturation computed with core

data

Значения коэффициентов для расчета пористости, проницаемости горных пород и их остаточной водонасыщенности

Coefficients to compute porosity, permeability of rocks and their residual water saturation.

Показатель Index Коэффициенты Coefficients

Пористость Porosity a9 bp с А гу. А нн

3,93 1,47 -0,19 0,46 0,42

Проницаемость Permeability ak bk ck

-5,58 0,45 4,61

Остаточная водонасыщенность Residual water saturation D n l

3000 4,08 -2,51

где А - граничное значение «коллектор/неколлектор» по Агк; В - граничное значение «коллектор/неколлектор» по Анк; афГ Ьф, с, ак, Ьк, ск - коэффициенты, подобранные по зависимости «керн -ГИС» при Анк = 0.

Поверхности для пористости и проницаемости, построенные по формулам (2-3) и соотнесенные с данными исследований керна, приведены на рис. 2. Из уравнения (1) следует формула расчета остаточной водонасыщенности горных пород:

(3)

1 + 0'ф'К"

(4)

Для скважин, в которых проводились отбор и исследование керна, были сделаны расчеты пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности горных пород по формулам (2-4) с коэффициентами, сведенными в таблицу. На рис. 4 представлены кривые, демонстрирующие хорошую сходимость расчетных значений параметров ФЕС и данных исследования керна. Апробация предложенной интерпретационной модели проведена на одном из месторождений Западной Сибири. Сделаны гидродинамические расчеты для начального периода работы одиночных

насыщенность

Пористость, % Porosity, %

П роницаемость, мД Permeability, mD

Residual water

К _керн Residual water

-ac

.ity ind

1*

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2018

37

ГЕОЛОГИЯ

Рис. 5. Сравнение расчетных показателей разработки (оранжевая кривая) с фактическими данными (синяя кривая) для однопластовой скважины; кросс-плоты дебитов с линиями допуска 25 %

Fig. 5. Comparison of computed development figures (orange curve) with actual data (blue curve) for a single-layer well; cross-plots of flow rates with allowance lines of 25%

20 16 12 8

4

Дебит жидкости, м3/сут Fluid flow rate, m3/day

1%

0

01.11.2016 01.04.2017 01.09.2017 01.02.2018 01.07.2018 01.11.2016 01.04.2017 01.09.2017 01.02.2018 01.07.2018

Забойное давление, атм Bottomhole pressure, atm

-

- 1—_1 Lr-1

Дата Day

Дата Day

Дебит жидкости, м3/сут Fluid flow rate, m3/day

2 4 6 8 10 12 14 16 18

История History

Накопленная добыча жидкости, м3 Cumulative fluid production, m3

Обводненность, % Water cut %

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

01.11.2016 01.04.2017 01.09.2017 01.02.2018 01.07.2018 01.11.2016 01.04.2017 01.09.2017 01.02.2018 01.07.2018

Дата Day

Дата Day

Дебит нефти, м3/сут Oil flow rate, m3/day

■

•

f"*

J*-""

2 4 6 8 10 12 14 16

История History

скважин на слоисто-однородных моделях с контролем забойного давления. Относительные фазовые проницаемости для воды и нефти определялись по данным лабораторных исследований с пересчетом на пластовые условия и учетом масштабного фактора. Параметры трещин гидроразрыва пласта (ГРП) взяты из отчетов по дизайну ГРП (фрак-листов).

Достигнута удовлетворительная сходимость расчетных и фактических показателей разработки без их дополнительной настройки (рис. 5). Таким образом, представленная интерпретационная модель позволяет системно увязать данные петрофизи-ческих исследований и разработки, проводить адаптационную корректировку параметров среды и ограничить произвол в определении ФЕС с помощью определенных петрофизических законов.

ВЫВОДЫ

Обоснована эффективность применения трехмерных нелинейных петрофизических зависимостей в целях определения пористости и проница-

емости горных пород с учетом глинистой и карбонатной составляющих цемента.

В качестве интерпретационного параметра методов ГИС предложено использовать петрофизический инвариант формулы Тимура - Коатса, устанавливающий взаимосвязь между пористостью, проницаемостью и остаточной водона-сыщенностью.

Достигнута удовлетворительная сходимость расчетных и фактических показа-

телей начального периода разработки одиночных скважин на слоисто-однородных моделях с высоким вертикальным разрешением без дополнительной настройки.

Представленная интерпретационная модель позволяет обоснованно увязать данные петрофизических лабораторных исследований и разработки, проводить адаптационную корректировку параметров среды и минимизировать ошибки в определении ФЕС.

Литература:

1. Колонских А.В., Мавлетов М.В., Михайлов С.П., Муртазин Р.Р. Прогноз величины остаточной водонасыщенности терригенных гидрофильных горных пород по стандартному комплексу геофизических исследований скважин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2018. № 5. С. 71-74.

2. Байков В.А., Волков В.Г., Галиакберова Л.Р., Желтова И.С. Петрофизические закономерности как инварианты фильтрационных моделей // Вестник УГАТУ. 2010. Т. 14. № 2 (37). С. 178-182.

References:

1. Kolonskikh A.V., Mavletov M.V., Mikhaylov S.P., Murtazin R.R. Prediction of the Residual Water Saturation Value of Terrigenous Hydrophilic Rocks by the Standard Complex of Wells Geophysical Studies. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Industry, 2018, No. 5, P. 71-74. (In Russian)

2. Baikov V.A., Volkov V.G., Galiakberova L.R., Zheltova I.S. Petrophysical regularities as invariants of filtration models. Vestnik UGATU = Herald of the Ufa State Aviation Technical University, 2010, Vol. 14, No. 2 (37), P. 178-182. (In Russian)

38

№ 11 ноябрь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ