Петрофизическое обеспечение методик интерпретации

Связующим звеном между геологическими объектами и геофизическими методами исследования разрезов скважин является петрофизика. Петрофизика осадочных пород концентрируется на исследовании пористости с различными ее проявлениями, характеристик насыщения пород флюидами и их способности пропускать флюиды через поровое пространство, а также минералогического и гранулометрического состава пород. Эти петрофизические характеристики по отдельности или в совокупности связаны с конкретными физическими параметрами. К ним относят электрическую проводимость или удельное электрическое сопротивление, адсорбционную способность, плотность, водородсодержание, естественную радиоактивность. Оценка емкостных характеристик пород и типа коллекторов проводится путем количественной интерпретации данных ГИС, требующей наличия соответствующего петрофизического обеспечения. В первых поисковых скважинах на площади, когда необходимые петрофизические зависимости для изучаемых отложений отсутствуют, используются зависимости для однотипных отложений по соседним площадям или соответствующие литературные и модельные зависимости. Необходимое для интерпретации данных ГИС петрофизическое обеспечение по изучаемым месторождениям в достаточно полном объеме разрабатывается лишь на этапе подготовки отчета с подсчетом запасов нефти и газа. Базирующаяся на петрофизическом обосновании количественная интерпретация данных ГИС включает установление типов (классов) изучаемых коллекторов, выбор физических моделей, определение для выбранных моделей совокупности петрофизических связей между измеряемыми геофизическими параметрами и искомыми коллекторскими свойствами. Для этого требуется определение по возможности на одних и тех же образцах керна литологического состава пород, их емкостных и фильтрационных свойств, свойств насыщающих флюидов и основных физических свойств, измеряемых геофизическими методами – удельного электрического сопротивления, интервального времени распространения упругой волны, плотности, естественной радиоактивности, диффузионно-адсорбционной активности, ядерно-магнитных свойств. Специальные исследования по измерению фазовой и относительной проницаемости, остаточной водо- и нефтенасыщенности, минерализации пластовых вод и т.п. выполняются в меньшем объеме. Петрофизическое обеспечение необходимо выполнять на образцах керна из первых скважин, пробуренных на месторождении. Керн целесообразно отбирать небольшими интервалами, но с обеспечением полного выноса. Это необходимо для сопоставления между собой значений коллекторских свойств, измеренных на керне и найденных по материалам ГИС, контроля достоверности выполненных определений. В зависимости от назначения петрофизические взаимосвязи условно подразделяются на две группы. Первая группа связей объединяет взаимосвязи между физическими величинами, измеряемыми при ГИС, и искомыми свойствами изучаемых пород. Вторая группа связей используется для обоснования нижних пределов коллектора.

Первая группа включает:

- зависимость относительного сопротивления от пористости пород: Р_п=а[К_п] ^–m, а и m – эмпирические величины, характеризующие структуру пор в зависимости от уплотнения пород. Параметр пористости породы (Р_п или относительное сопротивление) зависит от коэффициента пористости К_п и структуры порового пространства и для неглинистой «чистой» породы. зависимость коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности;

Р_н= а[К_в] ^–n, а и n– эмпирические величины, зависящие от типа покрытия поверхности пор пластовыми флюидами (гидрофильного или гидрофобного). Параметр насыщения (Р_н) или коэффициент увеличения сопротивления показывает, во сколько раз возросло удельное сопротивление породы при частичном или полном насыщении ее нефтью и (или) газом.

-зависимость относительного увеличения сопротивления от объемной водонасыщенности Рω==r_п/r_в=ƒ(ω); зависимость объемной плотности от пористости δ_об=ƒ(К_п);-зависимость интервального времени от пористости ∆t=ƒ(К_п); зависимость естественной гамма-активности от глинистости J_гк=ƒ(К_гл).

Иногда для отложений для интрпретации данных ГИС устанавливаются и другие статистические связи: a_пс=ƒ(К_п), a_пс=ƒ(К_пр), a_пс=ƒ(К_гл), где r_{в –} удельное сопротивление пластовой воды, r_{вп –} удельное сопротивление водоносного пласта, r_{п –}сопротивление пласта по данным ГИС.

Взаимосвязи вторая группы, устанавливаются по данным массовых анализов керна. Как правило, используются повариантные парные и трехмерные сопоставления общей, открытой и эффективной пористости, абсолютной и эффективной проницаемости, остаточной нефте- и водонасыщенности, объемной и относительной глинистости, объемной и минералогической плотности и другие.

Для выбора правильной методики интерпретации материалов ГИС при выделении и оценке коллекторов необходимо установление литотипа коллектора. Он определяется на основе анализа всей имеющейся геолого-геофизической информации по изучаемым пластам. В терригенных коллекторах главными характеристиками литотипа (модели) коллектора является литологическая принадлежность и характер распределения глинистого материала в породе (тип глинистости). Эта информация извлекается из результатов анализа керна и в дальнейшем используется для обоснования алгоритма интерпретации данных ГИС

.Оценка характера насыщенности пластов-коллекторов

Закон изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа един: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам. Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании по высоте залежи определяется многими факторами: свойствами пород и флюидов, соотношением объемов смачивающего (воды) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов. В однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании оцениваются по кривым относительных проницаемостей (рис.).

Рис. Кривые относительной проницаемости и схема изменения и отдачи пластовых флюидов в однородных пластах-коллекторах месторождений ЗСП.

Предельно насыщенная зона. Коэффициент водонасыщенности имеет минимальное значение и зависит только от изменения коллекторских свойств пород. При испытании этой зоны всегда получают безводные притоки углеводородов. В газонефтяных залежах между зоной сухого газа и чисто нефтяной зоной имеется переходная (газонефтяная) зона. Газовая часть, помимо сухого газа, содержит конденсат и остаточную нефть. В направлении к нефтяной части возрастает содержание остаточной нефти, конденсата и остаточной воды. За газонефтяной контакт (ГНК) принимается глубина, выше которой относительная проницаемость для нефти равна нулю. Иногда выше ГНК может быть зона погребенной нефти. Эта зона образуется при увеличении объема газовой шапки за счет изменения термобарических условий залежи.

По относительным проницаемостям для нефти (газа) (К _пр.нг) и воды (К _пр.в) по высоте залежи выделяется четыре характерных значения водонасыщенности (К._в.св., К*_в, К _в.кр. и К**_в):

-предельно насыщенная, где К_в=К _в.св; К _пр.в=0; К _пр.нг=1;

-недонасыщенная, где К _в.св<К_в<К**_в; К _пр.в=0; К _пр.нг<1;

-переходная, где К*_в<К_в<К**_в; К _пр.в<1; К _пр.нг<1;

-остаточной нефтегазонасыщенности, где К**_в<К_в<1; К _пр.в<1; К _пр.нг=0

Недосыщенная зона. В этой зоне наряду с подвижными углеводородами и связанной водой содержится некоторое количество свободной пластовой воды. Высота недонасыщенной зоны может быть различной и зависит от строения и условий формирования залежи. В чистых (неглинистых) однородных коллекторах высота этой зоны в 2-3 раза меньше, чем в глинистых и слоистых, где она может достигать 30-50 м. При соблюдении технологии испытаний из этой зоны получают чистые притоки нефти (газа). Нижняя граница недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного (ВНК) или газоводяного (ГВК) контакта.

Переходная зона. Представляет собой зону двухфазного движения пластовых флюидов. В ней относительная проницаемость для нефти (газа) и воды больше нуля и возрастает для воды вниз от 0 при К*в до 1 при К**в. Для нефти (газа) она соответственно уменьшается от 1 до 0. Подошва этой зоны соответствует отметке, где углеводороды становятся неподвижными (остаточными). Толщина зоны даже в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород и пластовых флюидов и строения коллектора. В общем случае она возрастает с уменьшением проницаемости и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Следствием этого являются наблюдаемые на нефтяных месторождениях местоположения отметок ВНК в различных скважинах на 10 и более метров при горизонтальном положении уровня «зеркала воды». Неоднородность (слоистость) повышает толщину переходной зоны. Большие (по высоте) переходные зоны характерны только для раздела «нефть-вода». Высота переходной зоны на разделах «газ-вода» и «газ-нефть» при прочих равных условиях меньше, чем на разделе «нефть-вода» (рис.).

Зона остаточной нефтегазонасыщенности. К ней относится нижняя часть залежи, в которой относительные проницаемости для нефти и газа равны нулю. Максимальная нефтегазонасыщенность пород не превышает величины К**нг=1-К**в, снижаясь вниз до 0. В газовых залежах зона остаточной газонасыщенности отсутствует, так как в ней остаточный газ полностью находится в растворенном состоянии.

Рис. Схема изменения положения ВНК вследствие изменения коллекторских свойств пород и строения залежи.

Р_к- капиллярное давление в любой точке залежи,1, 2, 3- кривые К_в=ƒ(Р_к) для однородных пород с проницаемостью К_пр1, К_пр2, К_пр3; К_пр1>К_пр2>К_пр3, 4 – область двухфазного потока жидкости, ∆К*_в, ∆К**_в, интервалы изменения границ чистой нефти (К*_в) и чистой воды (К**_в) в зависимости от проницаемости пород; ∆H₁, ∆H₃ – толщины зон двухфазного потока при разных значениях К_пр.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: