Оценка трещиноватости низкопористых карбонатных нефтенасыщенных пород по результатам геофизических исследований скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени

Оценка трещиноватости низкопористых карбонатных нефтенасыщенных пород по результатам геофизических исследований скважин

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых

кандидата геолого-минералогических наук

Князев Александр Рафаилович

Пермь, 2009

Работа выполнена на кафедре геофизики ГОУ ВПО «Пермский государственный университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Костицын Владимир Ильич

Официальные оппоненты:

геолого-минералогических наук, профессор Шихов Степан Александрович

доктор геолого-минералогических наук Губина Августа Ивановна,

Ведущая организация: ОАО «НПФ «Геофизика», г. Уфа

Защита состоится 25 декабря 2009 года в 15 час. 15 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.189.01 в Пермском государственном университете по адресу: 614990, г. Пермь, ул. Букирева, 15, зал заседаний Учёного совета.

Факс: (342) 237-16-11. E-mail: geophysic@psu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Пермского государственного университета

Автореферат разослан "__" ноября 2009 г.

Учёный секретарь диссертационного совета Д 212.189.01, доктор технических наук, профессор В.А. Гершанок

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Карбонатные породы содержат более половины мировых запасов нефти, при этом только часть запасов сосредоточена в коллекторах порового типа. Значительное количество углеводородов находится в низкопористых карбонатных породах (НКП), которые могут быть коллекторами промышленного значения только при наличии в них открытых трещин.

В этой связи актуальной является задача поисков трещинных зон и оценки степени трещиноватости в карбонатных толщах. Наличие открытых трещин определяют с помощью различных методов, чувствительных к изменениям физических свойств пород, вызванным трещиноватостью. При сейсмических исследованиях, в том числе скважинных, трещиноватость оценивают по анизотропии скоростей продольных волн, по расщеплению поперечных волн на быстрые и медленные, по рассеиванию сейсмических волн. Эти исследования не обладают достаточной детальностью при решении промысловых задач.

На оценку трещиноватости направлены также специальные исследования керна, гидродинамические исследования, в частности, гидропрослушивание, анализ процесса бурения, особенно выявление интервалов поглощения промывочной жидкости при бурении и т.д.

Среди всех исследований важнейшим источником информации о параметрах пород является комплекс геофизических исследований скважин (ГИС). В настоящее время существуют специальные методы ГИС, направленные на выявление трещин, пересекающих скважины. Наиболее эффективными являются метод электрического сканирования стенки скважины и способы, связанные с закачкой в прискважинную зону индикаторов (радиоактивных, нейтронопоглощающих). Но в большинстве скважин комплекс ГИС включает стандартный набор методов. Известно, что наиболее чувствительными к трещиноватости являются волновой акустический каротаж (ВАК) и электрометрия скважин, в частности, боковой каротаж (БК). Однако имеющиеся способы оценки трещиноватости по этим методам каротажа имеют существенные недостатки, поэтому разработки автора в данном направлении являются весьма актуальными.

Цель диссертационной работы. Разработать методику интерпретации стандартного комплекса ГИС и способы волнового акустического каротажа для оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород.

Основные задачи исследований:

1. Анализ состояния проблемы оценки трещиноватости по данным геофизических исследований скважин, в частности, по результатам волнового акустического каротажа;

2. Разработка способов наблюдений и интерпретации волнового акустического каротажа, эффективных при оценке трещиноватости пород;

3. Создание способа учёта слоистости и кавернозности пород при оценке пористости по данным волнового акустического каротажа;

4. Разработка общих принципов оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород по данным электрометрии;

5. Разработка методики оценки трещиноватости по данным электрометрии и комплексу ГИС на примере различных карбонатных толщ;

6. Оценка пористости карбонатных пород с применением адаптации данных ГИС, учитывающая доломитизацию, окремнение, кавернозность и слоистость.

Объекты исследований - низкопористые карбонатные породы Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций, существенно отличающиеся по физическим свойствам.

Предмет исследований - данные геофизических исследований скважин, прежде всего, волнового акустического каротажа и бокового каротажа при изучении низкопористых карбонатных пород.

Фактический материал и личный вклад автора. Диссертация является логическим завершением десятилетних научно-исследовательских работ автора в ОАО «Пермнефтегеофизика» и обучения в аспирантуре Пермского государственного университета. Часть научно-исследовательских работ выполнялась в рамках договоров с ООО «ПермНИПИнефть», в которых автор принимал непосредственное участие в качестве ответственного исполнителя со стороны ОАО «Пермнефтегеофизика» по темам: «Комплексное изучение карбонатных коллекторов смешанного типа» (2002 г.), «Разработка методики комплексной интерпретации сейсмических, геолого-геофизических и акустических измерений для выявления высокопроницаемых трещинных зон в рифовых массивах и дифференцированной оценки сложнопостроенных коллекторов (на примере им. Архангельского и Шершнёвского месторождений)» (2004 г.), «Разработка методики комплексирования геолого-геофизических методов с целью подсчёта запасов углеводородов в сложнопостроенных карбонатных резервуарах (на примере Тобойского, Медынского и Мядсейского месторождений)» (2008 г.).

Основные защищаемые положения:

1. Анализ эффективности волнового акустического каротажа при оценке трещиноватости пород, основанный на сопоставлении с результатами прямых наблюдений трещиноватости и учитывающий субвертикальность раскрытых трещин.

2. Способы акустического каротажа скважин, основанные на использовании отражённых волн Стоунли, поляризованных в трёх плоскостях поперечных волн и вариаций мощности излучения.

3. Методика оценки трещиноватости низкопористых нефтенасыщенных карбонатных пород по данным электрометрии скважин, основанная на использовании свойств остаточной воды и применении закона Арчи.

Научная новизна:

1. Показана эффективность широкополосного волнового акустического каротажа, особенно при площадном анализе трещиноватости. Установлено, что акустические признаки трещиноватости не являются необходимыми и достаточными из-за субвертикальности открытых трещин и несовершенной конструкции применяемых приборов.

2. Разработаны три способа волнового акустического каротажа, повышающие эффективность оценки трещиноватости пород.

3. Предложен метод учёта кавернозности и слоистости породы при интерпретации результатов акустического каротажа.

4. Обосновано использование электрометрии скважин, в частности, метода БК в низкопористых карбонатных нефтенасыщенных породах как метода оценки трещиноватости.

5. Разработаны общие принципы и методика оценки трещиноватости по данным электрометрии скважин для карбонатных пород разного генезиса, вещественного состава, структуры матрицы и пустотного пространства.

6. Разработан принцип адаптивной интерпретации данных ГИС, учитывающий результаты петрофизических и других геолого-геофизических исследований при оценке коллекторских свойств карбонатных пород.

Практическая значимость работы. Оценка трещиноватости по разработанной методике применялась на месторождениях им. Архангельского и Шершнёвском. Полученные данные хорошо согласуются с результатами сейсморазведки 3Д и непродольного вертикального сейсмического профилирования. На основании полученных данных в ООО «ПермНИПИнефть» построена постоянно-действующая геолого-технологическая модель Т-Фм залежи Шершнёвского нефтяного месторождения с учётом трещиноватости коллекторов, а также гидродинамическая модель, в которой трещиноватость учитывалась с одним и с двумя типами пустотного пространства. Оценка трещиноватости пород в разведочных скважинах позволила скорректировать заложение горизонтальных скважин таким образом, что они вскрыли трещинные зоны и из всех пробуренных горизонтальных скважин получены значительные притоки нефти.

В ОАО «Пермнефтегеофизика» внедряется разработанная автором методика интерпретации данных геофизических исследований скважин и аппаратура МАК-4-ОПВ, реализующая способ акустического каротажа по отражённым волнам Стоунли.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научных конференциях (Уфа, 2002, 2004, Сургут, 2007, Пермь, 2008), опубликованы в 14 научных работах, в том числе 7 в изданиях, рекомендованных ВАК. По теме диссертации получено 2 патента на изобретения.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх разделов и заключения. Работа содержит 124 страницы, включая 33 рисунка и библиографический список из 74 наименований.

Автор благодарен д.т.н. Костицыну В.И., под чьим научным руководством выполнена диссертационная работа, д.г.-м.н. Некрасову А.С. за постановку задач и плодотворные обсуждения, всем сотрудникам ОАО «Пермнефтегеофизика», обеспечившим условия для плодотворной работы, в частности, д.т.н. Жуланову И.Н., к.т.н. Савичу А.Н. Автор также благодарен Заляеву Н.З., принцип функциональных преобразований которого всегда помогал автору при интерпретации данных геофизических исследований скважин.

Содержание работы

Общие сведения о трещиноватости горных пород, методах её оценки и особенностях карбонатных отложений. С точки зрения коллекторских свойств горных пород интерес представляют только открытые трещины, т.е. трещины самых поздних генераций. Они отображают современное поле тектонических напряжений. Известно, что открытыми являются почти всегда только субвертикальные трещины.

Автор предложил при интерпретации ГИС использовать упрощённую классификацию трещин по размеру. При измерениях скважинными геофизическими приборами масштабными факторами являются диаметр скважины и разрешающая способность методов измерений. Поэтому макротрещиной следует называть трещину, которая может быть визуально обнаружена при отборе полноразмерного керна и фиксируется геофизическими методами, сканирующими стенку скважины. Раскрытость макротрещин 50-100 мкм и более, протяжённость - десятки сантиметров и более. Микротрещинами следует называть более мелкие трещины. Их раскрытость - единицы и первые десятки микрометров, длина - до нескольких сантиметров.

Трещиноватость горных пород оценивают различными способами. Из лабораторных методов наибольшую информацию о микротрещинах получают путём насыщения больших (~5 см) правильной формы образцов люминесцирующими жидкостями, а также изучают шлифы, полученные из образцов керна, предварительно пропитанных эпоксидной смолой. Лабораторное изучение макротрещин возможно при специальной технологии бурения с выносом 100% керна большого диаметра (до 100 мм). Геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин позволяют выявить интервалы макротрещин по поглощениям бурового раствора или нефте-водопроявлениям. Методы гидродинамических исследований скважин позволяют определить трещинный тип коллектора при интерпретации данных индикаторных диаграмм или кривых восстановления давления при испытаниях пластов.

Среди методов ГИС самыми эффективными для обнаружения макротрещин являются акустические сканеры САТ (скважинный акустический телевизор) и электрические сканеры FMI (Formation Micro Imager, российского аналога нет). Стандартными методами ГИС трещины могут быть обнаружены по изменениям упруго-механических характеристик, проницаемости и удельного электрического сопротивления (УЭС) породы. Наиболее чувствительны к изменениям указанных свойств акустический каротаж и электрометрия.

Экспериментально и теоретически установлено, что нижний предел пористости (Кп) коллекторов порового типа для карбонатных пород равен 6-8%. Карбонатные породы, у которых Кп < 7%, будем называть низкопористыми. Их проницаемость может быть обеспечена только трещинами, но не порами и кавернами. Нижний предел пористости коллекторов трещиноватых пород равен нулю. Благодаря полигенетической природе карбонатные породы отличаются большим разнообразием, поэтому для их описания в разных геологических ситуациях требуется разный набор параметров. Трещиноватость в карбонатных породах способствует развитию кавернозности. Необходимо учитывать, что влияние кавернозности на показания приборов ГИС отличается от влияния трещиноватости, и нередко противоположно.

Защищаемые в диссертации положения относятся к низкопористым карбонатным породам, проницаемость которых обеспечивают субвертикальные микро- и макротрещины.

Анализ эффективности волнового акустического каротажа при оценке трещиноватости пород, основанный на сопоставлении с результатами прямых наблюдений трещиноватости и учитывающий субвертикальность раскрытых трещин. [1, 2, 3, 4, 7, 10, 11, 12]. Критерии оценки трещиноватости по данным акустического каротажа разрабатавались Дзебанем И.П., Карусом Е.В., Кузнецовым О.Л., Ивакиным Б.Н. и многими другими. Автором выполнен анализ эффективности оценки трещиноватости пород по ВАК, главным образом, на примере карбонатных отложений фаменского яруса Соликамской депрессии, органогенных построек, сложенных водорослевыми известняками [2, 10]. Отложения являются массивными, выраженные геофизические реперы отсутствуют, однако выделяются циклы осадконакопления, обусловленные эвстатическими колебаниями уровня мирового океана (А.И. Губина, 2007). Породы представлены плотными известняками в начале циклов осадконакопления и пористыми, местами доломитизированными и сульфатизированными известняками к концу циклов, под поверхностями перерывов осадконакопления.

Трещиноватыми являются плотные и низкопористые известняки. Наличие трещин может изменить скорость, амплитуду, затухание, частоту и другие параметры акустических волн, регистрируемых при каротаже. Под руководством автора разработана компьютерная программа АК-КОМП, которая использована для анализа данных ВАК. С помощью программы определяются интервальное время продольной (P), поперечной (S) и поверхностной (или Стоунли, St) волн, частота и ширина спектра, энергия, коэффициент затухания для каждого типа волн и для волнового сигнала (ВС) в целом, и другие параметры. Одним из достоинств программы является способ графического отображения ВС в виде волновой картины (ВК), наглядно показывающей, как изменяются P-, S- и St- волны по разрезу. Например, на ВК, представленной на рис. 1, в интервале 2407 - 2412 м наблюдается снижение амплитуд всех типов волн, сбой фаз и изменение частоты. Заметно также снижение скорости волны Стоунли. Средняя пористость в интервале составляет 2-5%, трещиноватость подтверждена данными САТ. Одним из количественных признаков трещиноватости является полная энергия волнового сигнала Е1. В данном интервале кривая Е1 имеет глубокий минимум. Минимальными значениями отмечены также кривые энергии и амплитуды продольной, поперечной и поверхностной волн и частота волны Стоунли. Максимальные значения имеют интервальное время волны Стоунли и коэффициенты затухания всех типов волн. Таким образом, в

трещиноватость скважина акустический каротаж



Рис. 1. Пример волнового сигнала в низкопористых карбонатных отложениях

приведённом примере имеет место целая совокупность акустических признаков трещиноватости. В пермском регионе применяют методику приточных зон (Л.В. Будыко, 1979), согласно которой по кривой полной энергии ВС вычисляют коэффициент приточности Ке и выделяют приточные зоны по признаку Ке > 0,22 Нп/м. Результативность методики проявляется при площадном анализе. Например, на Сибирском месторождении выявлена приуроченность зон трещиноватости к склонам поднятий [2, 3]. Однако коэффициент приточности не является надёжным признаком трещиноватости, т.к. при вычислении Ке требуется опорный пласт, выбираемый субъективно, снижение Ке может быть обусловлено асимметрией ствола скважины, кавернозностью, брекчиевидностью или слоистостью пород, наличием прослоев глин и т.д.

С целью анализа эффективности различных критериев выделения трещин в низкопористой карбонатной породе по данным акустического каротажа автором выполнены сопоставления данных ВАК с фотографиями полноразмерного керна и шлифов, данными САТ и результатами испытаний скважин [4]. Фотографии типичных образцов керна с макротрещинами и шлифа с микротрещинами приведены на рис. 2. Образцы керна «А» имеют пористость по нейтронному каротажу Кпн ? 3-4%. У керна «Б» Кпн ? 5-7%, при этом пустотное пространство представлено кавернами, а на уплотнённых участках видны следы трещин. В керне «В» имеем массивный плотный известняк (Кпн ? 2%), пересечённый несколькими субвертикальными трещинами. При испытании скважины приток нефти получен из интервала, в который входит образец керна «Б» и из интервала, полностью состоящего из породы типа образца «В». Фотография шлифа даёт представление о пустотном пространстве низкопористой породы на «микроуровне»: имеются проницаемые пористые зоны (зоны микрокавернозности), каверны и соединяющие их микротрещины. Шлиф сделан из

Рис. 2. Фото керна и шлифа по скв. 79, пл. Шершнёвская

образца, пористость которого по лабораторным данным составляет 4,2 - 5,5%, а проницаемость (1,06 - 1,64)·10^-3 мкм² по горизонтали и 4,24·10^-3 мкм² по вертикали. Микротрещины обеспечивают проницаемость матрицы, макротрещины дренируют достаточный для существенного притока флюида в скважину объём породы. Анализ показал, что во многих интервалах макротрещин отсутствуют видимые на ВК признаки: сбои фаз проходящих волн, изменения их амплитуд и скоростей, и годографы волн, отражённых от трещин. Тем не менее, количественные параметры могут быть использованы в качестве признаков трещиноватости. При этом более информативными, чем полная энергия ВС и коэффициент приточности, являются энергия и коэффициент затухания поперечной волны. Например, на рис. 3 приведены кривые энергии всего ВС (Е1), S-волны (E1S), а также коэффициент затухания S-волны (AlfES). Кривая AlfES имеет несколько максимумов, в частности, на глубинах 1987 - 1991, 1995, 2005, 2012, 2056 м, которым соответствуют визуально наблюдаемые на керне трещины, и по которым керн, как правило, разваливается. Кривая Е1 полной энергии ВС имеет глубокие минимумы в интервалах вывалов в плотных нетрещиноватых породах, обусловленных тектоническими напряжениями. По методике Ке эти интервалы могут быть ошибочно проинтерпретированы как приточные, влияние же таких вывалов на AlfES существенно меньше.



Рис. 3. Результаты интерпретации с целью выделения трещинных интервалов (скв. 79, пл. Шершнёвская)

Нередко наблюдаемаемым на керне трещинам не соответствуют аномалии ни AlfES, ни других динамических или кинематических параметров, например, макротрещине на глубине около 2042 м и группе трещин на глубине около 2020 м. Этот и другие примеры показывают, что не все проницаемые трещины могут быть выявлены по волновому акустическому каротажу.

Потенциально эффективным для выделения проницаемых трещин является анализ скорости и затухания волны Стоунли, т.к. она чувствительна к проницаемости [7], но по двум причинам потенциал такого анализа не реализован. Первая причина техническая, используются высокочастотные (15-20 кГц) и короткие приборы ВАК, тогда как для возбуждения и регистрации поверхностных волн требуются низкие частоты (5-7кГц) и более длинные зонды. Вторая причина связана с тем, что волна Стоунли интерферирует с поперечными волнами, поэтому трудно её выделить и определить её параметры.

С большей точностью, чем динамические, определяются при ВАК кинематические параметры волнового сигнала. Но в субвертикальной скважине звуковые волны распространяются вдоль трещин и их “не замечают”. Автор считает необоснованным критерий выделения трещинных интервалов по снижению коэффициента Пуассона н (В.Д. Викторин, 1988), т.к. он зависит только от отношения скоростей P- и S- волн. Например, в трещиноватом интервале 2407 - 2412 м (рис. 1) коэффициент н не меньше, а больше, чем в соседних нетрещиноватых интервалах. Из-за субпараллельности трещин и стволов скважин не эффективен при выделении трещин и коэффициент объемной сжимаемости породы в, вычисляемый по формуле

(1)

где г - плотность породы, ?T_p - интервальное время продольной волны. Автором показано, что кривые н и в коррелируют с кривой пористости и не несут информации о трещиноватости (рис. 3). Коэффициент Пуассона является информативным при определении вещественного состава породы и характера насыщения коллекторов (при условии высокой пористости) [1, 11].

Таким образом, самым эффективным для обнаружения трешинных коллекторов является анализ амплитуды и затухания поперечных волн [12] и волн Стоунли. При этом отсутствие акустических признаков трещиноватости не исключает наличия вертикальных трещин в породе, а их наличие не гарантирует, что трещины в породе имеются и они проницаемы. Для повышения эффективности оценки трещиноватости породы автором предложены новые способы волнового акустического каротажа.

Способы акустического каротажа скважин, основанные на использовании отражённых волн Стоунли, поляризованных в трёх плоскостях поперечных волн и вариаций мощности излучения [5, 7, 8, 9]. Для повышения эффективности ВАК при оценке трещиноватости автором предложены три новых способа акустического каротажа, которые чувствительны к изменениям проницаемости и симметрии свойств породы, обусловленным трещиноватостью.

Проницаемость породы уменьшает скорость и увеличивает затухание волн Стоунли. Данные разных исследователей при этом противоречивы. Одни отмечают, что эффект влияния проницаемости на скорость незначителен, а влияние на амплитуду существенно. Другие для оценки проницаемости используют именно скорость St- волн. В любом случае требуется достаточно точно определить и скорость, и амплитуду волн. Сделать это непросто из-за интерференции волн Стоунли с поперечными волнами и реверберационными колебаниями. Автором разработан и запатентован в качестве изобретения способ акустического каротажа по отраженным поверхностным волнам, в котором волны Стоунли регистрируют без интерференции [5, 7, 8]. Для регистрации неискажённых St - волн воспользуемся тем, что они распространяются одновременно в скважинной жидкости и в слое твердой стенки скважины. Поместим в скважине на расстоянии, например, 5 м от излучателя отражатель. Волна Стоунли отразится от него и вернётся к излучателю приблизительно через 6 мс, когда другие колебательные процессы вблизи излучателя затухнут. Перемещая отражатель вдоль ствола скважины вместе с излучателями и приемниками и регистрируя отражённую волну Стоунли, получаем волновой акустический каротаж по отраженным поверхностным волнам (ВАК ОПВ). Опыты в контрольно-поверочной скважине показали, что при диаметре скважины около 200 мм отражатель в виде груза с диаметром более 120 мм позволяет уверенно регистрировать отражённые поверхностные волны и определять их параметры, в том числе разностные. Конструкция прибора ВАК ОПВ включает удлинитель, на котором закреплён отражатель (рис. 4). Возможно использование двух отражателей, находящихся на разных расстояниях от блока акустических преобразователей. Применение прибора ВАК ОПВ повысит точность определения параметров волн Стоунли для оценки проницаемости породы, в том числе, связанной с трещиноватостью.

Рис. 4. Возможные конструкции приборов ВАК-ОПВ

Анизотропия, обусловленная субвертикальной трещиноватостью породы, приводит к расщеплению S-волн на быстрые и медленные. Методика выявления трещин по расщеплению поперечных волн широкого применения не получила. Во-первых, при использовании коротких акустических приборов эти волны не успевают разделиться. Во-вторых, трудно выделить вступление быстрой поперечной волны на фоне последних фаз продольной волны, и вступление медленной S- волны на фоне фаз быстрой S- волны. В-третьих, при длинных зондах разрешающая способность метода по глубине хуже, чем у других методов ГИС. Для оценки анизотропии породы разработаны кроссдипольные приборы поляризационного акустического каротажа (ПАК). В них используют поляризованные поперечные волны (ППВ), возбуждаемые дипольными излучателями в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Значений скоростей ППВ в двух плоскостях недостаточно для построения эллипса анизотропии скоростей, поэтому приходится привлекать перекрёстные данные и выполнять преобразования, известные как вращение Алфорда. Но перекрестные данные некорректно относить к интервалу между приемниками. Кроме того, для определения углов Алфорда используют амплитуды сигнала, определяемые всегда с большей погрешностью, чем скорости. Погрешность, обусловленная необходимостью обработки и интерпретации перекрестных динамических данных, является принципиальным недостатком кроссдипольного ПАК.

Соискателем разработан и запатентован в качестве изобретения способ поляризационного акустического каротажа для определения анизотропии свойств породы по разностным кинематическим параметрам волновых сигналов [5, 9]. Способ отличается тем, что в трёх плоскостях, проходящих через ось скважины, поочерёдно возбуждают ППВ, при этом для возбуждения используют монопольные излучатели с диаграммой направленности, перпендикулярной оси прибора, а для приёма аналогичные акустические приёмники. В каждой плоскости можно разместить два и более приёмников и определять разностные параметры ППВ. При этом разрешающая способность по вертикали будет не хуже, чем у других приборов ГИС. По измеренным скоростям ППВ в трёх плоскостях однозначно определяется эллипс анизотропии скоростей поперечных волн. Направление большой оси эллипса - это направление простирания трещин, а эксцентриситет эллипса характеризует степень анизотропии породы. Прибор, реализующий способ, должен быть снабжён системой ориентации по азимуту. Если применение асимметричных излучателей вместо дипольных - это упрощение и удешевление аппаратуры, то переход от двухплоскостной системы наблюдений к трёхплоскостной принципиально изменяет обработку данных. Поскольку анизотропия скоростей S - волн может быть обусловлена трещиноватостью, то предлагаемый поляризационный акустический каротаж может стать простым и эффективным способом оценки трещиноватости пород.

Автором предложен также способ акустического каротажа проницаемости, при котором определяют скорости всех типов волн при разных мощностях излучения [5]. Способ предназначен для определения проницаемости породы, в том числе, обусловленной трещинами. Насыщенная жидкостью проницаемая порода не является идеально упругой средой из-за микроциркуляции жидкости при акустических колебаниях, поэтому поведение волн только приблизительно подчинено законам линейной акустики. Нелинейность приводит к тому, что определяемые при ВАК параметры зависят от амплитуд колебаний. Чем больше проницаемость, тем больше отклонение от линейности. Известен способ оценки проницаемости горных пород, в котором упругие волны существенно разной амплитуды возбуждают в одной скважине, а регистрируют в другой, скорости распространения продольных волн разной амплитуды сравнивают, по результатам оценивают проницаемость пород, используя зависимости, полученные на образцах (Халилов В.Ш. и др., 1999). Предлагаемый соискателем способ является его каротажным аналогом.

При обычном проведении ВАК точность определения параметров волн недостаточна для регистрации эффектов нелинейности. Автором предложено производить измерения при фиксированных положениях прибора. При каждом положении прибора, по меньшей мере, для двух существенно разных мощностей излучения необходимо многократно зарегистрировать волновой сигнал и определить статистические характеристики параметров волн. При большом числе измерений можно определить с высокой точностью величины изменений параметров при изменении мощности излучения и оценить достоверность этих определений. По изменению параметров P-волн можно судить о величине проницаемости породы вблизи скважины, по изменению параметров волн Стоунли - о величине проницаемости стенок (поверхности) скважины, а параметры S-волн можно использовать для контроля отсутствия систематических погрешностей или введения поправок в результаты измерений.

Методика оценки трещиноватости низкопористых нефтенасыщенных карбонатных пород по данным электрометрии скважин, основанная на использовании свойств остаточной воды и применении закона Арчи [4, 6, 13, 14]. Изучением связи между трещиноватостью горных пород и их электрическим сопротивлением занимались Барсуков О.В., Боярчук А.Ф., Еникеев Б.Н., Итенберг С.С., Лимбергер Ю.А., Нечай А.М., Шнурман Г.А. Элланский М.М., и многие другие исследователи.

Трещиноватость снижает удельное электрическое сопротивление низкопористых пород благодаря уменьшению извилистости токовых каналов и увеличению роли поверхностной (по поверхности трещин) проводимости. Аномальная электропроводность трещин иногда позволяет выделить их по аномалии силы тока, стекающего с центрального электрода прибора БК или по аномалии показаний прибора индукционного каротажа (ИК). Но обычно требуется количественная обработка данных. Почти все методики оценки трещиноватости пород по их УЭС направлены на определение коэффициента трещинной пористости К_пт и сводятся к уравнению

 (2)

где с_бл, с_ф и с_птк - соответственно УЭС блоков породы, фильтрата бурового раствора и промытой зоны породы. Физический смысл уравнения (2) состоит в том, что электропроводность породы складывается из электропроводностей блоков и трещин. Коэффициент А - доля прискважинных трещин, которые пересекают стенку скважины, В - коэффициент учёта кавернозности. Формула (2), как и другие аналогичные формулы, содержит параметры A, B, с_бл, которые на практике определить очень трудно. Величина с_ф для низкопористых пород некоторая абстракция, т.к. в них зоны проникновения в классическом понимании нет. Кроме того, показания прибора БК определяются, главным образом, УЭС неизменной части пласта, а не сопротивлением промытой зоны с_птк, входящим в формулу (2). По мнению автора, определить К_пт из выражения (2) или других аналогичных уравнений невозможно, т.к. они содержат трудно определяемые параметры, и сводят сложную задачу к ещё более сложной.

Более эффективными являются способы нормирования показаний БК с кривыми методов акустического (АК), нейтронного (НК) или плотностного (ГГК-П) каротажа. Представленная автором методика является в значительной степени модификацией и развитием методики функциональных преобразований данных ГИС, разработанной Н.З. Заляевым. Другой известный способ оценки трещиноватости породы, который частично используется автором, - это определение значений структурного коэффициента m в уравнении Арчи: чем ближе значение m к единице - тем более трещиноватой является порода.

Основные положения авторской методики оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород по данным электрометрии скважин:

1. Трещиноватость НКП приводит к снижению нижнего предела пористости коллектора до нуля, т.к., по крайней мере, в одной плоскости, параллельной берегам трещин возникает бесконечный кластер пустот при очень малых значениях трещинной пористости. Вместе с бесконечным кластером пустот существует бесконечный кластер электропроводности, который в водонасыщенной части разреза включает в себя свободную и связанную воду, а в нефтенасыщенной - связанную (остаточную) воду блоков и трещин. Трещиноватость снижает УЭС низкопористых пород независимо от характера насыщения, т.к. остаточная вода в виде плёнки покрывает поверхность пород в трещинах.

2. Связанная вода в низкопористой карбонатной породе, в том числе нефтенасыщенной, имеет минерализацию 30-35 г/л и соответствующее удельное электрическое сопротивление, зависящее от температуры пласта.

3. Зона проникновения фильтрата промывочной жидкости в НКП с микротрещинами незначительна, поэтому методом БК определяется УЭС неизменной части пласта. Если скважина пересекает макротрещину, в которую происходит существенная фильтрация бурового раствора, то сопротивление по БК в нефтенасыщенной части разреза будет существенно понижено, и эта макротрещина будет зафиксирована при интерпретации.

4. Уравнение Арчи (закон Арчи) справедливо для широкого спектра пород, при этом для простых карбонатных пород, т.е. не трещиноватых и не кавернозных, m ? 2.

5. Для НКП электрометрия, в частности, БК является методом проницаемости (а значит и трещиноватости): интервалы снижения сопротивления свидетельствуют не о водонасыщенности породы, а об её трещиноватости.

Изложенные выше положения были применены автором для различных по генезису, составу, структуре и текстуре карбонатных пород.

Первый вариант методики применён к описанным выше позднедевонско-раннетурнейским карбонатным отложениям Волго-Уральской НГП [4, 14]. На рис. 5 приведены результаты лабораторных определений относительного сопротивления (P_п) и пористости (К_по) образцов карбонатных пород фаменского яруса. Изменение наклона графика (излом) означает, что при малых пористостях электрическая проводимость породы обеспечивается трещинами. Аналогичный вид имеют зависимости УЭС породы, определяемого по БК, от коэффициента пористости по нейтронному каротажу в водонасыщенной части разреза. При этом в некоторых скважинах излома зависимости нет, т.е. нет аномальной проводимости в низкопористых пластах (нет трещин). Это позволило разделить разрезы фаменских отложений в скважинах по типу на 1) поровые (П - тип), 2) трещинные (Т - тип), 3) преимущественно поровые (Пт - тип) и 4) преимущественно трещинные (Тп - тип). На рис. 6 типы разрезов по скважинам показаны на фоне рельефа девонского рифа, выровненного по кровле девонских терригенных отложений. Трещинный тип характерен для полосы вдоль края рифа в северной и северо-западной части. Для пониженных участков рельефа характерен поровый тип.

Рис. 5. Пример зависимости параметра пористости (Р_П) от коэффициента пористости (К_ПО) для карбонатных пород по лабораторным измерениям

Рис. 6. Типы разрезов фаменских отложений в скважинах Шершнёвского месторождения на фоне рельефа фаменской постройки.

Перейдём к количественным параметрам. Запишем уравнение Арчи в виде

(3)

где с_п и с_в - УЭС пласта и пластовой воды, б - коэффициент, обычно близкий к единице, m - структурный коэффициент, К_п - коэффициент пористости, К_в - коэффициент водонасыщенности пустотного пространства. Параметры б и m для поровых водонасыщенных коллекторов автором определялись на основе кроссплотов по данным БК - ННК (нейтрон-нейтронный каротаж) по каждой скважине отдельно, затем для этой скважины вычислялся коэффициент К_в из уравнения (3). Выше водо-нефтяного контакта (ВНК) в породах без трещин коэффициент К_в меньше единицы. В трещинных интервалах К_в ? 1 из-за снижения с_п. Для этого коэффициента введено специальное обозначение KW, т.к. в трещиноватых интервалах он уже не отображает водонасыщенность породы, и обозначение величины должно указывать на способ её вычисления. Итак, если в нефтенасыщенной низкопористой карбонатной породе KW ? 1, то эта порода - трещиноватая.

Иллюстрацией эффективности признака является интервал на глубине около 2020 м (рис. 3). KW - единственная кривая (кроме KWTR), по которой этот интервал низкопористой породы можно выделить как коллектор. Наличие коллектора подтверждено результатом испытаний. Макротрещины видны на фотографии керна (рис. 2). Значения KW в этом интервале значительно больше единицы, т.к. имеются не только микро-, но и макротрещины. Для дифференциации интервалов по степени трещиноватости предложено вычислять кривую KWTR - коэффициент водонасыщенности, вычисленный из уравнения (3), но с показателем m = 1 и с коэффициентом б, определяемым из условия, что линии регрессии для порового и трещинного типа пород на кроссплоте с_п - К_пн пересекаются при К_пн ? 6,5%. Другими словами, KWTR - это коэффициент водонасыщенности низкопористой породы, определенный по зависимости для трещинного коллектора. Если значение KWTR в нефтенасыщенной породе приближается к 1, то скважину пересекают макротрещины.

Эффективность изложенного варианта оценки трещиноватости низкопористой нефтенасыщенной породы обусловлена относительной простотой геологического разреза. Он представлен довольно чистыми (не глинистыми и не доломитизированными), однородными по вертикали известняками, при этом в водонасыщенной части разреза имеются пористые пласты, по которым можно определить значения параметров б и m.

Второй вариант методики рассмотрен на примере карбонатной продуктивной толщи нижнего девона Тобойско-Мядсейской группы месторождений Тимано-Печорской НГП [6]. Разрез представлен чередованием в разной степени заглинизированных карбонатных пластов, в которых выделены продуктивные пачки «А», «Б», «В», «Г» и «Д». Матрица породы - известняк, в некоторых интервалах доломитизированный, в разной степени глинистый, в основном непроницаемый, водонасыщенный. Пористость чистых пород 1 - 3%, глинистых до 6 - 7%. Кавернозность развита слабо. Нефть, за исключением маломощных пористых пропластков, находится в трещинах. Измерения выполнены только в нефтенасыщенной части разрезов скважин, т.к. ВНК не вскрыт.

По лабораторным данным m ? 1 для самых плотных трещиноватых образцов (Кп < 0,2%), m ? 1,6ч1,9 для самых пористых (Кп > 2%). Для оценки трещиноватости по степени отклонения УЭС от «нормального», т.е. присущего нетрещиноватым породам, необходимо определить зависимость УЭС от Кп для нетрещиноватой породы. При анализе данных ГИС имеются трудности с определением истинной пористости W. Значения пористости известняков W_i(АК), определяемые по уравнению среднего времени для акустического каротажа, оказались завышенными. Причиной является слоистость пород, унаследованная от стадии седиментогенеза. Автором установлено, что W_i(АК) отличается от истинной пористости известняков рассматриваемых отложений W_ik(АК) мультипликативно:

(4)

где коэффициент о < 1 введён для учёта слоистости породы. Этого достаточно, чтобы определить структурный показатель m в уравнении Арчи по сопоставлению данных АК и БК. Построенные по всем исследованным скважинам кроссплоты lg(1/с_п) - lg(Wi(АК)) показывают, что m ? 2, т.е. интервал в основном представлен «простыми» водонасыщенными известняками. Отклонения от линии тренда могут быть обусловлены окремнением, битуминозностью, доломитизацией и трещиноватостью.

Матрица рассматриваемых отложений содержит только связанную воду, поэтому с_св можно оценить по палеткам. Зная с_св, вычисляем коэффициент водонасыщенной пористости W(БК) блоков «простой» породы в соответствии с законом Арчи, определяя с_п по показаниям БК:

(5)

Далее кривую W(БК) необходимо сопоставлять с кривой W, полученной после адаптации (коррекции) данных ГИС. Из-за влияния барита, находящегося в скважинной жидкости, пришлось корректировать значения нейтронной пористости К_пн, а значения плотности породы по ГГК-П исключить из рассмотрения. При сопоставлении данных оценивается и коэффициент о. Доломитизацию породы учитываем путём решения системы уравнений:

(6)

) (7)

Установлено, что дWd = 0,06 для ННК и дWd = 0,05 для НГК (нейтронный гамма каротаж). Коэффициент доломитизации обозначен как Kds, а не Kd. Из-за недостаточного количества методов ГИС для раздельного определения Kd и Ks «антидоломитизация» (Kd < 0) трактуется автором как окремнение. В связи с приблизительно одинаковым по величине и противоположным по знаку влиянием доломитизации и окремнения на величины Wi(ННК) и Wik(АК) система уравнений (6, 7) позволяет оценить W, Kd и Ks при допущении, что Kd и Ks не могут отличаться от нуля одновременно.

Превышение W(БК) над W может быть вызвано как существованием открытых трещин, так и трещин, заполненных глинистым материалом, или глинистых прослоев. Автором установлена линейная статистическая зависимость W(БК) от ГК и по ней предложено вычислять W(ГК). Если W(ГК) ? W(БК), то снижение УЭС обусловлено глинистым материалом прослоев и трещин.

Итак, необходимые условия наличия открытых трещин:

и (8)

Наименьшее из двух разностей W(БК) - W и W(БК) - W(ГК) в интервалах, удовлетворяющих условиям (8), назовём интенсивностью трещиноватости ч:

(9)

За нижний предел ч для трещинного нефтенасыщенного коллектора автором принято значение ч_min = 0,5%. Это значение должно уточняться на основе промысловых данных. Пример результатов интерпретации представлен на рис. 7. Три из четырёх открытых трещин, выделенных по FMI, попадают в интервалы, выделенные по условию ч > ч_min. Четвёртая находится в слишком тонком для обычных ГИС пропластке, окруженном глинистыми породами. Отметим, что по FMI выделяются только макротрещины, по интенсивности трещиноватости ч выделяются как интервалы макро-, так и микротрещин.

Третий и четвёртый варианты методики рассмотрены на примере евлано-ливенских отложений франского яруса и фаменско-турнейской залежи Тобойско-Мядсейской группы месторождений Тимано-Печорской провинции [13]. Евлано-ливенские отложения представлены неглинистыми сильно метаморфизованными кавернозными известняками, доломитами и их переходными разностями (глины сосредоточены в тонких пропластках), а фаменско-турнейские отложения дополнительно осложнены наличием битуминозных пород и интенсивным окремнением. Таким образом, при вычислении W требуется учесть кавернозность, доломитизацию и окремнение. Кавернозность учитываем, как и слоистость, по уравнению (4), но теперь о > 1. Для оценки доломитизации и окремнения (Kd и Ks) комплекс ГИС необходимо расширить. В рассмотренных породах хорошее качество имеют данные плотностного ГГК-П и селективного ГГК-С гамма-гамма каротажа, поэтому W можно определить из системы уравнений:

(10)

(11)

(12)

(13)



Рис. 7. Пример выделения трещинных коллекторов по параметру ч и сопоставление с данными FMI

Сопоставление данных ГИС между собой позволяет определить необходимые константы в данных формулах. Установлено, например, что поправка дW_d в нейтронную пористость W_i(ННК) в чистом доломите составляет 8%. Пример результатов интерпретации в евлано-ливенских отложениях приведён на рис. 8. Скважина эксплуатировалась открытым стволом и в ней были проведены потокометрические исследования. Наблюдается высокая степень корреляции кривой ч и выделенных по результатам потокометрии работающих нефтью интервалов. В частности, на глубине около 2686 -2688 м и по ч, и по результатам интерпретации потокометрии выделяется хороший коллектор с пористостью менее 2%. При интерпретации пласты - коллекторы дифференцированы не только по интенсивности трещиноватости, но и по степени доломитизации и кавернозности. Кроме того, по признаку антикорреляции кривых W(БК) и W выделены битуминозные пропластки. Коллекторы порового и кавернового типов выделены по граничному значению пористости в 6%.

Рис. 8. Сопоставление результатов выделения трещинных коллекторов и потокометрии в скв. 38, пл. Тобойская

Заключение

В результате выполненных исследований решены следующие задачи.

1. Выполнен анализ состояния проблемы оценки трещиноватости горных пород по данным ГИС. Разработана система представлений о трещиноватости, которая положены в основу интерпретации.

2. При сопоставлении волнового акустического каротажа с керном, результатами испытаний скважин и совокупностью геолого-геофизической информации показана эффективность и, с другой стороны, неоднозначность акустических признаков трещиноватости. Показано, что для субвертикальных трещин применяемые акустические признаки не являются достаточными и необходимыми.

3. Разработаны 3 способа ВАК: акустический каротаж по отражённым волнам Стоунли, трёхплоскостной поляризационный акустический каротаж и акустический каротаж с переменной амплитудой возбуждения, расширяющие возможности акустических методов при оценке трещиноватости горных пород.

4. Обоснована и разработана методика оценки трещиноватости низкопористых карбонатных пород по данным электрометрии скважин, основанная на использовании свойств остаточной (связанной) воды и применении закона Арчи в нефтенасыщенной породе. Эффективность методики показана в 4-х вариантах применения в зависимости от вещественного состава, структуры карбонатных пород и выполненного комплекса ГИС.

5. Разработан способ учёта слоистости и кавернозности при определении пористости карбонатных пород по уравнению среднего времени для акустического каротажа.

6. Разработан принцип адаптации данных ГИС, учитывающий результаты петрофизических и других геолого-геофизических исследований. Это позволило повысить точность определения пористости карбонатных пород разной степени доломитизации, окремнения, кавернозности и слоистости, что необходимо для оценки трещиноватости по электрометрии.

Список публикаций по теме диссертации

Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Князев А.Р. Об определении коэффициента нефтенасыщения известняков по кинематическим параметрам ВАК // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып. 107. С. 104-109.

2. Жуланов И.Н., Князев А.Р., Матвеева В.П. Опыт изучения низкопористых карбонатных коллекторов по ВАК // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2003. Вып. 107. С. 95-103.

3. Некрасов А.С., Козлов В.Г., Князев А.Р., Чудинов Ю.В. Комплексная интерпретация аэрокосмогеологических исследований, сейсморазведки 3Д и ГИС с целью создания геолого-параметрической модели турнейско-фаменской залежи Сибирского нефтяного месторождения // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 116-117. С. 144-149.

4. Князев А.Р. Выделение интервалов трещиноватости в низкопористых карбонатных породах по стандартному комплексу ГИС // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 135. С. 55-71.

5. Князев А.Р. Новые способы выполнения акустического каротажа скважин и интерпретации полученных данных // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 3 (156). С. 84-96.

6. Князев А.Р. К выделению и оценке трещинных коллекторов в карбонатных породах с низкопористой водонасыщенной матрицей // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 8 (173). С. 37-51.

7. Князев А.Р., Малиновский А.К. Предварительные результаты изучения отражений волнового акустического каротажа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 5 (182). С. 56-70.

Патенты:

8. Пат. 2305767, Российская федерация, МПК E21B 47/00, G01V 1/52. Способ акустического каротажа скважин / А.Р. Князев; заявитель и патентообладатель А.Р. Князев. - №2006107789/03; заявл. 13.03.2006; опубл. 10.09.2007, бюл. №25.

9. Пат. 2326237, Российская федерация, МПК E21B 47/00, G01V 1/40. Способ поляризационного акустического каротажа скважин / А.Р. Князев; заявитель и патентообладатель А.Р. Князев. - №2006124943/03; заявл. 11.07.2006; опубл. 20.01.2008, бюл. №16.

Статьи в материалах и трудах научно-технических конференций:

10. Жуланов И.Н., Князев А.Р., Матвеева В.П. Опыт изучения низкопористых карбонатных коллекторов в Пермском регионе // Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности. Уфа, 2002. С. 6-7.

11. Князев А.Р. Об определении коэффициента нефтенасыщения известняков по кинематическим параметрам ВАК // Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности. Уфа, 2003. С. 97-98.

12. Князев А.Р. Индикация макротрещин в скважине по ВАК // Высокие технологии в промысловой геофизике. Уфа, 2004. С. 58-61.

13. Князев А.Р., Некрасов А.Н. Некоторые результаты применения методики адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин в коллекторах со сложной структурой пустотного пространства (на примере верхнефаменско-турнейских карбонатных отложений Перевозного месторождения нефти ТПНГП) // Геология и полезные ископаемые Западного Урала. Пермь, 2008. С. 265-271.

14. Савич А.Д., Князев А.Р. Опыт исследований горизонтальных скважин в ОАО «Пермнефтегеофизика». // Ядерно-геофизические технологии в комплексе ГИС при исследовании наклонных и горизонтальных скважин. Современное состояние в России и СНГ, перспективы развития методов и технологий. - Сургут, 2007. С. 68 - 72.

Размещено на Allbest.ru

...