Полный текст

Введение На Софьинском месторождении в пределах визейского терригенного нефтегазоносного комплекса выделено четыре продуктивных пласта: Тл2-а, Тл2-б, Бб1 и Бб2. С отбором керна на месторождении пробурена 21 скважина. Суммарная проходка с отбором керна составила 2914,1 м при выносе 1943,5 м, или 66,7 %. В девяти скважинах проходка с отбором керна составила 891,7 м при выносе 880 м, или 98,7 %. По результатам ранее проведенного литолого-фациального анализа для терригенных отложений визейского яруса [1-19] на Софьинском месторождении выделены следующие фациальные комплексы: Протока дельты (ПД). Заливно-лагунное побережье (ЗЛП). Бары и другие прибрежно-аккумулятивные образования (Б). Материалы и методы В табл. 1 приведены статистические характеристики параметров пористости и проницаемости для каждой выделенной фации. Терригенные породы фации протоки дельты (ПД) преимущественно представлены образцами с пористостью от 17,5 до 22,5 % (91 % выборки). Коэффициент проницаемости данной фации в большинстве образцов составляет от 100 до 500 мД (54 % выборки). Фация заливно-лагунного побережья (ЗЛП) представлена преимущественно породами с пористостью 10-15 % (63 % выборки) и более 15 % (34 %). Коэффициент проницаемости для пород-коллекторов данной фации в основном составляет от 100 до 500 мД (доля в выборке 43 %), в 23 % образцов проницаемость составляет более 500 мД, слабопроницаемые породы составляют 36 % выборки (10-100 мД) и в 21 % образцов проницаемость менее 10 мД. К фации прибрежно-аккумулятивного комплекса, бары (Б) относятся преимущественно породы с пористостью более 15 % (70 % выборки), 15 % образцов с пористостью 10-15 %. Проницаемость в основном составляет от 10 до 100 мД (58 % выборки), 12 % приходится на образцы с проницаемостью от 100-500 мД (табл. 1). Результаты расчетов и анализа Для определения статистической значимости средних величин в выборках использовался t-критерий Стьюдента, рассчитанный по формуле (1): (1) где М1 - средняя арифметическая первой выборки, М2 - средняя арифметическая второй выборки, m1 - средняя ошибка первой средней арифметической, m2 - средняя ошибка второй средней арифметической. Расчеты показали, что имеются статистические значимые различия между сравниваемыми средними значениями коэффициентов пористости и проницаемости фаций протоки дельты и баров, но при этом отсутствуют статистически значимые различия параметров между фациями баров и заливно-лагунного побережья, т.е. отложения в пределах данных фаций близки по фильтрационно-емкостным свойствам. По имеющимся керновым данным пористости (Кп) и проницаемости (Кпр) построено корреляционное поле (рис. 1), коэффициент корреляции (r) составляет 0,66. На диаграмме также видно, что определяется последовательность смены фации, но при этом существует зона неопределенности, где значения точек, характеризующие различные фациальные обстановки, попадают в единую область. В связи с достаточно высоким разбросом значений при установлении зависимости между коэффициентами пористости и проницаемости и вследствие имеющихся погрешностей в расчете проницаемости, в зарубежной практике при прогнозе проницаемости предложен метод гидравлических единиц потока [5-14], который увязывает между собой петрофизические и геологические параметры. Метод основан на выделении групп коллекторов (Huydraulic Flow Units) на графике накопленной частоты параметра расчета индикатора гидравлической единицы (FZI - Flow Zone Indicator) путем выделения прямолинейных участков, которые соответствуют группам гидравлических единиц (HU) с близкими по значению FZI [5, 20-22]. Выделение гидравлической единицы потока базируется на расчете параметра FZI, мм, по пористости и проницаемости (2): (2) Использование HU подразумевает, что существует ограниченное количество типов пород-коллекторов, которые характеризуются индивидуальным средним значением FZI, а разброс значений FZI вызван случайными экспериментальными погрешностями [4, 5, 22]. Основываясь на том, что параметр FZI увязывает между собой геологические параметры, условия осадконакопления и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов [17, 23-32], изучена зависимость в породе глинистой фракции с размерами зерен диаметром менее 0,01 мм и способность породы быть коллектором, а также параметры FZI. Известно, что чем выше в породе содержание глинистой фракции, тем выше удельная поверхность, больше количество остаточной связанной воды, а значит, и значения параметра FZI должны быть ниже. И, наоборот, менее глинистые, хорошо отсортированные пески характеризуются меньшей удельной поверхностью и более высоким параметром FZI. По результатам проведенного анализа установлено, что с увеличением в породе глинистой фракции возрастает содержание связанной воды, что проявляется в прямой линейной связи между параметром относительной глинистости (ɳ) и коэффициентом остаточной водонасыщенности Кво (рис. 2, а) с коэффициентом детерминации (R2) 0,89. Соответственно, существует Рис. 1. Корреляционное поле Кп и Кпр для терригенных отложений фаций протоки дельты (ПД), заливно-лагунного побережья (ЗЛП), баров (Б) Таблица 1 Основные статистические характеристики фаций Пара-метр Протока дельты tрасч > tтеор p Бары tрасч > tтеор p Заливно-лагунное побережье Кп, % 19,3±3.8 3,4-25,5 4,21 > 1,97 0,05 16,1±4.8 4,2-22,7 0,44 < 1,97 0,05 15,7 ± 3,1 6,5-21,5 Кпр, % 433,2±339,5 0,23-1590,7 6,15 > 1,97 0,05 160,4±217,1 0,1-940,4 1,74 < 1,97 0,05 100,2±97,9 0,12-541,4 Примечание: в числителе - среднее значение и стандартное отклонение, в знаменателе минимальное и максимальное значение параметров Кп, Кпр; tрасч - значение расчетного t-критерия Стьюдента; tтеор - теоретическое значение t-критерия Стьюдента; р - уровень статистической значимости. Рис. 2. Графики зависимостей: а - коэффициента остаточной водонасыщенности (Кво) и относительной глинистости пород (ɳ); б - параметра FZI и коэффициента остаточной водонасыщенности Рис. 3. График накопленной частоты FZI для фации протоки дельты Рис. 4. Зависимость Кпр от Кп для фации заливно-лагунного побережья Таблица 2 Характеристики гидравлических единиц потока Фация HU FZI FZI сред, мкм tрасч > tтеор* p Протоки дельты (ПД) 1 1,37 7,22 > 2,22 0,05 2 2,70 17,29 > 1,99 0,05 3 4,76 15,81 > 1,98 0,05 4 6,42 9,77 > 2,03 0,05 5 7,41 6,08 > 2,11 0,05 6 8,80 Заливно-лагунное побережье (ЗЛП) 1 0,56 6,75 > 2,10 0,05 2 1,27 6,31 > 2,07 0,05 3 2,08 10,33 > 2,03 0,05 4 3,27 9,49 > 2,00 0,05 5 4,1 6,16 > 2,01 0,05 6 5,60 Бары (Б) 1 0,21 7,05 > 2,11 0,05 2 1,54 8,06 > 2,08 0,05 3 3,35 7,03 > 2,11 0,05 4 4,48 6,05 > 2,13 0,05 5 6,04 Таблица 3 Таблица прогнозных уравнений Кпр = f (Кп), с учетом выделенных HU и без учета таковых Фация HU Уравнение с учетом FZI R (коэффициент корреляции) N (количество образцов) Протоки дельты (ПД) 1 - - - 2 y = 3,1947e0,1669x 0,86 10 3 y = 1,3574e0,2649x 0,74 74 4 y = 11,859e0,1878x 0,96 25 5 y = 17,452e0,1829x 0,95 14 6 y = 10,535e0,2217x 0,94 8 y = 1,7657e0,261x (обобщенная зависимость для фации протоки дельты) 0,61 133 Заливно-лагунное побережье (ЗЛП) 1 y = 0,0179e0,2933x 0,81 11 2 y = 0,1788e0,2427x 0,77 9 3 y = 0,1941e0,3034x 0,80 15 4 y = 1,7189e0,2204x 0,89 22 5 y = 3,5957e0,2072x 0,89 33 6 y = 17,15e0,1486x 0,77 16 y = 0,0396e0,4387x (обобщенная зависимость для фации заливно-лагунных побережий) 0,64 106 Бары (Б) 1 y = 0,0029x0,6871 0,58 4 2 y = 0,0657e0,3245x 0,64 15 3 y = 1,8866e0,2182x 0,94 7 4 y = 3,5274e0,2149x 0,94 11 5 y = 18,33e0,1612x 0,69 6 y = 0,0015e0,5908x (обобщенная зависимость для фации баров) 0,67 43 обратная нелинейная связь между параметром FZI и коэффициентом остаточной водонасыщенности с коэффициентом детерминации 0,66 (рис. 2, б) [33]. Таким образом, параметр FZI позволяет сгруппировать породы с близкими характеристиками порового пространства, различие которых определяется условиями осадконакопления. Для выделения групп HU строился график накопленных частот значений FZI [12, 15, 17, 34-40] и на графике определялись прямолинейные участки, которые и соответствовали группам коллекторов HU (рис. 3). Далее для каждой группы HU определялись средние параметры фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) (табл. 2). Из данных табл. 2 видно, что параметр FZI зависит от фациальных обстановок, в фации протоки дельты он достигает своего максимума. При помощи t-критерия Стьюдента проведено сравнение полученных выборок в пределах фаций, что показало наличие статистически значимых различий между выделенными группами HU. Для каждой группы HU, выделенных с учетом FZI, построены уравнения прогноза Кпр = f (Кп), представленные в табл. 3. Наиболее тесная связь получена между коэффициентами пористости и проницаемости при разделении группы HU в пределах фаций, коэффициенты корреляции изменяются в диапазоне от 0,58 до 0,96 [29, 40]. Отношение коэффициентов пористости и проницаемости в данном случае, рассматривается как совокупность зависимостей для каждой группы HU со своими петрофизическими свойствами (рис. 4), что говорит о возможности определения более точного коэффициента проницаемости с использованием зависимостей, полученных с помощью FZI [12, 26, 27]. Заключение По результатам проведенной работы установлено, что существует связь между параметром FZI и петрофизическими свойствами породами, которые в свою очередь определяются условиями осадконакопления. Использование параметра FZI и разделение пород на гидравлические единицы позволяет детально учитывать геологическую неоднородность пласта. Единая зависимость по керновым данным «пористость - проницаемость» может привести к значительной погрешности при определении проницаемости по данным ГИС, используемой в дальнейшем в гидродинамической модели месторождения. Анализ корреляционных зависимостей «пористость - проницаемость» с учетом выделения HU в пределах фаций показал достаточно тесную связь между коэффициентами пористости и проницаемости. Таким образом, для повышения достоверности в определении фильтрационно-емкостных свойств пород рекомендуется использование зависимостей Кпр = f(Кп), построенных с учетом групп HU.

Об авторах

Е. И Ефремова

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

И. С Путилов

ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 135

PDF (Russian) - 242

PDF (English) - 1

Ссылки

• Ссылки не определены.