Вендельштейн Б.Ю., Костерина В.А.

h _гл =К_гл/(К_п +К_гл) (1)

Напомним, что объемная глинистость связана с массовой соотношением

К_гл =С_гл(1 - К_п ), (2)

К_п = К_п,ск - К_гл . (3)

Графики К_п=f(С_гл) (рис. 1) для фиксированных значений К_п,ск рассчитаны по формуле:

К_п =( К_п,ск- С_гл )/( 1-С_гл), (4)

d _{тв, ск} =d _{тв, гл}.

Рис.1. Сопоставление коэффициента пористости К_п и весовой глинистости С_гл для терригенных пород. Шифры расчетных кривых: К_п,ск- коэффициент пористости скелета; h _гл- относительная глинистость. 1,2 - коллекторы; 3-неколлектор.

Формально график К_п=f(С_гл) достигает оси абсцисс, однако, он ограничивается справа точкой с координатами

С^*_гл=К_п,ск(1-К_п,гл)/(1- К_п,ск)´ К_п,гл ,(5)

где К_п,гл -минимальный коэффициент пористости глинистого цемента, который уплотнен влиянием горного давления для данной глубины залегания породы, и координатой К^*_п , соответствующей С^*_гл по формуле (5). Значения С^*_гл и К^*_п соответствуют породе, пространство между скелетными зернами которой целиком заполнено глинистым материалом, причем зерна касаются друг друга (см. рис.2, образец 4).

Рис.2 Модели терригенной породы с глинистым цементом, 1-чистый кварцевый песчаник; 2-кварцевый песчаник с глинистым цементом; 3-полимиктовый песчаник с глинистым цементом; 4,5- глинистый песчаник (неколлектор); 6-глина

Отрезок кривой К_п=f(С_гл) между точками К_п = К_п,ск, С_гл=0 и К^*_п, С^*_гл характеризует закономерное снижение К_п с ростом С_гл до минимального значения К^*_п. Точка К_п = К_п,ск, С_гл=0 соответствует чистому коллектору, не содержащему глинистого цемента (образец 1 на рис.2). Отрезок кривой между точками К_п = К_п,ск, С_гл=0 и К_п = К_п,гр, С_гл= С_гл,гр соответствует породам –коллекторам, содержащим эффективные поры (образец 2 на рис.2). Точка с координатами К_п = К_п,гр, и С_гл= С_гл,гр соответствует породе, которая не содержит эффективных пор или последние в ней разобщены глинистым цементом (образец 3 на рис.2). Это граница коллектор –неколлектор.

Совокупность расчетных графиков К_п=f(С_гл) для различных К_п,ск=соnst охватывает область коллекторов, расположенную между осью ординат и границей коллектор –неколлектор, являющейся геометрическим местом точек К_п,гр, С_гл,гр и характеризуемой постоянным значением h _гл,гр; и область неколлекторов, представленных песчаниками и алевролитами с базальным глинистым цементом. Семейство графиков К_п=f(С_гл) для различных К_п,ск=соnst дополняется семейством К_п=f(С_гл) для различных h _гл=соnst , секущих графики рассмотренного выше семейства (рис.1,3).

- разделение пород на коллекторы и неколлекторы по граничному значению h _гл,гр, способы обоснования которого рассмотрены ниже; заметим, что такое деление корректнее широко используемого в практике подсчета запасов разделения пород на коллекторы и неколлекторы по граничному значению К_п,гр (коллекторам соответствуют значения К_п >К_п,гр );

разделение пластов на классы по проницаемости на основе существования тесной корреляционной связи между К_пр и h _гл; на рис. 3 показан пример такого разделения для продуктивных коллекторов девона Волго-Урала;

Рис.3. Сопоставление К_п и С_гл для кварцевых песчаников и алевролитов с рассеянной глинистостью. 1-хороший коллектор; 2- средний и плохой коллектор; 3-неколлектор; 4,5-расчетные графики К_п=f(С_гл) с фиксированными значениями К_п,ск=const и =h _гл const.

дифференциация коллекторов, точки для которых расположены в секторах между соседними графиками с h _гл=соnst, в соответствии с положением их по отношению к графикам с различным К_п,ск=соnst по степени отсортированности и типу цемента. Как правило, смещение точек внутри данного сектора в область более низких значений К_п,ск соответствует ухудшению степени отсортированности зерен скелетной фракции (уменьшение медианного диаметра зерен) или появлению в породе, наряду с глинистым, карбонатного или силикатного цемента , а, следовательно, снижению проницаемости. Точки, расположенные в области малых значений h _гл (до нулевых) и низких значений К_п,ск и К_п, обычно соответствуют неколлекторам – песчаникам и алевролитам с высоким содержанием карбонатного или силикатного цемента (рис.4).

Рис.4. Выделение литотипов в терригенном разрезе с помощью кроссплота К_п-С_гл.

Области коллекторов и неколлекторов с рассеянным глинистым цементом разделены не четкой границей, а зоной неоднозначности с шириной примерно ± 0.05h _гл , потому в качестве граничного h _гл можно принимать h _гл,гр ± 0.05. Величина h _гл,гр зависит от геологического возраста и глубины залегания пород. Так, для для кайнозойских отложений при средней глубине залегания пород h _гл,гр составляет 0.3-0.35, для большей части коллекторов мезозойского и верхнепалеозойского возраста характерны значения h _гл,гр =0.4-0.5. Для наиболее древних отложений и при большей глубине h _гл,гр достигает 0.6-0.7.

Использование кроссплотов типа изображенных на рис. 1,3,4 позволяет также выделить в разрезе объекты представленные слоистыми глинистыми коллекторами. Им соответствуют точки на кроссплоте, которые оказались в области h _гл>h _гл,гр для данного разреза, но пласты, соответствующие которым, имеют ² прямые² признаки коллекторов (глинистая корка, радиальный градиент сопротивления и т.д.) (рис.5).

Рис.5. Выделение коллекторов со слоистой и рассеянной глинистостью в терригенном разрезе по кроссплоту К_п-С_гл; а-м-ние Джанкойское, майкоп (слоистый коллектор); б-м-ние Газли, мезозой (коллектор с рассеянной глинисостью).

В области средних и высоких значений С_гл коллекторы с рассеянной глинистостью отсутствуют, возможно лишь присутствие слоистых глинистых коллекторов. Породы, характерные для этой области, представлены образцом 5 на рис.2 – песчаные и алевритовые зерна ² плавают² в глинистом материале, не касаясь друг друга. Коэффициент пористости такой породы выражается формулой:

К_п = К_п,ск´ К_п,гл= К_п,ск ´ (1-h _гл), (6)

Величина К_п,гл при прочих равных условиях – минеральный состав глин, состав обменных катионов, минерализация пластовых вод, термобарические условия – существенно изменяется с ростом С_гл . Так, в области значений С_гл, соответствующей хорошим и средним коллекторам, величина К_п,гл составляет 30% и более, поскольку весь цемент, или, по крайней мере, большая часть его не испытывает геостатической нагрузки. С приближением к границе коллектор-неколлектор величина К_п,гл постепенно уменьшается; наиболее интенсивное снижение К_п,гл до минимального происходит в диапазоне между значениями С_гл, соответствующими С_гл,гр и С_гл^* (см. образцы 4 и 5 на рис.2), когда геостатическая нагрузка на глинистый цемент резко возрастает. При дальнейшем росте С_гл величина К_п,гл изменяется мало, почти не отличаясь от коэффициента пористости глин в разрезе, величина которой определяется глубиной залегания и возрастом глин. При постоянном значении К_п,гл коэффициент пористости глинистой породы медленно растет с увеличением С_гл в области С_гл>С_гл^* по мере того, как уменьшается содержание в породе песчаных и алевритовых частиц в соответствии с выражением (6).

Анализ кроссплотов типа рис. 1,3,5 для отдельных крупных участков разреза в широком диапазоне глубин от наиболее молодых до наиболее древних отложений позволяет отметить следующие закономерности (рис.6).

- снижаются значения верхнего предела коэффициента пористости коллекторов К_п^макс., К_п,гр и коэффициента пористости глин К_п,гл, вмещающих коллекторы;

- значение К_п,гр , достигающее для отдельных коллекторов кайнозоя и верхнего мезозоя 25%, постепенно снижается, составляя 10-20%, в отложениях среднего и нижнего мезозоя и верхнего палеозоя и приближается к значению 4-5% в отложениях нижнего кембрия, венда и рифея;

- величина К_п,гл от значений 40-45% для верхнетретичных отложений закономерно понижается до 2-3% для глинистых пород (глинистые сланцы, аргиллиты) наиболее древних отложений. Снижение К_п,гл с глубиной и возрастом происходит интенсивнее, чем значений К_п,колл. для коллекторов, поэтому для большинства регионов четко выделяются интервалы разреза, где К_п,гл >К_п,колл. и К_п,гл <К_п,колл. и разделяющая их зона инверсии (рис.6);

Для разделения выделенных межзерновых коллекторов по характеру насыщения обычно используют величину критического (граничного) коэффициента водонасыщения К_в,кр, параметра насыщения Р_н,кр или удельного сопротивления r _п,кр. К промышленно продуктивным относят коллекторы с К_в<К_в,кр, Р_н>Р_н,кр, r _п>r _п,кр. Критические значения параметров для данного геологического объекта устанавливают статистическим способом или на основе петрофизических связей. Рассмотрим петрофизическое обоснование критериев для выделения продуктивных коллекторов.

Рис.7. Обоснование граничных значений для разделения коллекторов по характеру насыщения; а-графики К_пр,н=¦ (К_в) ; К_пр,в=¦ (К_в); б-график Р_н =¦ (К_в); 1-нефть, 2-нефть+вода, 3-вода.

По кривым К_пр,н=¦ (К_в) и К_пр,в=¦ (К_в) можно выделить 3 зоны:

- однофазного течения нефти (I) при К_во<К_в<К_в* (К_пр,в=0);

- двухфазного течения нефть-вода (II) при К_в*<К_в<К_в** (К_пр,н>0 и К_пр,в>0);

- однофазного течения воды при (III) К_в**<К_в<1 (К_пр,в=0).

Используя граничные (между зонами) значения К_в по зависимости Р_н=¦ (К_в), найдем соответствующие значения Р_н. Так, зонам однофазного течения нефти, двухфазного течения и однофазного течения воды соответствуют интервалы значений Р_н:

I Р_н,пред>Р_н>Р_н*

II Р_н*>Р_н>Р_н** (7)

III Р_н**>Р_н>1

Соответствующие приведенным выше значениям Р_н величины r _п рассчитываются по формуле r _п= Р_{нr вп} с подстановкой в нее необходимого значения Р_н. В результате получим следующие интервалы значений r _п для зон I, II, III:

I r _п,пред >r _п >r _п*

II r _п*>r _п >r _п** (8)

III r _п**>r _п >r _вп

В качестве критических (граничных) значений логично использовать К_в,кр=К_в*, Р_н,кр=Р_н*, r _п,кр=r _п*; к продуктивным коллекторам, дающим при испытании безводный приток нефти или газа относятся породы при К_в<К_в*, Р_н>Р_н*, r _п>r _п*. Нередко используют более ² мягкий² критерий К_кр¢ =К_в*+D К_в и соответствующие ему значения Р_н,кр¢ <Р_н*, r _п,кр¢ <r _п*. Величину D К_в£ 2¸ 5% выбирают такой, чтобы при использовании этого более ² мягкого² критерия коллектор при испытании давал бы промышленный приток нефти или газа с ограниченным количеством воды в продукции.

Геологический объект представлен несколькими классами коллекторов. В большинстве объектов обычно присутствуют 3 класса коллекторов, отличающиеся по фильтрационно-емкостным параметрам, которые условно можно назвать хорошими, средними и плохими. Для каждого из этих классов существует своя совокупность петрофизических связей Р_н=¦ (К_в), Р_п=¦ (К_п), К_пр,н=¦ (К_в) и К_пр,в=¦ (К_в), К_во=¦ (К_п).

Так, связи Р_н=¦ (К_в), построенные для различных классов коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири, образуют семейство с шифром в виде относительной амплитуды a _сп потенциалов собственной поляризации (рис.8). С переходом от наименее глинистых коллекторов, характеризуемых a _сп=1 и наиболее высокими фильтрационно-емкостными параметрами, к более глинистым с худшими коллекторскими свойствами закономерно снижается шифр a _сп, график располагается ниже и с меньшим наклоном, величина К_во, ограничивающая график Р_н=¦ (К_в) слева, растет, уменьшая диапазон изменения К_в.

Рис.8. Зависимость Р_н=¦ (К_в) для терригенных коллекторов с различной глинистостью. Шифр кривых a _сп=const. 1-нефть, 2-нефть+вода, 3- вода.

На кривых относительной фазовой проницаемости с ухудшением коллектора, наряду со смещением вправо значения К_во, смещается также вправо и К_в*, в то время как положение точки К_в** на оси абсцисс меняется мало, вследствие чего с переходом от лучших коллекторов к худшим сужается интервал значений К_в=К_в*¸ К_в**, соответствующий двухфазному потоку жидкости; одновременно сужается и диапазон К_во-К_в*, соответствующий однофазному потоку нефть (газ). Таким образом, критическое значение К_в,кр также как и значения Р_н,кр и r _п,кр являются различными для коллекторов разного класса. На рис.8 изображены области однофазного потока нефть (газ), которая ограничена графиками Р_н,пред=¦ (К_в) и Р_н,кр=¦ (К_в), двухфазного потока, расположенная между графиками Р_н,кр=¦ (К_в) и Р_н**=¦ (К_в) и ограниченная сверху зависимостью Р_н=¦ (К_в) для коллекторов с a _сп=1, и область однофазного потока ² вода² , расположенная между зависимостями Р_н=¦ (К_в) для лучших и худших коллекторов и графиком Р_н**=¦ (К_в).

Приведенную на рис.8 палетку можно использовать для прогноза характера насыщения коллектора; для этого на палетке проводят горизонтальную линию, отсекающую на оси ординат значение Р_н для интерпретируемого пласта, и проводят ее до пересечения с зависимостью Р_н=¦ (К_в) для данного класса коллектора, определяемого значением a _сп. Область, в которой находится точка пересечения, определяет характер насыщения коллектора.

Рис.9 Палетка для прогноза характера насыщения коллектора; I-нефть, II-нефть+вода, III-вода. 1- r _п ^пред=¦ (К_п); 2-r _вп=¦ (К_п); 3-граница коллектор-неколлектор (² технологическая² ); 4-графики Р_п=¦ (К_п) для различных ` Кв =const; 4а-пласт с безводной нефтью; 5-пласт в зоне недонасыщения; 6-пласт водоносный; 7-неколлектор с карбонатно-силикатным цементом; 8-неколлектор с глинистым цементом; 9-глина; 10-гидрофобный коллектор.

Для ее построения используют все перечисленные выше связи, полученные для пород изучаемого объекта, на представительной коллекции образцов коллекторов и неколлекторов, из разреза базовой скважины со сплошным отбором керна. Палетка представлена семейством графиков r _п=¦ (К_п) для полностью водонасыщенных пород r _вп=¦ (К_п), коллекторов и неколлекторов (нижний график семейства), для предельно нефтегазонасыщенных коллекторов (верхний график) и для частично нефтегазонасыщенных пород (промежуточные графики).

Шифром кривых r _п=¦ (К_п) для коллекторов является коэффициент относительного водонасыщения К_в:

К_в=(К_в-К_во)/(1-К_во) (9)

На рис.10 показаны области однофазного течения нефть (I) и вода (III), а также двухфазного течения нефть-вода (II) ; последняя ограниченасверху и снизу кривыми r _п=¦ (К_п) с ` К<sub>в</sub> 0.3 и 0.7 соответственно. Величину ` К_в=0.3 для большей части объектов, как показано в работах [3,7], можно рассматривать как критическое значение К_в,кр, варьирующее для различных _объектов в пределах не превышающих ± 0.05.

Рис.10.Петрофизическое обоснование для разделения терригенных коллекторов по характеру насыщения. М-ние Даулетобад-Донмез; а- зависимость К_во=¦ (К_п) , б -семейство графиков r _п=¦ (К_п) для различных ` К_в =const.

Преимущество использования К_в,кр состоит в том, что эта величина незначительно меняется для разных геологических объектов, тогда как К_в,кр в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллектора меняется в широких пределах - от 0.1 до 0.5. Область между кривыми r _п=¦ (К_п) для ` К<sub>в</sub>=0 и ` К_в=0.3 соответствует предельно насыщенным и частично недонасыщенным нефтегазоносным коллекторам, но дающим при испытании чистый продукт. К ней относятся продуктивные коллекторы, включаемые в подсчет запасов. Из рис.9,10 следует, что величина r _п,кр в соответствии с графиком r _п=¦ (К_п) для ` К_в=0.3 непостоянна и зависит от класса коллектора, определяемого интервалом коэффициента пористости.

Ниже графика r _п,кр=¦ (К_п) расположены области двухфазного течения и однофазного течения воды, которым соответствуют коллекторы с непромышленным содержанием углеводородов, не учитываемые при подсчете запасов. Эти коллекторы образуют так называемые переходные зоны, занимающие значительную часть объема нефтяных, в меньшей степени газовых месторождений в Западной Сибири и других регионах.

На рис.10 помещено семейство графиков r п=¦ (Кп) с различными ` К_в=const для крупного газоконденсатного месторождения, составленное на основе петрофизических исследований, выполненных на образцах пород из разреза базовой скважины, пробуренной на РНО. На этом же рисунке помещена экспериментальная зависимость К_во=¦ (К_п), использованная при построении графика r _п,пред=¦ (К_п), а также для уточнения границы коллектор-неколлектор.

На рис.10 указана ² технологическая² граница коллектор-неколлектор, соответствующая пористости 9%, тогда как ² физическая² граница коллектор-неколлектор соответствует примерно значению К_п=5%.

К_пр,гр=(m Q_мин /2p D p h_эф)´ lnr_к/r_с= (m / 2p ) ´ h _прод ´ lnr_к/r_с (10)

К_пр,гр=((m /p )´ Q_мин/((р_пл²-р_с²)´ h_эф))´ lnr_к/r_с (11),

где Q_мин - принятое значение минимального рентабельного дебита; h _прод - соответствующее ему значение удельного коэффициента продуктивности; h_эф - средняя эффективная толщина коллектора; m - вязкость флюида в пластовых условиях; р_пл, р_с - соответственно давление пластовое и гидростатическое в скважине; r_к, r_с - радиусы контура питания (воронки депрессии) и скважины.

На основе петрофизических связей К_пр с К_п и геофизическими параметрами - a _сп, D Т и т.д., находят соответствующие граничные значения коэффициента пористости и геофизических параметров.

Физическая граница коллектор-неколлектор определяется значением К_во=1 (см. рис.9,10,11). Породы с К_во=1 не содержат подвижных углеводородов и поэтому не могут быть коллекторами нефти и газа. Породы с К_во<1 потенциально могут содержать нефть и газ, но отдают их при значениях К_во£ К_во,гр, где К_во,гр в зависимости от свойств флюида и термобарических условий составляет 0.5¸ 0.8. Для большинства коллекторов это значение 0.6¸ 0.7. В частности, для примера на рис.11 К_во,гр=0.6 и соответствующее ему К_п,гр=9%.

Нефтегазосодержащие породы, заключенные в треугольнике между графиками r _п=¦ (К_п) для К_в=0 и К_в=1 и ² технологической² границей коллектор-неколлектор являются возможным объектом исследователей-разработчиков будущего в качестве потенциальных источников ² трудноизвлекаемого² углеводородного сырья.

На рис.11 дается сравнение примеров определения линии, разделяющей породы на продуктивные и непромышленно продуктивные по значению r _п,кр, определенному статистическим путем - график r _п=¦ (a _сп) - на основании анализа результатов испытания многих пластов и описанным выше петрофизическим - график r _п=¦ (К_п) - для продуктивных горизонтов одного из Западно-Сибирских месторождений.

Рис.11.Разделение коллекторов по характеру насыщения путем сопоставления r _п и К_п; шифр графиков r _п=¦ (К_п) К_в =const .

1. Б.Ю.Вендельштейн. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М. Недра 1966.
2. Б.Ю.Вендельштейн, Р.А.Резванов. Геофизические методы определения параметров нефтяных коллекторов. М. Недра. 1978.
3. Б.Ю.Вендельштейн. Геофизические критерии продуктивности нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144, с. 20-30.
4. В.М.Добрынин, Б.Н.Куликов, В.Н.Черноглазов. Обоснование промышленных кондиций нефтеносных коллекторов с помощью кривых относительных проницаемостей. Труды МИНХ и ГП, М. 1979. вып. 144.
5. В.М.Добрынин, Б.Ю.Вендельштейн, Д.А.Кожевников. Петрофизика (учебник). М. Недра 1991.
6. Т.Р.Изотова, С.Б.Денисов, Б.Ю.Вендельштейн. Седиментологический анализ данных промысловой геофизики. М.Недра 1978.
7. О.Н.Кропотов, А.В.Ручкин, Г.Г.Яценко, В.Ф.Козяр. Методика оценки характера насыщения пластов и прогнозирование состава притока по данным каротажа. Геология нефти и газа, 1983, №2.

Доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры Геофизических Информационных Систем РГУ НГ им.И.М.Губкина, член-корреспондент РАЕН. Окончил Московский нефтяной институт в 1949 г.

Оставался на своем преподавательском и научном посту до конца² Интерпретация данных ГИС² и ² Оценка подсчетных параметров коллекторов по данным ГИС² . Научные интересы: Роль электрохимических явлений и адсорбции в формировании физических свойств пород-коллекторов; петрофизические основы количественной интерпретации данных ГИС в сложных коллекторах нефти и газа.

Старший научный сотрудник кафедры Геофизических Информационных Систем РГУ НГ(им.И.М.Губкина), кандидат геолого-минералогических наук. В 1970г закончила Московский институт нефтехимической и газовой промышленности. Специалист в области оценки подсчетных параметров сложнопостроенных терригенных и карбонатных коллекторов методами геофизических исследований скважин.

Хотите принять участие в обсуждении текста этой статьи? Обсуждение текста

На оглавление конференции

На сайт ПЕТРОФИЗИКА и ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

При копировании просьба сохранять ссылки. Материалы с сайта www.petrogloss.narod.ru