Статистична модель нейтронної пористості тонкошаруватих відкладів сарматського віку зовнішньої зони Передкарпатського прогину

Размещено на http://www.allbest.ru/

22

|

Размещено на http://www.allbest.ru/

Статистична модель нейтронної пористості тонкошаруватих відкладів сарматського віку зовнішньої зони Передкарпатського прогину

Сумарний вміст водню водонасиченої теригенної породи (нейтронна пористість), який оцінюється за даними нейтронних методів, у загальному вигляді дорівнює сумі значень коефіцієнта ефективної пористості породи , об'ємного вмісту фізично і хімічно зв'я-заної води (, ) та величини густинного ефекту (визначається розходженням значень густин глинистих мінералів в породі і пористого середовища еквівалентного водне-вмісту) [1]

. (1)

Рівняння (1) можна переписати таким чином:

. (2)

Таблиця 1. Вміст хімічно зв'язаної води (питомого водневмісту) в глинистих мінералах

Після введення поправки за густинний ефект приймаємо, що виправлене значення водневмісту породи дорівнює . Таким чином, вірогідність кількісної інтерпретації даних нейтронних методів досліджень нафтогазових свердловин у визначенні або (1, 2) значною мірою визначається точністю оцінки петрофізичних параметрів, серед яких основним можна назвати питомий вміст водню і в пелітовому (глинистому) матеріалі теригенних порід.

Оцінка питомого водневмісту глинистої компоненти зазвичай виконується або шляхом використання довідникової інформації із залученням результатів мінералогічних аналізів глин у гірських породах [1-3], або шляхом статистичного аналізу апріорної інформації, отриманої під час проведення свердловинних і лабораторних досліджень [3-5]. У табл. 1 наведено середні значення величини за даними [1, 2, 6]. За даними [1] вміст у суміші глинистих мінералів каолініту, хлориту і гідрослюди дорівнює 0,3. Аналіз наведених даних та літературних джерел свідчить про крайню мінливість величини у глинистих мінералах, особливо за умови їх звичайних поліморфних заміщень у природному стані, в тому числі і в теригенних гірських породах різного літологічного складу.

З метою підвищення точності оцінки пористості гірських порід з використанням даних нейтронних методів були проведені дослідження з визначення реальних значень величини глинистих компонент гірських порід у відкладах неогенового віку газових родовищ Передкарпаття.

Оцінка питомого вмісту водню в глинистих мінералах виконувалась двома способами. За допомогою першого способу визначались інтегральні, середні значення глин у піщано-глинистих породах. Другим способом оцінювались роздільні значення вмісту водню в глинистих фракціях: окремо для піщано-алевритових порід і окремо для глинистих.

Спосіб І. Оцінка середніх значень глин

Відомо [1, 3, 7], що інтенсивність гамма-випромінення радіаційного захоплення під час дослідження заінверсійним зондом НГК довжиною 60-70 см лінійно залежить від логарифму об'ємного водневмісту гірської породи в області мінливості останнього від 0,03 до 0,35

, (3)

водневміст глинистий гірський пористість

де і - коефіцієнти.

З урахуванням (2) перепишемо рівняння (3) так:

. (4)

Останнє рівняння дає змогу безпосередньо визначати питомий водневміст глинистої компоненти за відомих значень усіх інших членів рівняння. Оскільки у загальному випадку коефіцієнти і невідомі, то для оцінки величини виконаємо такі процедури. Значення знімаються безпосередньо з каротажної діаграми навпроти пластів з різними геофізичними і літологічними характеристиками і виправляються на діаметр (достатньо привести покази до єдиного діаметра свердловини за відомими палетками або залежностями [1, 2]) та на вплив потужності експозиційної дози гамма-випромінення. Значення коефіцієнта загальної пористості визначаються за даними лабораторних досліджень кернового матеріалу з обраних пластів або розраховуються за значеннями густини, визначеної методом ГГК-Г. Значення можуть бути оцінені або за даними гранулометричного аналізу кам'яного матеріалу, або за результатами інтерпретації каротажних даних “методів глинистості” ГК, або ПС. Значення задаються у вигляді низки значень від 0 до 1, наприклад, з кроком 0,01. Внаслідок того, що рівняння (4) лінійне, екстремальне значення коефіцієнта парної кореляції між і (або ) буде отримане як досягнення відповідності реального значення питомого водневмісту глин значенню, яке отримано у ході послідовної підстановки значень цього параметра. Якщо визначається питомий вміст водню глинистих мінералів в інтервалі розрізу свердловини, де покази НГК наближені до одиниці, або за високих значень нейтронної пористості, більше ніж 0,35, то замість значень слід використовувати , отримані за даними двозондового нейтронного гамма-каро-тажу ДННК [1]. У такому випадку значення приймається за дійсне у разі досягнення коефіцієнтом парної кореляції максимального значення для обраної вибірки пластів.

На рис. 1 зображено приклади оцінки вмісту водню в глинистій компоненті для відкладів нижньої крейди Кулічихінського і Матвіївського газоконденсатонафтових родовищ ДДЗ, верхньої крейди і неогену Рубанівського газового родовища Передкарпаття. Значення вмісту водню (хімічно зв'язаної води) глин визначені в діапазоні 0,128-0,36 для різних відкладів, що свідчить про відмінності у складі глинистих мінералів.

Отримані значення глинистих мінералів подібні до значень з довідникової літератури. Занижені розраховані значення вмісту водню глинистої компоненти гірських порід для відкладів ДДЗ - 0,128 і 0,149 під час використанні кернової і свердловинної геофізичної інформації можливо пов'язані з наявністю в пелітовій фракції (меншими ніж 0,01 мм діаметра зерен) часток неглинистих мінералів у проведенні гранулометричного аналізу пісковиків і алевролітів з Матвіївського і Кулічихінського родовищ вуглеводнів. Результати визначення хімічно зв'язаної води за даними ГДС у відкладах верхньої крейди (0,26), баденських і сарматських відкладів (0,275) відповідають середньому мінеральному складу глинистої компоненти гірських порід, характерному для газових родовищ Зовнішньої зони Передкарпатського прогину.

Рисунок 1. Результати визначення питомого вмісту водню глинистих компонент у гірських породах продуктивних відкладів ДДЗ і Передкарпаття

Спосіб ІІ. Оцінка роздільних значень пи-томого вмісту водню в глинистих мінералах піщано-алевритових і глинистих порід

Дослідження мінливості значень величини глинистих мінералів залежно від літологічної та стратиграфічної належності гірських порід, відповідності розрізу певного газового родовища, глибини залягання відкладів проводились з метою зменшення похибок оцінки пористості за даними нейтронних методів з коригуванням останньої на вплив вмісту глинистої компоненти. Для цього використовувались дані методів ГДС: ГК (для оцінки ), ДННК (для оцінки ) і ГГК-Г (визначалась величина ). Для розрізів окремих свердловин газових родовищ, де виконувались вказані методи; з використанням рівняння (2) було проведено розрахунки питомого вмісту водню глинистої компоненти. З метою підвищення достовірності та інформативності отриманих результатів щодо представлення різних літотипів порід обирались інтервали розрізів свердловин з максимальною диференціацією за даними ГК, тобто за параметром глинистості. Для кожного інтервалу досліджень було розраховане рівняння лінійної регресії (табл. 2) залежності від глинистості і глибини залягання відкладів. Графіки цих рівнянь зображено на рис. 2. Після проведення регресійного аналізу даних по перерахованих вище свердловинах отримано узагальнене рівняння для відкладів дашавської світи в інтервалі глибин 200-1800 м

(5)

Дане рівняння тримірної регресії зображено на рис. 3.

Виявилось (див. рис. 2), що майже незалежно від індексу горизонту дашавської світи відбувається закономірне зростання величини глинистої компоненти гірських порід у напрямку зростання загальної глинистості. Указаний факт разом із незначною відмінністю ліній рівнянь регресії, побудованих для різних глибин відкладів конкретних свердловин, дає змогу оцінити середні значення питомого водне-вмісту глинистих мінералів у випадку розсіяної глинистості піщано-алевритових порід ( прямує до 0) і для чистих глинистих порід із шаруватою глинистістю ( прямує до 1):

- розсіяної глини

= 0,204, = 0,019;

- шаруватої глини

= 0,308, = 0,017.

Проміжні значення за інших значень величини за рівняннями регресії притаманні змішаній глинистості з різними співвідношеннями об'ємів розсіяної глинистості піщано-алевритових прошарків і шаруватої глинистості в тонкошаруватих товщах досліджуваних розрізів дашавської світи.

Таблиця 2. Рівняння залежності _х (%) глинистих компонент теригенних гірських порід від К_гл і глибини Н (м) залягання відкладів неогенового віку

1 - св. № 8-Верещицька (=1000 м), 2 - св. № 3-Кадобнянська (=150 м), 3 - св. № 16-Кадобнянська (=700 м), 4 - св. № 11-Макунівська (=1300 м), 5 - св. № 3-Твіржівська (=3280 м), 6 - св. № 522-Більче-Волицька (=800 м)

Рисунок 2. Графіки залежності вигляду для відкладів неогенового віку в розрізах свердловин

Запропоновано та застосовано новий спосіб оцінки питомого вмісту водню у глинистій компоненті піщано-глинистих порід за даними лабораторних аналізів керна і даних ГДС шляхом використання явища лінійної залежності між показами нейтронних методів досліджень свердловин і нейтронною пористістю.

Досліджено особливості розподілу розрахованих значень глинистих мінералів теригенних порід залежно від загальної глинистості, глибини залягання і стратиграфічної належності тонкошаруватих товщ неогенового віку Зовнішньої зони Передкарпатського прогину.

Встановлено середні значення питомого вмісту водню для розсіяної глинистості піщано-алевритових порід і для шаруватих глин глинистих порід у розрізах дашавської світи газових родовищ Зовнішньої зони Передкарпатського прогину. Наведені значення рекомендуються до використання під час оцінки пористості гірських порід за даними нейтронних методів досліджень свердловин.

Рисунок 3. Графік розподілу залежно від глинистості та глибини залягання відкладів дашавської світи Зовнішньої зони Передкарпатського прогину

Література

водневміст глинистий гірський пористість

1. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов / Под ред. Б.Ю. Вендель-штейна, В.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко. - Калинин: НПО "Союзпромгеофизика", 1990. - 261 с.

2. Методические указания по проведению нейтронного и гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов измерений. - Калинин: НПО "Союзпромгеофизика", 1989. - 81 с.

3. Хабаров В.В., Волков Е.Н., Кудрин В.Я., Швеин Ю.А. Исследование водородосодержания образцов керна на установке нейтронного просвечивания // Эффективность геофизических исследований при разведке нефтяных и газовых месторождений Тюменской области: Сб. научн. тр. - Тюмень: ЗапСибНИИГеофизика, 1988. - С. 59-62.

4. Хабаров В.В., Волков Е.Н., Малышев О.Г. и др. Эффективность радиометрии скважин при изучении пород Тюменской свиты Западной Сибири // Эффективность геофизических исследований при разведке нефтяных и газовых месторождений тюменской области: Сб. научн. тр. - Тюмень: ЗапСибНИИГеофизика, 1988. - С. 54-58.

5. Карпенко О.М. Определение водородосодержания глинистой фракции горных пород в разрезе скважины по данным ГИС // Наук. вісник НГАУ. - Дніпропетровськ: НГАУ. - 2001. - № 4. - С. 109-110.

6. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). - М.: Недра, 1978. - 318 с.

7. Губерман Ш.А. Теория подобия и радиометрия скважин. - М.: Госгоптехиздат, 1962. - 108 с.

Размещено на Allbest.ru