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

Author for correspondence.
Email: alexandrraznitsyn@gmail.com

Ivan S. Putilov

Email: Ivan.Putilov@pnn.lukoil.com

References

Statistics

Views

Abstract - 371

PDF (Russian) - 213

PDF (English) - 120

Refbacks

• There are currently no refbacks.