Full Text

Введение Построении геологических и гидродинамических моделей (ГДМ) сопровождается высокой степенью неопределенности исходной информации, особенно это касается распределения параметров пласта в межскважинном пространстве. Основой качественных гидродинамических моделей является геологическая модель, включающая достоверную оценку исходных фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС). При этом главным фактором качественной настройки ГДМ, как считают многие специалисты, является достоверная оценка значений проницаемости (Kпр) [1-3]. Гидродинамическая модель должна максимально точно описывать фильтрационные и физико-химические процессы, характерные для реального пласта [4-8]. С целью получения надежного прогноза в процессе проектирования, а также при создании гидродинамических моделей месторождений, разрабатываемых на ранних стадиях, необходим более глубокий анализ исходных данных. На сегодняшний день моделирование проницаемости согласно действующему регламенту [9] остается на усмотрение автора модели. На практике значение Kпр берется либо на основе данных гидродинамических исследований скважин (ГДИ), либо сведений о петрофизической зависимости от пористости (Kп): Kпр = f (Kп) [10]. Оба метода имеют положительные и отрицательные стороны. Использование ГДИ позволяет получить оценку проницаемости, ориентированную на фактическую добычу, однако при этом модель в целом получается достаточно однородной ввиду как недостаточности количества определений ГДИ, так и оценки интервала добычи (перфорации) без дифференциации значений Kпр по пропласткам. Главной проблемой использования петрофизических зависимостей Kпр = f (Kп) является их недостаточно сильная корреляционная связь. В целом при использовании обоих подходов сходимость сопоставления фактических и проектных показателей разработки не всегда соответствует необходимым требованиям. Многие авторы в своих исследованиях поднимают вопрос о необходимости повышения качества определения фильтрационных параметров объекта [11-14]. С учетом вышесказанного выполнен анализ лабораторных данных керна продуктивного разреза тульского пласта для ряда месторождений одной из крупных тектонических единиц Пермского края - Бабкинской седловины (БаС). При этом исследовано влияние на проницаемость не только пористости, но и плотности породы (ρ). Исследование и анализ коэффициента проницаемости на основе петрофизических характеристик пород Основная промышленная нефтеносность месторождений Бабкинской седловины связана с визейскими (C1v) терригенными отложениями каменноугольной системы. Визейские отложения представлены переслаивающимися песчаниками и алевролитами. В разрезе терригенной толщи БаС большинства нефтяных месторождений представлено два основных пласта: в бобриковском горизонте (Бб) и в тульском (Тл). В рамках выполненной работы выделено четыре месторождения в пределах тектонического блока. Для визейского терригенного пласта Тл всех четырех нефтяных месторождений Бабкинской седловины осуществлен анализ лабораторных данных керна (492 образца, 81 скважина), из них 155 образцов - алевролит и 337 - песчаник. Учитывая удаленность одного, самого крупного из выборки месторождения (запад БаС) относительно трех других (восток БаС), рассмотрено распределение параметров Kп и Kпр для изучаемых литологических разностей отдельно. Для формаций, представленных алевролитом по месторождению в западной части, выделяются два пиковых значения в диапазонах 0,1-0,12 и 0,18-0,2, для восточной части месторождений выборки характерно близкое к равномерному распределение. В случае с песчаником для месторождения на западе БаС наблюдается равномерность распределения Kп, при этом по трем месторождениям восточной части отмечается наличие двух мод в диапазонах 0,1-0,12 и 0,16-0,18 (табл. 1). Данное наблюдение указывает на неоднородность геологических условий и сложность процесса формирования в пределах литологических разностей. Исходя из результатов, можно предположить различие в формировании пустотного пространства между западной и восточной частью БаС коллекторов одного и того же возраста. Аналогичным образом для рассматриваемых объектов построено распределение Kпр (табл. 2). Исходя из плотности распределения Kпр и Kп для песчаников и алевролитов, соотношение частостей до отметки в 10 % (Kп) и 0,110·103·мкм2 (Kпр) незначительное, что говорит о схожих процессах осадконакопления для всех рассматриваемых пород коллекторов на данном интервале. Учитывая распределение плотности Kпр после значения 0,110·103·мкм2 для алевролита и песчаника, можно говорить о подтверждении дифференциации в процессе формирования коллекторских свойств данных отложений. Формирование величины проницаемости как для литологических разностей, так и в целом зависит от многих факторов [15-19], в нашем случае рассмотрим Kп и ρ породы. При этом рассматриваемые связи будут не линейные, а сложнопостроенные. Статистическая оценка Для двух литологических разностей (алевролита и песчаника) выделен единый интервал по значению коэффициента проницаемости (Kпр) 0,000026-0,500 ммк2, где представлено большее количество совместных данных (Kпр, Kп и ρ). На основе имеющихся данных выполнен статистический анализ значений геолого-физических характеристик тульских пород коллекторов (табл. 3-4) [20-30]. Полученные значения t-критерия говорят о наличии статистически значимых различий между алевролитом и песчаником по всем параметрам для группы месторождений восточной части БаС и Kпр месторождения в западной части. Кроме того, наибольшее различие несет в себе параметр Kпр, далее Kп и ρ. Статистически значимые значения t-критерия Стьюдента параметра ρ для алевролита и песчаника позволяют использовать ρ как дополнительную характеристику при оценке Kпр коллекторов. При оценке проницаемости через петрофизическую зависимость Kпр = f (Kп) часто существуют объективные проблемы, связанные с недостаточной теснотой связи данных параметров. При экспоненциальной зависимости не удается обосновать различные соотношения между Kпр и Kп на разных диапазонах значений Kп. При рассмотрении стандартного комплекса ФЕС (Kп, Kпр) не всегда происходит детальный учет структуры пустотного пространства, которое зависит от минералогического и литологического состава отложений, способа упаковки частиц, диагенетических и катагенетических условий (приводящих к уплотнению и разуплотениению пород). Поэтому для повышения качества прогнозных моделей ФЕС необходимо использовать дополнительные характеристики, учитывающие состав и свойства горной породы [31-35]. Для более детального изучения проницаемой части коллекторов добавим к исследованию ρ горной породы. Необходимость обусловлена наличием ранее описанных различий между параметрами алевролита и песчаника. Особенности в литологическом строении описанных литологических разностей приводят к различным взаимным корреляциям между Kп, ρ и Kпр. Построение многомерных моделей, анализ петрофизических зависимостей Исследование и анализ совместного влияния Kп и ρ позволит уточнить методику прогнозирования Kпр и распределения значений показателя в пространстве Таблица 1 Сопоставление частостей Kп для алевролита и песчаника Интервал Kп, доли ед. Частость (алевролит), доли ед. Частость (песчаник), доли ед. запад БаС восток БаС запад БаС восток БаС 0,00-0,02 0 0 0 0 0,02-0,04 0 0,03 0,01 0,02 0,04-0,06 0,03 0,06 0,05 0,01 0,06-0,08 0 0,06 0,02 0,03 0,08-0,10 0,13 0,1 0,09 0,09 0,10-0,12 0,25 0,16 0,09 0,13 0,12-0,14 0,13 0,2 9 0,09 0,14-0,16 0,06 0,15 0,17 0,23 0,16-0,18 0,09 0,15 0,17 0,28 0,18-0,20 0,16 0,08 0,2 0,11 0,20-0,22 0,09 0,02 0,06 0,01 0,22-0,24 0,06 0 0,05 0 0,24-0,26 0 0 0,01 0 0,26-0,28 0 0 0,01 0 Таблица 2 Сопоставление частостей Kпр для алевролита и песчаника Интервал Kп, доли ед. Частость (алевролит), доли ед. Частость (песчаник), доли ед. запад БаС восток БаС запад БаС восток БаС 0,000-0,010 0,59 0,54 0,25 0,22 0,010-0,110 0,38 0,39 0,31 0,32 0,110-0,210 0,03 0,03 0,25 0,16 0,210-0,310 0 0,02 0,13 0,17 0,310-0,410 0 0,01 0,03 0,06 0,410-0,510 0 0 0,04 0,07 Таблица 3 Сравнение средних значений по t-критерию пород коллекторов пласта Тл месторождения на западе БаС Показатель Средние значения показателей Алевролит, n = 32 Песчаник, n = 176 Ср.знач ± СО min - max Ср.знач ± СО min - max t1-2 p1-2 Kп, доли ед. 0,15 ± 0,05 0,16 ± 0,05 0,737887 0,05-0,22 0,03-0,26 0,461423 Объемная плотность породы ρ, г/см3 2,29 ± 0,12 2,27 ± 0,15 -0,626928 2,15-2,68 2,03-2,6 0,531878 Kпр, мкм2 0,026 ± 0,042 0,116 ± 0,122 3,899526 0,000007-0,193 0,00006-0,495 0,000134 Таблица 4 Сравнение средних значений по t-критерию пород коллекторов пласта Тл на востоке БаС Показатель Средние значения показателей Алевролит, n = 123 Песчаник, n = 161 Ср.знач ± СО min - max Ср.знач ± СО min - max t1-2 p1-2 Kп, доли ед. 0,12 ± 0,04 0,14 ± 0,04 3,559429 0,03-0,21 0,02-0,21 0,000436 Объемная плотность породы ρ, г/см3 2,30 ± 0,13 2,26 ± 0,13 -2,777854 2,02-2,64 1,9-2,91 0,005840 Kпр, мкм2 0,031 ± 0,057 0,114 ± 0,137 8,579863 0,000005-0,312 0,0001-0,494 0,000000 залежи. Кроме того, использование параметра ρ горных пород при прогнозировании Kпр учитывает дополнительные особенности строения пустотного пространства одновозрастных пород. С целью выявления более значимых связей между петрофизическими характеристиками пласта Тл проанализировано 388 (с учетом данных по ρ породы) значений определений образцов керна песчаника (246) и алевролита (142). Значения параметров Kп, ρ и Kпр, определенные по лабораторным исследованиям керна, объединены в единую статистическую выборку. На рис. 1-2 приведены корреляционные поля в целом по всем месторождениям между Kпр и Kп, Kпр и ρ, Kп и ρ. Анализ корреляционных полей между значениями Kпр и Kп для алевролита и песчаника показывает, что между параметрами в обоих случаях присутствуют статистически значимые линейные связи, что в дальнейшем используется в качестве основного подхода в моделировании ФЕС для гидродинамических моделей [34-39]. Поинтервальное соотношение между песчаником и алевролитом подтверждается и на корреляционных полях, то есть отмечается наличие в левой зоне слабых коллекторов (или неколлекторов). Также можно отметить наличие высокопроницаемых коллекторов для песчаников и практически отсутствие их для алевролита. Дифференциация поинтервального распределения параметров Kпр и Kп для алевролита и песчаника говорит о различных условиях их формирования. Соотношение Kпр и Kп показывает, что влияние Kп на формирование проницаемости в разных интервалах сопровождается различием геологических условий. Влияние Kп на Kпр для алевролитов и песчаников характеризуется высокой степенью нелинейности, кроме того, вид этих нелинейностей различается на разных диапазонах изменения параметров. Формирование связи между Kп и ρ для алевролита и песчаника представлено двумя составляющими, характеризующими процесс уплотнения и разуплотнения: одна - корреляционно значимая, вторая - из точек, Рис. 1. Корреляционные поля между параметрами: а - для алевролита; б - для песчаника Рис. 2. Корреляционные поля параметров регрессионного уравнения: а - для песчаника; б - для алевролита выпадающих из общей зависимости. При Kп менее 20-22 % наблюдается уменьшение показателя при увеличении плотности, что, возможно, связано с появлением более плотных минералов в поровом пространстве или с перестроением кристаллических решеток в более плотные с уменьшением объема пор. Таким образом, отмечается тесная прямо пропорциональная зависимость, рост объемной плотности приводит к увеличению Kпр. Для прогноза значений Kпр построены многомерные уравнения регрессии, проведен пошаговый регрессионный анализ [40, 41]. На рис. 2 представлены корреляционные поля параметров регрессионных уравнений. В полученных моделях прогноза Kпр песчаника и алевролита положительные коэффициенты при Kп указывают на прямо пропорциональную зависимость Kпр от Kп, при этом можно выделить разнонаправленное поведение значений проницаемости на разных интервалах, что говорит о дифференцированном влиянии параметра Kп на этих отрезках. При этом для песчаника пороговым значением зависимости является 150 мД, для алевролита - 100 мД. Корреляционная зависимость по ρ как для песчаника, так и для алевролита имеет прямолинейный тренд. Это свидетельствует о том, что формирование значения Kпр в сочетании Kп и ρ носит дифференцированный характер, а показатель ρ способен увеличивать фильтрационную характеристику пород. Различие многомерных моделей прогноза Kпр для песчаника и алевролита связано с особенностями процессов их формирования. Это является важным фактором при формировании Kпр, так как вносит изменения в классическую (на основе ГИС) логарифмическую зависимость Kпр от Kп. В этом случае при распределении Kпр в трехмерном пространстве залежи нефти и газа можно использовать уточненную интерполяцию показателя. Изменение коэффициента корреляции R для песчаника и алевролита характеризуется существенным различием в зависимости от рассматриваемого диапазона изменения Kпр, что свидетельствует об избирательном влиянии параметров друг на друга на всем диапазоне значений. Стоит отметить, что до значения проницаемости 150 мД влияние по параметру ρ для песчаника и алевролита соизмеримо одинаково, а выше 150 мД - по песчанику зависимость сильнее, чем по алевролиту (рис. 3, а). То есть до определенного момента песчаники и алевролиты ведут себя одинаково, далее начинаются иные процессы осадконакопления, и наступает рассогласование в степени влияния на фильтрационные свойства. Зависимость проницаемости при угловом коэффициенте пористости представлена на рис. 3, б. Для пористости влияние для алевролита и песчаника на разных отрезках проницаемости носит дифференцированный характер. При этом максимальная степень рассогласования находится в районе значения проницаемости 150 мД. Влияние на проницаемость пористости и плотности пород различно и формируется различно на разных интервалах проницаемости, учитывая, что проницаемость - функция от плотности и пористости, можно определить, когда они работают совместно, а когда раздельно. Если говорить о перспективах дальнейшего моделирования проницаемости, кроме пористости и плотности, следует учесть и литологическую составляющую коллектора, судя по графикам, песчаник характеризуется большей дисперсией. Очевидно, что для низких значений проницаемости ввиду отсутствия в них запасов нефти построение прогнозной зависимости оценки проницаемости для поставленных задач не так актуально. Скважины, по которым отмечается высокая проницаемость (свыше 500 мД), важны в оценке ФЕС для описания таких процессов, как преждевременное обводнение, прорывы воды или высокие значения дебитов жидкости и нефти в единичных скважинах [42]. Для территории исследования их доля в коллекторах порового типа не превышает 3 % [43]. Заключение Выявление связей между параметрами Kпр, Kп и ρ горной породы имеет особое значение при разработке методики настройки модели в межскважинном пространстве. Из результатов исследования следует также, что учет литологической составляющей позволит дифференцировать распределение параметров, тем самым уточнить ФЕС по пласту. При моделировании коллектора необходимо перейти от линейности к нелинейности и принять во внимание, что решаемая задача распределения проницаемости в залежи несколько сложнее. На различных участках порой проницаемость не контролируется пористостью в принципе, а где-то преобладает только этот параметр. Достоверная оценка, учитывающая зависимости между свойствами коллекторов и диапазон наиболее вероятного изменения значений Kпр, позволит значительно повысить эффективность как геологического, так и гидродинамического моделирования. а б Рис. 3. Зависимость для песчаника и алевролита: а - углового коэффициента при объемной плотности породы и Kпр; б - углового коэффициента при пористости и Kпр

About the authors

Aleksey Yu. Vishnyakov

Author for correspondence.
Email: Aleksej.Vishnyakov@pnn.lukoil.com

References

Statistics

Views

Abstract - 354

PDF (Russian) - 163

PDF (English) - 114

Refbacks

• There are currently no refbacks.