Определение пористости, проницаемости, нефтенасыщенности

Определение коэффициента пористости При определении пористости коллекторов Усть-Тегусского месторождения использовались следующие методы: акустический, гамма-гамма плотностной, нейтронный и метод самопроизвольной поляризации (ПС).

Определение пористости по данным акустического метода

Качество кривых t предварительно оценивалось по залегающим между пластами Ю1 и Ю2 опорным глинам, средние показания в которых составляют 252−260 мкс/м. Вторым опорным пластом являлись плотные прослои в разрезе скважины, минимальные показания в которых должны составлять 170−180 мкс/м.

Третьим опорным пластом служили глины, залегающие над баженовской свитой, средние показания которых составляют 295−305 мкс/м. В случае необходимости в отчеты с кривой t вносилась необходимая поправка, о величине которой можно судить из табличном приложении ТП 18, где приведены отчеты интервального времени до и после исправления.

Пористость по акустическому каротажу определялись по методике ВНИГИКа (автор Фоменко В. Г. и др.). Авторами по материалам месторождений Уренгойского нефтегазоносного района было получено уравнение, которое описывает связь между Кп, t и пс :

t = 0,175c*Кп2 *(пс — 0,05) -0.5 +180.

где 0,175c — комплексный параметр, который учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород;

t-значение интервального времени по АК в прослое;

пс-относительная амплитуда ПС в прослое;

Как показал опыт применения этой методики при подсчете запасов месторождений Западной Сибири, значения комплексного параметра 0,175с необходимо уточнять для каждого подсчетного объекта. В связи с этим Таужнянским Г. В. и др. предложена методика уточнения коэффициентов в уравнении. Она заключается в том, что по пластам с высоким выносом керна (более 80%) и количеством исследованных образцов более 3 на 1 метр разреза при известных значениях Кп, t, tск и пс уравнение решается относительно комплексного параметра. Уточненное таким образом значение параметра 0,175c для Усть-Тегусского месторождения составило 0,21, как и при подсчете запасов 2006 г.

Таким образом, уравнение для определения пористости по АК приобретает вид:

t = 0,21*Кп2 *(пс — 0,05) -0.5 +180.

В тех эксплуатационных скважинах, где ПС неинформативна, пористость по АК рассчитывалась по уравнению:

.

где t — интервальное время пробега волны по породе, в которой оценивается пористость;

tск — интервальное время в твердой фазе породы (скелете), принятое равным 165 мкс/м;

tжинтервальное время в заполнителе пор (флюиде), принятое равным 640 мкс/м;

tгл — интервальное время в глинах, входящих в состав коллекторов, принятое равным 275 мкс/м;

Кгл — объемная глинистость.

Объемная глинистость находилась по данным ГК с использованием установленной нами зависимости между двойным разностным параметром ГК (Jгк) и объемной глинистостью, определенной по данным весового ситового анализа. Зависимость описывается уравнением и приведена на рисунке 6.2.1:

Кгл = 2,0174е 2,2105J.

Рис. 6.2.1 Зависимость для определения объемной глинистости по данным ГК для Усть-Тегусского месторождения

Определение пористости по данным плотностного гамма-гамма каротаж (ГГК-п).

Петрофизической основой для определения пористости по данным ГГК-п является зависимость между объемной плотностью (об) и коэффициентом пористости пород (Кп), которая имеет следующий вид:

об =(1-КпГГК) м + КпГГК*ф, где КпГГК — коэффициент пористости;

м — минералогическая плотность скелета, ф — плотность флюида, насыщающего поровое пространство.

Рис. 6.2.2 Зависимость плотности от коэффициента пористости пород пласта Ю2 Усть-Тегусского месторождения

Учитывая небольшую глубинность ГГК-П (около 10 см), а также проникновение относительно пресного фильтрата промывочной жидкости в коллекторы, плотность жидкости в порах обычно принимается равной 1 г/см3.

Величина минералогической плотности (м) или плотности скелета нами уточнялась по керну. Зависимость её от пористости для пластов Ю2, Ю3, и Ю4 Усть-Тегусского месторождения представлена на рисунке 6.2.2. Как видно из рисунка, плотность скелета для пластов Ю2, Ю3 и Ю4 имеет одну и ту же величину, равную 2,69.

Качество кривых об предварительно оценивалось по залегающим между пластами Ю1 и Ю2 опорным глинам, средние показания в которых составляют 2,52−2,54 г/см3.

Определение пористости по данным нейтронного каротажа В разведочных скважинах Усть-Тегуссского месторождения нейтронный каротаж записан в двух модификациях: НГК аппаратурой ДРСТ и двух зондовый нейтронный метод (2ННКт) аппаратурой СРК.

Пористость по 2ННКт определялась по методике, где переход от показаний НК к водородосодержанию осуществляется по уравнениям:

Кп (2ННКт) = -8,2+75,4Jмз/Jбз -1,25(Jмз/Jбз)2.

Кп (ННКт бз) = -3,74 + 171,4/ Jбз -150,3/Jбз2.

В скважинах с НГК пористость определялась по методике двух опорных пластов. В качестве опорного пласта с максимальным значением НГК выбирался плотный пласт с водородосодержанием 4,5%. За опорный пласт с минимальным значением НГК принимались глины с водородосодержанием 30−35% (размытых глин нет). Третья контрольная точка выбиралась в коллекторе с известной пористостью по керну.

Расчет пористости по методам НК осуществлялся по уравнению:

Кп = W — КглWгл, где КглWгл = Wгл — водородосодержание твердой минеральной фазы породы, которое оценивалось по зависимости wГЛ =f (пс), предложенной Таужнянским Г. В., Селивановой Е. Е. и др.

При таком подходе учитывается водородосодержание не только глинистой компоненты породы, но и других минералов (измененные полевые шпаты, слюда, обломки пород, растительный детрит и др.). Зависимость водородосодержания твердой минеральной фазы породы (w) от пс, построенная при подсчете запасов 2006 г. для двух месторождений, описывается уравнением и представлена на рисунке 6.2.3:

w = -16,327пс+18,327.

Рис. 6.2.3 Зависимость водородосодержания твердой минеральной фазы породы от пс для коллекторов юры Урненского и Усть-Тегусского месторождений.

Величина поправки устанавливалась по пластопересечениям высоко охарактеризованным керном, т. е. 3−5 определений Кп на 1 м при выносе керна не менее 80%, и имеющим по ГИС толщину более 1,6 м.

Определение пористости по методу самопроизвольной поляризации.

Основой определения пористости по методу ПС является корреляционная связь относительной амплитуды ПС с пористостью, определенной по керну.

Для пласта Ю2 пористость рассчитывалась по уравнению:

Кп пс = 12,34пс + 9,21.

О достоверности проведенных построений косвенно свидетельствует то, что для установленного нами граничного значения пс = 0,3 для разделения на коллектор-неколлектор по уравнениям получаем граничное значение пористости равное 12,9%, что близко к значению граничной пористости 12,8%.

Рис. 6.2.4 Зависимость Кп = f (пс) для пласта Ю2 (а) Усть-Тегусского месторождения

Определение коэффициента проницаемости Проницаемость (Кпр) коллекторов является важной характеристикой продуктивных пластов, знание которой особенно необходимо на стадиях проектирования и разработки месторождений.

При определении Кпр для тюменской свиты используется корреляционная связь Кпр=f (Кп) построенная по данным лабораторных исследований образцов керна.

Проницаемость характеризует фильтрационные свойства коллекторов и является необходимым параметром при создании фильтрационной модели залежи и технологической схемы разработки месторождения.

Используя данные лабораторного исследования ФЕС по 30 скважинам Усть-Тегусского месторождения, нами установлены зависимости типа керн-керн между Кпр и Кп. При построении зависимостей были использованы 542 определений Кпр по пласту Ю2, 825 определений по пласту Ю4 и 308 определений Кпр по пласту Ю3.

Зависимости Кпр = F (Кп) для различных продуктивных пластов месторождения приведены на рисунках 6.2.5 и 6.2.6.

Рис. 6.2.5 Зависимости Кпр = F (Кп) для пластов Ю2 и Ю4 Усть-Тегусского месторождения

Из рисунка 6.2.5 следует, что зависимости для пласта Ю2 и пласта Ю4 близки к друг другу. В диапазоне Кп от 15 до 21% корреляционные линии совпадают и по этим зависимостям будут получены очень близкие значения Кпр. Небольшие расхождения наблюдаются в области Кп>21% и Кп<15%. В связи с этим с достаточной для практики точностью при определении Кпр в коллекторах пластов Ю2 и Ю4 можно использовать зависимость, построенную по объединенной выборке Ю2+Ю4 (6.2.6). Коллектора пласта Ю3 обладают более худшими коллекторскими свойствами, чем пласты Ю4 и Ю2, поэтому для пласта Ю3 была построена своя зависимость Кпр = F (Кп) (6.2.6). В связи с недостаточно высокой теснотой связи этой зависимости (R2 = 0,685), мы рекомендуем для оценки Кпр для коллекторов пласта Ю3 использовать зависимости Кпр = F (Кп эф) и Кп = F (Кп эф), как имеющие более высокие коэффициенты корреляции. Рекомендуемые зависимости построены по выборке из 414 определений для пласта Ю3 и отражены на рисунке 6.2.7.

Рис. 6.2.6. Зависимости Кпр = F (Кп) для пластов Ю2 + Ю4 и пласта Ю3 Усть-Тегусского месторождения

Рис. 6.2.7. Зависимости Кп = F (Кп эф) и Кпр = F (Кп эф) для пласта Ю3 Усть-Тегусского месторождения

Таким образом, для определения проницаемости коллекторов пластов Ю2 и Ю4 была использована зависимость:

Кпр = 0,8е 0,7Кп Для оценки проницаемости коллекторов пласта Ю3 — зависимости:

Кп = 0,894Кп эф+7,69.

Кпр = 0,0144е 0,607Кп эф, где Кп эф — эффективная пористость, рассчитываемая по уравнению.

Рис. 6.2.8 Зависимости для оценки проницаемости коллекторов пластов Ю2 и Ю4 при Кп? 20% и Кп > 20% Усть-Тегусского месторождения

КП ЭФ = КП (1-КВО) Но как показала практика расчетов, при пористости превышающей 24%, значения проницаемости оказывались явно завышенными (от 1600до 4000 мД). В сязи с этим для пластов Ю2 и Ю4 были получены вместо одной две зависимости Кпр=F (Кп) для Кп?20% и Кп>20%. Эти зависимости аппроксимируются формулами:

Кпр = 0,3е 0,7625Кп для Кп?20%.

Кпр = 0,0417е 0,404Кп для Кп>20%.

По этим зависимостям, представленным на рисунке 6.2.8, и выполнялся расчет проницаемости.

Поскольку для всех выделенных коллекторов выполнено определение пористости, то и оценкой проницаемости охвачены все выделенные нефтеи водонасыщенные толщины.