Development of a Methodological Approach to Identifying Petrophysical Types of Complicated Carbonate Rocks According to Laboratory Core Studies

Abstract


Petrophysical typification of productive hydrocarbon deposits is one of the main stages of building a petrophysical model of a reservoir. For carbonate reservoirs characterized by a heterogeneous complex structure of the void space, the problem of identifying petrotypes is very relevant. An extensive literature review of existing methods of petrophysical typification showed that the most well-known and widely used of them were based on simple theoretical models of the structure of the void space of rocks, which did not allow a full description of complex carbonate deposits. Moreover, the petrotypes identified on the basis of these methods did not agree with the results of microdescription of thin sections. A new methodological approach to the identification of petrophysical types of complex carbonate rocks was proposed, based on the integration of the results of standard (determination of the absolute gas permeability and open porosity coefficients) and special (nuclear magnetic resonance studies) core studies and data obtained in the lithological description of thin sections. The developed approach took into account the main petrophysical properties of rocks that characterize its reservoir potential, as well as the structural features of the void space and the influence of secondary transformations. The proposed methodological approach was applied to distinguish petrophysical types in the section of the Assel-Sakmara deposits of the Yareyuskoye field: six petrotypes were identified and described in detail, combined into four zones (zone of development of healed fracturing, zone of development of leaching, zone of development of leaching and open fracturing, zone of development open fracturing), for each of them, individual dependences of the absolute gas permeability coefficient on the open porosity coefficient and the Leverett J-function on the water saturation coefficient were constructed. The information obtained would allow a differentiated approach to geological and hydrodynamic modeling of a hydrocarbon reservoir.


Full Text

Введение Выделение петрофизических типов пород является неотъемлемой частью построения петрофизической модели, которая, в свою очередь, является основой геологической модели углеводородной залежи [1]. Наличие в разрезе пород с отличающимися петрофизическими свойствами связано со сложным неоднородным строением продуктивного пласта, обусловленным различными условиями осадконакопления и проявлением вторичных преобразований [2]. Особенно это характерно для карбонатных пород и связано с рядом причин. С одной стороны, фациальные условия накопления осадков весьма разнообразны даже в пределах продуктивных отложений отдельно взятого месторождения углеводородов, что ведет к формированию широкого набора структурно-текстурных особенностей пород и, следовательно, к резко отличным фильтрационно-емкостным свойствам. С другой стороны, особенности физико-химических свойств карбонатных отложений приводят к тому, что породы являются крайне податливыми процессам вторичных преобразований (выщелачивание, трещинообразование, стилолитизация, кальцитизация, перекристаллизация, аутигенное минералообразование и многие другие) [3]. Воздействие постседиментационных преобразований приводит к частичному или полному изменению первичных петрофизических свойств пород, сформировавшихся на этапах седиментогенеза и раннего диагенеза. Более того, для вторичных изменений характерен не повсеместный, а избирательный характер воздействия. Литературный обзор существующих методов петрофизической типизации показывает, что наиболее известные и широко применяемые из них основаны на простых теоретических моделях строения пустотного пространства пород, и выделенные на основе данных методов петрофизические типы не согласуются с результатами микроописания шлифов (количество пор, их размер, форма, генезис, влияние вторичных преобразований на пустотное пространство и т.д.). В данной работе предложен новый методический подход к выделению петрофизических типов сложнопостроенных карбонатных пород путем комплексирования результатов лабораторного изучения керна, который учитывает основные физические свойства породы, описывающие ее коллекторский потенциал, а также характерные черты строения пустотного пространства (тип пустот, форма, генезис, количество) и влияния постседиментационных преобразований. Краткий обзор методов петрофизической типизации G.E. Archie первым дал определение петрофизическому типу [4] - толща пород, части которой откладывались в одинаковых условиях и подверглись одним и тем же процессам вторичного преобразования (разрушение, цементация или растворение). Согласно G.E. Archie, конкретный петротип обладает определенным распределением пор по размерам и, следовательно, индивидуальным семейством кривых капиллярного давления. Распределение пор по размерам контролирует пористость и связано с проницаемостью и водонасыщенностью. Все методы выделения петрофизических типов пород можно разделить условно по классифицируемым признакам на четыре группы: петрофизические, литологические, литолого-петрофизические и интегрированные. В рамках петрофизических методов в качестве признаков, лежащих в основе разделения пород на классы, выступают физические характеристики пород: индикатор гидравлической единицы (FZI) [5-18], геометрия и структура пустотного пространства (PSG) [19, 20], размер поровых каналов [21, 22] и др. Данные методы характеризуются высокой степенью формализации, в связи чем пользуются популярностью у специалистов. При литологических методах петротипизации признаком, лежащим в основе разделения пород на классы, являются качественные литологические характеристики пород, а также генетические особенности, приведшие к формированию тех или иных характеристик: генезис пустотного пространства, влияние постседиментационных процессов, наличие и тип форменных элементов или зерен, структура цементирующей массы и т.д. [23-26]. В основе выделения петрофизических типов пород литолого-петрофизическими методами лежит взаимосвязь литологических (структурно-текстурных) характеристик и петрофизических свойств карбонатных пород [27-29]. Интегрированные методы выделены в отдельную группу в связи с тем, что в рамках интегрированных подходов невозможно выявить преимущественный классификационный признак, по которому осуществляется выделение петрофизических типов пород. Петротипы выделяются и описываются с применением большого количества данных, полученных в результате исследований керна, ГИС, ГДИ и т.д. [30-33]. Постановка проблемы и характеристика объекта исследования Объектом исследования является керн ассельско-сакмарских отложений, отобранный из скважины Ярейюского месторождения. Для выполнения настоящей работы использовались данные по 306 образцам керна, из них 261 - стандартного размера и 45 полноразмерных образцов. На всех образцах проведены стандартные исследования (определение коэффициента открытой пористости и коэффициента абсолютной газопроницаемости), на 70 из них выполнены капилляриметрические исследования в системе «газ - вода» и исследования методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), также имеется петрографическое описание 72 шлифов, отобранных из мест выпиливания стандартных образцов керна. В общем виде изучаемые отложения представлены переслаиванием известняков биокластовых, биогермных палеоплизиновых (палеоплизиново-зеленоводорослевых), известняков микрокодиевых, полифитово-строматопоровых, биокластово-полифитовых, неравномерно нефтенасыщенных. Отложения в различной степени подвержены процессам вторичного преобразования: кальцитизации и перекристаллизации, стилолитизации, окремнению, доломитизации, выщелачиванию. В результате детального анализа данных петрографического описания шлифов и исследования петрофизических свойств выявлено, что пустотное пространство изучаемых отложений в большей степени определяется влиянием вторичных (постдиагенетических) преобразований, нежели структурными особенностями породы, сформировавшимися на этапах седиментогенеза и раннего диагенеза. Основными фильтрационно-емкостными свойствами породы, определяющими ее коллекторский потенциал, являются пористость и проницаемость. Связь между данными показателями определяется уравнением Козени - Кармана [34, 35]: (1) где Кпр - коэффициент проницаемости, м2; Кп - коэффициент пористости, д. ед.; f - коэффициент, зависящий от формы сечения порового канала; Тг - гидравлическая извилистость поровых каналов, м/м; Sф - удельная поверхность поровых каналов, м2/м3. Строго говоря, данное уравнение выведено теоретически для пористых сред с правильной геометрической формой поровых каналов. Как правило, тесные связи между коэффициентами проницаемости и пористости наблюдаются для поровых (гранулярных) пород, каковыми обычно являются терригенные отложения. Карбонатные породы, напротив, имеют сложную структуру порового пространства, представленную пустотами различного размера, формы и генезиса. На рис. 1 представлено сопоставление коэффициентов проницаемости и пористости образцов керна, отобранного из скважины Ярейюского месторождения. Можно проследить, что для образцов с одинаковым значением открытой пористости, различия в проницаемости достигают пяти порядков. Значительная дисперсия данных не является случайной, а обусловлена наличием в изучаемом разрезе пород с различной структурой пустотного пространства и, следовательно, относящихся к разным петрофизическим типам. Коэффициент детерминации (R2) при этом весьма низкий (0,462), поэтому использование обобщенной зависимости для прогнозирования проницаемости может привести к серьезным ошибкам при построении геолого-гидродинамической модели. Разработка методического подхода к выделению петрофизических типов Для полного описания структуры пустотного пространства таких сложных систем, как горные породы, в особенности карбонатные отложения, недостаточно применения простых теоретических моделей и результатов стандартных петрофизических исследований. Для детальной характеристики необходимо привлечение специальных методов исследования порового пространства. Одним из таких методов является метод ЯМР, который с 90-х гг. XX в. широко применяется при изучении петрофизических свойств коллекторов нефти и газа [36-49]. При выполнении ЯМР-исследований, как правило, проводят измерение времен поперечной релаксации Т2. Доминирующим механизмом релаксации ядер атомов водорода, содержащихся в насыщающих породу жидкостях, является релаксация на поверхностях пор (поверхностная релаксация). В случае полного заполнения пустотного пространства образца породы одним флюидом и отсутствия градиента магнитного поля время поперечной релаксации Т2 определяется следующим выражением [36, 37]: , (2) где Т2 - время поперечной релаксации, мс; ρ - релаксационная активность породы, мкм/мс; S/V - площадь удельной поверхности порового пространства, мкм2/мкм3. В вышеприведенном выражении отношение площади поры (S) к ее объему (V) является функцией формы и размера поры. Например, если представить пустотное пространство горной породы в виде набора сфер или цилиндров, то площадь удельной поверхности принимает значения 3/r и 2/r соответственно (здесь r - радиус сферы или цилиндра) [50]. Тогда время поперечной релаксации Т2, в свою очередь, пропорционально радиусу поры. В общем случае, чем больше модальное значение времени поперечной релаксации Т2, тем больше размер слагающих пустотное пространство пор и, следовательно, выше отношение индекса свободного флюида к индексу связанного флюида (рис. 2). Для решения задачи петротипизации предлагается использование двух показателей: 1. Структурный параметр (назовем условно N) [51], определяемый по результатам стандартных исследований и равный: (3) где N - структурный параметр, мД0,5; Кпр - коэффициент абсолютной газопроницаемости, мД; Коп - коэффициент открытой пористости, доли ед. Исходя из анализа размерностей, данный параметр соответствует радиусу поровых каналов и отражает Рис. 1. Зависимость коэффициента абсолютной газопроницаемости от коэффициента открытой пористости Рис. 2. Распределение ЯМР-пористости по временам поперечной релаксации Т2, образец № 38-149-19 фильтрационный потенциал породы. По сути данная величина характеризует взаимосвязь проницаемости и пористости и определяет тип коллектора (поровый, каверново-поровый, трещинный и т.д.). Структурный параметр был выбран авторами для выделения петрофизических типов по причине того, что он чувствителен к наличию в образцах керна открытых трещин и стилолитов: при их развитии (в случае одинаковых значений пористости) проницаемость и, следовательно, структурный параметр значительно возрастают. 2. Отношение индекса свободного флюида к индексу связанного флюида (назовем условно M), определяемое по данным ЯМР-исследований и равное: (4) где M - отношение индекса свободного флюида к индексу связанного флюида, ед.; FFI - индекс свободного флюида (равен сумме вкладов в общую пористость эффективной и каверновой пористостей), доли ед.; BVI - индекс связанного флюида (равен сумме вкладов в общую пористость глинисто-связанной воды и микропористости и капиллярно-связанной воды), доли ед. (см. рис. 2). Приведенное отношение используется в модели свободного флюида (модель Коатеса) при прогнозировании коэффициента проницаемости по данным ЯМР [36, 37]. Данный показатель отражает емкостный потенциал породы, и был выбран авторами ввиду того, что он чувствителен к проявлению процессов выщелачивания в отложениях и, соответственно, развитию каверн: с повышением доли каверновой составляющей в пустотном пространстве породы данный параметр возрастает. Для дальнейшего выделения петрофизических типов введем комплексный параметр, который равен: (5) Как было указано выше, изучаемые отложения в значительной степени подверглись процессам вторичного преобразования. Среди всех процессов наибольшее влияние на структуру пустотного пространства оказывают кальцитизация (залечивание трещин в частности), стилолитизация и образование открытых трещин, а также выщелачивание. На рис. 3 приведена кумулятивная кривая десятичного логарифма комплексного параметра, наложенная на диаграмму распределения указанных выше процессов по интервалам десятичного логарифма комплексного параметра. На диаграмме распределения постседиментационных процессов по оси абсцисс отложен десятичный логарифм комплексного параметра с шагом 0,5, а по оси ординат - доля шлифов, по которым выявлено проявление того или иного процесса от общего количества шлифов в данном интервале комплексного параметра. По диаграмме видно, что для различных интервалов комплексного параметра характерно преимущественное влияние тех или иных вторичных преобразований, это свидетельствует о том, что величина комплексного параметра (соответственно и структура пустотного пространства) изучаемых отложений определяется проявлением конкретных постседиментационных процессов. Для разделения образцов на петротипы на кумулятивной кривой были выделены линейные участки. Необходимо отметить, что границы линейных участков корректировались с учетом информации о вторичных процессах, полученной по данным микролитологического описания шлифов. Стоит указать, что физический смысл вышеупомянутого комплексного параметра заключается в отношении фильтрационного потенциала породы к емкостному, а его применение обусловлено необходимостью использования набора петрофизических характеристик при выделении и описании петрофизических типов карбонатных пород. Если по оси ординат отложить параметр , а по оси абсцисс - показатель , то точки, лежащие в одном облаке корреляции, будут иметь схожую структуру пустотного пространства и, соответственно, относиться к одному петрофизическому типу. Характеристика выделенных петрофизических типов Совместный анализ данных петрографического описания шлифов, результатов капилляриметрических, ЯМР и стандартных исследований позволил выявить характерные черты пустотного пространства и влияния на него постседиментационных процессов для выделенных петрофизических типов. В табл. 1 приведены данные о строении пустотного пространства выделенных типов пород и статистические характеристики петрофизических свойств, количественно описывающих его: структурный параметр (N); отношение индекса свободного флюида к индексу связанного флюида (M); среднелогарифмическое значение времен поперечной релаксации (Т2logmean), определяемое по данным ЯМР-исследований; электрическая извилистость поровых каналов (Тэл), определяемая по результатам измерения коэффициента открытой пористости и удельного электрического сопротивления (УЭС) (для породы с простейшей геометрией пор Тэл = 1, с усложнением геометрии пустот Тэл растет); средний радиус поровых каналов (Rпор), определенный по данным капилляриметрических исследований; коэффициенты Рис. 3. Кумулятивная кривая параметра lg(Ркомп), совмещенная с диаграммой распределения вторичных преобразований по интервалам комплексного параметра абсолютной газопроницаемости (Кпр), открытой пористости (Коп) и остаточной водонасыщенности (Ков). В табл. 2 приведены данные о встречаемости проявления вторичных преобразований для выделенных петротипов. В ходе анализа выделенные петрофизические типы были объединены в четыре зоны: зона развития залеченной трещиноватости (PRT 1), зона развития выщелачивания (PRT 2-4), зона развития выщелачивания и открытой трещиноватости (PRT 5), зона развития открытой трещиноватости (PRT 6). Зона развития залеченной трещиноватости PRT 1: по результатам петрографического описания шлифов пустотное пространство (приблизительно 5 %) представлено порами размером около 0,3 мм, внутриформенными, следовыми, реже межформенными, а также разнонаправленными минерализованными кальцитом трещинами (примерно 0,4 мм толщиной), соединяющими кальцитизированные участки (см. табл. 1). Характерно преимущественное развитие процессов кальцитизации (заполнение внутриформенных полостей и трещин), а также наличие залеченных трещин (см. табл. 2). ФЕС данного петрофизического типа определяются преимущественно порами. Зона развития выщелачивания PRT 2: по результатам петрографического описания шлифов пустотное пространство (примерно 7 %, иногда доходит до 10 %) представлено порами размером около 0,4 мм, как правило, следовыми, часто внутриформенными и бесструктурными, изолированными, изометрической и удлиненной формы, иногда кавернами неправильной и удлиненной формы размером приблизительно 2,4 мм (см. табл. 1). Характерно проявление постседиментационных процессов кальцитизации (спаритовый кальцит во внутренних полостях и регенерационных каймах), а также перекристаллизации, реже выщелачивания (см. табл. 2). ФЕС данного типа определяются порами и частично кавернами (каверново-поровый тип коллектора, преимущественно поровый). PRT 3: по данным микролитологического описания пустотное пространство (приблизительно 9 %, иногда доходит до 15 %) представлено порами размером около 0,5 мм, внутриформенными, следовыми и бесструктурными, изолированными, неправильной, удлиненной и изометричной формы, кавернами размером примерно 4 мм, как правило, следовыми, реже внутриформенными, неправильной и удлиненной формы (см. табл. 1). Характерно преимущественное развитие процессов кальцитизации (спаритовый кальцит во внутриформенных полостях, регенерационных каймах и трещинах), перекристаллизации, выщелачивания и Таблица 1 Петрофизические характеристики выделенных петротипов Характеристика PRT 1 PRT 2 PRT 3 PRT 4 PRT 5 PRT 6 Фотографии шлифов (X - скрещенные николи, || - параллельные николи) X || || || || || Схематическое строение пустотного пространства N, мД0,5 0,16±0,05 0,12-0,31 1,17±0,80 0,16-2,26 5,27±3,83 0,96-15,61 17,19±10,02 4,37-34,79 20,22±11,71 5,37-41,10 34,94±24,61 18,32-71,48 M, ед. 0,78±0,28 0,43-1,24 1,82±1,40 0,33-4,66 2,81±1,91 0,46-9,47 3,90±3,01 1,19-10,08 1,21±0,45 0,69-1,86 0,36±0,27 0,15-0,74 T2 logmean, мс 176,945±65,729 99,554-317,157 252,201±129,316 66,656-439,841 345,530±139,909 46,853-600,232 460,213±238,067 225,737-871,989 198,306±95,571 75,684-365,248 78,740±62,587 15,327-140,467 Tэл, ед. 4,17±0,40 3,75-5,04 3,88±0,41 3,20-4,68 2,90±0,50 1,88-4,35 3,02±0,54 2,44-3,81 3,04±0,53 2,60-4,07 2,95±0,40 2,59-3,38 Rпор, мкм 1,975±0,460 1,303-2,561 2,515±1,349 1,488-6,473 3,831±1,936 0,900-8,559 8,109±3,959 3,143-13,600 5,281±3,327 1,884-10,551 3,268±0,559 2,873-3,663 Кпр, мД 0,001 0,001-0,034 0,031 0,001-0,599 0,346 0,001-59,994 0,599 0,001-163,960 1,636 0,001-172,782 4,709 0,001-118,030 Коп, % 4,70±1,36 3,12-8,08 6,67±2,95 1,99-11,76 9,21±5,85 1,01-24,61 7,36±5,68 0,64-18,93 4,70±3,36 0,34-12,20 1,95±1,52 0,26-6,08 Ков, % 57,98±5,63 48,52-63,71 39,31±18,56 15,02-71,18 29,10±14,44 7,21-63,47 24,10±10,77 13,73-40,03 39,64±8,09 27,38-51,26 62,17±13,81 53,84-78,12 Примечание: в числителе указано среднее арифметическое значение (для коэффициента проницаемости - среднее геометрическое) ± стандартное отклонение (для коэффициента проницаемости не указано ввиду ненормального распределения), в знаменателе - размах значений. Таблица 2 Встречаемость проявления вторичных преобразований для выделенных петротипов Характеристика Доля шлифов, для которых присущи данные характеристики, % PRT 1 PRT 2 PRT 3 PRT 4 PRT 5 PRT 6 Кальцитизация 100,00 84,62 96,67 100,00 100,00 100,00 Перекристаллизация 10,00 69,23 40,00 57,14 50,00 50,00 Стилолитизация 10,00 0,00 13,33 28,57 25,00 50,00 Трещины открытые 0,00 7,69 3,33 0,00 37,50 50,00 Трещины залеченные 40,00 15,38 6,67 0,00 25,00 0,00 Окремнение 0,00 0,00 10,00 0,00 12,50 50,00 Доломитизация 10,00 7,69 36,67 28,57 0,00 0,00 Выщелачивание 10,00 38,46 46,67 85,71 25,00 0,00 доломитизации (см. табл. 2). ФЕС данного типа определяются порами и кавернами (каверново-поровый тип коллектора). PRT 4: по результатам микроописания шлифов пустотное пространство (около 13 %, доходит до 15 %) представлено порами размером до 1 мм, следовыми, выщелачивания, межзерновыми, изолированными, удлиненной и неправильной формы, кавернами размером примерно 4,7 мм удлиненной и неправильной формы (см. табл. 1). Характерно преимущественное развитие процессов кальцитизации, перекристаллизации и выщелачивания (см. табл. 2). ФЕС данного типа определяются порами и кавернами (каверново-поровый тип коллектора). Зона развития выщелачивания и открытой трещиноватости PRT 5: по результатам литологического микроописания шлифов пустотное пространство (около 7 %) представлено порами размером около 0,3 мм, изолированными, следовыми, внутриформенными, иногда кавернами неправильной и удлиненной формы размером до 3,2 мм, открытыми трещинами толщиной до 0,5 мм и стилолитами с амплитудой до 5 мм (см. табл. 1). Характерно преимущественное развитие процессов кальцитизации, перекристаллизации, трещинообразования (см. табл. 2). ФЕС данного типа определяются преимущественно порами и трещинами, частично кавернами (трещинно-каверново-поровый тип коллектора, преимущественно трещинно-поровый). Зона развития открытой трещиноватости PRT 6: по данным микроописания шлифов пустотное пространство (около 2 %) представлено порами следовыми, внутриформенными, трещинного типа изометричной и удлиненной формы, открытыми трещинами, стилолитами, выполненными бурым глинистым веществом (см. табл. 1). Характерно преимущественное проявление процессов кальцитизации, перекристаллизации, стилолитизации, трещинообразования и окремнения (см. табл. 2). ФЕС данного типа определяются преимущественно трещинами (трещинный тип коллектора). Для изученной коллекции образцов установлены основные диагностические признаки отличий структуры пустотного пространства выделенных петрофизических типов по данным капилляриметрических и ЯМР-исследований. По мнению многих исследователей [41, 48, 49], а б Рис. 4. Осредненные распределения: а - поровых каналов по размерам выделенных петрофизических типов; б - нормализованных значений ЯМР-пористости по временам поперечной релаксации Т2 выделенных петрофизических типов а б Рис. 5. Для выделенных петрофизических типов: а - графики зависимостей проницаемости от пористости; б - номограмма для определения значений водонасыщенности по J-функции капилляриметрические исследования (метод полупроницаемой мембраны) дают информацию об устье поровых каналов, тогда как ЯМР характеризует в большей степени собственно тело поры. На рис. 4 приведены осредненные распределения поровых каналов по размерам, определенные по данным капилляриметрических исследований (метод полупроницаемой мембраны), а также осредненные распределения нормализованных значений ЯМР-пористости по временам поперечной релаксации Т2 для выделенных петрофизических типов. Детальный анализ осредненных данных позволил выявить изменение результатов исследований двух методов, связанное с особенностями структуры порового пространства выделенных петротипов. Из данных рис. 4, а, видно, что для всех петрофизических типов наблюдается преимущественное содержание в пустотном пространстве поровых каналов радиусом менее 0,12 мкм. Подобную картину наблюдаем по результатам ЯМР-исследований (рис. 4, б): модальные значения распределений времен поперечной релаксации для 1-5-го типов приблизительно равны и лежат в диапазоне от 200 до 447 мс, исключение составляет 6-й петрофизический тип с модальным значением около 89 мс, данное смещение в область меньших времен обусловлено наличием пустот меньшего размера, а его констатация является результатом более высокой разрешающей способности метода ЯМР по сравнению с методом полупроницаемой мембраны. От 1-го к 4-му петрофизическим типам наблюдается сокращение доли поровых каналов радиусом менее 0,12 мкм от 57,98 % для 1-го типа до 21,96 % для 4-го типа. При этом происходит одновременное повышение вклада в общий объем пустотного пространства поровых каналов большего размера: сначала в диапазоне 0,18-2,90 мкм для 2-го петротипа по сравнению с 1-м, далее в диапазоне 1,45-5,80 мкм и более 29 мкм для 3-го петрофизического типа по сравнению со 2-м, и, наконец, наблюдается значительное увеличение содержания поровых каналов радиусом более 29 мкм для 4-го петрофизического типа, которое приводит к бимодальному распределению поровых каналов. По данным ЯМР от 1-го к 4-му петрофизическому типу фиксируется повышение каверновой составляющей (стандартная отсечка в 750 мс для выделения каверновой составляющей нанесена в виде вертикальной линии на рис. 4, б) от 13,64 % для 1-го петротипа до 40,00 % для 4-го типа. По результатам ЯМР, аналогично данным, полученным в ходе интерпретации капилляриметрических исследований, для 4-го петрофизического типа установлено наличие двух групп пустот: первая группа пустот характеризуется модальным значением времен поперечной релаксации 200 мс, а вторая - около 1413 мс. Вероятнее всего, вторая мода соответствует времени релаксации флюида в кавернах. Пятый петрофизический тип по результатам интерпретации ЯМР-исследований схож со 2-м, однако по данным капилляриметрических исследований такого сходства на наблюдается. Скорее всего, это обусловлено наличием открытых трещин в образцах 5-го петротипа, установленных в ходе анализа литологического микроописания петрографических шлифов: при повышении избыточного давления в камере капилляриметра газ вытесняет значительное количество воды из крупных пор, связанных системой трещин, в результате при интерпретации наблюдается дополнительная мода в области поровых каналов радиусом более 29 мкм. Шестой петрофизический тип по результатам капилляриметрических исследований идентичен 1-му, однако его емкостные свойства хуже (коэффициенты открытой пористости составляют 1,95 и 4,70 % соответственно). Таким образом, комплексная интерпретация данных капилляриметрических и ЯМР-исследований позволила, с одной стороны, установить основные отличия петрофизических типов и подтвердить правильность их выделения, а с другой - дать их расширенную характеристику. Построение некоторых петрофизических зависимостей для выделенных петротипов На рис. 5, а, представлены зависимости коэффициента абсолютной газопроницаемости от коэффициента открытой пористости для выделенных типов. Результаты аппроксимации экспериментальных данных экспоненциальной и степенной функциями приведены в табл. 3: получены статистически значимые коэффициенты детерминации [52]. Выделенные петрофизические типы достаточно хорошо дифференцируются по J-функции Леверетта [53] (рис. 5, б). Необходимо указать, что применение существующих методов петрофизической типизации не дает такой отчетливой дифференциации, как при использовании разработанного авторами подхода. J-функция Леверетта активно используется различными авторами для задания куба нефтенасыщенности в геологических моделях залежей [54-57]. Особенно это актуально для неоднородных, сложнопостроенных пород, в разрезе которых определение нефтенасыщенности пропластков-коллекторов невозможно в силу того, что размер каротажного электрического зонда больше толщины пропластка (карбонатные коллекторы). На рис. 5, б, представлена номограмма для определения значений коэффициента водонасыщенности по J-функции для выделенных петротипов, а в табл. 4 приведены зависимости J-функции от коэффициента водонасыщенности для выделенных петрофизических типов; 1-й и 2-й петрофизические типы были объединены в одну зависимость ввиду близкого расположения точек данных. Высокие значения статистически значимых коэффициентов детерминации (R2) говорят о возможности применения данных зависимостей для задания куба нефтенасыщенности в геологической модели залежи. Заключение Впервые предложен методический подход к выделению петрофизических типов сложнопостроенных карбонатных пород, основанный на комплексировании результатов стандартных (определение коэффициентов пористости и газопроницаемости) и специальных (ЯМР-исследования) исследований керна, а также данных петрографического описания шлифов. Предложенный подход применен для выделения петротипов в разрезе ассельско-сакмарских отложений одной из скважин. Таблица 3 Функции зависимости проницаемости от пористости для выделенных петротипов PRT Уравнение R2 1 Кпр = 0,0002е43,698Коп 0,507 при F (4,225) = 26,781, p < 0,05 2 Кпр = 1786,458Коп3,862 0,913 при F (4,105) = 388,287, p < 0,05 3 Кпр = 5628,786Коп3,544 0,966 при F (3,918) = 3523,059, p < 0,05 4 Кпр = 38435,753Коп3,566 0,980 при F (4,034) = 2450,000, p < 0,05 5 Кпр = 305975,023Коп3,541 0,916 при F (4,085) = 436,190, p < 0,05 6 Кпр = 286182,173Коп2,608 0,595 при F (4,451) = 24,975, p < 0,05 Таблица 4 Зависимости J-функции от коэффициента водонасыщенности для выделенных петротипов PRT Уравнение R2 1-2 J = 195,123е-0,076 Кв 0,751 при F (3,877) = 790,209, p < 0,05 3 J = 482,658е-0,070 Кв 0,874 при F (3,868) = 2483,270, p < 0,05 4 J = 1051,539е-0,076 Кв 0,890 при F (3,957) = 663,455, p < 0,05 5 J = 10206,319е-0,092 Кв 0,845 при F (3,942) = 512,452, p < 0,05 6 J = 749087,198е-0,130Кв 0,914 при F (4,301) = 233,814, p < 0,05 Ярейюского месторождения: выделены и детально описаны шесть петрофизических типов, построены схематические модели пустотного пространства. По результатам комплексного анализа данных капилляриметрических и ЯМР-исследований выявлены особенности и характерные отличия строения пустотного пространства различных типов пород. Установлено, что выделенные петрофизические типы прослеживаются по графикам сопоставления проницаемости и пористости, а также J-функции Леверетта и водонасыщенности, что позволило построить индивидуальные статистически значимые зависимости. Полученная информация позволит дифференцированно подходить к геологическому и гидродинамическому моделированию и, как следствие, повысить точность подсчета запасов углеводородов и эффективность проектирования разработки залежи.

About the authors

Aleksandr V. Raznicyn

LUKOIL-Engineering LLC

Author for correspondence.
Email: alexandrraznitsyn@gmail.com

Ivan S. Putilov

LUKOIL-Engineering LLC

Email: Ivan.Putilov@pnn.lukoil.com

References

  1. Zakrevskii K.E., Kundin A.S. Osobennosti geologicheskogo 3D-modelirovaniia karbonatnykh i treshchinnykh rezervuarov [Features of 3D geological modeling of carbonate and fractured reservoirs]. Moscow: Belyi Veter, 2016, 404 p.
  2. Ivanova M.M., Cholovskii I.P., Bragin Iu.I. Neftegazopromyslovaia geologiia. [Oil and gas field geology]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2000, 414 p.
  3. Bagrintseva K.I. Usloviia formirovaniia i svoistva karbonatnykh kollektorov nefti i gaza [Formation conditions and properties of carbonate reservoirs of oil and gas]. Moscow: Rossiiskii gosudarstvennyi gumanitarnyi universitet, 1999, 285 p.
  4. Archie G.E. Introduction to petrophysics of reservoir rocks. Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, 1950, vol. 34, pp. 943-961.
  5. Palabiran M., Nur Ali Akbar M., Sesilia N. An Analysis of Rock Typing Methods in Carbonate Rocks For Better Carbonate Reservoir Characterization: A Case Study of Minahaki Carbonate Formation, Banggai Sula Basin, Central Sulawesi. The 41th Scientific Annual Meeting of Indonesian Association of Geophysicists. Lampung, Indonesia, 2016, pp. 1-14.
  6. Abdullah M., Garrouch A. A New Approach for Rock Typing Using Dimensional Analysis: A Case Study of Carbonate Reservoir. The SPE Kuwait Oil and Gas Conference. Mishref, Kuwait, 2019, pp. 1-22. doi: 10.2118/198026-MS
  7. Fazel Alavi M. Determination of Reservoir Permeability Based on Irreducible Water Saturation and Porosity from Log Data and Flow Zone Indicator (FZI) from Core Data. The International Petroleum Technology Conference. Doha, Qatar, 2014, pp. 1-18.
  8. Davies D.K., Vessell R.K. Identification and Distribution of Hydraulic Flow Units in a Heterogeneous Carbonate Reservoir: North Robertson Unit, West Texas. The Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. Midland, Texas, the USA, 1996, pp. 321-330. doi: 10.2118/35183-MS
  9. Frolova E.V. Vydelenie gidravlicheskikh edinits potoka - kliuchevoe napravlenie dlia klassifikatsii terrigennykh kollektorov (na primere odnogo iz mestorozhdenii severa Zapadnoi Sibiri) [Allocation of hydraulic flow units is a key direction for the classification of terrigenous reservoirs]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia. Neftegazovoe i gornoe delo, 2012, no. 2, pp. 25-31.
  10. Amaefule J.O., Altunbay M., Tiab D., Kersey D.G., Keelan D.K. Enhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells. The 68th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers. Houston, Texas, the USA, 1993, pp. 205-220. doi: 10.2118/26436-MS
  11. Belozerov B.V. Rol' petrofizicheskikh issledovanii pri otsenke nasyshcheniia slozhnopostroennykh kollektorov [Role of petrophysical studies in assessing the saturation of complex reservoirs]. Izvestiia Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2010, vol. 317, no. 1, pp. 110-116.
  12. Forest N.B., Abbots F., Baines V., Boyd A. Identifying Reservoir Rock Types Using a Modified FZI Technique in the Brazilian Pre-Salt. The Offshore Technology Conference Brasil. Rio de Janeiro, Brazil, 2019, pp. 1-10. doi: 10.4043/29694-MS
  13. Corbett P.W.M., Potter D.K. Petrotyping: a Basemap and Atlas for Navigating through Permeability and Porosity Data for Reservoir Comparison and Permeability Prediction. The International Symposium of the Society of Core Analysts. – Abu Dhabi, UAE, 2004, pp. 1-12.
  14. Borisov V.G. Uluchshennyi algoritm primeneniia metoda edinits potoka dlia prognozirovaniia fil'tratsionno-emkostnykh svoistv kollektora v skvazhinakh, ne okharakterizovannykh kernom [Improved application of flow unit method to predict reservoir properties in uncored wells]. Neftianaia provintsiia: setevoe nauchnoe izdanie, 2018, vol. 15, no. 3, pp. 18-30. doi: 10.25689/NP.2018.3.18-30
  15. Koshovkin I.N., Belozerov B.V. Otobrazhenie neodnorodnostei terrigennykh kollektorov pri postroenii geologicheskikh modelei neftianykh mestorozhdenii [Display of heterogeneities of terrigenous reservoirs in the construction of geological models of oil fields ]. Izvestiia Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2007, vol. 310, no. 2, pp. 26-32.
  16. Urasinova Iu.A. Vydelenie klassov kollektorov na osnove metoda gidravlicheskikh edinits potoka na Moskud'inskom mestorozhdenii [Identification of reservoir classes based on the method of hydraulic flow units at the Moskudinskoye field]. Geologiia v razvivaiushchemsia mire. Perm': Permskii gosudarstvennyi natsional'nyi issledovatel'skii universitet, 2018, vol. 1, pp. 526-529.
  17. Guo G., Diaz M.A., Paz F., Smalley J., Waninger E.A. Rock Typing as an Effective Tool for Permeability and Water-Saturation Modeling: A Case Study in a Clastic Reservoir in the Oriente Basin. The 2005 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dalls, Texas, the USA, 2005, pp. 1-15. doi: 10.2118/97033-PA
  18. Bagci A.S., Akbas C.Y. Permeability Estimation Using Hydraulic Flow Units in Carbonate Reservoirs. The 2007 SPE Rocky Mountain Oil and Gas Technology Symposium. Denver, Colorado, the USA, 2007, pp. 1-11. doi: 10.2118/107263-MS
  19. Permadi P., Susilo A. Permeability Prediction and Characteristics of Pore Structure and Geometry as Inferred From Core Data. The 2009 SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference. Abu Dhabi, UAE, 2009, pp. 1-12. doi: 10.2118/125350-MS
  20. Wibowo A.S., Permadi P. A Type Curve for Carbonate Rock Typing. The International Petroleum Technology Conference. Beijing, China, 2013, pp. 1-12. doi: 10.2523/IPTC-16663-MS
  21. Kolodzie S. Analysis of Pore Throat Size and Use of the Waxman-Smits Equation to Determine OOIP in Spindle Field, Colorado. The 55th Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers of AIME. Dallas, Texas, the USA, 1980, pp. 1-10. doi: 10.2118/9382-MS
  22. Pittman E.D. Relationship of Porosity and Permeability to Various Parameters Derived from Mercury Injection-Capillary Pressure Curves for Sandstone. The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1992, vol. 76, no. 2, pp. 191-198. doi: 10.1306/BDFF87A4-1718-11D7-8645000102C1865D
  23. Choquette P.W., Pray L.C. Geologic Nomenclature and Classification of Porosity in Sedimentary Carbonates. The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1970, vol. 54, no. 2, pp. 207-250. doi: 10.1306/5D25C98B-16C1-11D7-8645000102C1865D
  24. Dunham R.J. Classification of Carbonate Rocks According to Depositional Texture. Classification of Carbonate Rocks: AAPG Memoir 1, 1962, pp. 108-121.
  25. Embry A.F., Klovan J.E. A Late Devonian Reef Tract on Northeastern Banks Island. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 1971, vol. 19, no. 4, pp. 730-781. doi: 10.35767/gscpgbull.19.4.730
  26. Kuznetsov V.G. Litologiia. Osadochnye gornye porody i ikh izuchenie [Lithology. Sedimentary rocks and their study]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2007, 511 p.
  27. Lucia F.J. Rock-Fabric/Petrophysical Classification of Carbonate Pore Space for Reservoir Characterization. AAPG Bulletin, 1995, vol. 79, no. 9. pp. 1275-1300.
  28. Lusiia F.Dzh. Postroenie geologo-gidrodinamicheskoi modeli karbonatnogo kollektora: integrirovannyi podkhod [Building a geological and hydrodynamic model of a carbonate reservoir: an integrated approach]. Moscow. Izhevsk: NITs “Reguliarnaia i khaoticheskaia dinamika”, Izhevskii institut komp'iuternykh issledovanii, 2010, 384 p.
  29. Archie G.E. Classification of Carbonate Reservoir Rocks and Petrophysical Considerations. Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, 1952, vol. 36, no. 2,
  30. pp. 278-298. doi: 10.1306/3D9343F7-16B1-11D7-8645000102C1865D
  31. Skalinski M., Kenter J. Carbonate Petrophysical Rock Typing - Integrated Geological Attributes and Petrophysical Properties while Linking with Dynamic Behavior. The SPWLA
  32. th Annual Logging Symposium. The Hyatt Regency, New Orleans, Louisiana, the USA, 2013, pp. 1-11.
  33. Skalinski M., Kenter J., Jenkins S., Tankersley T. Updated Rock Type Definition and Pore Type Classification of a Carbonate Buildup, Tengiz Field, Republic of Kazakhstan. The SPE Caspian Carbonate Technology Conference. Atyrau, Kazakhstan, 2010, pp. 1-16. doi: 10.2118/139986-MS
  34. Saneifar M., Skalinski M., Theologou P., Kenter J., Cuffey C., Salazar-Tio R. Integrated Petrophysical Rock Classification in the McElroy Field, West Texas, USA. Petrophysics, 2015, vol. 56, no. 5, pp. 493-510.
  35. Salman S.M., Bellah S. Rock Typing: An Integrated Reservoir Characterization Tool to Construct a Robust Geological Model in Abu Dhabi Carbonate Oil Field. The 2009 SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference. Abu Dhabi, UAE, 2009, pp. 1-14. doi: 10.2118/125498-MS
  36. Tiab Dzh., Donaldson Erl. Ch. Petrofizika: teoriia i praktika izucheniia kollektorskikh svoistv gornykh porod i dvizheniia plastovykh fliuidov [Petrophysics: Theory and Practice of Studying the Reservoir Properties of Rocks and the Movement of Reservoir Fluids]. Moscow: Premium Inzhiniring, 2009, 868 p.
  37. Dobrynin V.M., Vendel'shtein B.Iu., Kozhevnikov D.A. Petrofizika (Fizika gornykh porod) [Petrophysics (Rock Physics)]. Moscow: “Neft' i gaz” Rossiiskii gosudarstvennyi universitet nefti i gaza imeni I.M. Gubkina, 2004, 368 p.
  38. Coates G.R., Xiao L., Prammer M.G. NMR Logging. Principles and Applications. Houston: Halliburton Energy Services, 1999, 253 p.
  39. Dzhafarov I.S., Syngaevskii P.E., Khafizov S.F. Primenenie metoda IaMR dlia kharakteristiki sostava i raspredeleniia plastovykh fliuidov [Application of the NMR method to characterize the composition and distribution of reservoir fluids]. Moscow: Khimiia, 2002, 439 p.
  40. Looyestijn W., Zhang X., Hebing A. How can NMR asses the wettability of a chalk reservoir. International Symposium of the Society of Core Analysts. Vienna, Austria, 2017, pp. 1-12.
  41. Dick M.J., Veselinovic D., Green D. Spatially resolved wettability measurements using NMR wettability index. International Symposium of the Society of Core Analysts. Trondheim, Norway, 2018, pp. 1-12. doi: 10.1051/e3sconf/20198903001
  42. Dick M.J., Green D., Kenney T., Veselinovic D., Tallarita J., Smith M.A. Quick and simple porosity measurement at the well site. International Symposium of the Society of Core Analysts. Vienna, Austria, 2017, pp. 1-10.
  43. Brandimarte F., Eriksson M., Moss A. How to obtain primary drainage capillary pressure curves using NMR T2 distributions in a heterogeneous carbonate reservoir. International Symposium of the Society of Core Analysts. Vienna, Austria, 2017, pp. 1-9.
  44. Valori A., Nicot B. A review of 60 years of NMR wettability. International Symposium of the Society of Core Analysts. Trondheim, Norway, 2018, pp. 1-13.
  45. Dick M.J., Veselinovic D., Kenney T., Green D. Measuring relative permeability with NMR. International Symposium of the Society of Core Analysts. Trondheim, Norway, 2018, pp. 1-10.
  46. Zlobin A.A. Teoriia i praktika primeneniia iadernogo magnitnogo rezonansa v fizike neftianogo plasta [Theory and Practice of Nuclear Magnetic Resonance Application in Oil Reservoir Physics]. Perm': PM, 2015, 271 p.
  47. Borisenko S.A., Bogdanovich N.N., Kozlova E.V., Spasennykh M.Iu., Zagranovskaia D.E. Otsenka liofil'nosti porod bazhenovskoi svity metodami adsorbtsii i iadernoi magnitnoi relaksometrii [Estimating lyophilic properties of the Bazhenov formation rocks by adsorption and NMR methods]. Neftianoe khoziaistvo, 2017, no. 3, pp. 12-16. doi: 10.24887/0028-2448-2017-3-12-16
  48. Vavilin V.A., Kunakasov A.A., Galiev T.R., Sorokina E.V. Effektivnost' primeneniia metoda iaderno-magnitnogo rezonansa pri laboratornykh petrofizicheskikh issledovaniiakh kerna i shlama [Effectiveness of the nuclear magnetic resonance method use for core samples and drilling sludge laboratory petrophysical study ]. Neftianoe khoziaistvo, 2011, no. 8, pp. 21-23.
  49. Kuliavtsev A.V., Fedortsov I.V. Rezul'taty opytno-promyshlennykh rabot po ispol'zovaniiu IaMR-relaksometra GeoSpec dlia izmereniia obshchei i effektivnoi poristosti gornykh porod [Results of pilot-industrial works on the use of the GeoSpec NMR-relaxometer to measure the total and effective porosity of rocks]. Neftianoe khoziaistvo, 2017, no. 9, pp. 34-36. doi: 10.24887/0028-2448-2017-9-34-36
  50. Volokitin Y., Looyestijn W.J., Slijkerman W.F.J., Hofman J.P. A Practical Approach to Obtain 1st Drainage Capillary Pressure Curves from NMR Core and Log Data. The International Symposium of the Society of Core Analysts, 1999, pp. 1-12.
  51. Moss A.K., Benson T., Barrow T. An Investigation into Different Correlation Methods between NMR T2 Distributions and Primary Drainage Capillary Pressure Curves Using an Extensive Sandstone Database. The International Symposium of the Society of Core Analysts. Trondheim, Norway, 2018, pp. 1-12.
  52. Denisenko A.S. Petrofizicheskoe obespechenie laboratornykh i skvazhinnykh issledovanii gornykh porod metodom iadernogo magnitnogo rezonansa v sil'nom magnitnom pole [Petrophysical support of laboratory and borehole studies of rocks by the method of nuclear magnetic resonance in a strong magnetic field]. Ph. D. thesis. Moscow, 2012, 149 p.
  53. Tul'bovich B.I. Petrofizicheskoe obespechenie effektivnogo izvlecheniia uglevodorodov [Petrophysical support for efficient hydrocarbon recovery]. Moscow: Nedra, 1990, 186 p.
  54. Devis Dzh.S. Statisticheskii analiz dannykh v geologii [Statistical data analysis in geology]. Moscow: Nedra, 1990, 319 p.
  55. Leverett M.C. Capillary Behavior in Porous Solids. Transactions of the AIME, 1941, vol. 142, pp. 152-169. doi: 10.2118/941152-G
  56. Gimaltdinova A.F., Kalmykov G.A., Topunova G.G. Otsenka neftenasyshchennosti po metodike Leveretta [Estimation of saturation by Leveretts method]. Vestnik Moskovskogo universiteta. Geologiia, 2011, no. 4, pp. 71-74.
  57. Nekrasov A.S., Potekhin D.V., Shilov A.V., Gabnasyrov A.V., Prisiazhniuk M.A. Obosnovanie izmeneniia vodonasyshchennosti po vysote zalezhi nefti i gaza pri geologo-gidrodinamicheskom modelirovanii [Substantiation of water saturation variations by height of oil and gas reservoir for the purposes of its geological and hydro-dynamic modeling]. Neftianoe khoziaistvo, 2015, no. 10, pp. 78-81.
  58. Antipin Ia.O. Modelirovanie neftenasyshchennosti zalezhei v terrigennykh kollektorakh s ispol'zovaniem J-funktsii Leveretta [Modeling oil saturation in terrigenous reservoirs using the Leverett J-function]. Ph. D. thesis. Tiumen', 2019, 161 p.
  59. Amiks Dzh., Bass D., Uaiting R. Fizika neftianogo plasta [Oil reservoir physics]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1962, 572 p.

Statistics

Views

Abstract - 62

PDF (Russian) - 29

PDF (English) - 12

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2021 Raznicyn A.V., Putilov I.S.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies