Проблемы петрофизического моделирования и интерпретации материалов геофизических исследований скважин в отложениях с аномально низкими фильтрационно-емкостными свойствами

18.10.2017

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 - № 3(5). – С. 12-18

УДК 550.832

В.М. Теплоухов, к.г.-м.н., Д.О. Морозов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Teplouhov.VM@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: сложные карбонатные коллекторы, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), общая, открытая и эффективная пористость, геофизические исследования скважин (ГИС), водородосодержание, опорные пласты, петрофизические и интерпретационные модели пород

Рассмотрен комплекс проблем, связанных с определением открытой пористости пород с очень низкими коллекторскими свойствами (например, рифейских доломитов Красноярского края) как на образцах керна, так и по скважинной геофизической информации. В частности, рассматриваются влияние на достоверность результатов закрытой пористости исследуемых отложений и особенности интерпретации нейтронных методов для прогнозирования общей пористости и возможности использования электрического сопротивления для оценки эффективного объема пор.

Problem petrophysical modeling and interpretation of open hole logging mesurements in sediments with abnormally low reservoir properties

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 12-18

V.M. Teploukhov, D.O. Morozov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: Teplouhov.VM@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: complex carbonate reservoirs, reservoir properties, common, open and effective porosity, geophysical investigations of wells, neutron log, reference strata, petrophysical and interpretation models of rocks

The article discusses the complex problems associated with the determination of the open porosity of rocks with extremely low reservoir properties (for example, the Riphean Dolomites Krasnoyarsk Region) on core samples, and borehole geophysical information. At the same time, examines the impact on the reliability of the results of the socalled closed porosity of the examined sediments, particularly the interpretation of neutron method for the prediction of total porosity and the possibility of using electrical resistivity to estimate the effective capacity.

введение

В современной практике интерпретации материалов геофозических исследований скважин (ГИС) погрешность определения коэффициента пористости (пустотности) на уровне ±2 % абсолютных в сопоставлении с керновыми данными считается вполне приемлемой при условии, что средняя пористость рассматриваемого объекта превышает 10 %, и становится неприемлемой, если средняя пористость изучаемых отложений составляет всего 2–3 %.

Именно такую среднюю пустотность имеют рифейские продуктивные доломиты ряда месторождений Красноярского края, при изучении которых предъявляются особые требования к точности определения параметров по данным как анализа керна, так и ГИС.

Достоверность определения коэффициента пустотности рифейских доломитов по данным анализа керна

Отличительной особенностью рифейских доломитов является наличие закрытых пустот, пористость которых не определяется стандартными методами насыщения. Анализ имеющегося объема материалов, полученных при измерении общей емкости (около 300 образцов по 8 скважинам) в различных лабораториях, показывает наличие закрытой пустотности практически во всех образцах. При этом средняя закрытая емкость рифейских доломитов по всем охарактеризованным исследованиями скважинам составляет 0,54 % при достаточно широком диапазоне изменения по отдельным скважинам (0,09 до 1,02 %).

При детальном рассмотрении метода Мельчера как основного метода определения общей пористости (с учетом открытых и закрытых пор) обнаруживается вполне вероятная систематическая погрешность расчета закрытой пористости. В частности, при расчете общей пористости Кп образца широко используется выражение


Vобр, Vтв – объем соответственно образца и его твердой фазы (минеральных частиц); σобр, σтв – соответственно объемная и минералогическая плотность образца [1–3].

Однако замена объемных характеристик образца на плотностные справедлива лишь при условии, что в закрытых порах находится воздух плотностью, близкой к нулю, а не пластовая вода (либо битуминизированные углеводороды), которая должна содержаться в закрытых порах по определению. Как показывают результаты расчетов, измерение закрытой пористости с применением формулы (1) занижает ее значение на 43,3 % при плотности флюида в закрытых порах рифейских доломитов Красноярского края 1,16 г/см3 (полученному значению 0,54 % в действительности соответствует закрытая пористость 0,95 %).

Таким образом, можно утверждать, что объем определений общей пустотности рифейских доломитов по керну ограничен, а результаты расчетов закрытой пористости в них не могут считаться достоверными. Следовательно, для однозначной оценки закрытой пористости рифейских отложений требуется выполнить комплекс исследований с соблюдением необходимых методических указаний.

Особенности применяемой и альтернативной методик определения пористости по результатам ГИС

Рифейские отложения Красноярского края, представляющие интерес для геологов-нефтяников, сформировали сложный низкоемкостный терригенно-карбонатный (кварцево-глинисто-доломитовый) коллектор, почти полностью преобразованный вторичными процессами, с относительно редкими кавернами (микрокавернами), сетью микротрещин, пронизывающих почти весь объем пород, макротрещинами и изолированными порами, составляющими непроницаемую матрицу.

Применяемая в настоящее время методика оценки коэффициента пустотности рифейских доломитов по данным ГИС предполагает решение системы линейных уравнений


где Δt – интервальное время пробега упругой волны; V – объем образца; σ – плотность; W – водородный индекс; индексы дол, квц, гл, ж – соответственно относятся к доломиту, кварцу, глине, пластовой жидкости.

В системе (2) используются петрофизические константы минеральных компонентов модели, приведенные в таблице.

Компонент модели Δt, мкс/м σ, г/см3 W
Доломит 140 2,87    0,02   
Глина 310 2,41    0,37   
Кварц 165 2,65    -0,04   
Ангидрит 165 2,96    0   
Фильтрат промывочной жидкости 580 0,91-1,26    1,00   

Вместе с тем использование в системе уравнений (2) данных акустического метода без учета каверновой составляющей общей емкости может привести к искажению результатов, так как акустический метод не позволяет определить данный тип пустот.

Общая и эффективная пористости, полученные при применении альтернативной методики, существенно меньше данных параметров, используемых при подсчете запасов.

Кроме того, применение постоянных значений водородных индексов для доломита (0,02 %) и кварца (-0,04 %) в многомерной модели не соответствует физическим основам нейтронных методов. Фактически наблюдаемые водородные индексы (при моделировании на стендах) изменяются в широком диапазоне для разных типов аппаратуры нейтронного каротажа в зависимости от коэффициента пористости моделируемого минерального каркаса: для доломита – от 0,01 до 0,1 % и для кварца – от 0,025 до -0,1 % (рис. 1).


Рис. 1. Расчетные («кажущиеся») водородные индексы доломита (1) и кварца (2) для отечественных приборов НГК-60 (а) и 2ННКт (б)

Для устранения перечисленных рисков при расчете коэффициента пустотности рифейских доломитов предложена альтернативная методика, предусматривающая использование в петрофизической модели переменных водородных индексов для доломита и кварца в зависимости от пористости минерального каркаса породы и отказ от применения акустического метода при расчете результирующей пористости.

При этом необходимая оценка минерального состава пород выполнялась на основе полученных по керну закономерностей распределения основных породообразующих минералов.

  • Расчет глинистости в зависимости от двойного разностного параметра гамма-каротажа Jгк

  • Расчет содержания доломита в зависимости от глинистости

  • Расчет содержания кварца в зависимости от содержания доломита

  • Расчет содержания полевых шпатов в зависимости от содержания доломита


Следует уточнить, что зависимости (3)–(6) позволяют оценить объемное содержание минералогических компонентов относительно твердой фазы модели, и для перехода к породе необходимо учесть коэффициент пустотности.

На рис. 2 показаны результаты расчета минеральной модели через систему линейных уравнений и по статистическим керновым зависимостям. Из него видно, что минеральная модель, рассчитанная по керновым зависимостям, более достоверно отражает компонентный состав рифейских доломитов. В частности, практически во всех интервалах рифейских доломитов (как и в образцах керна) определяется кварцевый материал, в то время как в минеральной модели, полученной в результате решения системы уравнений, кварц отсутствует.


Рис. 2. Сопоставление минеральных моделей, полученных в результате решения системы линейных уравнений (левый трек) и по керновым зависимостям (правый трек)

Далее выполнялась оценка пористости по результатам акустического каротажа (использовалась в промежуточных расчетах переменных водородных индексов минералов в комплексе с результатами плотностного метода). При этом акустические свойства глины (так же, как и нейтронные) лучше всего отражают слюды, обладающие интервальным временем 176 мкс/м, а содержание кварца и полевых шпатов в рифейских доломитах практически не влияет на интервальное время в скелете.

Пустотность по данным плотностного и нейтронного методов рассчитывалась с учетом полученной минеральной модели по стандартным формулам, с той разницей, что для нейтронного метода использовались переменные водородные индексы входящих компонентов.

В качестве результирующей пустотности использовалось среднее значение, получаемое по данным плотностного и нейтронного методов.

Необходимость совершенствования методики обработки показаний нейтронных методов

Ключевая роль нейтронного каротажа при оценке пористости рифейских доломитов по данным ГИС обусловливает повышенные требования к достоверности его интерпретации. В подавляющем большинстве скважин водородосодержание горных пород с помощью нейтронных методов определяется по методике двух опорных пластов с известным водородосодержанием. При изучении отложений с достаточно высокой емкостью (более 10–15 %) к определению водородосодержания плотного опорного интервала не предъявляются особые требования. Средняя пустотность (и водородосодержание) рифейских доломитов соизмерима с пустотностью плотного опорного интервала, поэтому точность определения водородосодержания плотного опорного пласта непосредственно отражается на точности оценки водородосодержания пород продуктивного разреза.

В существующей практике водородосодержание плотного опорного интервала (интервала с максимальными показаниями нейтронного метода) принимается на уровне 1 % (существующие палетки настроены именно на это значение) или 2,3 % (конкретно для рифейских доломитов, исходя из условия, что 0,3 % – минимальная емкость пород в разрезе по керну, 2 % – справочное водородосодержание твердой фазы доломитов). В обоих случаях водородосодержание плотного опорного интервала в конкретной скважине никак не контролируется. Отсутствие достаточно обоснованных и формализованных алгоритмов расчета водородосодержания плотных опорных пластов в зависимости от конкретных геолого-технических условий обусловило необходимость разработки таких алгоритмов и совершенствования всей процедуры обработки показаний нейтронных методов.

Для каждого типа прибора в соответствии с существующим палеточным материалом разработана следующая процедура определения водородосодержания:

  • по выделенным в разрезе опорным интервалам рассчитывается кривая относительного параметра нейтронного метода;
  • по данным акустического метода оценивается пористость и кажущееся водородосодержание плотного опорного интервала доломита в зависимости от его пористости (для всей кривой вводится поправка, учитывающая общее водородосодержание плотного интервала);
  • рассчитывается поправка, учитывающая изменение диаметра скважины в интервале плотного опорного пласта (также вводится одно значение для всей кривой);
  • рассчитывается поправка, учитывающая изменение диаметра скважины в конкретном интервале для приведения показаний к постоянному диаметру (вводится в конкретном интервале);
  • рассчитывается водородосодержание глинистого опорного интервала в зависимости от его пористости, глинистости и среднего водородного индекса глин и на его основе выполняется коррекция зависимости водородосодержания от относительного параметра нейтронного каротажа.

Проблема определения эффективной пористости по данным анализа керна и гис

Под эффективной пористостью рифейских доломитов Красноярского края понимают межблоковую или кавер-ново-трещинную составляющую пустотности, т.е. объем связанных пустот, участвующих в фильтрации и способных содержать углеводороды.

Для расчета эффективной пористости при подсчете запасов из общей пустотности, определяемой по результатам ГИС, вычитается так называемая блоковая пористость (пористость непроницаемой матрицы, заполненной связанной водой). Величина последней обосновывается по данным анализа керна (средняя величина общей пористости всех образцов проницаемостью менее 0,001 мкм2). Такой подход вполне оправдан для оценки суммарных запасов объекта, но нивелирует выделение интервалов с максимальной эффективной емкостью в разрезе конкретной скважины, так как блоковая пористость при среднем значении 1 % изменяется в достаточно широких пределах (0,35–6,6 %).

В существующей практике для оценки величины блоковой пористости нередко используются методы электрического сопротивления [4, 5]. В то же время применение для этой цели стандартных зависимостей РпКп (Рп – параметр пористости) в отложениях со сложной структурой порового пространства может приводить к значительным погрешностям.

Сопоставление полученных по данным анализа керна зависимостей РпКп и РнКв (Рн – параметр насыщения; Кв – водонасыщенность) с уравнением Арчи показывает (рис. 3), что структура порового пространства, участвующего в электрической проводимости, при полном и частичном водонасыщении существенно различается. Так, при полном водонасыщении при низкой пористости микротрещины, заполненные водой, значительно упрощают структуру пор (коэффициент цементации меньше 2). При частичном насыщении микротрещины фактически не участвуют в электрической проводимости (не содержат воды), что приводит к усложнению структуры токопроводящих каналов (показатель насыщения – аналог показателя цементации при полном водонасыщении – для большинства точек составляет более 2). Следовательно, для микротрещиноватых пород использование стандартных керновых зависимостей неприемлемо. В частности, некорректно применять керновую зависимость РпКп для оценки блоковой пористости по удельному электрическому сопротивлению (УЭС).


где ρп, ρв, ρв.о – УЭС соответственно породы, свободной и связанной пластовой воды;
Кв, Кв.о – коэффициент соответственно общей и остаточной водонасыщенности;
m – коэффициент цементации.


Рис. 3. Полученные по данным анализа керна зависимости параметра пористости Рп от открытой пористости Кп.о (а) и параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв (б) для рифейских доломитов (m – коэффициент цементации)

Поскольку в продуктивной части месторождения вся вода является остаточной, отношение Кв.о к Кв будет равно или приблизительно равно единице.

Обоснование величины коэффициента цементации можно выполнить несколькими способами, например, рассчитать по точкам на зависимости РнКв, в которой для исключения влияния гидрофобности игнорировать точки с показателем насыщения более 3. Для данных центрифугирования m = 1,63. Второй вариант расчета – исключение из зависимости РпКп явно трещиноватых образцов (пористостью менее 1 %).

В этом случае по выборке из 155 образцов среднее значение коэффициента цементации также составляет 1,63.

Не исключая некоторой субъективности в приведенных выше подходах, следует отметить, что более достоверная оценка коэффициента цементации возможна лишь при измерениях УЭС и водонасыщенности на образцах керна, отобранных по специальной технологии с применением безводных промывочных жидкостей.

Сопоставление результатов применения существующей и альтернативной методик оценки параметров

Сопоставление коэффициентов открытой Кп.о и эффективной Кп.эф пористости, полученных в результате применения альтернативной методики, с Кп.о и Кп.эф, использованными при подсчете запасов в 2014 г., выполнено по материалам 14 скважин (общая продуктивная толщина составила 1023 м).

Результаты сопоставления (рис. 4) показывают, что пустотность, рассчитанная по альтернативной методике, меньше принятой в подсчете запасов на 0,46 % абсолютных (18,5 % относительных), эффективная емкость, собственно содержащая запасы углеводородов, меньше на 0,27 % абсолютных (17,2 % относительных).


Рис. 4. Сопоставление коэффициентов открытой Кп.о (а) и эффективной Кп.эф (б) пористости из подсчета запасов с полученными в результате применения альтернативной методики

Такое расхождение можно считать значимым. Если принять во внимание существование проблемы достоверности измерения закрытой пористости, то оценка эффективной емкости может быть еще более пессимистичной.

Выводы

  1. Повышение достоверности измерения емкости по данным анализа керна требует учета закрытой пустотности с помощью корректного применения метода Мельчера.
  2. Повышение достоверности определения пустотности по результатам ГИС невозможно без совершенствования методики обработки и интерпретации данных нейтронного каротажа.
  3. Отказ от необходимости решения системы линейных уравнений (2) позволил использовать при расчете емкости пород переменные водородные индексы для доломита и кварца, а также исключить данные акустического каротажа из расчета результирующей пустотности.
  4. Повышение интервальной дифференциации разреза по эффективной пористости возможно при совершенствовании применения методов электрометрии.
  5. Общая и эффективная пористости, полученные при применении альтернативной методики, существенно меньше данных параметров, используемых при подсчете запасов.

Cписок литературы

  1. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. — М.: Недра, 1977. — 287 с.
  2. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1971. — 312 c.
  3. Сборник лабораторных работ по курсу «Физика пласта». Ч. 1/В. В. Бондаренко, Н. Н. Михайлов, А. Г. Молчанова, Т. Г. Фаненко. — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009. — 51 с.
  4. Нечай А. М. Вопросы количественной оценки вторичной пористости трещиноватых коллекторов нефти и газа//Прикладная геофизика. — 1964. — Вып. 38. — С. 201–213.
  5. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики/ Г. М. Золоева, Н. В. Форманова, Н. В. Царева [и др.]. — М.: Недра, 1977. — 176 с.
  6. Элланский М. М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. — М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001. — 228 с.

Reference

  1. Kotyakhov F.I., Fizika neftyanykh i gazovykh kollektorov (Physics of oil and gas reservoirs), Moscow: Nedra Publ., 1977, 287 p.
  2. Gimatudinov Sh. K., Fizika neftyanogo i gazovogo plasta (Physics of the oil and gas reservoir), Moscow: Nedra Publ., 1971, 312 p.
  3. Bondarenko v. V., Mikhaylov N.N., Molchanova A.G., Fanenko T.G., Sbornik laboratornykh rabot po kursu «Fizika plasta» (Collection of laboratory works for the course «Physics of the reservoir»), Part 1, Moscow: Publ. of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2009.
  4. Issues of quantitative assessment of the secondary porosity of fractured oil and gas reservoirs (In Russ.), Prikladnaya geofizika, 1964, v. 38, pp. 201–213.
  5. Zoloeva G.M., Formanova N.v. , Tsareva N.v. et al., Izuchenie karbonatnykh kollektorov metodami promyslovoy geofiziki (The study of carbonate reservoirs by the methods of field geophysics), Moscow: Nedra Publ., 1977, 176 p.
  6. Ellanskiy M.M., Petrofizicheskie osnovy kompleksnoy interpretatsii dannykh geofizicheskikh issledovaniy skvazhin (Petrophysical fundamentals of complex interpretation of well logging data), Moscow: Publ. of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2001.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

В.М. Теплоухов, Д.О. Морозов Проблемы петрофизического моделирования и интерпретации материалов геофизических исследований скважин в отложениях с аномально низкими фильтрационно-емкостными свойствами // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2017 — № 3(5). — С. 12-18.


The reference to this article in English is:

V.M. Teploukhov, D.O. Morozov. Problem petrophysical modeling and interpretation of open hole logging mesurements in sediments with abnormally low reservoir properties (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 12-18.


Возврат к списку