Горные породы Сибири (стр. 3 из 4)

Формула 1. Зависимость получена по представительному керну из пласта Ю₁ и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири.

Зависимость (1) получена по представительному керну из пласта Ю₁ и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири, имеет высокий коэффициент корреляции (r=0.98) и ее можно использовать для определения К_п коллекторов юры в пределах Среднеобской нефтегазоносной области и Уренгой-Пуровского района.

Зависимость на рисунке дополнена данными по пластам БП20 Харампурского и БП_8-14 Тарасовского месторождений. Как видно, точки по пластам БП хорошо согласуются с юрскими, что может свидетельствовать о возможности использования зависимости (1) и для определения пористости коллекторов пластов группы БП.

Ранее полученная в ЗапСибГеоНАЦ зависимость _Dt(К_п) для ачимовских отложений Уренгойского ГКМ имеет вид _Dt = 5.24 К_п + 172.42 и располагается несколько выше юрской. Статистическая зависимость К_п(_Dt) предпочтительнее, так как при ее использовании систематические ошибки минимальны.

- Определение коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ) достаточно распространено на практике. Выражение для К_п имеет вид

Формула 2. Определение коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ)

Как видно из уравнения (2), результаты определения К_п значительно зависят от достоверности параметров _Dt_ск и _Dt_ж.

Существует несколько способов определения _Dt_ск. Наиболее правильным следует считать _Dt_ск, определенное путем линейной экстраполяции зависимости К_п(_Dt) к нулевой пористости. По зависимости (1) _Dt_ск для юрских отложений будет равно 166 мкс/м.

Интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов, температуры и давления (глубины залегания). Для условий Западной Сибири рекомендуется значение _Dt_ж принимать равным 610 мкс/м [1], которое, очевидно, характерно для однородных водных растворов. В реальных нефтеносных пластах в радиусе исследования АК находится остаточная нефть, а также смесь фильтрата бурового раствора и пластовой воды. Для такого заполнителя порового пространства _Dt_ж будет другим, что и подтверждается на практике. При рекомендованном _Dt_ж=610 мкс/м полученные значения Кп оказываются завышенными.

В связи с этим целесообразно определять _Dt_ж расчетным путем по уравнению (2), решая его относительно _Dt_ж по известным К_п по керну и _Dt по АК.

В частности, для отложений пласта Ю₁ Харампурского месторождения по выборке пластов с достоверным керном среднее значение _Dt_ж можно при нять равным 665 мкс/м.

При таком подходе к определению _Dt_ж в той или иной мере должно учитываться влияние глинистых частиц в породе.

- Определение коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании многомерных моделей. В частности, В.Г. Фоменко, С.Г. Шальновой и др. [2] предложена методика, сущность которой заключается в том, что по материалам нескольких месторождений Уренгойского нефтегазоносного района было получено уравнение, которое описывает связь между К_п, _Dt и a_пс:

Формула 3. Определение коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании многомерных моделей.

где 0.175с - комплексный параметр (обозначенный нами С), который в целом учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как _Dt_ск.

Авторы методики не указывают значение коэффициента пропорциональности с, а величина 0.175 в уравнении (3) рекомендована как константа для определения К_п всех стратиграфических комплексов Западной Сибири.

Однако, как показал опыт применения этой методики при подсчете запасов в ТТЭ (ЗапСибГеоНАЦ), значения коэффициента 0.175с и _Dt_ск необходимо уточнять для каждого объекта с учетом условий его залегания и литологических особенностей пород.

В связи с этим Г.В.Таужнянским, Е.Е.Селивановой, О.А.Соколовской и др. предложена и успешно применяется на протяжении многих лет методика уточнения коэффициента 0.175с в уравнении (3). Она заключается в том, что по пластам с высоким выносом керна (не менее 70-80%) и количеством исследованных образцов более 3-5 на 1 метр разреза при известных значениях К_п, _Dt и a_пс, уравнение (3) решается относительно коэффициента С. При таком подходе можно использовать также уверенные значения К_п по каротажу (например, по ГГК-П).

Уточненный таким способом коэффициент С для отложений юры Харампурского месторождения при _Dt_ск=166 мкс/м равен 0.258 и формула (3) примет вид

Формула 4. Формула (3) при уточненненном коэффициент С.

В общем коэффициент С имеет тенденцию к уменьшению вверх по разрезу. Для пластов ПК Харампурского месторождения он равен 0.139.

Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают с данными керна. Так, по пласту Ю₁ Харампурского месторождения по скважинам с АК получены следующие средневзвешенные значения К_п

Рис.2. Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают с данными керна.

Наиболее надежной считаем зависимость К_п(_Dt), при которой интервальное время определяется по результатам исследований в скважинах, а К_п устанавливается по данным представительного керна. В сильно глинистых пластах, по-видимому, лучшие результаты могут быть получены по методике К_п(_Dt,a_пс). Однако при использовании этой методики возникают некоторые сложности при расчете a_пс с выбором опорного пласта.

Таким образом, полученные авторами, а также усовершенствованные с учётом конкретных геологических условий известные методики определения пористости коллекторов месторождений Тюменской области по интервальному времени распространения упругой волны прошли апробацию и рекомендуются для практического применения.

3. Пространственно-временные изменения коэффициента пористости и объемной плотности водонасыщенных пород

Для определения степени уплотнения осадочных пород используются как литологические, так и литофизические параметры. Среди первых известны коэффициенты метаморфичности (О.А. Черников, 1964 г.), измененности (С.С. Савкевич, 1965 г.), сообщаемости пор (П.А. Карпов, 1969 г.), изменения структуры (Л.В. Орлова, 1974 г.). Среди вторых чаще всего используют общую пористость и объемную плотность осадочных пород, преимущественно глинистых. В. М. Добрынин (1965 г.), анализируя характер необратимых деформаций осадочных пород, ввел коэффициент необратимого уплотнения b_п:

где DКп/dh – средний градиент изменения коэффициента пористости пород в изучаемом интервале глубин, K_п – коэффициент пористости в верхней части исследуемого интервала.

Б.К. Прошляков [4] предложил использовать для оценки степени уплотнения пород коэффициент уплотнения ks – отношение объемной плотности породы (s) к плотности ее твердой фазы (s_т)

k_s=s/s_т , (2)

По мере уплотнения породы s стремится к s_т, a k_s – к единице.

Уплотнение осадочных пород приводит к изменению с глубиной залегания пористости, плотности и скорости распространения упругих волн. Коэффициент b_п входит в степенной показатель экспоненциальных выражений, определяющих изменение указанных выше физических параметров с глубиной залегания (А.О. Огнев. 1985 г.).

где k_п0 – начальное значение общей пористости, m_к, m_s , m_v – структурные коэффициенты; s_пр, s₀ – предельная и начальная плотности (минералогическая плотность или плотность твердой фазы), v_пр, v₀ – предельная и начальная скорости распространения упругих волн.

Между коэффициентами b_п и k_sсуществует зависимость вида:

где ks₀ – начальное значение коэффициента уплотнения, равное s₀/s_т. Значение m_s для различных литотипов пород колеблется от 0,012 до 0,018 МПа/м.

Исследования во многих районах показали, что процессам уплотнения наиболее подвержены глинистые породы. Глины имеют важное значение не только как основные нефтематеринские породы, но и как покрышки и источник выжимаемых при уплотнении флюидов. Последние контролируют направление и объем миграции УВ и могут быть причиной образования АВПД. Глины могут являться структурообразующей породой и указывать на подземные условия дренажа.

В настоящее время предложено несколько моделей уплотнения глинистых осадков (Л.Е. Эти, 1930 г.; X.Д. Хедберг, 1936 г.; Ж.И. Уэллер, 1959 г.; Н.Б. Вассоевич, 1960 г.; М.К. Пауэре, 1967 г.; Ю.Ф. Берет, 1969 г. и др.). В большинстве этих моделей определяющим фактором уплотнения является гравитационное давление. Различные исследователи выделяют от двух до четырех стадий уплотнения. Однако единой закономерности уплотнения глинистых пород для всех формаций и разрезов не существует. Каждый регион, область, формация и разрез в соответствии с возрастом, скоростью осадконакопления, минералогическим составом глин, геотермической обстановкой и историей геологического развития характеризуется своими условиями консолидации глинистых образований и кривыми их уплотнения.