СПОСОБ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ПУСТОТНОСТИ НЕОДНОРОДНЫХ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD FOR DIFFERENTIATION OF POROUSNESS OF HETEROGENEOUS CARBONATE FORMATIONS

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов.
Известен способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов (патент RU №2475780, МПК G01V 1, опубл. 20.02.2013, Бюл. №5), использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления, группа изобретений представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентификации сложной трещиноватой/диагональной системы напластования, а также способ добычи углеводородов из подземной области, используя трехосный индукционный каротаж и каротажные данные разведки/съемки.
Недостатком известного способа является то, что при анализе используется только один параметр - удельное сопротивление, использование только одного метода не позволяет объективно оценить параметры пласта, вскрытого скважиной.
Наиболее близким того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ (Афанасьев B.C. «Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным») определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований скважин (ГИС), включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств. Данный способ принят за прототип.
Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность алеврито-глинистых песчаных коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.
Недостатком известного метода является то, что он ориентирован на свойства представленных в разрезе скважины пластов-коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических пород коллекторов.
Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность песчано-алеврито-глинистых коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.
Недостатком известного способа является то, что он ориентирован на изучение свойств только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов.
п
Выделению коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. В пределах карбонатного разреза расчленение геологического разреза может быть выполнено на основе совместного использования методов гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). Предельная разрешающая способность геофизических исследований данным комплексом ограничена 0,2 метрами, что позволяет на практике выделять отдельные пропластки толщиной не менее 0,6 – 0,8 метров. В условиях высоко неоднородных карбонатных пластов, когда пропластки с различными коллекторскими свойствами могут не превышать 0,03 – 0,05 метров данная точность может быть не приемлема для решения практических задач. При выделении коллекторов прослои, характеризующиеся коэффициентом пористости (К) меньше установленных граничных значений, в эффективные толщины не включаются, в результате чего потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитываются в Государственном балансе запасов РФ.
Техническим результатом, достигаемый предлагаемым изобретением, является повышении детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна.
Дополнительным техническим результатом является выделение всех литологических типов горных пород, участвующих в фильтрации флюидов.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов, включающем использование радиоактивного каротажа и исследований кубических образцов керна с помощью компьютерной томографии для дифференциации карбонатных пластов по пористости и выделение пород всех литологических типов, участвующих в фильтрации флюидов.
Способ включает выполнение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) и обработку полученной информации с последующим выделением интервалов коллекторов.
ΔI
ΔI
гк
ннк
На первом этапе предполагается расчет по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) значения разностных параметров  и . Расчет производят по формулам:
ΔI
I
I
) /
I
I
)
–
гк
гк
MAX
гкПЛ
гк
MAX
гк
MIN
= ( - ( -  для метода ГК;
ΔI
I
I
) /
I
I
)
–
ннк
нкк
MAX
нккПЛ
нкк
MAX
нкк
MIN
= ( - ( -  для метода ННК-т,
I
I
гк
MAX
нкк
MAX
где  и   – максимальные значения показаний методов;
I
I
гк
MAX
нкк
MAX
и   – максимальные значения показаний методов;
I
I
гк
MIN
нкк
MIN
и   – минимальные значения показаний методов;
I
I
гкПЛ
нккПЛ
и   – значение в оцениваемом пласте.
I
I
I
I
гк
MAX
гк
MIN
ннк
MAX
нкк
MIN
В глинисто-карбонатном разрезе  соответствует пласту глин,  - пласту наименее заглинизированных карбонатов;  соответствует пласту наиболее плотных (наименее пористых) карбонатов,  - пласту глин.
п
На втором этапе производят изготовление из образцов керна горных пород кубических образцов со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводят томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывают открытую пористость (К). Метод рентгеновской томографии позволяет уточнить строение литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными. Использование кубических образцов со сторонами, равными 40±1,0 мм, на томографической установке обеспечит охват большей площади исследования образца, что позволит получить  точные результаты. Использование образцов со сторонами менее 39 мм в томографической установке невозможно ввиду отсутствия специального держателя образцов керна. Для меньших размеров образцов керна необходимо изготовление специального держателя, что не всегда является экономически целесообразным. Использование образцов со сторонами более 41 мм невозможно ввиду то, что стандартный размер образца керна составляет 100 мм в диаметре и максимальный кубический образец, который можно из него выпилить, составляет 40±1,0 мм.
Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:
пЖИДК-НД
прон
пПРОН
прон
пПЛ
К= D* К + (1- D) * К, где
пЖИДК-НД
К – открытая пористость неоднородного образца;
прон
D – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);
пПРОН
К – открытая пористость проницаемой части образца;
пПЛ
К – открытая пористость плотной части образца.
прон
п
п
пЖИДК-ПЛ
По методу рентгеновской томографии в объеме образца оценивают долю проницаемых коллекторов D. Открытую пористость проницаемой части, исходя из значений К (по жидкостному методу) и принимая во внимание, что для плотной части К = К, оценивают по формуле:
пПРОН
пЖИДК-НД
пЖИДК-ПЛ
прон
прон
К= (К - К * (1- D)) / D.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-3.
На фиг.1 – Проведение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с выделением различных литотипов.
На фиг.2 – Результаты обработки рентгено-томографических исследований на кубическом образце керна горных пород.
На фиг.3 – Образцы керна горных пород различных литотипов на фотографиях и по данным рентгено-томографических исследований.
Пример реализации данного способа.
3
4
гк
ннк
ΔI
ΔI
На одной из скважин Москудьинского месторождения (объект ВВ) проведены геофизические исследования методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). При расчете значений разностных параметров  и  получены следующие результаты:
ΔI
ΔI
гк
ннк
литотип 1 пористых кавернозных пород -   = 0;   = 0,16;
ΔI
ΔI
гк
ннк
литотип 2 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как проницаемые коллекторы -   = 0,03;   = 0,26;
ΔI
ΔI
гк
ннк
литотип 3 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как непроницаемые породы -   = 0,13;   = 0,32;
ΔI
ΔI
гк
ннк
литотип 4 пород с низкой пористостью -   = 0,16;   = 0,48.
ΔI
ΔI
гк
ннк
литотип 5 наиболее плотных пород -   = 0,08;   = 1.
п
пЖИД-ПОР
Для литотипов 1-4 изготовлены кубические образцы керна со сторонами 40±1,0 мм, на которых проведены томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитана открытая пористость (К). В результате данных метода рентгеновской томографии керна установлено однородное строение литотипа 1 с К=23,2 %.
пЖИДК-НД
пЖИДК-НД
прон
прон
Для литотипов 2 и 3 установлено послойное переслоение плотных и пористо-кавернозных пропластков с толщинами 0,03-0,10 метров. Оценка открытой пористости жидкостным методом для образцов неоднородного строения составила К=7,2 % для второго литотипа и К=14,3% для третьего литотипа. По результатам обработки рентгено-томографических исследований на кубических образцах керна рассчитывали доля проницаемой части D. В результате для образцов литотипа 2 D составила 0,138 д.ед., для литотипа 3 – 0,673 д.ед.
пЖИДК-ПЛ
Для литотипа 4 установлено однородное строение без признаков эффективной пористости по томографии, К=6,0%, что ниже граничного значения коллекторов принятое для рассмотренного эксплуатационного объекта в 7%. Согласно данным рентгеновской томографии строение литотипа 4 аналогично строению плотной части литотипов 2 и 3.
Таким образом, метод рентгеновской томографии позволил уточнить строение литотипов 2 и 3, которые по данным ГИС принимаются однородными, причем пропластки литотипа 2 относят к коллекторам, а литотипа 3 – к непроницаемым породам.
Открытую пористость неоднородного образца можно представить как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:
пЖИДК-НД
прон
пПРОН
прон
пПЛ
К = D* К + (1- D) * К, где
пЖИДК-НД
К – открытая пористость неоднородного образца;
прон
D – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);
пПРОН
К – открытая пористость проницаемой части образца;
пПЛ
К – открытая пористость плотной части образца.
прон
п
п
пЖИДК-ПЛ
Тогда расчет строения литотипов 2 и 3 можно провести следующим образом. По методу рентгеновской томографии оценивали долю проницаемых коллекторов D занятых в образце керна пористо-кавернозными породами. Зная для образца керна К (по жидкостному методу) и принимая для плотной части К = К для литотипа 4 (в примере 6,0%) открытую пористостьпроницаемой части оценили по формуле:
пПРОН
пЖИДК-НД
пЖИДК-ПЛ
прон
прон
К = (К - К * (1- D)) / D.
пЖИДК-НД
прон
В примере для образца керна литотипа 2 (К = 7,2%; D = 0,138):
пПРОН2
К = (7,2 - 6 * (1- 0,138)) / 0,138 = 14,7%.
пПРОН2
пПЛ
Таким образом, образец керна литотипа 2 представлен на 13,8% проницаемой породой с К = 14,7% и на 86,2% плотной частью с К=6,0 %.
пЖИДК-НД
прон
В примере для образца керна литотипа 3 (К=14,3%; D= 0,673):
пПРОН3
К = (14,3 - 6 * (1- 0,673)) / 0,673 = 18,3%.
пПРОН2
пПЛ
Таким образом, образец керна литотипа 3 представлен на 67,3% проницаемой породой с К= 18,3% и на 32,7% плотной частью с К=6,0 %.
Таким образом, комплексирование геофизических исследований скважин методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с компьютерной томографией образцов керна позволяет повысить детализацию и достоверность определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, которые ранее не включались в нефтенасыщенные толщины и потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитывались в Государственном балансе запасов РФ.