СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННОЙ ПОРОДЫ
METHOD FOR DETECTION OF GEOLOGICAL PROPERTIES OF TERRIGENOUS ROCK

Изобретение относится к исследованию скважин, может найти применение при определении геологических свойств терригенной породы, в частности, при исследовании неоднородности пород по разрезу и по площади, при определении структурно-минералогической и флюидальной моделей геологической среды с оконтуриванием различных геологических тел и резервуаров, при построении постояннодействующих геолого-технологических моделей месторождений нефти и газа, для рационального размещения скважин и выбора эффективных способов воздействия на залежи/пласты при их разработке.
Известен способ определения компонентного состава терригенных пород коллекторов, основанный на обработке данных геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), включающий выделение в разрезе скважины интервалов коллекторов, определение глинистости и характера распространения глинистого материала в породе, пористости, абсолютной и фазовой проницаемости [1].
Известный способ реализуется в соответствии с [2] и позволяет определить фильтрационно-емкостные характеристики выделенных в разрезе скважины пластов-коллекторов с применением при обработке показаний каротажа теоретических эмпирических петрофизических моделей и стохастических петрофизических связей, установленных на основе исследования отобранных из скважин в интервалах залегания пород коллекторов образцов кернов и анализа связей типа керн-керн, керн-ГИС и ГИС-ГИС.
Известный способ имеет ограничения при определении геологических характеристик пород в связи с тем, что корреляционная связь Кпр=f (Кп) не учитывает геометрию порового пространства и является обобщенной петрофизической моделью пласта.
Известен способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств [3].
Способ основан на обработке данных ГИС, использовании петрофизических моделей, учитывающих повышенное содержание 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.
Известный способ имеет ограничения при определении геологических свойств терригенной породы из-за применения в процессе обработки показаний каротажа упрощенных теоретических и стохастических петрофизических моделей, которые применимы для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов, без учета геометрии парового пространства.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин [4], включающий выполнение расширенного комплекса геофизических исследований (ГК-гамма-каротаж, НГК-нейтрон-гамма каротаж, АК-акустический каротаж, ГТК-гамма-гамма каротаж, ПС-метод естественных электрических потенциалов, КС (БК, МБК, МКЗ, ИК, БКЗ, ПЗ, ВИКИЗ) - методы удельного электрического сопротивления, КВ-кавернометрия), обработку полученной информации с целью определения геологических свойств пласта и выделение интервалов коллекторов, моделирование породы как структурного каркаса, формирующего поровое пространство и электрический заряд поровых каналов, определение формы отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от протекающих в них интегральных адсорбционных процессов, масштаб которых определяется соотношением значений электрического заряда пор и минерализации насыщающей поры воды и углеводородонасыщенности, выраженных в изменении физических полей методов ГИС (электрических, акустических, радиоактивных свойств, водородосодержания, объемной плотности пород), установлении петрофизических моделей отражения геологических характеристик породы, являющихся показателями структурно-минералогической неоднородности геологической среды, ее коллекторских свойств, абсолютной и фазовой проницаемости.
Недостатками известного способа является то, что способ ориентирован:
- на современный расширенный комплекс ГИС (ГК, НГК, АК, ГГК, ПС, ИК, БК, БКЗ, ПЗ, МБК, ВИКИЗ, МКЗ, KB) в необсаженных скважинах, пробуренных на слабоминерализованных промывочных жидкостях, что не позволяет использовать его в промышленных масштабах при работе с эксплуатационным фондом скважин, бурение которых зачастую проведено на высокоминерализованных промывочных жидкостях.
- При работе со старым фондом скважин, исследованных ограниченным комплексом геофизических методов (ГК, НГК, ПС, КС, KB, МКЗ, БК, ИК), что делает невозможным комплексную интерпретацию данных электрометрии.
- Использование гранулометрического состава на керне в промышленных масштабах не обеспечивается малыми выборками по керну и их немногочисленными исследованиями.
Задачей изобретения является определение геологических свойств терригенных пород, основанных на использовании любого выполненного комплекса геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), в том числе и ограниченного комплекса ГИС, независимо от параметров промывочной жидкости, при отсутствии данных о гранулометрическом составе по керну, путем создания петрофизических моделей для каждой терригенной породы/пласта залежи с учетом геометрии порового пространства в определенных диапазонах пористости.
А*log(Кп)+В
Задача решается тем, что в способе определения геологических свойств терригенной породы, включающем выполнение геофизических исследований разрезов скважин, обработку полученной информации с оценкой геологических свойств пород, слагающих терригенную толщу, выделение интервалов коллекторов, моделирование породы как структурного каркаса, формирующего поровое пространство, определение формы отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства, установление петрофизических моделей геологических характеристик породы, определение в необсаженных скважинах по данным ГИС водородосодержания породы (пористости Кп), определение геологических характеристик породы, являющихся показателями структурно-минералогической неоднородности среды, ее коллекторских свойств и абсолютной проницаемости, моделирование породы, как структурного каркаса производят с помощью определенных по методу R35 Д.Винланда размеров радиусов пор, устанавливают петрофизические модели по анализам керна (Кп, Кпр) в зависимости от сочетания этих параметров и геометрии порового пространства, при этом каждую группу точек пласта описывают уравнениями вида Кпр=10, где А и В-константы, зависящие от радиусов пор и интервалов изменения пористости, определяют геологические характеристики породы, ее коллекторские свойства, структурно-минералогическую неоднородность породы по площади и по разрезу, абсолютную проницаемость по установленным петрофизическим моделям в каждой скважине, для каждого пласта в определенном интервале изменения пористости, при этом в формуле в качестве Кп используется пористость, рассчитанная по ГИС, далее моделируют поле проницаемости по всей площади развития терригенной породы/пласта.
Признаками изобретения являются:
1) выполнение геофизических исследований разрезов необсаженных скважин;
2) определение на керне фильтрационно-емкостных свойств (Кп-пористость, Кпр-абсолютная проницаемость) вскрытых скважиной пород,
3) обработка всей полученной информации с оценкой геологических свойств пород, слагающих терригенную толщу, и выделение интервалов коллекторов,
4) моделирование породы как структурного каркаса с различными размерами поровых каналов, формирующих поровое пространство,
5) определение по керну формы отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от структуры порового пространства (радиусов пор) и интервалов пористости,
6) установление петрофизических моделей отражения геологических характеристик пород в зависимости от диапазонов пористости и геометрии порового пространства,
7) определение геологических характеристик пород, являющихся показателями структурно-минералогической неоднородности среды, ее коллекторских свойств и абсолютной проницаемости,
8) моделирование поля проницаемости, выявление размеров и формы песчаных тел. Признаки 2, 3, 7 являются общими с прототипом, признаки 1, 4, 5, 6, 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Использование в известных способах петрофизических моделей и связей (керн-керн) дает возможность определить геологические свойства пород-коллекторов, слагающих пласт/залежь, по обобщенной зависимости без учета структуры порового пространства, не позволяет достоверно оценить геологические свойства пород-коллекторов и покрышек (неколлекторов), определить распространение песчаного тела по площади, в результате чего при их использовании не удается восстановить геологические характеристики терригенной толщи пород с достоверностью и детальностью, необходимой для построения геолого-технологических моделей песчаных тел (залежей углеводородов), которые используются для оптимизации разработки месторождений углеводородов. Ограничения накладывают выполненные ограниченные комплексы геофизических исследований (ГИС), условия проведения ГИС и малые объемы лабораторных исследований керна, особенно гранулометрии. Для построения и обоснования геологической модели пласта/залежи необходимо:
а) исследовать геологическую неоднородность изучаемых терригенных пород в разрезе и по площади;
б) достоверно выделить в нем различные литологические разности пород и резервуары (песчаные тела);
в) достоверно определить их фильтрационно-емкостные свойства и определить флюидальную модель;
г) достоверно оценить проницаемость с учетом структуры порового пространства,
д) достоверно моделировать поле проницаемости при построении постоянно действующих геолого-технологической моделей месторождений нефти и газа.
В предложенном изобретении также решается задача повышения детальности и достоверности определения по данным ГИС и анализам керна фильтрационно-емкостных характеристик пород, слагающих терригенную толщу на основе использования петрофизических моделей отражения геологических свойств пород с учетом радиусов пор, более достоверно описывающих фильтрационно-емкостные свойства терригенной породы и связывающих эти свойства с ее структурными особенностями.
В основе создания петрофизических моделей отражения лежит представление о том, что разные терригенные породы характеризуются едиными петрофизическими закономерностями, но уникальным соотношением параметров «пористость-проницаемость-радиус пор», которые формируются в физические свойства конкретных терригенных пород песчаных тел в зависимости от условий осадконакопления.
Эти физические свойства горных пород определяют особенности устанавливаемых по керну и ГИС петрофизических связей для отдельных выделяемых в общей толще породы стратиграфических единиц (пластов/залежей углеводородов). Таким образом, применяя петрофизические модели отражения в определенных интервалах пористости и с учетом радиусов пор, в полной мере отражающих базовые петрофизические закономерности, можно достоверно оценить геологические свойства конкретных терригенных пород.
Применение петрофизических моделей отражения имеет ключевое значение на этапе построения постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений. Это обусловлено следующими причинами:
- используется весь фонд пробуренных на месторождении скважин с различным набором выполненных геофизических методов исследований независимо от типа промывочной жидкости, в том числе и скважины старого фонда, где выполнен ограниченный комплекс ГИС,
- исключаются ошибки при определении объемных моделей пород в разрезе, возникающие из-за использования обобщенных стохастических связей по группе соседних одновозрастных месторождений, как это делается в применяемых промышленных способах,
- использование более полной геологической информации об исследуемом комплексе пород дает возможность осуществлять исследование геологической модели среды в целом и выявлять в объеме пород и по площади геологические тела с различными структурно-минералогическими характеристиками, осуществлять литологический фациальный анализ пород и изучать их неоднородность.
Таким образом, применение петрофизических моделей отражения обеспечивает получение более достоверных данных о геологических свойствах пород в разрезе и по площади, позволяет установить развитие песчаных тел, дает возможность построить более полную и детальную геолого-технологическую модель каждого терригенного пласта/залежи и месторождения углеводородов в целом.
При создании петрофизических моделей отражения для терригенных пород в рамках настоящего изобретения были уточнены знания о некоторых важнейших закономерностях влияния структуры порового пространства в терригенных породах на формирование их фильтрационно-емкостных свойств. В результате были выявлены новые и/или уточнены известные важнейшие базовые петрофизические закономерности для терригенных пород и разработаны новые петрофизические модели для определения геологических характеристик и абсолютной проницаемости пород.
В соответствии с фиксируемыми настоящим изобретением представлениями каждый элементарный объем геологической среды в пределах осадочной толщи и конкретно в окрестности скважины представляет собой структурный каркас, формирующий поровое пространство различной геометрии в зависимости от пористости.
Как известно, участие в фильтрации поровых каналов разных размеров неодинаково, так как устья пор ограничивают движение флюидов. Активное течение флюида идет, в основном, через соединенные в единую систему наиболее крупные поровые каналы, и выявлена четкая закономерность уменьшения радиусов пор при переходе от лучших коллекторов к худшим. Поры радиусами менее 0.5 микрон не участвуют в процессах фильтрации, движение в них не подчиняется закону Дарси, так как флюид удерживается высокими капиллярными силами, и фильтрация при реальных градиентах давления не идет.
Описание фиг.1.
Так, Дейл Винланд построил эмпирическое соотношение пористости, проницаемости и радиуса устьев пор на основе лабораторных исследований (ртутной порометрии) [5], которое имеет вид
Подставляя различные радиусы пор в формулу 1 получают различные зависимости Кпр=f(Кп), которые на фиг.1 изображены в виде кривых в поле графика (шифр кривых - радиус пор в микронах). Из фиг.1 видно, что с увеличением радиусов пор при одинаковом значении пористости (Кп) проницаемость (Кпр) увеличивается. Фиг.1 далее используется в качестве трехмерной палетки.
Описание фиг.2.
На фиг.2 изображена обобщенная зависимость по конкретному месторождению, на котором в нижнем карбоне выделено 6 продуктивных пластов (С2-С7). Исходя из того, что пласты одновозрастные, имеют одинаковые термобарические условия и глубину залегания 1300-1350 м, традиционно при подсчете запасов и построении геолого-технологической модели используется обобщенная зависимость, полученная по определенным на образцах керна Кп и Кпр, причем использованы данные по всем пластам (формула 2).
Описание фиг. 3.
На полученную трехмерную палетку наносятся точки с координатами Кп и Кпр по каждому пласту отдельно, параметры Кп и Кпр определены на образцах керна из соответствующих пластов (фиг.3), и эти же данные Кп и Кпр использованы на фиг.2 и фиг.2. Как видно из фиг.3, точки располагаются на палетке группами, причем разные группы описываются разными зависимостями вида
,
где А и В - константы, зависящие от структуры порового пространства в связи с тем, что разные пласты представлены разными выборками по керну, в зависимости от сочетания параметров «Кп-Кпр» точки на графиках группируются вокруг зависимостей с разными размерами пор, а значит связь Кпр=f(Кп) для конкретной группы точек можно описать конкретным уравнением.
Эта закономерность существует в определенном интервале изменения Кп, который также прослеживается на графике. Для каждого интервала изменения Кп точки на графике группируются вокруг кривых с разными радиусами пор, а значит, для каждого интервала изменения Кп описываются разными корреляционными связями Кпр=f(Кп). Чем больше будет выделено интервалов изменения Кп, тем более точно описывается петрофизическая модель пласта, в таблице 1 приведены петрофизические модели каждого пласта визейской залежи.
Пример.
Рассмотрим пласт С6 (фиг.3). Видно, что группы точек с координатами Кп и Кпр в разных диапазонах Кп ложатся на разные кривые (с разным радиусом пор), и поэтому петрофизическая модель отражения пласта С6 имеет вид:
Пласт
Радиус пор r, мк
Кп, %
Корреляционные связи
С6
2
<18
Кпр=10<sup>1,47*lg(Кп)-0,73</sup>
10
>18-24
Кпр=10<sup>1,47*lg(Кп)+0,46</sup>
30
>24
Кпр=10<sup>1,47*lg(Кп)+1,27</sup>
Интервалы неколлекторов описываются формулой 4, согласно положения, что поры радиусами менее 0,5 микрон не участвуют в процессах фильтрации.
Определенные по ГИС Кп для каждого терригенного пласта в каждой скважине подставляем в формулы таблицы 1 в зависимости от значения Кп, получим для каждого пласта в каждой скважине значение Кпр.
Как видно из сопоставления фиг.2 и 3, обобщенная зависимость (фиг.2) не отражает истинных свойств терригенных пород, слагающих пласт/залежь.
Поле проницаемости моделируется по площади обычным распределением полученных значений Кпр в каждом пласте каждой скважины. Полученная карта поля проницаемости по площади позволяет оценить геологическую неоднородность пласта, осуществить фациальный анализ, определить размеры песчаных тел. Достоверно смоделированное поле проницаемости при построении постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений нефти и газа позволяет наметить и осуществить мероприятия по оптимальной разработке залежей углеводородов.
На фиг.4 показаны суммарные карты Кпр·Н визейской залежи месторождения, построенные традиционно по обобщенной зависимости (фиг.4 б) и предложенным способом (фиг.4 а, табл.1). Как видно на фиг.4 а четко прослеживаются очертания песчаного тела, его размеры и распространение по площади в то время, как карта 4 б не отражает истинных параметров залежи. Выполненный анализ разработки визейской залежи месторождения за последние 5 лет подтвердил неудачно выполненные геолого-технологические мероприятия в зонах, которые по новым представлениям характеризуются плохими фильтрационно-емкостными свойствами, и зонах отсутствия песчаного тела, а также расположение нагнетательных скважин с крайне малой приемистостью в зонах отсутствия песчаных тел, что подтверждает высокую эффективность предлагаемого способа для планирования геологотехнологических мероприятий с целью рациональной разработки залежи.
Таким образом, можно сделать вывод об эффективности предлагаемого способа, который позволяет использовать любой комплекс ГИС независимо от параметров промывочной жидкости в условиях отсутствия гранулометрии по керну, определить с высокой достоверностью строение каждого терригенного пласта и залежи в целом.
Предлагаемый способ может быть рекомендован для оптимизации системы разработки многопластовых терригенных залежей с целью максимальной выработки остаточных запасов.
Таблица 1.
Петрофизические модели пластов визейской залежи
Пласт
г, мк
Кп.%
Кпр, мД
C2
2
Кп<sub>гр</sub>-16
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)-0.73)
10
>16
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+0.46)
С3
2
Кп<sub>гр</sub>-12
Кпр=10^(1.47 * lg(Кп)-0.73)
5
>12-19
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)-0.057)
10
>19-25
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+0.46)
30
>25
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+1,27)
С4
5
>Кпгр
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)-0.057)
С5
5
Кп<sub>гр</sub>-20
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)-0.057)
25
>20
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+1.13)
С6
2
Кп<sub>гр</sub>-18
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)-0.73)
10
>18-24
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+0.46)
30
>24
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+1.27)
С7
10
Кп<sub>гр</sub>-22
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+0.46)
20
>22
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+0.97)
45
>26
Кпр=10^(1.47*lg(Кп)+1.57)
Источники информации
1. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов / Под ред. Б.Ю.Вендельштейна, В.Ф.Козяра, Г.Г.Яценко, г.Калинин, НПО «Союзпромгеофизика», 1990, 261 с.
2. Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных пераметров залежей нефти и газа. Москва, ВНИГНИ, 1987, 20 с.
3. В.С.Афанасьев, Г.А.Шнурман, В.Ю.Терентьев. Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным. Нефтепромысловая геофизика. Выпуск 5. Уфа, БашНИПИнефть, 1975, с.88-94.
4. RU 2219337 C1. Способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин. Афанасьев В.С., Афанасьев С.В., Афанасьев А.В.
5. REVIEW OF THE WINLAND R35 METHOD FOR NET PAY DEFINITON AND ITS APPLICATION IN LOW PERMEABILITY SANDS Mike Spearing, Tim Allen, Gavin McAulau (AEA Technology).