CC BY
1373
ВЗАИМОСВЯЗЬ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ШТОКМАНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В.С. Жуков, О.В. Иселидзе, А.В. Дахнов, А.Е. Рыжов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Проведение геолого-разведочных работ на Арктическом и Дальневосточном шельфе России является дорогостоящим мероприятием и требует максимально полного изучения кернового материала и построения надежных петрофизических моделей для повышения достоверности интерпретации и эффективности использования данных геофизических исследований скважин (ГИС), необходимых при подсчете запасов углеводородов (УВ) и создании проектов разработки месторождений.
Для создания петрофизической основы интерпретации материалов ГИС и повышения достоверности определения коллекторских свойств пород необходимо проведение специальных исследований керна в условиях, моделирующих пластовые. Для определения петрофизических зависимостей при термобарических условиях, соответствующих пластовым, наиболее оптимальным является прямое экспериментальное изучение кернового материала в лабораторных условиях, в ходе которого будет учтено влияние всех литологических особенностей пород [1—5]1.
Как известно, существенное влияние на фильтрационно-емкостные (ФЕС) и петрофизические свойства пород (удельное электрическое сопротивление, скорость распространения упругих волн, плотность, радиоактивное излучение и многие другие характеристики) оказывают такие факторы, как литолого-минералогический состав, структура порового пространства, свойства пластовых флюидов, тип и характер распределения цемента [2-5].
Цель данной работы - исследование взаимосвязи ФЕС с параметром пористости, интервальным временем, акустическим импедансом горных пород.
Исследования проводились на коллекции образцов коллекторов юрского возраста, представленных песчаниками и алевролитами.
Методика моделирования пластовых условий. Определение фильтрационно-емкостных свойств и петрофизических параметров образцов проводилось на установке высокого давления (ПУМА-650) при всестороннем давлении 50 МПа, поровом давлении 20 МПа и температуре 50 °С. Предварительно образцы насыщались раствором соли, минерализация которого соответствует минерализации пластовой жидкости. Поровое давление и давление всестороннего сжатия ступенчато увеличивали до величины, равной эффективному давлению в пласте Рэф = 30 МПа. На каждой ступени давления определяли скорости распространения упругих волн, удельное электрическое сопротивление и изменение объема порового пространства образцов.
Результаты исследований
В результате проведенных экспериментальных исследований в условиях, моделирующих пластовые, были построены и изучены зависимости, позволяющие оценить взаимосвязь между пористостью и проницаемостью, а также между фильтрационно-емкостными свойствами (пористостью и проницаемостью) и петрофизическими параметрами горных пород. Рассмотрим зависимости ряда петрофизических параметров от пористости.
Основной количественной характеристикой, отражающей способность породы-коллектора содержать в себе запасы углеводородов, является коэффициент пористости (Кп). Его определение на месторождениях нефти и газа проводится по данным геофизических исследований скважин с использованием интерпретационных моделей, полученных при исследовании кернового материала. Возможность извлечения запасов углеводородов обусловлена проницаемостью породы и характеризуется коэффициентом проницаемости (К).
1 Следует отметить работы Л.А. Буряковского, Б.Ю. Вендельштейна, В.Н. Дахнова, В.М. Добрынина, Л.П. Долиной, М.Г. Латышовой, Е.И. Леонтьева, В.Н. Кобрановой, Г.С. Морозова, С.А. Султанова, Ф.А. Требина, Дж. Амикса, П. Джонса, С.Д. Пирсона и других, посвященные проблеме установления зависимостей между ФЕС и петрофизическими параметрами различных горных пород.
Пористость и проницаемость. Анализ зависимости Кпр от Кп (рис. 1) показывает наличие связи между ними (коэффициент корреляции г = 0,6) и с высокой степенью достоверности (Я2 = 0,8) описывается экспоненциальной зависимостью:
Кпг = 0,014 х е а473хКп (1)
Рис. 1. Зависимость проницаемости от пористости
Несмотря на довольно высокую степень достоверности аппроксимации, зависимость (1) можно использовать для определения проницаемости по известным значениям пористости с определенной степенью осторожности, так как коэффициент корреляции между Кп и Кпр невысок и связь между ними не является устойчивой в рамках исследованной коллекции образцов.
Пористость и параметр пористости. Общеизвестно, что параметр пористости, рассчитываемый как отношение удельного электрического сопротивления водонасыщенной породы к удельному электрическому сопротивлению насыщающей его воды, прежде всего характеризует объем токопроводящего пространства пород и его структуру. Зависимость между параметром пористости и ко -эффициентом пористости является основной интерпретационной моделью для определения Кп по данным электрометрии скважин.
Приведенная на рис. 2 зависимость параметра пористости (Рп) от пористости с высокой степе-
нью достоверности (Я2 = 0,94) может быть описана степенной зависимостью:
Рп = 1,644 / Кп1-471, (2)
где Кп - пористость горной породы, выраженная в долях единицы.
Наличие высокой степени достоверности аппроксимации и высокое значение коэффициента корреляции параметра пористости и пористости (г = 0,93), свидетельствующее о тесной связи между ними, позволяет рекомендовать полученное выражение (2) для использования при интерпретации данных электрического каротажа скважин.
Пористость и интервальное время. Интервальное время - это время, за которое продольная волна проходит один метр горной породы и является величиной, обратной скорости распространения продольной волны. Таким образом, и скорость, и интервальное время тесно связаны с плотностью горной породы, а значит и с ее пористостью.
1000,0 -1
5 н о 0 н о 5 О 100,0-
--
а о 5 та а та с 10 0- -|
- А
1 01 0,0 10 Пористость, % 0,0
Рис. 2. Зависимость параметра пористости от пористости
Представленная на рис. 3 зависимость интервального времени от пористости может быть с высокой степенью достоверности (Я2 = 0,91) описана линейной зависимостью:
Др = 5,059 х Кп + 206,6, (3)
где Кп - пористость, %; свободный член уравнения равен 206,6 и имеет физический смысл интервального времени в горной породе с Кп = 0.
Рис. 3. Зависимость интервального времени от пористости
Анализируя полученную экспериментальную зависимость интервального времени от пористости, можно сделать вывод, что высокая степень достоверности аппроксимации этой зависимости линейным уравнением и тесная связь между интервальным временем и пористостью (г = 0,92) позволяют рекомендовать использовать эту зависимость при интерпретации данных акустического каротажа (АК) скважин исследуемого объекта.
Пористость и акустический импеданс. Акустический импеданс так же, как и интервальное время, довольно часто определяется при геофизических исследованиях скважин. В то же время он является комплексным параметром, так как рассчитывается как произведение скорости продольной волны на объемную плотность породы, что позволяет рассчитывать на повышение качества определения пористости по данным акустического импеданса.
Согласно рис. 4 для исследованных образцов можно со степенью достоверности К2 = 0,96 использовать линейную зависимость между акустическим импедансом и пористостью Кп.
X = 11,70 - 0,244хКп. (4)
Коэффициент корреляции между пористостью и акустическим импедансом равен г = 0,98, что в сочетании с высокой степенью достоверности аппроксимации линейной зависимостью позволяет рекомендовать использование этой зависимости при совместной интерпретации данных акустического и гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГКп) скважин исследуемого объекта.
Рис. 4. Зависимость акустического импеданса от пористости образцов
Пористость и комплексный параметр Л/р/Ря. Как показано выше, параметр пористости и интервальное время тесно связаны с пористостью, и одновременный учет акустических (интервальное время) и электрических характеристик (параметр пористости) образцов может дать повышение достоверности определения пористости по данным комплексного параметра Дtp/Pп, который был предложен А.В. Дахновым [6].
Зависимость комплексного параметра и пористости, представленная на рис. 5, позволяет говорить о высокой достоверности аппроксимации К2 = 0,97.
ДрРп = 1,394хе°,128хКп.
(5)
Тесная связь между комплексным параметром и пористостью (коэффициент корреляции г = 0,97) выше, чем полученные ранее значения для связи Р„—Кп (г = 0,93) и Ыр—Кп (г = 0,92). Также более высокая степень достоверности аппроксимации (Я2 = 0,97) зависимости (5) по сравнению с полученной ранее степенью достоверности для уравнения (2) [Я2 = 0,94] и для уравнения (3) [Я2 = 0,91]. Сочетание более высокой достоверности аппроксимации и тесной связи позволяет рекомендовать использовать выявленную связь между Лр/Рп и пористостью (5) при комплексной интерпретации данных акустического и электрического каротажа скважин с целью повышения точности определения пористости коллекторов.
Характер насыщения коллектора. Как известно, основным методом определения характера насыщения коллектора является электрометрия скважин. С этой целью была изучена связь параметра насыщения Рн = рнп/ рвп с водонасыщенностью пород (К). На рис. 6 показана зависимость Р—К, которая с высокой степенью достоверности (Я2 = 0,92) и коэффициентом корреляции г = -0,83 аппроксимируется степенным уравнением:
Рн = 0,81 / К;*98. (6)
Таким образом, по исследованной коллекции юрских отложений получены достоверные интерпретационные модели, позволяющие по данным ГИС определять емкость и характер насыщения коллекторов, которые необходимы при подсчете запасов углеводородов.
Проницаемость. Наиболее трудным и пока еще не решенным вопросом является определение коэффициента проницаемости пород геофизическими методами, которое возможно при существовании надежных петрофизических зависимостей между геофизическими параметрами и проницаемостью. В основном проницаемость определяется лабораторными методами, а также, довольно редко и с относительно малой точностью, гидродинамическими исследованиями скважин.
Проницаемость и параметр пористости. Зависимость проницаемости горных пород от структурных особенностей отложений описывается уравнением Козени-Кармана [3]:
Кпр = Кп3 / 2Т2БФ2, (7)
где Кп - коэффициент пористости; Тг - гидравлическая извилистость (извилистость эффективных поровых каналов); 8Ф - удельная поверхность каналов, по которым происходит фильтрация.
Рис. 6. Зависимость параметра насыщения от водонасыщенности
И так как в уравнении (7) присутствуют параметры, отражающие извилистость и площадь поверхности каналов фильтрации, которые, как сказано выше, также влияют и на параметр пористости, то было использовано значение параметра пористости для оценки величины проницаемости.
Согласно рис. 7 экспериментально полученные зависимости коэффициента проницаемости от параметра пористости с высокой степенью достоверности (Я2 = 0,90) могут быть описаны степенной зависимостью вида:
Рп = 51,725 / Кпр°™. (8)
Следует отметить, что при высокой степени достоверности аппроксимации (Я2 = 0,90) тесная связь между проницаемостью и параметром пористости (г = - 0,53) довольно низкая. Несмотря на это, зависимость (8) можно использовать (с определенной степенью осторожности) для построения интерпретационных петрофизических моделей с целью оценки значений проницаемости коллекторов исследуемого объекта по данным электрического каротажа скважин.
Проницаемость и интервальное время. Зависимость проницаемости от интервального времени можно объяснить их тесной зависимостью от пористости пород. Это послужило основанием для сопоставления изменений интервального времени и проницаемости. Полученные результаты, представленные на рис. 8, позволяют говорить о высокой достоверности аппроксимации (Я2 = 0,75) этих зависимостей логарифмическим уравнением:
Мр = 8,83 х Ьп(Кпр) + 258,6. (9)
Следует отметить, что тесная связь между интервальным временем и проницаемостью (г = 0,55) довольно низкая. Поэтому выявленная связь между интервальным временем и проницаемостью исследованной коллекции образцов (8) может быть, по мнению авторов, использована при интерпретации данных акустического каротажа скважин с целью оценки проницаемости коллекторов с высокой степенью осторожности и только в комплексе с другими методами.
Проницаемость и акустический импеданс. Согласно рис. 8 на зависимости интервального времени от проницаемости накладываются и другие факторы, которые формируют значительный
Проницаемость, мД
Рис. 7. Зависимость проницаемости от параметра пористости
разброс данных. Наиболее сильное влияние на акустические характеристики оказывает плотность отложений, которая по исследованной коллекции изменяется от 2,00 до 2,51 г/см3. Влияние плотности отложений можно учесть, используя интегральную характеристику отложений - акустический импеданс, который вычисляется как произведение плотности и скорости продольной волны горной породы.
Приведенные на рис. 9 зависимости акустического импеданса от проницаемости для исследованных образцов можно со степенью достоверности К2 = 0,79 использовать как логарифмическую зависимость (10) между акустическим импедансом Z и проницаемостью Кпр.
г = 9,19 - 0,425 х ЩКпр).
(10)
Величина коэффициента корреляции между акустическим импедансом и проницаемостью (г = 0,56) показала, что тесная связь по сравнению с интервальным временем (г = 0,55) повысилась не существенно. Сопоставляя достоверность аппроксимации зависимостей Кпр = f(Дtр) (Я2 = 0,75) и Кпр = Д. (Я2 = 0,79), отметим, что достоверность определения проницаемости немного повысилась. Незначительное повышение достоверности определения проницаемости по данным акустического импеданса можно объяснить одновременным учетом акустических и плотностных характеристик образцов. Столь малое увеличение коэффициента корреляции и достоверности аппроксимации не позволяет надеяться на повышение точности определения проницаемости при совместной интерпретации методов плотностного и акустического каротажа.
Рис. 9. Зависимость акустического импеданса от проницаемости образцов
Проницаемость и комплексный параметр \tplPn. Одновременный учет акустических (интервальное время) и электрических характеристик (параметр пористости) образцов может дать повышение достоверности определения пористости по данным комплексного параметра Дгр/Рп, который был предложен А.В. Дахновым [6].
Связь между проницаемостью и комплексным параметром Дгр/Рп для групп образцов с близкими значениями удельной поверхности должна быть достаточно тесной. Имея значения Др, Рп, с достаточной достоверностью по данной связи можно оценить проницаемость как плохих, так и хороших коллекторов. Для этой цели были сопоставлены значения рассчитанного комплексного параметра и проницаемости образцов. Согласно рис. 10 зависимость проницаемости от комплексного параметра с высокой степенью достоверности (Я2 = 0,89) может быть аппроксимирована степенным уравнением:
Кпр = 0,0034 х (Др/Рп)3,775. (1 1)
Отметим, что тесная связь между комплексным параметром и проницаемостью (г = 0,68) существенно выше по сравнению с рассмотренными ранее связями Кпр-Рп (г = 0,53) и Кпр-Дґр (г = 0,55). Поэтому выявленная зависимость (11) между комплексным параметром и проницаемостью исследованной коллекции образцов может быть, по мнению авторов, использована при комплексной интерпретации данных акустического и электрического каротажа скважин с целью оценки проницаемости
коллекторов. Сопоставление достоверности аппроксимации показывает, что наиболее достоверные оценки проницаемости получены при использовании параметра пористости (Я2 = 0,90) и комплексного параметра (Я2 = 0,89).
Выводы
Экспериментально установлена связь между пористостью и проницаемостью. Эту зависимость можно использовать в пределах данного объекта для оценки значений проницаемости пород, зная величину их пористости, с определенной степенью осторожности, так как коэффициент корреляции между ними невысок и связь не является тесной и устойчивой в рамках исследованной коллекции образцов.
Определены зависимости между пористостью и параметром пористости, интервальным временем, комплексным параметром и акустическим импедансом, которые можно использовать при интерпретации данных геофизических исследований скважин исследованного объекта.
Выявленная зависимость между комплексным параметром и проницаемостью исследованной коллекции образцов может быть использована при комплексной интерпретации данных акустического и электрического каротажа скважин с целью оценки проницаемости коллекторов.
Одновременный учет акустических и плотностных характеристик пород-коллекторов обусловливает повышение достоверности определения ФЕС по данным акустического импеданса, что позволяет рекомендовать полученную зависимость и комплексирование методов плотностного и акустического каротажа для определения пористости, в то же время трудно ожидать существенного повышения точности определения проницаемости.
Зависимости между фильтрационно-емкостными свойствами и петрофизическими параметрами пород исследованной коллекции образцов, обладающие высокой степенью корреляции и достоверности аппроксимации, по мнению авторов, могут быть использованы для интерпретации результатов геофизических исследований скважин.
Таким образом, для юрских отложений получены достоверные интерпретационные модели, позволяющие по данным ГИС определять емкость и характер насыщения коллекторов, необходимые при подсчете запасов углеводородов.
Список литературы
1. Орлов Л.И. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, Е.Н. Карпов, В.Г Топорков. - М.: Недра, 1987. - 216 с.
2. АвчянГ.М. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях / Г.М. Авчян, А.И. Матвеенко, З.Б. Стефанкевич. - М.: Недра, 1979. - 224 с.
3. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыще-ния горных пород / В.Н. Дахнов. - М.: Недра, 1975. - 344 с.
4. Леонтьев Е.И. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами / Е.И. Леонтьев Л.М. Дорогницкая, Г.С. Кузнецов и др. - М.: Недра, 1974. - 240 с.
5. Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1971. - 199 с.
6. Дахнов А.В. Исследование связей между физическими свойствами максимальных влажных терригенных пород и их проницаемостью: автореф. дисс. канд. геол.-мин. наук / А.В. Дахнов. - М.: МИНХ и ГП, 1975. - 24 с.
