Повышение точности определения пористости коллекторов по данным сопоставления «Керн-ГИС» Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

© А.В. Краснопольская, В. С. Жуков, 2009

УДК 622:539.217.1

А.В. Краснопольская, В.С. Жуков

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ СОПОСТАВЛЕНИЯ «КЕРН-ГИС»

Семинар № 2

ш ш овышение точности определе-

Л.А. ния пористости продуктивного пласта является важнейшей задачей при разработке месторождений нефти и газа, при обосновании параметров подсчёта запасов нефти и газа, полученных методами геофизических исследований скважин (ГИС), а также выборе методов интенсификации добычи.

Вскрытые бурением продуктивные горизонты детально изучаются разнообразными методами ГИС. В некоторых из скважин производится отбор керна для детального изучения пористости коллекторов и покрышек.

Петрофизической основой определения коэффициента пористости Кп по материалам ГИС являются корреляционные зависимости «керн-ГИС» между Кп и различными геофизическими характеристиками: интервальным временем

прохождения упругих акустических волн &, объемной плотностью 8, параметром пористости Рп и другими. Пет-рофизические связи «керн-ГИС» получают по результатам анализов керна и интерпретации данных ГИС в базовых скважинах или при пересечениях пласта толщиной не менее 1,5 м, при выносе керна не менее 80 % и плотности анализов не менее 3-5 на 1 метр. Значения Кп, используемые для получения связи, следует определять в условиях, аналогичным пластовым условиям [1-5].

В нашей работе исследования по повышению точности определения пористости пород-коллекторов проводились путем сопоставления значений физических свойств образцов (интервальное время прохождения продольной волны Ж, объемная плотность 8 и удельное электрическое сопротивление рвп водонасыщенных пород), полученных лабораторными методами и методами ГИС, т.е. строились зависимости «керн-ГИС».

Для исследований были взяты образцы песчаных пород из продуктивного пласта Ю1-1 юрских отложений месторождений юга Западной Сибири. Исследованные образцы характеризуются открытой пористостью 6,0 -17,1%,

проницаемостью 0,16-63,7 мД и объёмной плотностью 2,19 - 2,55 г/см3. Построение связей «керн-ГИС» по одному из месторождений, проводилось по результатам лабораторных исследований 13 образцов, отобранным из интервала залегания пласта, из которого был получен приток пластовой воды.

Методика проведения лабораторных исследований.

Образцы керна насыщали раствором, соответствующим минерализации пластовой жидкости, и определяли коэффициент открытой пористос-ти методом жидкостенасыщения по ГОСТ 26450.185.

Рис. 1. Упрощенная блок-схема пластовой установки «ПУМА-650»: 1 - персональный компьютер с программным обеспечением; 2 - корпус кернодержателя, заполненный пластовой жидкостью; 3 - резиновая манжета; 4 - образец; 5 - стальные цилиндры; 6 - Блок управления и контроля температуры нагрева; 7 - термокамера; 8 - насосы, создающие всестороннее сжатие и поровое давление; 9 - система контроля порового давления и всестороннего сжатия; 10 - Ц-образная трубка для измерения количества жидкости, вытесняемой из образца

Затем образцы помещали в камеру высокого давления установки моделирования пластовых условий ПУМА-650 и нагревали до пластовой температуры. После достижения температуры 7=80 °С ступенчато увеличивали давление всестороннего сжатия до величины равной эффективному давлению в пласте Дф=400 атм. На каждой ступени давления определяли скорости распространения упругих волн в образцах, удельное электрическое сопротивление образцов и изменение объёма их порового пространства.

На следующем этапе увеличивали поровое давление Рпор до 250 атм и давление всестороннего сжатия Рвс до 650 атм, сохраняя эффективное давление Рэф=400 атм неизменным. На каждой ступени порового давления также производили измерение скоростей распространения упругих волн в образцах и удельного электрического сопротивления образцов.

На рис. 1 представлена упрощенная блок-схема установки моделирования пластовых условий «ПУМА-650».

Определение значения коэффициента открытой пористости производили путем определения объёма жидкости вытесненной из образца (рис.1) при увеличении эффективного давления до значения, соответствующего пластовому давлению, по формуле:

К... =

(1)

обр

где Кп- начальный объем порового пространства; ДКп- изменение объёма порового пространства; Гобр - объем образца.

Результаты исследований

Анализ данных метода АК. На этапе подсчета запасов общую пористость Кп обычно определяют по материалам АК с помощью эмпирических зависимостей между Кп и Ж, соответствующих исследуемому пласту. Для адекватного сопоставления данных лабораторных исследований на образцах горных пород и материалов ГИС нами был выбран ин-

Рис. 2. Зависимость изменений интервального времени от пористости

Рис. 3. Зависимость изменений параметра пористости от пористости

Рис. 4.Зависимость изменений объёмной плотности от пористости

тервал водоносного пласта, сложенного

мелко и среднезернистым песчаником.

На рис. 2 приведено сопоставление изменений интервального времени, полученного в лабораторных условиях на образцах и при ГИС методом АК в зависимости от значений пористости полученных в лабораторных условиях на установке моделирования пластовых условий ПУМА-650.

Увеличение интервального времени с увеличением коэффициента пористости объясняется более низкой скоростью прохождения волн по поровому пространству, заполненному флюидом в соответствии с так называемым уравнением среднего времени:

& = & х (1 - К ) + & х К

ск V п / ж п

где &ск - интервальное время в идеальной непористой породе; &ж - то же в поровой жидкости (воде). Интервальное время в идеальной непористой породе обычно существенно меньше

интервального времени в поровой жидкости [1, 3].

Из рис. 2 видно, что выражения, описывающие зависимости интервального времени от пористости в обоих случаях близки друг к другу и имеют достоверность аппроксимации Я2 на уровне 0,8-0,9, что позволяет использовать полученную в лаборатории зависимость для расчета величины пористости по значениям интер-

вального времени определенного методом АК:

Кп= 0,336 х &рЛК - 68,74 (2)

Анализ данных метода БК. При геофизических исследованиях скважин наиболее часто определяют пористость по значениям параметра пористости р

Р _г_вп_, где рп - удельное электри-

П Рв

ческое сопротивление водонасыщенной породы и рв - удельное электрическое

сопротивление воды, насыщающей породу [4]. Нами были использованы данные об удельном электрическом сопротивлении пород, полученные одним из многочисленных методов электрокаротажа - методом бокового каротажа (БК).

Параметр пористости Рп неглинистой чистой породы не зависит от минерализации жидкости в породе. Относительная погрешность определе-ния Кп по Рп составляет примерно ±30% для чистых водонасыщенных коллекторов, в которых глинистость изменяет значения реп

не более чем на 10 %. В глинистых и нефтегазонасыщенных коллекторах погрешность оценки Кп увеличивается. Обычно, с увеличением пористости параметр пористости коллектора снижается за счет того, что увеличивается количество воды, заполняющей поры коллектора, удельное электрическое сопротивление (УЭС) которой значительно ниже УЭС коллектора [4].

Приведенные на рис. 3 зависимости параметра пористости от пористости, полученные по данным БК, не отвечают условиям приведенным выше. Одной из причин этого может служить наличие растворенного газа в пластовой жидкости. УЭС нефти и газа на много порядков превосходит УЭС воды и естественно значительно увеличивает значение рвп и соответственно Рп.

Анализ данных метода ГГК. В число методов ГИС наиболее часто используемых для определения пористости входит и метод ГГК, по данным которого определяется объёмная плотность пород, которая, в свою очередь, сильно зависит от пористости. На рис. 4 представлены зависимости объёмной плотности исследованных образцов и по данным ГГК от пористости, полученной в лабораторных условиях. Видно, что эти зависимости несильно отличаются друг от друга; свободный член, имеющий физический смысл объёмной плотности породы в предположении Кп=0 (минералогическая плотность) в полученных уравнениях имеют близкие значения 2,78 и 2,83.

Лабораторные исследования зависимости плотности от пористости по исследованной нами коллекции могут быть описаны линейной зависимостью с достоверностью аппроксимации Л2=0,95 что позволяет использовать полученную нами зависимость для пересчета величины объёмной плотности полученной по данным ГГК в значения пористости: Кп = 71,947 - 25,445 х 3ГТК (3)

Обсуждение результатов.

Обратим внимание, что на рисунках 24 пористость и зависящие от нее физические свойства пород (объемная плотность, интервальное время, параметр пористости), определенные в лаборатории и методами ГИС, различаются между собой, что объясняется:

• разным объемом исследуемого массива (объем образца много меньше объема горных пород, исследуемых методами ГИС);

• неоднородным литолого-мине-ралогическим составом массива, в то время как лабораторные образцы имеют более однородный состав;

• естественной трещиноватостью массива (максимальный размер трещин

в массиве существенно выше, чем в образце диаметром 30 мм и длиной 30 мм).

В связи с этим приоритетными можно считать результаты лабораторных исследований, для которых погрешность определения пористости составляет 2-2,5 %, что значительно ниже погрешности методов ГИС (до 30 %).

Полученные зависимости интервального времени, параметра пористости и объемной плотности, определенные методами ГИС от пористости (рис. 2-4), показывают, что зависимости по данным АК имеют большую достоверность аппроксимации Я2 = 0,79 по сравнению с зависимостью по данным ГГК - Я2 =

0,66. Из анализа рисунка 2 видно, что расхождения между интервальным временем в образцах и по данным АК не превышают ±5 мкс/м, что укладывается в допустимые погрешности [1, 3]. И так как, данные по БК оказались некондиционными, то, выбирая из двух методов: АК и ГГК, можно отдать предпочтение методу АК для определения пористости в исследованном водоносном пласте по данным ГИС. Отметим, что и коэффициент корреляции между пористостью и ^ЛК равен 0,89, а коэффициент корреля-

1. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом / Под ред. В.И. Петерсилье,

В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». 2003. 258с.

2. Вендельштейн Б.Ю. Золаева Г.М. Царева Н.В. и др. Геофизические методы изучения подсчётных параметров при определении запасов нефти и газа. М.: Недра. 1985. С. 102103.

3. Фоменко В.Г., Шальнова С.Г., Соколов В.И. и др. Определение пористости поли-миктовых песчаников с использованием

ции между пористостью и 3ГГК равен -0,82. В тоже время для лабораторных исследований аналогичные коэффициенты равны 0,94 и -0,98 соответственно.

Выводы

Зависимости интервального времени и объёмной плотности от пористости, полученные по данным лабораторных исследований керна и геофизических исследований скважин близки друг к другу (рис. 2, 4) и описываются линейными зависимостями с достоверностью аппроксимации 0,67-0,91. Это позволяет использовать полученные нами зависимости (формулы 2 и 3) для расчета величины пористости по значениям интервального времени определенного методом АК и объёмной плотности по данным метода ГГК. Отметим, что коэффициент пористости, определенный по данным метода АК, наиболее близок к значениям коэффициента пористости коллекции образцов исследованной нами в условиях моделирующих пластовые условия и может быть рекомендован для повышения точности определения пористости коллекторов по данным сопоставления «керн-ГИС».

--------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

акустического каротажа по скорости / Использование материалов геофизических исследований скважин для комплексной интерпретации и подсчёта запасов нефти и газа. М.: Недра. 1986. С.65-68.

4. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтега-зонасыщения горных пород. М.: Недра. 1985. 344 с.

5. Орлов Л.И., Карпов Е.Н., Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефшигаза. М.: Недра. 1987. 216 с. ГТТШ

— Коротко об авторах --------------------------------------------------------------

Краснопольская А.В. - студентка, Московский государственный горный университет, Жуков В. С. - доктор технических наук, вед. Научный сотрудник, ООО «ВНИИГАЗ»

Доклад рекомендован к опубликованию семинаром № 2 симпозиума «Неделя горняка-2008». Рецензент д-р техн. наук, проф. В.Л. Шкуратник.