Особенности петротипизации терригенных отложений колганской толщи на Царичанском месторождении

Источник: Журнал «PROнефть»

Л.Р. Клятышева, Е.В. Стремичев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Успешный поиск и целенаправленная разработка месторождений углеводородов зависят от достоверности геолого-геофизической информации, основным источником которой являются данные анализа керна и геофизических исследований скважин (ГИС).

На Царичанском месторождении в результаты интерпретации методов ГИС вносят неопределенность следующие факторы: высокая минерализация пластовых вод, сложный полиминеральный состав пород, неоднородная структура порового пространства, аномальная радиоактивность пород, высокая изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по разрезу и латерали.

Существующая неопределенность результатов интерпретации данных ГИС в сложных терригенных отложениях колганской толщи Царичанского месторождения обусловливает необходимость поиска эффективного инструмента и методического подхода для петрофизического моделирования свойств коллекторов.

Колганская толща сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами и известняками, сформирована в результате размыва Соль-Илецкого выступа и перемещения разрушенных пород в северном направлении в конце франского – начале фаменского периодов. По данным анализа керна породы-коллекторы пласта Дкт имеют ухудшенные коллекторские свойства. Песчаники представлены кварцем (77 %), полевыми шпатами (17 %), обломками пород (4 %) и слюдами (2 %).

Как правило, неоднородность горных пород в значительной степени связана с процессом формирования осадков, в ходе которого в породе образуется поровое пространство и определяются ФЕС. Безусловно, ФЕС пород подвергаются затем вторичным изменениям, однако для терригенных отложений они незначимы.

Основной задачей данной работы является петротипизация отложений пласта Дкт, а также уточнение методики интерпретации данных ГИС.

Петрофизическая характеристика пород пласта Дкт

Детальный анализ результатов петрофизических исследований керна показывает, что породы, обладающие идентичным объемом порового пространства, характеризуются различными фильтрационными свойствами. На рис. 1 представлена зависимость коэффициента проницаемости kпр от коэффициента пористости Кп, построенная для терригенных отложений пласта Дкт колганской толщи Царичанского месторождения.


Рис. 1. Зависимость коэффициента абсолютной газопроницаемости kпр от коэффициента пористости Kп, построенная по результатам исследований керна пласта Дкт (синие точки соответствуют данным, полученным по скв. 111)

Из рис. 1 видно, что при одинаковых значениях пористости проницаемость может различаться на два порядка и более. В таком случае прогнозирование коэффициента проницаемости по пористости будет иметь значительные неопределенности. Графическое несоответствие значений проницаемости, расcчитанных по данным ГИС, и экспериментальных данных, полученных по керну, показано на рис. 2.


Рис. 2. Сопоставление коэффициентов пористости и абсолютной газопроницаемости, определенных по результатам ГИС, с данными анализа керна

Таким образом, использование установленной зависимости kпр = f(Кп) привело к завышению прогнозируемой проницаемости в некоторых интервалах.

При более детальном анализе взаимосвязи проницаемости и пористости выяснилось, что породы из разреза некоторых скважин не соответствуют обобщенной зависимости kпр = (Кп)и локализуются местами на обобщенном «облаке точек». Чаще всего это связано с тем, что скважина вскрыла отложения с особенными характеристиками (текстурно-структурными). Следовательно, отложения различны по структуре порового пространства и ФЕС. Эти различия непосредственно связаны с условиями осадконакопления изучаемых отложений.

Петротипизация терригенных отложений пласта Дкт

Выделить различные петрофизические типы (петротипы) пород можно по определенному набору геофизических параметров. Широко применяемая методика фациальной интерпретации по результатам ГИС разработана В.С. Муромцевым [1]. В данной статье определяющим признаком для установления петротипа была выбрана конфигурация кривой потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), представляющая собой элекрометрическую характеристику отложений. Форма кривых ПС для имеющихся петротипов приведена на рис. 3. В результате анализа полученных данных выбраны три наиболее характерных конфигурации кривой – модели петротипов. Петротипу SF1 соответствуют значения αПС, изменяющиеся от 0,7 до 1, кривая имеет зубчатую форму; петротипу SF2 – значения αПС от 0,33 до 0,6, кривая волнистая; петротипуSF3 – значения αПС от 0,36 до 0,4, кривая волнистая слабодифференцированная.


Рис. 3. Примеры конфигурации кривой ПС при исследовании пласта Дкт для трех петротипов

Дальнейшее сопоставление данных лабораторных исследований керна со значениями αПС трех выбранных моделей позволило выделить три основных петротипа, каждому из которых соответствуют определенный диапазон значений ФЕС, и, следовательно, индивидуальная корреляционная связь коэффициентов пористости и проницаемости (рис. 4). В соответствии с указанным для петротипа SF1 характерны отложения с хорошими коллекторскими свойствами, для петротипов SF2 и SF3 – с ухудшенными.


Рис. 4. Корреляционная связь коэффициента пористости Кп и абсолютной газопроницаемости kпр для пород различных петротипов

Уточнение петрофизической модели пласта Дкт

Достоверная оценка закономерности распространения ФЕС как по разрезу, так и по площади распространения изучаемого пласта является основной задачей петрофизического моделирования.

Следовательно, для коллекторов пласта Дкт необходимо использовать нестандартные математические модели при петрофизическом обосновании интерпретации данных ГИС. Уточняющим фактором может и должен быть параметр, отражающий структурные особенности пород.

Для уточнения петрофизической модели была использована концепция связанности порового пространства [2], в которой учитывается влияние на ФЕС пород размера пор, формы и упаковки зерен, извилистости поровых каналов и др. Данная концепция успешно применяется при петрофациальном моделировании ФЕС пород на месторождениях Западной и Восточной Сибири.

Настройка алгоритмов петрофизической модели по выбранной концепции выполнена в программном модуле SFactor (С.Е. Французов, Е.О. Беляков). В основу данной концепции заложены обобщенные выражения для моделей абсолютной газопроницаемости [3]


и остаточной водонасыщенности


где A, B, C, D, F – константы, подбираемые для конкретных отложений; SF – параметр связанности, отражающий увеличение доли геометрически изолированных для движения флюида пор, каверн, трещин, капилляров при усложнении структурных характеристик порового пространства.

На основе выбранного алгоритма петрофизического моделирования были определены коэффициенты, входящие в уравнения (1), (2) обобщенных моделей ФЕС пород.

Таким образом, для каждого петротипа с учетом параметра SF, характеризующего структуру порового пространства пород, определена зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости. Коэффициенты, входящие в уравнения (1), (2) обобщенных моделей ФЕС (1), (2) для трех петротипов, представлены в таблице. Из нее видно, что каждый коэффициент имеет одинаковое значение для всех петротипов в отличие от параметра SF, который характеризует неоднородность структуры порового пространства пород.

Петротип A B C D F SF
SF1 0,033 21 0,013 0,2 1,87 1
SF2 0,033 21 0,013 0,2 1,87 2,1
SF3 0,033 21 0,013 0,2 1,87 3,2

Полученные зависимости kпр от Кп позволили уточнить kпр, определяемый по данным ГИС (рис. 5).


Рис. 5. Сопоставление коэффициента проницаемости, определенного по керну, с рассчитанным по данным ГИС и уточненным при петротипизации (РК – радиоактивный каротаж, УЭС – удельное электрическое сопротивление)

В рамках данной работы выделенные петротипы не сопоставлялись с литофациями. Однако выполненная петротипизация позволяет проследить зону распространения улучшенных коллекторов пласта Дкт в пределах Царичанского месторождения.

Кроме того, в процессе реализации настройки петрофизической модели при неизменных значениях коэффициента пористости была установлена достаточно тесная связь показателя связанности порового пространства SF, рассчитанного по данным анализа керна, с относительным параметром αПС (рис. 6).


Рис. 6. Сопоставление относительно параметра αПС с показателем связанности порового пространства SF

Выводы

1. Терригенные отложения пласта Дкт отличаются сложным полиминеральным составом пород, неоднородной структурой порового пространства, аномальной радиоактивностью, высокой изменчивостью ФЕС, что характеризует их как сложный объект.

2. Проведенное на основе концепции связанности порового пространства уточнение петрофизической модели для отложений пласта Дкт в дальнейшем может стать основой для уточнения распространения зоны коллекторов, что особенно важно при планировании разработки месторождения.

Список литературы

1. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.

2. Вероятностная модель распределения флюидонасыщенности как основа уточнения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств пород/Е.О. Беляков, С.Е. Французов, Ш.В. Мухидинов [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 48-50.

3. Беляков Е. О., Мухидинов Ш. В. Использование обобщенных зависимостей для построения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности//В сб. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы / Сост. Б.Н. Еникеев. – М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2015. – 383 с.


Авторы статьи:  Л.Р. Клятышева, Е.В. Стремичев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку