УДК 550.832 Г.Т. Борисенко, Г.Т. Байгазиева

УДК 550.832
Г.Т. Борисенко, Г.Т. Байгазиева
ТЕХНОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ПО
КОМПЛЕКСУ ГИС В ТЕРРИГЕННЫХ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОГО БОРТА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Выделение нефтегазонасыщенных коллекторов в разрезе скважины производится в
основном методами сопротивления. О степени насыщения пор пласта нефтью, газом, водой судят
по результатам сравнения удельного сопротивления породы pп с его значением pвп при
стопроцентной водонасыщенности,. При этом должна быть установлена связь параметра
нефтенасыщения с коэффициентом водонасыщенности. На эмпирическом или палеточном уровне
интерпретации данных ГИС петрофизические и интерпретационные зависимости строятся по
статистическим сопоставлениям типа «керн-керн» и «керн-ГИС» Удельное сопротивление
нефтегазоносной породы зависит от содержания в ее порах нефти или газа и воды (от коэффициента нефтегазонасыщенности ( Кнг), коэффициента водонасыщенности Кв), минерализации
пластовых вод, пористости породы, структуры порового пространства, литологии и т. п. Нефть и
газ, замещая в поровом пространстве воду, повышают удельное сопротивление породы [1].
Удельное сопротивление чистых нефтегазоносных пород пропорционально удельному
сопротивлению пластовой воды, насыщающей породу, поэтому удельное сопротивление нефтегазоносного пласта не отражает степени его нефтегазонасыщения. Породы, обладающие
различной нефтегазонасыщенностью, могут отмечаться одинаковыми сопротивлениями, а обладающие одинаковой нефтегазонасыщенностью разными сопротивлениями.
Для полного или частичного исключения факторов (минерализации пластовых вод,
пористости и структуры порового пространства), влияющих на величину удельного сопротивления нефтегазоносных пород, вместо удельного сопротивления рассматривают отношение
сопротивления нефтегазоносного пласта ρнг (поры которого заполнены нефтью или газом и
остаточной водой) к сопротивлению этого же пласта при стопроцентном заполнении его пор
водой такой же минерализации и температуры рвп:
Рн = ρнг / ρвп
Эту величину называют коэффициентом увеличения сопротивления, показывающим, во
сколько раз увеличивается удельное сопротивление водонасыщенного коллектора при частичном
насыщении объема пор нефтью или газом.
Между коэффициентами Рн и Кв существует обратная степенная зависимость:
Рн = 1/Квn
где Кв равен отношению объема пор, заполненных водой, к общему объему порового
пространства породы; п — показатель степени водонасыщенности, зависящий от литологопетрофизических свойств пород, свойств нефти и воды, он может изменяться в пределах 1,73—
4,33 (в большинстве случаев принимается равным 2).
Коэффициент нефтегазонасыщенности Кнг равен отношению объема пор, заполненных
нефтью и газом, к общему объему порового пространства породы. Если считать, что весь объем
пор равен единице, то сумма коэффициентов нефтегазонасыщенности и водонасыщенности Кнг +
Кв = 1. Следовательно:
Рн = 1/(1- Кнг )n
Таким образом, по Рн можно определить коэффициент нефтегазонасыщенности чистого
коллектора. Коэффициент увеличения сопротивления этого коллектора зависит от степени его
нефтегазонасыщенности и характера распределения в нем воды, нефти и газа, следовательно, от
структуры порового пространства, литолого-петрографических свойств пород и физикохимических свойства пластовой жидкости. Если частицы воды, находящиеся в пласте,
представляют собой связанную систему, коэффициент увеличения сопротивления будет
минимальным, при разобщении частиц воды в порах чистой породы он возрастает [1].
Зависимости коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности строят по
результатам лабораторных исследований образцов пород, искусственно насыщенных водой и
нефтью. Они характеризуют достаточно тесную связь между параметрами Рн и Кнг, Кв для разных
месторождений независимо от типа пород. Это позволяет считать, что в рассмотренных
коллекторах зерна имеют гидрофильную поверхность, вода образует в поровом пространстве
непрерывную сеть проводящих каналов, обеспечивающую их хорошую электропроводность.
Удельное сопротивление нефтегазоносных пород сильно зависит от их глинистости.
Алгоритмы интерпретации имеют вид полиноминальных трендов с эмпирическими
коэффициентами [2]:
Эмпирические
Данные исследования
сопоставления
Эмпирические алгоритмы
керна
«керн-керн»,
интерпретации
«керн-геофизика»
Этапы разработки методики интерпретации данных метода ГИС включают: разработку
интерпретационной модели - обоснование интерпретационного параметра - обращение
интерпретационной модели на алгоритм интерпретации - обоснование петрофизического
параметра и петрофизической модели метода ГИС – методику настройки петрофизической
модели - алгоритм расчета искомого петрофизического параметра. Под решением прямой задачи
понимается расчет показаний прибора в системе скважина-пласт при фиксированных геологотехнических условиях измерений. Под обратной задачей понимается расчет искомой
характеристики (или известным образом связанного с ней интерпретационного параметра) по
показаниям скважинного прибора при более или менее известных условиях измерений [1].
Затруднения в определении коэффициента нефтегазонасыщенности возникают в следующих
случаях: в неоднородных пластах, представленных часто чередующимися пропластками
различного удельного сопротивления, при очень глубоком проникновении фильтрата бурового
раствора в пласт и если оценка удельного сопротивления осложняется; когда нет данных для
достаточно точного определения величины pвп; при отсутствии тесной связи между степенью
насыщения пор нефтью, газом или водой и коэффициентом увеличения сопротивления Рн
песчано-глинистого коллектора. Надежное значение Кнг по данным метода сопротивлений можно
получить при соблюдении следующих условий: величина рп, установленная в результате
интерпретации диаграмм метода сопротивлений, соответствует удельному сопротивлению
неизмененной части продуктивного коллектора; при определении pп в исследуемом пласте учтены
искажающие влияния на показания конечной мощности пласта; диаграммы бокового и
индукционного каротажа должны быть получены эталонированными приборами и иметь
надежную шкалу сопротивлений (проводимости) [1].
С целью определения характера насыщения пластов - коллекторов нами рассчитаны кривые
распределения параметра насыщения (Рн) для водонасыщенных и продуктивных пластов по
результатам опробования. Параметр насыщения несет информацию как о пористости, так и степени
его насыщенности. Вариация величины параметра нефтенасыщения для продуктивных пластов
больше, чем для водонасыщенных (рис. 1 б), так как известно, что коэффициент остаточной
нефтенасыщенности изменяется в более узких пределах по сравнению с коэффициентом начальной
насыщенности [3].
По опробованным интервалам построены графики интегральной функции распределения
коэффициента нефтенасыщения. Критическими для подсолевых отложений являются Рн ≥4, Кн,
гр≥44%. Для определения коэффициента нефтенасыщения для терригенных отложений
восточного борта Прикаспийской впадины нами опробован графический способ комплексной
интерпретации диаграмм бокового и акустического методов, предложенный Тиксье [4,5].
Получены палетки, которые представляют собой серию кривых, выражающих зависимость
удельного электрического сопротивления пород рп от коэффициента пористости (кп) при
различных коэффициентах водонасыщения. Шифром палеток является удельное электрическое
сопротивление пластовой воды (рис. 1а). В качестве примера определения коэффициента
нефтенасыщения по полученным палеткам на рис. 1а приведены результаты определений Кн по
опробованным интервалам скважин Г-92, Г-108, Г-107 месторождения Кенкияк, нанесены точки с
координатами рп и кп.
а
5
10
15
20 Кп,%
5
10
15
20
Кп,%
Рис. 1. Палетки для определения характера насыщения пластов- коллекторов (а). Кривые
распределения Рн и график определения граничных значений Рн и Кн (в)
Для месторождения Кенкияк рассчитаны зависимости Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв) по результатам
лабораторных исследований (рис. 2).Используя полученные связи, рассчитан график зависимости
(рис. 2):
Рп* Рн =f (Кп* Кв), Р0= f(Кп* Кв)
в
Рис. 2. Зависимости Рп=f(Кп), Рн=f(Кв), Ро=f(W) для терригенных пород восточного борта
Прикаспийской впадины.
Использование параметра Р0 позволяет не определять удельное электрическое
сопротивление пласта при его 100%-ой водонасыщенности (рвп). В этом случае в качестве
параметра несущего информацию о характере насыщения выступает коэффициент
нефтенасыщения, а не параметр (рисунок 2) [2]. Схемы обработки диаграмм геофизических
исследований скважин с целью определения коэффициента нефтенасыщения приведены на рис.
3,4.
Рис. 3.Схема обработки диаграмм ГИС при определении Кн по Рн
Рис. 4. Схема определения коэффициента нефтенасыщения по Ро
ЛИТЕРАТУРА
1. Вендельштейн Б.Ю. Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых
коллкторов.-М.Недра,1978.-318с.
2. Кожевников Д.А. Коваленко К.В. Модулирование гранулярных коллекторов на основе
петрофизической инвариантности.//НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС.2007.Вып.161.С.66-84
3. Геология и нефтегазоносность подсолевых отложений Прикаспийской впадины // Cб. научн. тр./
Всесоюзный научно-исследовательский геологоразвед. нефт. ин-т.-1977.-Вып.№184.-М.:Недра,145c.
4. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения
горных пород. - М.:Недра,1975-343с.
5. Poupon A., Houle W.R., Schmidt A.W. Log analusis in formation with compleх lithologies. «Perolium
Technologu»,V.23,n.8,1971
Резюме
Мақалада Ұңғымаларды геофизикалық әдістермен зерттеу диаграммаларын интерпретациялау
алгоритмі, өңдеу кезеңдері, кедергі әдісінің мәліметтері бойынша Кнг мәнін алу шарты келтірілген.
Коллектор қабаттардың қанығу сипатын анықтау мақсатымен сыннан өткен нәтижелері бойынша суға
қаныққан және өнімді қабаттар үшін қанығу параметрінің (Рн) таралу қисығы есептелінген. Тұз асты
шөгінділері үшін қанығу шегі Рн≥4, Кн.гр≥44% болып саналады. Суға қанығу коэффициентінің әр түрлі
кеуектілік коэффициентінен (Кп), жыныстың меншікті электрлік кедергісінен ρп тәуелділігін көрсететін
қисықтардың түрлері көрсетілген палеткалар алынған. Кеңқияқ кенорыны үшін зертханалық зерттеулер
нәтижелері бойынша Рп=(Кп) және Рн=(Кв) тәуелділігі есептелінген, алынған байланысты қолдана отырып
Ро=(Кп*Кв) тәуелділік графигі есептелген.
Summary
In this paper were shown algorithms of well logs interpretation, also were shown steps of data interpretation
methods of development due to well logging methods, analyzed difficulties in determining of hydrocarbon
saturation coefficient, and conditions of obtaining reliable values of the KH (hydrocarbon saturation) using resistivity
methods. In order to determine the nature of the reservoirs saturation were calculated and constructed curves of
saturation parameter (Рн) distortion for water saturated and for productive by results of formation testing. Critical
values for under salt formations are Рн ≥ 4, Кн,гр≥44%. Also obtained charts that are consist of graphs complex that
show plot of formation resistivity pп due to porosity coefficient (Кп) in different causes of water saturation. For
Kenkiak oil field were calculated plots of Рп=∫ ( Кп) и Рн= ∫ (Кв)using results of lab tested. Also using obtained
relationships were calculated Р0= ∫(Кп* Кв)(oil saturation parameter by porosity and oil saturation coefficients) plot.
КазНТУ им. К.И. Сатпаева
Поступила 08.05.12 г.