Петрофизические и интерпретационные модели геофизических методов исследования скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья

Шнурман, Игорь Гениевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Петрофизические и интерпретационные модели геофизических методов исследования скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Петрофизические и интерпретационные модели геофизических методов исследования скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья"

На правах рукописи

ШНУРМАН Игорь Гениевич

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ И ИНТЕРПРЕТАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ОЦЕНКИ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И НАСЫЩЕННОСТИ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕДКАВКАЗЬЯ

Специальность 25.00.10 - геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Краснодар 2005

Работа выполнена в ПФ «Кубаньгазгеофизика» и Кубанском государственном университете на кафедре геофизических методов поисков и разведки геологического факультета

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Дембицкий Станислав Иосифович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук, профессор

Фоменко Владимир Григорьевич

доктор технических наук, профессор Коноплев Юрий Васильевич

доктор геолого-минералогических наук Варягов Сергей Анатольевич

Ведущая организация ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз» (г. Краснодар)

Защита диссертации состоится 23 сентября 2005 года в 14 часов на заседании специализированного совета Д 212.101.09 по геофизике, геофизическим методам поисков полезных ископаемых в Кубанском государственном университете по адресу: 350040, г. Краснодар, ул. Ставропольская 149, ауд. 231.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Кубанского государственного университета.

Автореферат разослан «

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

ют

м тш

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На территории Предкавказья (СевероКавказской нефтегазоносной провинции) большинство месторождений углеводородов связаны с терригенными отложениями. Залежи нефти, газа и газоконденсата выявлены в осадочных формациях от третичного до юрского возраста, при этом коллекторы сложены песчано-алеврито-глинистыми породами, характеризуются специфическими особенностями и их изучение по данным геофизических исследований скважин (ГИС) является достаточно сложной проблемой.

Активное изучение рассматриваемого района приходится на середину и конец прошлого века. В это время были разведаны и открыты большинство месторождений, отличительной особенностью которых являлось выдержанность по разрезу и площади фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, их значительные толщины и, как следствие, четко выраженная геофизическая характеристика. С середины 1980-1990-х гг. и до настоящего времени доля таких объектов в общем количестве разведанных месторождений неуклонно сокращается. При этом открываемые залежи углеводородов приурочены к сложно построенным терригенным коллекторам, которые отличаются значительной неоднородностью, малыми 1,5—2 м толщинами, сложной структурой порового пространства и, как следствие, значительной вариацией фильтрационно-емкостных свойств, что неизбежно приводит к снижению информативности геофизических исследований скважин.

В условиях перехода к рыночным отношениям, из-за негативных явлений, связанных с перестройкой и преобразованием топливно-энергетического комплекса России, практически исчез системный подход к изучению таких объектов и учету новых ранее не рассматриваемых факторов, определяющих эффективность геологоразведочных работ.

В рамках диссертационной работы поставлена задача разработать петрофизические и интерпретационные модели ГИС для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных коллекторов региона. Обоснование таких моделей на базе единого методологического подхода дает возможность унифицировать технологию исследования сложно построенных коллекторов на всех этапах изучения недр, которая может служить основой для создания единого информационного пространства геологоразведочного процесса.

Особое внимание в работе уделено выбору объектов для обоснования петрофизических и интерпретационных моделей ГИС сложно построенных коллекторов Предкавказья, в том числе в горизонтальных скважинах. К объектам, в наибольшей степени отражающим многообразие таких типов коллекторов, распределение глинистого материала, фильтрационно-емкостных свойств, фациальную изменчивость^отличающимся сложными геолого-техническими условиями бурен но отне-

сти чокракские отложения Западно-Кубанского прогиба (ЗКП), альбские Кущевского подземного хранилища газа (КПХГ) и нижнемеловые и юрские отложения Восточного Предкавказья.

Целью работы является теоретическое и экспериментальное обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья и создание на этой основе технологии определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и насыщенности, обеспечивающей повышение эффективности геофизических методов исследования разрезов нефтегазовых скважин, ее внедрение в практику геологоразведочных работ и оценку результатов применения.

Основные задачи исследований.

1. Анализ геолого-технических условий проведения ГИС и современного состояния методического обеспечения интерпретации данных каротажа при изучении сложно построенных терригенных коллекторов.

2. Разработка методического и теоретического подходов и обоснование на этой основе объемных и структурных моделей сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья.

3. Экспериментальное и теоретическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей геофизических методов.

4. Совершенствование технологии прогнозирования поровых давлений, зон АВПД и интерпретации результатов исследований в горизонтальных скважинах.

5. Разработка технологии проведения геофизических исследований и предварительной обработки материалов ГИС в коллекторах малой толщины,

6. Разработка эффективной технологии для выделения сложно построенных терригенных коллекторов, определения их фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности.

7. Опробование и внедрение разработанных и усовершенствованных технологий, оценка результатов внедрения, эффективности.

Методы исследования и фактический материал. Поставленные задачи решались путем обработки, обобщения и анализа геолого-геофизических материалов более чем в 300 скважинах Предкавказья с использованием программных средств Microsoft Excel, системы СИГМА и Геопоиск; проведения и анализа комплексных петрофизических исследований керна более чем 2500 образцов, по каждому из которых сделано в среднем около б определений, в том числе специальных петрофизических исследований в установках, моделирующих пластовые условия, выполнением ртутной порометрии, оценкой удельной поверхности методом низко температурной адсорбции, капиллярометрии, термогравиметрического анализа и др.; моделированием, расчетами, экспериментальными работами в нефтегазовых скважинах на месторождениях Ставропольского и Краснодарского краев, Кущевском подземном хранилище газа, привлечением публикаций отечественных и зарубежных ученых.

Диссертация базируется на результатах исследований, выполненных автором лично или при его непосредственном участии в Научно-исследовательском и проектно-конструкторском институте геофизических исследований (НИИГИ), г. Грозный, где проведены работы по совершенствованию методического и петрофизического обеспечения ГИС при изучении нижнемеловых и юрских отложений Восточного Предкавказья; ОАО «Нефтегеофизприбор», г. Краснодар, где разработана интерпретационная модель акустического каротажа; ПФ «Кубаньгазгеофизика», пос. Афипский Краснодарского края, где обоснованы новые методические основы интерпретации ГИС чокракских и альбских коллекторов Западного Предкавказья, на кафедре геофизических методов поисков и разведки геологического факультета Кубанского государственного университета, где обобщены и систематизированы результаты исследований в области изучения сложно построенных коллекторов Предкавказья геофизическими методами.

Автор принимал участие в планировании и проведении специальных петрофизических исследований образцов керна юрских коллекторов Ставропольского края, а также в планировании специальных петрофизических и геофизических исследований при изучении чокракских и нижнемеловых коллекторов Краснодарского края. Диссертант непосредственно участвовал в обосновании параметров для подсчета запасов нефти и газа ряда месторождений Предкавказья.

Достоверность предложенных автором выводов и рекомендаций проверялись путем сравнения результатов интерпретации с независимыми геолого-промысловыми материалами и результатами опробований скважин.

Научная новизна. В диссертации получены следующие основные результаты, характеризующиеся научной новизной.

1. Разработаны новые объемные и структурные модели сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, отличающиеся учетом ранее неизвестных закономерностей распределения глинистых минералов и алевритового материала в породе, учетом структуры порового пространства, особенностей распределения фильтрационно-емкостных свойств и обеспечивающие эффективное их использование при интерпретации ГИС.

2. Разработаны петрофизические и интерпретационные модели ГИС для изучения сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, основанные на новых методических подходах по обоснованию многомерных интерпретационных связей и параметров коллекторов, обеспечивающих внутреннюю интеграцию и возможность их применения при изучении всех типов терригенных пород.

3. Доказана трехкомпонентная модель интегрального гамма-каротажа терригенных пород и определены подходы к ее использованию для количественных определений глинистости и компонентного состава.

4. Разработана технология проведения геофизических исследований в коллекторах малой толщины (<2 м) и методика геофизической интерпретации полученных данных.

5. Разработаны и количественно обоснованы принципы интерпретации сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, основанные на новых закономерностях их строения и особенностях распределения фильтрационно-емкостных параметров и насыщенности коллекторов.

Практическая значимость и реализация результатов. На основании выполненных автором исследований в производственных организациях Ставропольского и Краснодарского краев внедрены три методических руководства по выделению коллекторов, определению их емкостных свойств и нефтегазонасыщенности, что обеспечило повышение информативности используемого комплекса ГИС:

- Методические рекомендации по выделению и оценке насыщенности юрских терригенных коллекторов Прикумской зоны поднятий по промыслово-геофизическим данным (1987);

- Методические рекомендации по оценке упруго-механических и емкостных свойств глубокозалегакмцих отложений по данным акустических исследований (1994);

- Методическое руководство по выделению и оценке чокракских коллекторов Западно-Кубанского прогиба по комплексу промыслово-геофизических данных (2001).

Предложенные автором разработки нашли широкое применение при оперативной интерпретации и подсчете запасов в юрских отложениях Восточного, Русский Хутор, Правобережного, Озек-Суат и некоторых других месторождений Прикумской зоны поднятий (ПЗП); в чокракских отложениях Прибрежного, Восточно-Прибрежного, Гривенского, Варавенского, Морозовского, Сладковского, Терноватого и других месторождений Краснодарского края. Разработанные новые методические решения использованы при обосновании параметров для подсчета запасов Прибрежного месторождения, которые прошли экспертизу в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых МПР России в 2001 г. Разработанные автором методики и технологии нашли широкое применение в геофизических организациях ОАО «Ставропольнефтегеофизика», ПФ «Кубаньгазгеофизи-ка» и используются геологическими службами ООО «Кубаньгазпром» и ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз».

Основные защищаемые положения.

1. Объемные и структурные модели сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, отличающиеся учетом закономерностей распределения глинистых минералов и алевритового материала в породе, структуры порового пространства, особенностей распределения ФЕС и насыщенности коллекторов.

2. Петрофизические и интерпретационные модели ГИС для изучения сложно построенных терригенных коллекторов, основанные на новых методических подходах по обоснованию многомерных интерпретационных связей и параметров коллекторов.

I ( I

3. Трехкомпонентная модель интегрального гамма-каротажа терри-генных пород и методика ее использования для количественных определений глинистости и компонентного состава.

4. Технология проведения геофизических исследований в коллекторах малой толщины (<2 м) и методика геофизической интерпретации полученных данных.

5. Принципы интерпретации сложно построенных терригенных коллекторов по данным ГИС, основанные на учете новых закономерностей их строения, распределения ФЕС и насыщенности, реализованные в методических решениях и алгоритмах программного обеспечения.

Апробация работы осуществлялась при разведке и определении параметров для подсчета запасов месторождений Предкавказья. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на международных и региональных совещаниях, конференциях и семинарах: Москва, 1997, Вторая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (диплом 3 степени); Москва, 1999, Третья всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (диплом 1 степени); Санкт-Петербург, 1999, Международная конференция молодых ученых и специалистов «ГЕОФИЗИКА-1999» (диплом 1 степени); Москва, 2000, Второй Российско-китайский семинар по нефтяной геофизике; Саратов, 2000, Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков; пос. Джубга, 2000, Нефтегазовая геология Кубани на рубеже веков: итоги и перспективы; Санкт-Петербург, 2000, Международная геофизическая конференция; Геленджик, 2001, Вторая международная конференция и выставка по разработке новых технических средств и технологий для работ на шельфе и в Мировом океане; Геленджик, 2002, Двенадцатый международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи - СГТСХ31К-2002»; Санкт-Петербург, 2003, Тринадцатый международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной ' промышленности, энергетики и связи - С1ТСЮ1К-2003».

Публикации. Основные научные положения и практические результаты опубликованы в 29 печатных работах, в том числе 1 монографии. Резуль-' таты работ по теме исследований изложены в 3 методических руководствах и

13 отчетах НИР (в фондах «НИИ геофизических исследований», г. Грозный; АООТ «Нефтегеофизприбор», г. Краснодар; ООО «Кубаньгазпром», г. Краснодар; Кубанского государственного университета, г. Краснодар).

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, 3 частей, 10 глав и заключения, содержит 372 страницы машинописного текста, в том числе 141 рисунок, 13 таблиц, библиографию из 145 наименований.

Автор выражает глубокую признательность профессору, д.т.н. С.И. Дембицкому, профессору, д.г.-м.н. В.Г. Фоменко, к.г.-м.н. Г.А. Шнурману, д.т.н. Л.Е. Кнеллеру, профессору, д.г.-м.н. В.М. Добрынину,

профессору, д.г.-m.h.f Б.Ю. Вендельштейну , к.г.-м.н. Д.П. Земцовой

A.M. Черненко за консультации, ценные советы и замечания при обсуждении результатов исследований. Автор признателен своим коллегам по работе М.С. Потаповой, А.Г. Комарову, Е.Б. Зайцевой, Н.С. Романовской, A.C. Михайлину, Р.К. Сеидову, Т.В. Себигатулиной, С.С. Писклову, Е.В. Тарасовой, A.J1. Брайловскому и другим за поддержку и помощь при подготовке работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, изложено научное и практическое значение работы, приведены результаты апробации и внедрения.

В первой части диссертации «Объемные и структурные модели терригенных коллекторов Предкавказья» (главы 1-2) на основании анализа проблемы, обобщения геолого-геофизической, петрофизической и промысловой информации, проведения специальных исследований керна обоснованы объемные и структурные модели изучаемых коллекторов.

Изучение терригенных коллекторов Предкавказья имеет более чем вековую историю и связано с бурением и освоением месторождений углеводородов Краснодарского и Ставропольского краев, Чечено-Ингушетии, Дагестана. Активное изучение скважин в этих районах промыслово-геофизическими методами приходится на вторую половину XX в. В это время были разработаны основные принципы интерпретации материалов ГИС терригенных коллекторов Предкавказья, которые изложены в трудах исследователей Б.Л. Александрова, B.C. Афанасьева, A.M. Бедчера, Н.С. Гудок, Т.Д. Дахкильгова, Н.В. Демушкиной, С.С. Итенберга, Г.А. Полосина, В.П. Попова, В.Ю. Терентьева, В.Д. Шароварина, Г.А. Шнурмана и других. Фундаментальные принципы интерпретации данных ГИС терригенных коллекторов разработаны Б.Ю. Вендельштей-ном, М.М. Элланским. Большой вклад в развитие радиоактивных и акустических методов исследования терригенных колллекторов внесли

B.М. Добрынин, ДА. Кожевников, В.В. Ларионов, P.A. Резванов, И.В. Головацкая. Несмотря на достаточно большой объем выполненных теоретических и экспериментальных исследований, эффективность изучения терригенных коллекторов Предкавказья остается достаточно низкой. Это обусловлено следующими основными причинами: сложным влиянием на показания геофизических методов алевритового и глинистого материала и отсутствием методов его учета; существующими противоречиями между результатами ГИС и петрофизическими исследованиями керна, связанными с традиционными подходами в определении петрофизических параметров; значительным увеличением в исследуемых продуктивных интервалах доли коллекторов с малыми толщинами (менее 2 м), для которых

отсутствует методическое обеспечение учета искажающих факторов: скважины, вмещающих пород и др. [1]. Эти и другие проблемы изучения сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья явились предметом исследования настоящей диссертационной работы.

В качестве объектов исследования выбраны чокракские отложения Западно-Кубанского прогиба (ЗКП), альбские - Кущевского подземного хранилища газа (КПХГ), юрские и нижнемеловые отложения Восточного Предкавказья. В указанных отложениях выявлены коллекторы сложного строения, во многом отражающие многообразие сложно построенных терригенных коллекторов. Для них характерны значительная фациальная изменчивость, сложное распределение песчаного, алевритового и глинистого материала, большой диапазон фильтрационно-емкостных свойств и минерализации пластовых вод, а также своеобразные горно-геологические условия (АВПД, АНПД).

Эффективность ГИС во многом определяется адекватностью используемых интерпретационных моделей объемным и структурным моделям изучаемых коллекторов. В связи с указанным, обоснование объемных и структурных моделей коллекторов, наиболее полно отражающих их естественное строение, взаимосвязи основных параметров, влияющих на измеряемые физические свойства пород, является первоочередной задачей.

В изучаемых терригенных коллекторах Предкавказья могут быть выделены три основных компонента: скелетный, представленный псаммитовым и алевритовым материалом, глинистый, сложенный глинистыми минералами, и поровое пространство, насыщенное пластовой водой, нефтью и газом. Кроме указанных компонентов, в породе может присутствовать карбонатный, кремнистый и другие виды цемента. С увеличением содержания карбонатного цемента снижаются фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. В связи с тем, что объемное содержание карбонатного цемента относительно небольшое и его параметры не очень сильно отличаются от скелетного компонента, указанный цемент может быть включен в состав скелета.

Скелетный (жесткий) компонент, являющийся преобладающей, главной составной частью изучаемых песчано-алевритовых пород, представлен преимущественно кварцем (60-97%) с примесью полевых шпатов и кремнистых пород, общее весовое содержание которых не превышает 20-30%. Наибольшим литологическим разнообразием отличаются юрские песчаники Прикумской зоны поднятий (ПЗП) [2, 3].

Таким образом, по минеральному составу скелета изучаемые породы с некоторым приближением могут рассматриваться как мономинеральные кварцевые. Скелетный компонент характеризуется рядом физических параметров (минералогической плотностью, интервальным временем пробега упругих волн, естественной радиоактивностью, нейтронной пористостью), которые обоснованы автором для всех изучаемых объектов и использованы при интерпретации материалов геофизических исследований скважин.

Гранулометрический состав скелетного компонента терригенных пород в значительной мере определяет ее фильтрационные свойства, эффективную пористость (связанную водонасыщенность) и, в меньшей степени, геофизические параметры. Скелетный компонент состоит из частиц различного размера, которые в соответствии с общепринятыми представлениями подразделяются на песчаные (>0,1 мм) и алевритовые (0,1-0,01 мм). С уменьшением размера зерен скелетной части, их отсортированности и окатанности существенно снижаются сечения поровых каналов, проницаемость и эффективная пористость. Последняя закономерность четко иллюстрируется статистическими зависимостями проницаемости от пористости для изучаемых отложений региона (рис. 1). Юрские среднизернистые песчаники, при прочих равных условиях, характеризуются наибольшей проницаемостью, затем следуют мелкозернистые песчаники У1П-1Х пластов нижнемеловых отложений ПЗП и чокракских отложений ЗКП, и, наконец, наименьшей проницаемостью отличаются алевритовые породы I пласта нижнемеловых ПЗП и I пачки альбских отложений КПХГ. Как показано в диссертационной работе на примере I пласта нижнемеловых отложений ПЗП, мелкоалевритовые породы, характеризующиеся всеми признаками коллекторов по материалам ГИС, являются субколлекторами, полностью водонасьпцен-ны и служат покрышками для залежей нефти. Гранулометрический состав оказывает влияние на некоторые геофизические параметры. Так, повышенная естественная гамма-активность алевритового компонента создает физические предпосылки для оценки компонентного состава скелета по данным гамма-каротажа. Таким образом, по влиянию на коллекторские свойства и геофизические параметры терригенных пород скелетный компонент необходимо подразделить на две части: песчаную и алевритовую.

Глинистый (пластичный) компонент изучаемых терригенных пород преимущественно представлен глинистыми высоко дисперсными минералами, в основном содержится в виде цемента. Этот компонент значительно снижает емкостные и фильтрационные параметры коллекторов и оказывает существенное влияние на показания геофизических методов. Некоторые глинистые минералы (например, монтмориллонит, распространенный в юрских отложениях ПЗП) при контакте с пресными водами вследствие гидратации и катионного обмена набухают, что приводит к снижению проницаемости.

Проблема оценки глинистости терригенных пород по материалам петрофизических и геофизических исследований является далеко не решенной и в настоящее время. В отечественной практике в качестве меры глинистости терригенных пород принимается объемное или весовое содержание в них фракции размером менее 0,01 мм. Однако, на основе многочисленных исследований горных пород установлено, что в указанную фракцию входят тонкодисперсный кварц и другие минералы, резко отличающиеся по своим физическим свойствам от глин. В связи с указанным, гранулометрическим методом нельзя установить границу между глинами

и алевритами. Американские исследователи (О. Серра, 1984, Пресс и Сай-вер, 1978) к глинистой относят фракцию размером менее 0,004 мм. Если принять, что к пелитовой относится фракция размером <0,005 мм, представляет интерес сравнить ее содержание с содержанием фракции <0,01 мм. Такое сравнение, по данным детальных гранулометрических анализов, выполненных А.Г. Комаровым, проведено автором для чокракских отложений ЗКП и альбских отложений КПХГ [1]. Между сравниваемыми параметрами существует достаточно тесная (коэффициент корреляции 0,970,98) и близкая для обоих объектов корреляционная зависимость, при этом во фракции <0,01 мм содержится около 80% фракции <0,005 мм. Установленное соотношение рекомендовано автором для количественных оценок содержания тонкодисперсной фракции (<0,005 мм) по стандартным гранулометрическим анализам.

Рис. 1. Сопоставление проницаемости Кпр с пористостью Кп коллекторов. Условные обозначения: 1 - юрские коллекторы ПЗП; 2 - УШ-1Х пласты нижнемеловых отложений ПЗП; 3 - чокракские отложения ЗКП; 4 - 1 пласт нижнемеловых отложений ПЗП; 5-1 пачка альбских отложений КПХГ

Безусловно, в качестве меры глинистости наиболее обосновано принимать объемное или весовое содержание в породе глинистых минералов, однако лабораторные методы определения этого параметра достаточно сложны, неточны и редко применяются на практике. Автором для альбских отложений КПХГ проведено сравнение содержания фракции <0,01 мм (Кгл) с глинистостью, найденной по шлифам (Кглм) [19]. В результате установ-

лено, что содержание глинистых минералов существенно (более чем в 2 раза) меньше содержания фракции <0,01 мм, и на основе этой закономерности удалось устранить существовавшие до этого противоречия между петрофизическими и геофизическими исследованиями. Статистическая связь Кглм = А(Кгл) имеет вид

Кглм = 0,45Кгл - 1,74 (1)

и рекомендована для приближенной количественной оценки содержания глинистых минералов (рис. 2).

I 15

: но I Е

I ы

! 0 5 10 15 20 25 30 35 40 ^ Кгл, %

Рис. 2. Сопоставление объемной глинистости по шлифам Кглм и данным гранулометрии Кгл

11-Кглм (шлифы) = Г (Кгл (<0,01»; • - Кглм(<0,005/2) = Г (Кгл (<0,01)).

В связи с неопределенностью в оценке глинистости по гранулометрическому анализу, Б.Ю. Вендельштейном (1966) для характеристики глинистости пород предложено использовать приведенную емкость поглощения Параметр может быть определен лабораторными методами и его предпочтительно использовать для обоснования интерпретационных моделей ГИС, таких как удельное сопротивление и ПС, наиболее тесно связанных с поверхностно-активными свойствами терригенных пород. Однако, для ряда геофизических методов, таких как нейтронный, плотностной, акустический каротаж и другие, необходимо знать соответствующую геофизическую характеристику глинистого компонента и его объемное содержание. При этом в качестве глинистости можно использо-

вать содержание фракции размером <0,01 мм. Однако следует учитывать, что физические характеристики, используемые в интерпретационных моделях, должны быть определены именно для этой фракции. В этой связи важное значение приобретает обоснование взаимосвязи приведенной емкости поглощения и содержания пелитовой фракции Кгл.

Такие связи по данным петрофизических исследований керна получены автором для чокракских [16], альбских отложений Западного Предкавказья [19] и юрских отложений Восточного Предкавказья [4]. Для всех отложений наблюдается единая статистическая связь между сравниваемыми параметрами с коэффициентами корреляции 0,78-0,81, при этом Я„ = ЗКгл. Единая зависимость для всех изученных объектов свидетельствует о достаточно постоянной приведенной емкости обмена фракции <0,01 мм, равной 3 мг-экв/см3.

Далее в работе обосновываются объемные и структурные модели сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья. Анализ имеющейся информации показал, что в изучаемых отложениях коллекторы приурочены к песчаникам и алевролитам с дисперсной глинистостью и к песчано-алеврито-глинистым породам. Подчиненное распространение имеют песчаники со слоистой глинистостью.

Объемная модель песчаников с дисперсной глинистостью хорошо известна. Модель М.М. Элланского (2001) для «типичных терригенных коллекторов» с дисперсной глинистостью исходит из положения о постоянстве пористости скелета Кпск и его заполнении глинистым цементом при увеличении глинистости

1С Под = Кп + Кгл. (2)

Считается, что в приведенном выражении при значении численного коэффициента при Кгл меньше 1 порода характеризуется структурной глинистостью. Однако материалы петрофизических исследований по терригенным отложениям Предкавказья не согласуются с моделью М.М. Элланского. Установлена существенная вариация пористости скелета: от 28 до 40% для чокракских отложений ЗКП, от 17 до 25% для юрских песчаников ПЗП и ее увеличение с ростом глинистости. Статистические связи Кп = Г (Кгл) для обоих рассматриваемых объектов близки (рис. 3) и аппроксимируются уравнением [1]

Кпск = Кп - 0,5 • Кгл . (3)

Анализ шлифов показал, что псамито-алевритовая фракция представлена преимущественно кварцем и в ней отсутствуют следы пелитиза-ции зерен породы, а следовательно, и структурная глинистость.

Очевидно, что с ростом глинистости песчаников увеличивается не только содержание цемента, но и происходит замещение глинистым материалом некоторого объема скелетного компонента и в результате увеличивается пористость скелета породы. Коэффициент 0,5 в приведенном вы-

ражении свидетельствует о том, что с ростом глинистости около половины глинистого материала замещает скелетный компонент, а остальная половина увеличивает объем цемента. Описанная новая модель песчаников с дисперсной глинистостью хорошо согласуется с теорией накопления тер-ригенных осадков (В.Т. Фролов, 1993).

а)

Кгл, *А

б)

Рис. 3. Сопоставление пористости с объемной глинистостью:

(а) чокракские отложения ЗКП, (б) юрские отложения ПЗП

Для трехкомпонентных песчано-алеврито-глинистых пород структурные и объемные модели усложняются (В.Г. Фоменко, 1989). Скелет таких пород состоит из песчаного и алевритового материала, распределение которого может быть достаточно разнообразным в зависимости от спектра размеров песчаных и апевролитовых частиц.

При построении моделей таких пород (В.Ю. Терентьев, 1979, JI.E. Кнеллер 1990 и др.) выделяются отдельно песчаный, алевритовый и глинистый компоненты с объемным содержанием Кпес, Кал и Кгл, своей пористостью Кппес, Кпа„, Кпгл и остаточной водонасыщенностью Квопес, КвОа„, КВгл, при этом Квгя = 1, а Квоал»Квопес.

Такая модель является несколько искусственной, поскольку в реальных условиях распределение песчаного и алевритового материала в породе является довольно сложным, хаотичным, и он образует единую структуру скелетного компонента и порового пространства. По мнению автора, модели таких пород отличаются от ранее рассмотренных лишь тем, что в составе скелета выделяются песчаный и алевритовый компоненты с объемным содержанием Кпес и Кал. При этом алевритовый компонент существенно влияет на фильтрационные свойства, водонасыщенность коллектора и некоторые геофизические параметры, и в меньшей степени - на емкостные свойства. С увеличением содержания алевритового компонента и с уменьшением размера его зерен возрастает содержание связанной воды. Как показали многочисленные исследования (A.A. Ханин, 1969), при размере зерен 0,05 мм в поровом пространстве преобладает условно связанная вода, к которой относят наружный слой рыхлосвязанной воды и воду, заполняющую тупиковые и субкапиллярные поры. При перепадах давлений, возникающих в процессе образования залежей нефти и газа и при их разработке, условно связанная вода практически не удаляется из пород, и они могут рассматриваться как субколлекторы.

Установлено, что эффективным приемом литологического расчленения терригенных отложений, выделения в них коллекторов различных типов является предложенная Б.Ю. Венделыитейном (1966) методика количественного сравнения пористости и глинистости (массовой Сгл, объемной Кгл и относительной т]гл). На теоретических номограммах Кп = f (Кгл) при Кпск = const и Т1гл = const результаты петрофизических исследований Кп и Кгл для всех изучаемых объектов четко разделяются на характерные области, позволяющие выделить коллекторы разных типов, глинистые, алевритовые и уплотненные породы (рис. 4). Так, коллекторы с дисперсной глинистостью характеризуются относительной глинистостью т|гл < 40-45%, и этот критерий может быть использован как универсальный параметр для их выделения [1].

Выполненные автором сопоставления алевритистости Кал с глинистостью Кгл позволило впервые установить количественные критерии разделения пород на алевролиты и глины. При низкой глинистости породы представлены в основном песчаниками и содержание в них алеврита не превышает 10-15%. С ростом глинистости до 35-40% наблюдается тенденция увеличения содержания алевролита, и породы постепенно переходят от песчаников к глинистым алевролитам, а далее при смене глинистых алевролитов на глины происходит снижение Кал вследствие все большего замещения алеврита пелитовым материалом. Граница между глинистыми и апевролитовыми породами проходит при значении Кгл = 35—40%.

О 10 20 30 40 50 60 70

Кгл, %

Рис. 4. Сопоставление пористости с объемной глинистостью. Условные обозначения: 1 - песчаные некарбонатные коллекторы; 2 - коллекторы с повышенным содержанием карбонатного материала; 3 - уплотненные карбонатные породы; 4 — глинистые алевролиты; 5 - песчаные коллекторы со слоистой глинистостью; 6 - глины

Автором предложен новый способ определения граничных значений параметров коллекторов (Кпрф, Кпф, Кга^, Квф), основанный на комплексном использовании результатов ртутной порометрии, центрифугирования, определения пористости, проницаемости, удельной поверхности, глинистости на ограниченной выборке керна [7]. Идея способа заключается в определении граничного диаметра поровых каналов, который для юрских отложений ПЗП оказался равным 1 мкм.

В результате исследований, выполненных автором, установлены объемные и структурные модели изучаемых коллекторов Предкавказья, пределы изменения и средние значения коллекторских, петрофизических и геофизических параметров (табл. 1) и их граничные значения для проницаемых интервалов [1].

Объемные модели коллекторов чокракского горизонта ЗКП представлены тремя основными типами [22]. К первому, преобладающему типу коллекторов относятся разуплотненные, мелкозернистые песчаники с примесью алевритов (Калср = 14.8%) с дисперсной, умеренной глинистостью (КгЛсР= 8.4%) и низкой карбонаггностью (Ккарср= 2%). Коллекторы первого типа обладают высокой пористостью (Кпср = 27%) и проницаемостью (Кпрср = 266 мД). Второй тип коллекторов отличается от первого повышенным (до 17%) содержанием карбонатного материала и, как следствие, более низкой пористостью (Кп^ = 20%) и проницаемостью (Кпрср =100 мД). Третий, имеющий подчиненное значение, тип коллектора приурочен к слоистым песчано-алеврито-глинистым породам и характеризуется пористостью (Кпср= 24%) и глинистостью (Кглср=32%).

Таблица 1

Петрофизические параметры сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья

Отложения, район Тип коллектора Петрофизические параметры Удельное сопротивление пластов, Омм

Кп, % Кпр, мД Кпес, % Кал, % Кгл, % Ккар, % 103 кг/м3 103 кг/и3 Р-, Рлл

Чокрак-ские, зкп Песчаные, с дисперсной глинистостью 19,5-32 5-2200 20-70 2-30 0-20 0-5 2,1-2,33 2,64-2,71 0,9-1,4 5-70

27 266 48,4 14,8 8,4 2 2,31 2,68 1,0 6

Песчаные, с повышенным содержанием карбонатов 10,2-23 5-300 20-70 2-30 0-20 5-17 2,28-2,48 2,67-2,73 0,9-1,8 6-150

20 100 48,4 14,8 8,4 10 2,35 2,68 1.4 8

Тонкослоистые песча- по-алеврито- глинистые 22-26 10-40 20-50 20-40 0-10 2,28-2,41 2,69-2,75 0,9-1,2 1,2-5

24 12,7 30,3 32 5,7 2,37 2,73 1,0 2,0

Альб-ские, КПХГ Алевритовые, с дисперсной глинистостью 20-40 5-22 0-32 20-61 0-30 0-10 2,0-2,2 2,65 (!»', 1а) 2,69(1) 1,4-1,9 1,4-10

29 12 8 40,5 12 2 2,1 1,7 4

Юрские, пзп Песчаные 10-18 1-700 45-80 0-20 0-15 0-10 2,2-2,4 2,54-2,71 1-1,5 8-10

15 266 71,3 6,4 4 2 2,28 2,65 1,2 9

Песчано-алев- 11-20 1-14 35-70 5-30 10-18 0-25 2,3-2,5 2,65-2,73 1-1,6 -

стыс 14 3 49.6 17,1 12 3,1 2,35 2,70 1,3

Песчаные, с 14-31 1-1000 50-90 2-10 2-20 0-10 2,1-2,42 2,54-2,69 0,2-1,4 1,7-6

глинистостью 24 100-200 70 5 7 2 2,3 2,65 0,9 3

Пижне-меловые, ПЗП Песчано-алевритовые, 23-31 1-100 40-70 10-15 5-20 0-5 2,15-2,5 2,54-2,69 0,2-1,4 1,7-8

глинистостью 26 25 60 12 12 1,5 2,2 2,65 0,9 4

Альб-аптские, ТС АЗ Поровотре-шинные, псс- 7-25 20-50 - - 2-5 2,32-2,54 2,56-2,69 2-50 60-150

чаноалсври-то-глинистые 13 24 3.5 2,45 2,65 15 115

Примечание числитель - пределы изменения, знаменатель - среднее значение параметра

Для коллекторов альбских отложений КПХГ характерно преобладание в скелетном компоненте алевритов (Калср = 40,5%) и, как следствие, низкая проницаемость (Кпрср =12 мД) и высокая связанная водона-сыщенность (Kbo^, = 40%). Коллекторы характеризуются высокой пористостью (Кпср = 29%) и умеренным содержанием глинистых минералов (Кглмср = 12%) и могут быть отнесены к алевритам с дисперсным распределением глинистости. Важной особенностью чокракских и альбских коллекторов, существенно снижающих эффективность ГИС, является их малые толщины, которые для 80% выделенных пластов составляют менее 2 м.

В юрских отложениях ПЗГ1 преобладают коллекторы, сложенные кварцевыми песчаниками (Кпесср = 71,3%) с низкой карбонатностью (Ккарср = 2%) и глинистостью (Кглср = 4%). За счет значительного уплотнения и вторичного преобразования для них характерны умеренные пористость (Кпф= 15%) и проницаемость (Кпрф= 266 мД). Встречаются в разрезе песча-но-алеврито-глинистые породы (KneCq, = 49,6%, КаПф = 17,1%, Кгл<р = 12%), которые характеризуются низкой проницаемостью (Кпрср = 3 мД) и могут быть отнесены к субколлекторам, не имеющим промышленного значения.

Основные продуктивные VIII и IX пласты нижнемеловых отложений ПЗП сложены преимущественно мелкозернистыми песчаниками (Кпесср = 70%) с примесью алевритового (Калср = 5%) и глинистого (КгЛср = 7%) материала. Песчаники характеризуются достаточно высокой пористостью (Кпф = 24%), проницаемостью (Кпрср = 100-200 мД) и низкой карбонатностью (Ккарср = 2%). Описанные коллекторы могут быть отнесены к классу глинистых песчаников с умеренной рассеянной глинистостью.

Для коллекторов I пласта нижнемеловых отложений ПЗП характерно увеличение содержания алевритового (Калср = 12%) и глинистого (Кглср= 12%) компонентов. При высокой пористости (Кпср = 26%) и низкой карбонатности (Ккарср = 1,5%) коллекторы характеризуются достаточно низкой проницаемостью (Кпрср = 20-30 мД) и могут быть отнесены к трехкомпонентным песчано-алеврито-глинистым породам с рассеянной глинистостью.

Альб-аптские коллекторы ТСАЗ приурочены преимущественно к кварцевым песчано-алеврито-глинистым породам, которые отличаются невысокой пористостью (Кпср = 13%), низкой проницаемостью (сотые и десятые доли мД), приобретают коллекторские свойства при наличии трещиноватости. Таким образом, альб-аптские коллекторы этого региона относятся к трещинно-поровому типу. Тем не менее, при интерпретации геофизических материалов они могут рассматриваться как поровые пес-чано-алеврито-глинистые коллекторы с рассеянной глинистостью.

Обоснованные новые закономерности, константы и граничные значения, приведенные в объемных и структурных моделях, адекватно отражающих естественное строение сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, использованы автором при создании технологии геологической интерпретации материалов ГИС.

Во второй части диссертации «Экспериментальное и теоретическое обоснование интерпретационных моделей геофизических методов для изучаемых терригенных коллекторов» (главы 3-6) представлены результаты теоретических и экспериментальных исследований, выполненных автором, с целью обоснования интерпретационных моделей геофизических методов исследования сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья.

Интерпретационные модели удельного сопротивления

Исследованию удельного сопротивления терригенных коллекторов посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных авторов, однако эта проблема остается актуальной и до настоящего времени. Последнее вызвано сложным влиянием глинистости на удельное сопротивление и трудностями создания универсальной модели электропроводности » терригенных пород.

Для песчано-алеврито-глинистых коллекторов в зависимости от характера распределения глинистого материала (дисперсное или слоистое) разработаны различные модели электропроводности.

В 1950-1960-е гг. преобладало теоретическое представление, в соответствии с которым снижение электрического сопротивления глинистых песчаников обусловлено влиянием поверхностной проводимости глин. Дальнейшее развитие теория электропроводности глинистых песчаников получила в работах Б.Ю. Вендельштейна, который теоретически показал, что присутствие в поровом пространстве двойного электрического слоя при разных соотношениях сопротивлений насыщающей поры воды и двойного слоя приводит как к снижению, так и увеличению сопротивления. Модель основана на параллельном подключении двух проводников - свободной и связанной, представляющей двойной слой, воды. Позднее эта модель экспериментально была подтверждена в работах М.М. Элланского (1978). Модели «двойной воды», описанные в работах Ютавье (1977), Ферензи (1991), Хилла (1979), Лоренса-Степена (1987), Сены (1998), Сильвы-Бассиони (1985), основаны на теоретических представлениях, впервые сформулиро-г ванных Б.Ю. Вендельштейном.

В последние годы появились новые модели электропроводности терригенных пород с дисперсной глинистостью, из которых наиболее известны модели М.М. Элланского (2001) и B.C. и C.B. Афанасьевых (1993).

Модель М.М. Элланского исходит из следующих положений: вода, насыщающая поровое пространство, и двойной слой соединены как последовательно, так и параллельно; доля открытых пор, занятая двойным слоем, возрастает с уменьшением минерализации пластовой воды; сопротивление двойного слоя при высокой минерализации воды является константой, а при снижении минерализации воды возрастает, пока глинистый песчаник не превратится в идеальную мембрану.

В модели B.C. и C.B. Афанасьевых для характеристики ионного обмена между двойным слоем в глинах и пластовой водой используется изотерма адсорбции Ленгмюра. Увеличение проводимости двойного слоя с

ростом приведенной емкости поглощения описывается коэффициентом активности. Считается, что для терригенных пород справедливым является уравнение Арчи-Дахнова при постоянном значении коэффициента цементации m = 1,7.

Таким образом, в общем случае удельное сопротивление песчано-алеврито-глинистой породы определяется удельным сопротивлением и объемом воды, насыщающей поровое пространство, и удельным сопротивлением двойного слоя, образующегося на поверхности частиц породы. Экспериментальными исследованиями установлено, что скелетные песчаный и алевритовый компоненты характеризуются низкими и достаточно близкими поверхностно-активными свойствами, и электрическое сопротивление двойного слоя этих компонентов пренебрежимо мало. В связи с этим модель электропроводности терригенных пород может рассматриваться как двухкомпонентная, состоящая из проводимости свободной воды и поверхностной проводимости двойного электрического слоя глин.

Для чистых терригенных коллекторов, содержание глин в которых не приводит к изменению их удельного сопротивления больше чем на 10-15%, основополагающими являются зависимости параметра пористости Р от пористости Кп и параметра насыщенности Рн от водонасыщенности Кв, которые определяются простыми соотношениями Арчи-Дахнова.

От надежности обоснования этих зависимостей для конкретных изучаемых геологических объектов зависит достоверность оценки продуктивных коллекторов.

Рядом исследователей (М.М. Элланский, 2001, B.C. и C.B. Афанасьевы, 1993 и др.) предлагается единая модель удельного сопротивления терригенных пород, в соответствии с которой вне зависимости от характера насыщенности коллекторов параметр пористости Ро связан с водонасы-щенной пористостью Кпв.

Особенно широкое применение эта модель нашла при изучении терригенных отложений Западной Сибири. Не оспаривая возможность использования указанной модели в благоприятных геологических условиях, нельзя согласиться с ее универсальностью для всего класса терригенных пород. Автором на примере чокракских отложений ЗКП показано, что отличие зависимостей Р = f(Kn) и Ро = f(Kne) вызвано усложнением структуры поро-вого пространства частично водонасыщенных пород, что приводит к увеличению показателя степени m с уменьшением водонасыщенности и это особенно характерно для рыхлых разуплотненных пород.

Анализ современных моделей электропроводности песчаников с дисперсной глинистостью показывает, что хотя они основаны на единых теоретических представлениях, в них по-разному описывается влияние глинистости и связанной с ней электропроводности двойного слоя. При этом в качестве глинистости используется либо приведенная емкость поглощения, либо объемное содержание пелитовой фракции, точность определения которых во многом обусловливает достоверность оценки водонасыщенности. В этой связи при изучении реальных геологических объектов модель электропро-

водности для песчаников с дисперсной глинистостью должна выбираться исходя из минимизации погрешностей определения искомых параметров.

Для песчано-алевритовых коллекторов со слоистой глинистостью Доллем (1928), предложено выражение (зависимость Шлюмберже), связывающее сопротивление пласта рп с сопротивлением чистых неглинистых прослоев рпес и слоев глин ргл и их объемным содержанием %га.

Представляет интерес модель песчаника со слоистой глинистостью, предложенная Патчетом (1975). В ней реализуется сочетание моделей Дол-ля и Ваксмана, Смита для породы, представленной чередованием глинистых и песчаных прослоев с дисперсной глинистостью. Последняя модель наилучшим образом описывает закономерности изменения сопротивления слоистого песчаника. Ее основное отличие заключается в рассмотрении чистого прослоя как песчаника с дисперсной глинистостью. Однако трудности определения я„ в песчаных прослоях малой толщины вносят ограничения в ее использование при оценке нефтегазонасыщенносги коллекторов.

В слоистых глинистых песчаниках оценка сопротивления пород по данным каротажа должна выполнятся с высокой точностью. Недостаточная точность оценки р„ и ргл по каротажу сопротивлений в песчаниках со слоистой глинистостью может привести к существенным погрешностям определения насыщения и пористости.

При обосновании моделей удельного электрического сопротивления исследуемых коллекторов Предкавказья учитывались их объемные и структурные модели и, в первую очередь, содержание и распределение в них глинистого материала, а также минерализация пластовых вод. Для всех изучаемых объектов (табл. 2) по данным петрофизических исследований керна, в том числе с моделированием пластовых условий и геофизических исследований скважин, установлены зависимости параметра пористости Р от пористости Кп и параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв [1, 2, 9, 10]. Наблюдается отчетливая тенденция увеличения коэффициента ш от 1,69-1,82 в чокракских, нижнемеловых и юрских песчаниках до 2-2,08 в альбских алевритовых и нижнемеловых песчано-алевритовых породах, что свидетельствует об усложнении структуры порового пространства коллекторов с ростом дисперсности пород. Экспонента водонасыщенности п изменяется в меньших пределах - от 1,8 до 2,1 и она, как правило, выше коэффициента цементации ш. Статистические зависимости Р = Д^Кп) и Рн = ^Кв) характеризуются достаточно высокими коэффициентами корреляции (более 0,85), получены для всего класса коллекторов с дисперсной глинистостью и, следовательно, в них в осредненном виде отражено влияние глинистости. Указанные зависимости рекомендованы автором для определения нефтегазонасыщенносги коллекторов при глинистости пород менее 8-10%. В соответствии с современными представлениями (М.М. Элланский, 1999) влияние глинистости на удельное сопротивление становится особенно значительным при существенном различии минерализации пластовой воды и двойного слоя, минерализация адсорбированной воды в котором близка к 30 кг/м3. В связи с этим, влияние глинистости должно быть наибольшим в чокракских

коллекторах ЗКП с минерализацией пластовых вод 13-15 кг/м3 №С1. В альб-ских коллекторах КПХГ минерализация пластовых вод составляет 45 кг/м3 ЫаС1 и не очень сильно отличается от минерализации двойного слоя. Здесь, несмотря на высокое содержание пелитовой фракции, автором установлено низкое, более чем в 2 раза, содержание глинистых минералов. Как показали расчеты, в таких условиях глинистость не оказывает существенного влияния на удельное сопротивление пород. Пластовые воды нижнемеловых и юрских коллекторов Восточного Предкавказья имеют высокую минерализацию (более 80—10 кг/м3), поэтому глинистость, несколько завышая удельное сопротивление коллекторов, оказывает основное влияние на сопротивление промытой зоны и зоны проникновения, насыщенных пресным фильтратом промывочной жидкости или смесью его с пластовой водой.

Таблица 2

Зависимости параметра пористости Р от пористости Кп и параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья

Отложения, район Тип коллектора Р = А^п) атмосферные условия р' = А;КП) пластовые условия Рн = ("(Кв) атмосферные условия

Чокрак-ские, ЗКП Песчаники, с дисперсной глинистостью Р = 0,87/Кп169 Р' = 0,87/Кп1'69 Рн = 1/Кв1'91

Песчаники, с повышенным содержанием карбонатов Р = 0,87/Кп169 Р'= 0,87/Кп1'69 Рн = 1/Кв1,91

Тонкослоистые, песчано-алеврито-глинистые Р = 0 87/Кп169 Р' = 0.87/Кп1'69 Рн = 1/Кв1'91

Альбские, КПХГ Алевролиты, с дисперсной глинистостью Р=1/Кп2 - Рн = 1/Квш

Юрские пзп Песчаники, с дисперсной глинистостью Р = 1/Кп',и Р' = 1/Кп108 Рн = 1/Кв1'81

Песчано-алеврито-глинистые Р = 1/Кп1'82 Р' = 1/Кп208 Рн= 1/Кв1'83

Нижнемеловые, ПЗП Песчаники с дисперсной глинистостью Р= 1/Кп1'77 Р' = 0,55/Кп2'27 Рн= 1/Квг1

Песчано-алевритовые с дисперсной глинистостью Р= 1/Кп2'08 - Рн= 1/Кв2

Альб-аптские, ТСАЗ Порово-трещинные, песчано-алеврито-глшшстые Р = 2,33/Кп1'88 - Рн = 1/Кв2

Учитывая, что наибольшее влияние глинистость оказывает на удельное сопротивление чокракских коллекторов ЗКП, автором проведен анализ эффективности различных моделей электропроводности при оценке нефте-газонасыщенности (воднасыщенности) в этих неблагоприятных условиях. С этой целью исследована коллекция керна чокракских пород, отобранная из продуктивной части разреза, на которой А.Г. Комаровым определены пористость насыщения Кп, объемное содержание пелитовой Кгл, алевритовой Кал и песчаной Кпес фракций, карбонатность Ккар, связанная водонасы-щенносгь Кво, параметры пористости Р и Ро и параметр насыщенности Рн.

Расчеты водонасыщенности Кв проведены автором по параметрам Рн (Кврн), Ро (Квр0), моделям удельных сопротивлений песчаников с дисперсной глинистостью М.М. Элланского (Кв-з), B.C. и C.B. Афанасьевых (КвА) и Вакс-мана и Смита (Квс). Достоверность оценки водонасыщенности определялась путем ее сравнения с данными анализа образцов керна Кво (рис. 5). Выявлена достаточно тесная корреляция параметров Кв, определенных по всем моделям, с Кво по керну, коэффициенты корреляции связей Кво = î(Kb) близки к 0,9, распределения имеют сходный вид. Среднее значение Кво по керну составляет 39,7%, а по моделям электропроводности 41,2, 40,6, 39,2, 41,4 и 35% соответственно. Вычисленные средние относительные погрешности равны 11,8, 8,2, 12,7, 13,7 и 16,2%. Слишком оптимистичные заниженные оценки водонасыщенности получены по модели Ваксмана и Смита, ее среднее значение составило 35%.

О 20 40 60 80 100

Ка(во модели), ■/•

Рис. 5. Сопоставление Кво и Кв, найденных по керну и моделям электропроводности. 1 - модель Р = f(Kn) и Рн = f(Ke), 2 - модель Р = f(Kn) и Рн = f(Ke) с учетом корректировки; 3 - модель Ро = Г(Кпв); 4 - модель М.М. Элланского; 5 - модель B.C. и C.B. Афанасьевых; 6 - модель Ваксмана и Смита

Анализ корреляционного поля статистических связей Кво=А(Кв) показал, что при глинистости больше 10% и водонасыщенности больше 40% для всех использованных моделей наблюдается некоторое систематическое смещение точек в область повышенных значений Кв (рис. 5). Таким образом, установлено, что все рассмотренные модели не обеспечивают в полной мере учет влияния глинистости при высоких (>10%) ее значениях. При этом для исследуемой коллекции кернов не получено существенных отличий результатов определения Кв по параметру Рн и моделям электропроводности для песчаников с дисперсной глинистостью. При оценке водонасыщенности коллекторов по данным скважинных исследований с использованием моделей электропроводности для глинистых песчаников дополнительные погрешности возникнут из-за ошибок определения глинистости или приведенной емкости поглощения пород. В связи с указанным автором предложен следующий методический подход оценки водонасыщенности коллекторов, минимизирующий погрешности определений.

Значения водонасыщенности рекомендуется определять по параметру Рн. При величинах Кв > 40% они корректируются по статистической зависимости Кво = Г(КвРн), имеющей следующий аналитический вид:

Кво = 0,8 • Кврн + 6,72. (4)

Таким образом, автором предложен достаточно простой способ оценки водонасыщенности коллекторов с учетом влияния глинистости без ее непосредственного определения. Для остальных исследуемых объектов, вследствие меньшего влияния глинистости на удельное сопротивление пород, водонасыщенность с приемлемой точностью может быть найдена по параметру Рн.

Интерпретационные модели потенциалов самопроизвольной поляризации

Изучение потенциалов самопроизвольной поляризации терригенных пород проводилось многочисленными отечественными и зарубежными исследователями. Среди отечественных авторов следует особо отметить фундаментальные работы Б.Ю. Вендельштейна (1960), и Д.А. Шапиро (1958). Ими разработана теория диффузионно-адсорбционных потенциалов и дано решение задачи для реальных горных пород. Б.Ю. Вендельштейном установлено, что в благоприятных геологических условиях по данным ПС можно проводить количественные оценки пористости, проницаемости и глинистости терригенных пород.

В последние годы М.М. Элланским (2001) предложена модель метода ПС, которая, по мнению автора, является «одним из вариантов решения обратной петрофизической задачи метода собственных потенциалов». Из зарубежных работ следует отметить модель Доля (1948) для слоистых глинистых песчаников и модель Смитса (1968) для песчаников с дисперсной

глинистостью, в которой на основе теории Теорелла дано решение задачи для диффузионно-адсорбционного потенциала при насыщении пород растворами хлорида натрия. Эффективность последней модели при изучении терригенных нижнемеловых коллекторов ПЗП и ее соответствие экспериментальным исследованиям керна и материалам геофизических исследований скважин впервые подтверждена В.Ю. Терентьевым (1976), и эта модель использована автором в диссертационной работе.

Диффузионно-адсорбционные потенциалы определяются поверхностно-активными свойствами пород, и модель метода ПС является двух-компонентной, состоящей из неактивного песчано-алевритового и высокоактивного глинистого компонентов.

Для чокракских отложений ЗКП, вследствие незначительного отличия в минерализации пластовых вод и фильтрата промывочной жидкости, метод ПС характеризуется низкой эффективностью и для количественной интерпретации не использовался. Для альбских отложений КПХГ автором впервые обоснована статистическая зависимость между объемным содержанием глинистых минералов Кглм и параметром апс, которая ап-роксимируется уравнением

Кгл„ = -0,37 • апс3 + 0,9 • апс2 - 0,83 • апс + 0,34. (5)

Эта модель рекомендуется автором для количественной оценки параметра Кглм указанных отложений. На основе установленной зависимости удалось устранить существовавшее до этого противоречие между петрофизическими исследованиями керна и данными метода ПС, зарегистрированными в скважинах.

В юрских и нижнемеловых отложениях ПЗП метод Г1С характеризуется высокой эффективностью, что обусловлено значительным (более чем на порядок) контрастом удельных сопротивлений фильтрата промывочной жидкости и пластовой воды и преобладанием в разрезе песчано-алевритовых пород с дисперсной глинистостью. Для юрских отложений автором [4], по данным экспериментальных исследований керна и материалов ГИС, обоснована зависимость относительной аномалии ПС аПс от пористости Кп

апс = 0,077 Кп- 0,22. (6)

С использованием модели Смитса рассчитаны теоретические зависимости аПс - f(q„) и аПс - {"(Лгл) для различной водонасыщенности, которые подтверждены фактическими материалами ГИС. Установлено, что при qn > 0,1 и г|га > 0,25 влияние нефтенасыщенности на а11С становится значительным и может быть использовано для выявления нефтеносных пластов.

Для нижнемеловых отложений Восточного Предкавказья закономерности изменения потенциалов самопроизвольной поляризации и по-

верхностно-активных свойств пород представлены в работах Т.Д. Дах-кильгова (1965), В.Д. Шароварина (1970) и В.Ю. Терентьева (1979). В работе В.Д. Шароварина, на основе экспериментальных исследований керна нижнемеловых отложений ПЗП, установлена зависимость относительной аномалии ПС апс от пористости Кп

апс = 0,05 • Кп - 0,25. (7)

Отмечается, что при высокой пористости связь апс = f(Kn) ослабевает и эффективность метода ПС снижается.

В работах В.Ю. Терентьева, на основе модели Смитса, рассчитаны зависимости апс = f(r|ra) для нижнемеловых отложений этого региона. Расчетные зависимости хорошо подтверждаются результатами экспериментальных исследований керна и указывают на существенное влияние нефтегазонасыщенности на аномалию ПС. Таким образом, в условиях нижнемеловых отложений метод ПС может успешно использоваться для определения пористости, объемной и относительной глинистости, а также для качественной оценки нефтегазонасыщенности коллекторов с повышенным содержанием глинистого материала.

Автором, на примере альбских отложений КПХГ и I пласта нижнемеловых отложений ПЗП, показано, что алевролитовые породы с низкими коллекторскими свойствами, иногда являющиеся субколлекторами, характеризуются высокими, близкими к статическим аномалиями ПС, что создает серьезные проблемы при их выделении и оценке.

Интерпретационные модели гамма-каротажа

Автором рассмотрены специальные вопросы технологии проведения и интерпретации материалов ГК в изучаемом регионе, включающие экспериментальные работы в скважинах и выбор интерпретационных параметров исходя из минимизации погрешностей определений.

В настоящее время отсутствует общепризнанная петрофизическая модель естественной гамма-активности терригенных пород. Попытки обоснования такой модели, определяющей связь естественной гамма-активности с глинистостью пород, предпринималась как отечественными (В.В. Ларионов, М.Д. Шварцман, 1975; Г.А. Шнурман, B.C. Афанасьев, В.Ю. Терентьев, 1979; ДА. Кожевников, 2000), так и зарубежными (А. Пупон, 1970; 3. Барлаи, 1971) исследователями. Наиболее известной и широко используемой в отечественной практике является нелинейная зависимость естественной гамма-активности qY от массового содержания пелитовой фракции Сгл, обоснованная В.В. Ларионовым и М.Д. Шварцманом для двухкомпонентной объемной модели породы, состоящей из неактивного скелета и активного пелитового материала. Нелинейность зависимости объяснялась уменьшением гамма-активности глин с ростом их содержания в породе. Д.А. Кожевниковым предложена линейная зависимость двойного разностного параметра ГК от относительной глинисто-

сти пород. Однако в последние годы преобладает представление, что модель естественной гамма-активности терригенных пород в общем случае является трехкомпонентной. Считается, что нелинейность зависимости qr = f(Cnrr) обусловлена увеличением гамма-активности песчано-алеври-тового скелетного компонента с ростом глинистости вследствие повышения дисперсности зерен скелета и обогащения их высокоактивными обломками.

Исходя из этих представлений А. Пупон, 3. Барлаи (1971) предложили трехкомпонентную модель естественной гамма-активности терригенных пород, учитывающую массовое содержание Спес, Сап, Сгл и гамма-активность qrnec, qra„, qyr„ песчаной, алевритовой и глинистой фракции

qT = Чтпес • Спес + qYM ■ Сап + qyr„ • Сгл . (8)

В отечественной практике трехкомпонентная модель естественной гамма-активности терригенных пород впервые была установлена Г.А. Шнурманом, B.C. Афанасьевым, В.Ю. Терентьевым (1970) на примере нижнемеловых отложений ПЗП.

В диссертационной работе эти исследования получили дальнейшее развитие. В соответствии со структурными моделями изучаемых коллекторов они, в зависимости от содержания алевритового материала, подразделены на двух- и трехкомпонентные. Так, песчано-алеврито-глинистые породы чокракских отложений ЗКП и I пласта нижнемеловых отложений ПЗП отнесены к трехкомпонентным, а алеврито-глинистые породы альбских отложений КПХГ и песчано-глинистые - нижнемеловых и юрских отложений ПЗП - к двухкомпонентным.

Петрофизические исследования образцов керна и фракций чокракских пород подтвердили повышенную гамма-активность алевритов и алевритовой фракции. Установлено, что гамма-активность образцов глин и пелитовой фракции составляет в среднем 4 Пг-эквЯа/г, алевритовой фракции (0,1-0,01 мм) - 2,3 Пг-эквЫа/г, а мелкоалевритовой (0,05-0,01мм) - 3,02 Пг-эквЯа/г. Таким образом, доказана повышенная гамма-активность алевритового материала и ее рост с увеличением дисперсности зерен породы. Для I пласта нижнемеловых отложений подобные результаты были получены ранее Г.А. Шнурманом, B.C. Афанасьевым и В.Ю. Терентьевым (1970).

Дня трехкомпонентной модели естественной гамма-активности с учетом ранее установленной активности глин, алевритов и песчаников построены теоретические четырехмерные номограммы Л1у= f(Cra, Сал, Спес) и доказано их соответствие результатам петрофизических исследований керна и материалам гамма-каротажа (рис. 6) [6, 8]. Показано, что в трех-компонентных породах метод ГК может быть использован для оценки гранулометрического состава при известной глинистости и лишь приближенно для определения верхнего предела глинистости пород.

1 100 -I-1-1-1--1-1-1--

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Сгл.%

Рис. 6. Сопоставление гамма-активности ГК с весовой глинистостью Сгл (чокракские отложения ЗКП) • - Сал от 0 до 20%; а - Сал от 20 до 40%; ♦ - Сал от 40 до 60%; « - Сал от 60 до 80%; * - Сал от 80 до 100%

Для альбских глинистых алевролитов КПХГ, нижнемеловых и юрских глинистых песчаников ПЗП по данным петрофизических исследований керна и материалов ГК автором обоснована двухкомпонентная модель и зависимости типа «керн-керн» и «керн-ГИС», связывающие показания ГК с глинистостью пород. При этом для альбских отложений впервые установлена зависимость показаний ГК от содержания глинистых минералов Д1г= Г(Кгл„) [1]. Полученные статистические зависимости параметров ГК от глинистости изучаемых терригенных отложений рекомендованы для практического использования при оценке глинистости по материалам ГК.

Таким образом, автором на большом фактическом материале доказана трехкомпонентная модель гамма-активности терригенных пород. Указанная модель является универсальной и может быть использована при интерпретации материалов гамма-каротажа любых терригенных объектов.

Интерпретационные модели нейтронного каротажа

Известно, что показания нейтронного каротажа в бурящихся скважинах в основном определяются водородосодержанием (водородным индексом ВИ) пород, под которым понимается отношение объемного содержания водорода в породе к объемному содержанию водорода в пре-

сной воде. В меньшей степени на показания НК оказывают влияние хло-росодержание, литологический (химический) состав пород и их минералогическая плотность. Водородосодержание терригенной породы

ю = Кп • Квз + Кп • (1 - Квз) • (0цГ + согл • Кгл . (9)

Приведенное выражение является петрофизической моделью водо-родосодержания пород, определяемого по данным нейтронного каротажа. При изучении терригенных пород Предкавказья в старом фонде скважин проводился однозондовый нейтронный гамма каротаж. В последние годы во всех бурящихся скважинах этого региона выполняется двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Проблема определения пористости по материалам нейтронного каротажа заключается в оптимизации интерпретационного параметра и учете всех искажающих геолого-технических факторов.

В условиях терригенных коллекторов Предкавказья, в связи с отсутствием в разрезах опорного плотного пласта с низким водородосодержа-нием, в качестве интерпретационного использовался относительный параметр НГК, что обеспечило устранение мультипликативных погрешностей измерений. Автором с привлечением анализов керна, каротажа сопротивлений и нейтрон-нейтронного каротажа обоснованы зависимости относительного параметра НГК от нейтронной пористости.

Нейтрон-нейтронный каротаж обеспечивает непосредственную регистрацию кажущейся нейтронной пористости, под которой понимается пористость чистого известняка, насыщенного пресной водой, получаемая при измерении в стандартных скважинных условиях. Нейтронная пористость Кпнк при известных нейтронных пористостях Кпнклит и объемных содержаниях Клит литологических компонентов, а также поправки за плотностной эффект АКпНкпл определяется выражением

Кпнк = <о + ЦКпнклиг-Клит) + АКпнкпл = Кп • Квзп + Кп • (1 - Квзп) х х сонг + Кгл ■ югл +ЦКп„клит-Клит) + АКпнкпл ■ (Ю)

Уравнение (10) является интерпретационной моделью нейтронного каротажа. Основные проблемы при определении пористости по уравнению (10) возникают при учете влияния глинистости, плотностного эффекта и во-дородосодержания остаточных углеводородов в зоне проникновения.

Для чокракских отложений ЗКП автором, на основе анализа рентге-но-структурных и иммерсионных исследований керна, установлен достаточно устойчивый минералогический состав глинистого цемента (в среднем 51% гидрослюд, 11%, хлорита, 17% каолинита и 21% монтмориллонита). Среднее водородосодержание глинистых минералов составляет 23,8%. С учетом обоснованного в первой части диссертационной работы соотношения содержания глинистых минералов в пелитовой фракции, ее водородосодержание принято равным 9%. Проведена оценка влияния во-

дородосодержания остаточных углеводородов в зоне проникновения, плотностного эффекта и обоснованы интерпретационные уравнения для определения пористости по НГК и ННК.

Для альбских коллекторов КПХГ, глинистый цемент которых представлен гидрослюдами, содержание химически связанной воды принято равным 19%. Установлено, что остаточная газонасыщенность в зоне проникновения приводит к снижению водородосодержания породы в среднем на 5%, и этот эффект требует учета. Показано, что вследствие изменения давления газа на этапах отбора и закачки водородосодержание породы практически остается неизменным. Проведены количественные оценки плотностного эффекта, который в условиях альбских коллекторов приводит к занижению пористости на 1,2-1,5%. На основе выполненных исследований автором обоснованы интерпретационные уравнения для определения пористости по НГК и ННК.

В юрских и нижнемеловых отложениях Восточного Предкавказья водородосодержание коллекторов определяется пористостью, глинистостью и водородосодержанием химически связанной воды в глинистом цементе. Автором проведены оценки югл для всех изучаемых объектов. В связи с невысокой глинистостью коллекторов, а также их нефтенасы-щенностью поправки за плотностной эффект незначительны и ими можно пренебречь.

Интерпретационные модели плотностного гамма-гамма каротажа

Объемная плотность пород 8„, измеряемая гамма-гамма каротажем, определяется объемной плотностью и содержанием основных компонентов

§п= 8« ■ (1 - Кп - Кгл) + 5миига • Кгл„ + Кп • Квь, -5В + Кп • (1 - Кв™) • бнг. (11)

При определении пористости по плотностному каротажу необходимо учесть влияние глинистости и плотности углеводородов в промытой зоне.

Плотностной гамма-гамма каротаж в отечественной практике применяется лишь в последние годы, в связи с чем он использовался преимущественно при изучении чокракских отложений ЗКП и альбских -КПХГ. Петрофизическая модель объемной плотности для водонасыщен-ных пород обоснована автором по данным исследований керна [1, 26] в первой части диссертационной работы. Установлено, что глинистость не оказывает существенного влияния на результаты определения пористости, а погрешности за счет вариации минералогической плотности не превышают 1 абсолютного процента.

Показано, что нефтегазонасыщенность промытой зоны приводит к систематическому завышению пористости, на основании чего автором обоснованы интерпретационные уравнения Кп = ]Г(5П). Поскольку в чокракских отложениях ЗКП открыты нефтяные, конденсатные и газовые

залежи, поправку за плотность углеводородов рекомендовано вводить на основе результатов промысловых испытаний.

Интерпретационные модели акустического каротажа

При определении пористости терригенных пород по интервальному времени продольной волны Atp широко используется уравнение «среднего времени» Вилли (1956); уравнение степенной связи В.Н. Дах-нова(1962); экспериментальная зависимость Реймера(1980).

В то же время P.A. Резванов (2004) и другие исследователи считают, что приведенные уравнения, связывающие интервальное время пробега продольной волны с пористостью, в основном отличаются параметрами Atpci,, Atp*, Atprjl, которые, строго говоря, не являются физическими константами и выступают в виде подстроечных коэффициентов. Совпадение AtpCK и Д^ж в уравнении «среднего времени» с физическими значениями интервального времени в скелете и воде не дает основания для широко распространенного представления о последовательном прохождении волны через скелет и поры породы. Интервальное время в первую очередь зависит от сжимаемости породы, которая существенно возрастает с ростом пористости, что и определяет зависимость между Atp и Кп.

Анализ материалов акустического каротажа, выполненный автором, показал, что чокракские отложения ЗКП и альбские отложения КПХГ характеризуются неблагоприятными геолого-техническими условиями, существенно осложняющими количественную интерпретацию получаемой информации. Это обусловлено низкими эффективными давлениями (менее 25 МПа) и, как следствие, разуплотнением пород, высокой газонасыщенностью коллекторов и частыми нефтегазопроявлениями при бурении. Автором обоснованы интерпретационные зависимости интервального времени от пористости пород и коэффициента разуплотнения, однако они позволяют получить лишь приближенные оценки пористости.

Юрские и нижнемеловые отложения ПЗП, эффективное давление в которых превышает 25 МПа, являясь консолидированными породами, характеризуются благоприятными условиями для определения пористости по данным акустического каротажа. Обоснованные в диссертационной работе интерпретационные уравнения для нижнемеловых и юрских отложений являются основными при определении пористости пород.

Создание и внедрение широкополосной аппаратуры акустического каротажа с цифровой регистрацией полного волнового сигнала позволило проводить количественные оценки интервальных времен продольной, поперечной и Лэмба-Стоунли волн [12, 13, 14, 15]. Это значительно расширяет возможности акустического каротажа при изучении бурящихся скважин.

На основе модели динамической сжимаемости В.М. Добрынина (1991) автором обоснованы петрофизические и интерпретационные модели и методика интерпретации акустического каротажа для опреде-

ления упругих модулей и сжимаемости пород ро [15]. Зависимости р0 = f(Kn), построенные по данным комплекса ГИС в терригенных отложениях, позволили определить среднюю сжимаемоть пор терриген-ной породы (Р„ = 23,9 • Ю-5 МПа1) и сжимаемость твердой фазы (Р„ = 2,6 • 10~5 МПа')[1].

В третьей части диссертационной работы «Технология выделения и оценки терригенных коллекторов Предкавказья по данным геофизических исследований» (главы 7-10) представлена технология выделения и оценки терригенных коллекторов Предкавказья по данным »

геофизических исследований скважин.

В современной практике комплексной интерпретации результатов геофизических исследований скважин при выделении и оценке коллекто- »

ров существуют два основных концептуальных подхода.

В первом из них (B.C. Афанасьев, 1993; М.М. Элланский, 2001; системы ELAN фирмы Шлюмберже; ULTRA фирмы Халлибартон) используются обобщенные петрофизические модели коллекторов и интерпретационные модели геофизических методов, что обеспечивает при минимальной априорной информации определение всех необходимых параметров коллекторов. Не оспаривая существенные преимущества рассматриваемого подхода, связанные с отсутствием необходимости привлечения дополнительной информации, что особенно оправданно на этапах разведки и оперативной интерпретации ГИС при завершении строительства скважин, отметим и его некоторые недостатки.

Главным из них является сложность создания универсальной петро-физической и интерпретационной модели для всего разнообразия природных коллекторов. Это в первую очередь относится к определению глинистости и оценке ее влияния на показания геофизических методов (особенно на удельное сопротивление коллекторов). Известно, что по данным ГИС (ГК, ПС, комплексная интерпретация ННК и ГГК) возможна лишь приближенная оценка глинистости пород. При этом само понятие «глинистость» ' является весьма условным. Используемое в отечественной практике традиционное определение глинистости по содержанию в породе пелитовой фракции < 0,01 мм, не отражает реального содержания глинистых минера- -лов. Кроме того, влияние глинистости определяется их минералогическим составом и характером распределения в породе. В связи с указанным, в разных моделях в качестве меры глинистости используются отличные параметры (содержание пелитовой фракции, емкость катионного обмена), что безусловно влияет на конечные результаты интерпретации.

Другим немаловажным фактором является распределение гранулометрического состава скелетного компонента породы и, в первую очередь, содержание алевритового материала, преимущественно оказывающего влияние на фильтрационные свойства и связанную водонасыщен-

ность пород, а также на некоторые геофизические параметры и петрофи-зические зависимости.

В связи с указанным, применяющиеся универсальные модели существенно различаются и часто не обеспечивают определение свойств пластов-коллекторов с необходимой точностью, что убедительно проиллюстрировано автором при определении водонасыщенности на коллекции образцов керна чокракских пород.

Кроме того, универсальные технологии ориентированы на высокое качество исходных материалов ГИС, которое часто не обеспечивается современным техническим состоянием отечественной геофизики.

Второй, развиваемый в настоящей работе, подход основан на концепции (М.Г. Латышева, 1981; Г.Н. Зверев, С.И. Дембицкий, 1982; Б.Ю. Вендельштейн, 1981; Т.Ф. Дьяконова, 1986, Г.Г. Яценко, 1990; В.Г. Фоменко, 1992 и др.), что интерпретационные модели ГИС представляют собой сложную, взаимосвязанную систему моделей, состоящую из геологической модели коллектора, моделей геолого-технических условий проведения ГИС и петрофизических моделей геофизических методов (рис. 7). При реализации такого подхода автором решались следующие задачи.

1. Анализ и обобщение имеющейся геологической, промысловой, петрофизической и геофизической информации по изучаемому объекту. В результате устанавливаются:

- типы и модели изучаемых коллекторов, диапазоны изменения их основных свойств (пористости, проницаемости, глинистости, карбонатное™ и др.), обосновываются некоторые петрофизические зависимости, граничные значения петрофизических свойств коллекторов;

- модель геолого-технических условий измерений, включающая свойства промывочной жидкости, пластовой воды и углеводородов, закономерности проникновения фильтрата в коллекторы, пластовые давление и температура, наличие АВПД и АНПД, распределение толщин пластов. На этом этапе выявляются нерешенные задачи, требующие дополнительного исследования.

2. Проведение специальных петрофизических и экспериментальных исследований, совершенствование технологии ГИС, обоснование петрофизических моделей геофизических методов применительно к изучаемым объектам. На этом этапе оптимизируется технология ГИС в скважинах с целью повышения достоверности определения истинных физических свойств пород и обосновываются основные геофизические зависимости типа «керн-керн» и «керн-ГИС» и интерпретационные модели геофизических методов.

3. Создание интегрированной технологии комплексной геологической интерпретации данных ГИС для выделения коллекторов и оценки их свойств.

|«>С. НАЦИОНАЛЬНАЯ I библиотека I СПспрвург I

„_О» ж *т \

' и

Cipynypt*» медали

Пасчаишс диспарсной Пасчаншаяааршпо-

паечвнжсо еяоиеяюО Амарит аяшистыО

патрофиилнсхих napmtaryot Knac, Кая, Ля, Ккшр, Кп, Кяеж, Кар, Км «тт

Knptp. Лчр, Ка/чр

МодатГХ Uodv* nc

Moto* обминов nnomoatm маю интараальмоао

Модам чаОтрониев

АОрИвТЮСУШ/

Мфтодичмсм обкпгимиа геофизической

ñammev учета

Комммсим симпмсхм ммрнрвпция ГИС с оимкой Ьэфф. Кп, Кт, Кнг, Кпр

Рис. 7. Интегрированная система комплексной интерпретации данных ГИС сложно построенных''терригенных коллекторов Предкавказья

Как видно, описанный подход применим при наличии априорной и текущей геолого-геофизической информации, требует проведения дополнительных исследований и эффективен на стадиях разведочных работ, когда по объекту исследований накоплен достаточный материал. С другой стороны, он позволяет получить более точные и достоверные результаты при изучении конкретных геологических объектов, что особенно важно на этапах моделирования залежей, подсчета запасов и проектировании разработки.

При изучении терригенных разрезов Предкавказья, являющихся предметом настоящих исследований, в целом выполняется современный комплекс ГИС, включающий стандартный каротаж, БКЗ, БК, ИК, МКЗ, БМК, резистивиметр, ПС, ГК, ННК, НГК, ГГК, АК, КВ, МКВ. Указанный комплекс при хорошем качестве полученного материала, позволяет решать задачи по выделению коллекторов, определению их коллектор-ских свойств и нефтегазонасыщенности. Следует, однако, отметить, что полнота комплекса ГИС при изучении разных объектов определяется техническим уровнем геофизических исследований на время их разведки. Полнота комплекса ГИС определяла подходы к интерпретации полученного материала, однако в любом случае обязательным условием надежной оценки коллекторов являлось наличие каротажа, позволяющего определить пористость пород, и метода, обеспечивающего определение удельного сопротивления пласта (БКЗ, БК, ИК).

Выделение коллекторов, определение их глинистости, литологиче-ского состава, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности по материалам геофизических исследований предусматривает выполнение двух этапов обработки. На первом этапе (геофизическая интерпретация) по результатам измерений в скважинах кажущихся геофизических параметров выделялись пласты, отсчитывались существенные значения показаний и определялись истинные физические свойства пластов. В пластах малой толщины, что характерно для чокракских и альбских отложений Западного Предкавказья, особую сложность представляет обеспечение необходимой точности измерений и учет влияния вмещающих пород.

В диссертационной работе, по результатам специальных экспериментальных исследований в скважинах, установлено, что в пластах толщиной менее 2 м для обеспечения погрешностей измерений в пределах, регламентированных нормативными инструкциями, шаг дискретизации по глубине должен быть не более, чем 0,02 м для бокового микрокаротажа (БМК), 0,04 м для бокового и индукционного каротажа и 0,05 м для радиоактивного каротажа (РК), а скорость регистрации РК не должна превышать 150 м/час [21, 25, 27, 28, 29]. Полученные результаты, по мнению автора, должны быть внесены в «Техническую инструкцию по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» («ГЕРС», Тверь, 2001).

Автором обоснованы эмпирические палетки учета влияния вмещающих пород в показания БК и ИК в тонких (менее 2 м) пластах [25]. Показано, что при толщине пластов более 2 м эмпирические палетки хо-

рошо согласуются с теоретическими. При толщине пластов менее 2 м влияние вмещающих пластов существенно возрастает. На примере чо-кракских отложений ЗКП доказана высокая эффективность эмпирических палеток при разделении продуктивных и водонасыщенных коллекторов по удельному сопротивлению.

Таким образом, в результате выполненных исследований обоснованы оптимальные шаг дискретизации по глубине и скорости регистрации для методов БК, БМК, ИК, ГК, НК, ГГК, уточнены палетки за влияние вмещающих пород в показания бокового и индукционного каротажа при изучении тонких (<2 м) пластов.

Автором разработано программно-методическое обеспечение, позволяющее проводить обработку материалов ГИС на ЭВМ с использованием программных средств Microsoft Excel, системы СИГМА и Геопоиск. В интерактивном режиме определяются границы пластов и, в соответствии с вышеизложенными рекомендациями и общеизвестными правилами, отсчитываются существенные значения показаний в пластах, а там, где это необходимо, и во вмещающих (подстилающих) породах. В результате создается таблица исходных данных. Затем, с помощью разработанных автором программ, вводятся поправки за влияние искажающих факторов.

На втором этапе (геологическая интерпретация) исправленные значения геофизических параметров - удельное сопротивление промытой зоны р„п, зоны проникновения рзп, неизменной части пласта р„, положительные приращения на диаграммах микрозондов, интерпретационный параметр ГК, относительный параметр НГК Iny/Inymm? нейтронная пористость Кпщ-к и КПнкисп, объемная плотность по ГГК 5„, интервальное время АК At„, диаметр скважины d,., - используются для выделения коллекторов, определения кол-лекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов.

Оценка коллекторов основана на решении системы, интерпретационных уравнений ГИС, описанных во второй части диссертационной работы.

Для чокракских отложений ЗКП основной проблемой является оценка глинистости и учет ее влияния на удельное сопротивление и показания «каротажей пористости». Песчано-алевритовая структура скелетного компонента коллекторов и повышенная естественная гамма-активность последнего позволяет проводить лишь приближенные оценки верхнего предела глинистости по материалам гамма-каротажа. Это неизбежно приводит к дополнительным погрешностям при определении пористости по нейтронному и акустическому каротажам, особенно в пластах с повышенной естественной гамма-активностью. При оценке пористости по объемной плотности, измеряемой гамма-гамма-каротажем, источником погрешностей являются высокая плотность промывочной жидкости (более 2103 кг/м3) и глинистой корки и возможная остаточная газонасыщенность промытой зоны. На интервальное время продольной волны существенное влияние оказывает разуплотненность пород вслед-

ствие АВПД, остаточная газонасыщенность промытой зоны и разгазиро-ванность промывочной жидкости из-за частых газопроявлений.

В связи с указанным, автором предложен комплексный подход при оценке пористости. Пористость определяется по параметру пористости Рпп (Рзп) промытой зоны (зоны проникновения), по нейтронному, плот-ностному, акустическому каротажам и по глинистости. В результате анализа всех полученных пористостей с учетом возможных искажений принимается окончательное значение Кппри„.

Водонасьпценность (нефтегазонасыщенность) пластов с дисперсной глинистостью рассчитывается по параметру насыщенности Рн. В полученное значение водонасыщенности вводится поправка за влияние глинистости по установленной автором статистической зависимости Кво = А(Квр„). Для определения нефтегазонасыщенности пластов со слоистой глинистостью по известной пористости и глинистости пласта рассчитывается объемное содержание песчаных и глинистых прослоев, пористость и нефтегазонасыщенность песчаных прослоев и пласта в целом. Выделение коллекторов и разделение их на типы проводится по их расположению на номограмме Кп = С[Кгл) в соответствующих областях.

В результате анализа выборки испытанных пластов чокракских отложений ЗКП автором обоснованы критерии разделения различных типов коллекторов на продуктивные и водонасыщенные по значению удельного сопротивления, нефтегазонасыщенности и фазовому состоянию углеводородов. Достоверность разработанной технологии подтверждена сравнением пористостей, определенных по керну и ГИС.

Технология внедрена в ООО «Кубаньгазпром» при оперативной интерпретации и подсчете запасов в чокракских отложениях ЗКП. Подсчетные параметры: эффективные толщины, пористость, нефтегазонасыщенность пластов-коллекторов были определены по Прибрежной, Морозовской, Тер-новатой, Западно-Морозовской, Западно-Белековской, Западно-Мечетской и Варавинской площадям. Подсчет запасов на основе выполненных исследований по Прибрежной площади утвержден Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых МПР России, а по остальным площадям в ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз». По результатам проведенных исследований составлено и утверждено «Методическое руководство», которое рекомендовано к внедрению на предприятиях Краснодарского края и других районов со сходными геологическими условиями.

Своеобразием альбских коллекторов КПХГ является высокое содержание в них пелитовой фракции (Кглср= 31,5%) и их приуроченность к алевролитам, в связи с чем большинство исследователей относили их к коллекторам со слоистой глинистостью. Автором впервые, на основе детального анализа кернов и шлифов, доказано, что содержание глинистых минералов существенно ниже (более чем в 2 раза) содержания пелитовой фракции и что коллекторами являются алевролиты с дисперсной глинистостью и умеренным содержанием глинистых минералов

(Кглм < 15%). В результате удалось устранить противоречие между пет-рофизическими и геофизическими исследованиями.

На этапе геофизической интерпретации существенные проблемы возникают при определении удельных сопротивлений промытой зоны из-за техногенной трещинноватости, возникающей при вскрытии отдельных интервалов разреза и из-за наличия кольцевых зон в 1а пачке, что приводит к снижению значений р„„ и рпИк- В диссертационной работе даны рекомендации по оценке этих параметров по комплексу методов каротажа сопротивлений.

Методика выделения альбских коллекторов, определения глинистости, пористости, проницаемости и газонасыщенности во многом сходна с описанной для чокракских отложений. Содержание глинистых минералов Кглм находится по относительной аномалии ПС - аПс и абсолютному значению ГК - 1у. Учитывая двухкомпонентную модель гамма-каротажа, в альбских отложениях оценки глинистости пород по ГК проводятся с удовлетворительной точностью. Окончательное значение Кглм принимается как среднее из найденных по ГК и ПС, если их расхождения не превышают 5%. В противном случае принимается минимальное значение Кглм.

Пористость пород определяется по параметру пористости Рпп (Рзп) промытой зоны (зоны проникновения) по нейтронному, плотностному и акустическому каротажам, с учетом влияния глинистости и газонасыщенности зоны проникновения. Для оценки пористости по параметру Рпп (Рзп), автором предложен оригинальный способ определения удельного сопротивления газоводонасыщенной смеси в промытой зоне и зоне проникновения. Установлено, что промытая зона и зона проникновения насыщены смесью близкого удельного сопротивления, а их остаточная газонасыщенность составляет 20%. Полученные результаты позволяют проводить оценку пористости коллекторов по параметрам Рпп (Рзп).

Из трех «каротажей пористости» наиболее эффективным методом оценки пористости является плотностной гамма-гамма каротаж, поскольку на нейтронный и акустический каротажи в большей степени влияют глинистость и газонасыщенность пород. Тем не менее, автором рекомендовано комплексное определение пористости всеми имеющимися методами [23]. Окончательное ее значение принимается в результате анализа полученных данных с учетом возможных искажений.

В качестве примера ниже представлена система интерпретационных уравнений (12) для оценки пористости, глинистости и проницаемости коллекторов КПХГ.

Водонасыщенность пластов оценивается по параметру насыщенности Рн. Выделение коллекторов проводится на основе установленных качественных и количественных критериев, в том числе и по номограмме Кп = ^Кгл), на которой четко выделяются области коллекторов, глин и уплотненных пород.

Для КПХГ, как и для любого подземного хранилища газа, несомненный практический интерес представляет определение текущего со-

держания газа в коллекторах, под которым понимается его объем в пластовых условиях к объему в нормальных условиях. Проведенные расчеты и мониторинг НК во времени в скважинах, находящихся в зоне предельного газонасыщения, показали, что изменение газосодержания на этапах отбора и закачки не приводит к заметному изменению показаний нейтронного и плотностного гамма-гамма каротажа и, следовательно, методами ГИС невозможно определить текущее газосодержание пластов.

Иные тенденции установлены автором в наблюдательной скважине, расположенной вблизи газо-водяного контакта [17]. Здесь, при мониторинге НК во времени, отмечено закономерное снижение интенсивности на циклах отбора и достаточно постоянные показания на завершающих этапах закачки газа. В этой скважине при изменении пластового давления происходит вытеснение из пласта или поступление в него законтурной воды и изменение газонасыщенности, что фиксируется повышением или снижением показаний НК. Установлены закономерности изменения газонасыщенности от давления для всех эксплуатационных объектов в рассматриваемой скважине (рис. 8).

Г Р = Р„„/Рв=1/КП2 Д

Кглм = -0,37 • оспе3 + 0,9 • апс2 - 0,83 • апс +0,34 Кглм = 0,0726 • 1г - 0,3412 1»Лтш. = -1,5 18(Кп„гк) + 3,31

Кп „к • (1 - 0,42 • Кгл м ) - 0,19 ■ Кгл м + 0,04

0,828-0,35 КпН|! Кп1<гк • (1 - 0,56 • Кглм) - 0,19 • Кглм

Кп = -

Кп =

Кп

2,65-8

Кп =

1,84 2,69 -8„ 1,88 Л^ -170

0,828- 0,47 Кпип — для 1а' и 1а пачек

для I пачки

■Кгл

Кп = -

440

1^(Кпр) = 1 - 3,45 ■ т|глм Ьё(Кпр) = 2,88-6,55-л™ Ье(Кпр)= -1,95 + 9,73 Кп 1^>(Кпр) = 14,47 - 6,27 • 5„ 1^(Кпр) = -2,49 + 9,52 • Кп Ьд(Кпр) = 14,33 - 6,45 • 5„

для 1а пачки для I пачки для 1а' и I пачки для 1а' и I пачки для 1а пачки для 1а пачки J

(12)

Рис. 8. Изменение газонасыщенности в скважине Кущевская 318: 1а', 1а, I - пласты - объекты закачки газа

Таким образом, автором впервые на КГТХГ установлено, что в при-контурных скважинах вариации давления на этапах отбора и закачки газа приводят к изменению газонасыщенности пластов за счет вытеснения или поступления законтурной воды, и этот эффект обеспечивает качественную и количественную оценку газонасыщенности пластов, пластового давления и содержания газа.

Разработанная технология комплексной интерпретации данных ГИС внедрена более чем в 40 скважинах КПХГ, позволила установить основные закономерности распространения коллекторов и их фильтрационно-емкост-ных свойств, и ее результаты использованы в проектах ООО «ВНИИГАЗ», проводящего авторский надзор за строительством КПХГ.

Для юрских отложений ПЗП, коллекторы в которых сложены средне-зернистыми песчаниками с дисперсной глинистостью, с умеренными фильтрационно-емкостными свойствами и которые насыщены высокоминерализованными пластовыми водами, определение глинистости и пористости не вызывает особых сложностей.

Глинистость пластов находится по двойному разностному параметру ГК Д1г и относительной аномалии ПС апс- Учитывая двухкомпонентную модель ГК юрских пород, глинистость по ГК рассчитывается с погрешно-

стью, не превышающей ±5 абсолютных процентов. Поскольку нефтенасы-щенность снижает относительную аномалию ПС, а характер насыщения заранее не известен, по апс определяются два значения глинистости дня во-донасыщенных (Кв = 100%) и нефтенасыщенных (Кв = 30%) пород. В дальнейшем после оценки нефтенасыщенности величина Кгл уточняется по значению Кн. Окончательное значение глинистости устанавливается на основе анализа величин, полученных по ПС и ГК.

Пористость пластов определяется по параметру пористости Рпп (Рзп). В диссертационной работе приведен способ определения удельного сопротивления смеси по коэффициенту смешения ъ и обоснован параметр насыщения зоны проникновения (Рон = 1,7). Приближенное значение пористости находится по относительной аномалии ПС апс, глинистости Кгл и обоснованных автором статистическим зависимостям аПс= А^Кп) и Кгл = ^Кп). Из «каротажей пористости» наиболее эффективным является акустический метод, поскольку плотностной гамма-гамма каротаж выполнялся лишь в единичных скважинах, а на показания нейтронного каротажа существенное влияние оказывает глинистость пород. Окончательное значение пористости принимается путем анализа всех полученных данных с учетом их возможных искажений.

Нефтенасыщенность коллекторов оценивается по их удельному сопротивлению и принятому значению пористости. При этом существенные проблемы возникают при определении сопротивления неизмененной части пласта рп. Для юрских коллекторов, вне зависимости от их насыщенности, характерно повышающее проникновение, глубина которого из-за умеренной пористости пород значительно увеличивается во времени и может составлять до 12 и более диаметров скважины. В таких условиях для оценки удельных сопротивлений пластов рекомендуется использовать БКЗ и ИК. Выполненные исследования показали, что погрешности оценки р„ по этому комплексу составляют около 10% при Ш1* 4, 20-30% при Б/б » 8,40-50% при О/с! > 12. При этом глубокие зоны проникновения (Ш1 > 8) формируются в течении 10-15 суток после вскрытия пластов. Точность оценки р„ существенно увеличивается при проведении БКЗ и ИК не позже чем через 5 суток после вскрытия пластов, что рекомендуется учитывать при реализации обязательного комплекса ГИС.

Актуальным вопросом эффективной эксплуатации юрских продуктивных коллекторов является выявление причин ухудшения фильтрационных свойств пластов при вскрытии. В ряде скважин в продуктивных коллекторах по данным ГИС и керну не получено притоков при испытании в колонне. Такие пласты характеризуются умеренными коллекторскими свойствами: пористостью 11-12% и глинистостью более 10%. Для изучения процессов фильтрации в прискважинной части пласта автором проведены специальные исследования керна, моделирующие испытание, а также измерены удельная поверхность методом низкотемпературной адсорбции азота и выполнен термовесовой и гранулометрический анализы. Через об-

разцы керна, насыщенные моделью пластовой воды (Св = 100 кг/м3) и помещенные в специальную установку с моделированием пластовых условий, осуществлялась фильтрация пластовой воды и фильтрата (Сф = 5 кг/м3). Установлено значительное снижение проницаемости коллекторов после прокачки пресного раствора для образцов с повышенным содержанием глинистого цемента (высокой удельной поверхностью) вплоть до полной потери фильтрационных свойств. Как показали термовесовые анализы, в глинистом цементе присутствует монтмориллонит, который за счет образования гидратного слоя и диспергирования глинистых частиц приводит к необратимому снижению проницаемости.

По результатам выполненных исследований составлены методические рекомендации, которые нашли широкое применение при оперативной интерпретации и подсчете запасов в юрских отложениях Восточного, Русский хутор, Правобережного, Озек-Суат и некоторых других месторождений ПЗП.

Коллекторами в нижнемеловых терригенных отложениях ПЗП, региональная нефтеносность которых установлена в 1950-е гг., являются пес-чано-апевритовые породы. Здесь впервые в отечественной практике встречены продуктивные коллекторы низкого сопротивления и алеврито-глинистые субколлекторы, часто являющиеся покрышкой для залежей нефти. Низкие сопротивления продуктивных пластов обусловлены высокой порисостью (в среднем 24%) и минерализацией пластовых вод (рв = 0,02-0,035 Омм в пластовых условиях) и достаточно высокой связанной водонасыщенностью (Кво = 20-35%). Вследствие этих причин удельное сопротивление водонасыщенных песчаников составляет 0,2—0,4 Омм, а нефтенасыщенных от 1,5 до 4-10 Омм. В таких условиях выделение и оценка коллекторов связана с необходимостью определения содержания глин, алеврита, песчаника и пористости. Г.А. Шнурманом, B.C. Афанасьевым, В.Ю. Терентьевым (1979) впервые показано, что решение этой задачи возможно комплексной интерпретацией методов ПС и ГК. При этом относительная аномалия ПС - аПс характеризует степень заполнения пород глинистым материалом, а двойной разностный параметр ГК - Д1Г, вследствие трехкомпонентной модели метода, зависит от содержания в породе песчаного, алевритового и глинистого материала.

Предложенный способ комплексного использования параметров апс и А1г позволяет проводить разделение песчано-алеврито-глинистых пород на коллекторы и неколлекторы. При этом достаточно пористые (до 20% и выше) алевролиты, обладающие всеми качественными признаками коллекторов, часто являются субколлекторами с низкой проницаемостью, полностью водонасыщенны и могут служить региональными покрышками нефтяных залежей, что подтверждено интерпретацией геофизических материалов и данными испытания пластов.

Таким образом, приведенные материалы подтверждают правильность концепции автора, что в общем случае модель скелета терригенной породы

является трехкомпонентной и методика комплексной интерпретации ГИС должна учитывать влияние этих компонентов на емкостные и фильтрационные свойства коллекторов.

На основе обоснованных автором петрофизических и интерпретационных моделей геофизических методов разработана технология выделения нижнемеловых коллекторов, определения их компонентного состава (Кгл, Кал, Кпес), пористости Кп и нефгенасыщенности Кн.

В диссертационной работе исследованы специальные вопросы ГИС, связанные с определением поровых давлений в чокракских отложениях ЗКП и выявлением закономерностей их регионального изменения, а также с оценкой эффективности ГИС в горизонтальных скважинах КГТХГ.

Автором, по результатам экспериментальных исследований на керне и в скважинах, уточнена линия нормального уплотнения и оптимизирована предложенная Б.Л. Александровым (1982) методика эквивалентных глубин для оценки поровых давлений [5, 20]. Эффективность разработанной технологии подтверждена сравнением найденных по данным ГИС поровых давлений с пластовыми давлениями, полученными при испытании скважин.

Расхождения поровых и пластовых давлений не превышают ±2%. Результаты интерпретации комплекса ГИС по 65 скважинам 14 месторождений ЗКП представлены в виде региональных карт изменения градиентов поровых давлений Gn. Установлены наиболее перспективные зоны с высокими (Опер = 2 • 10"2 МПа) градиентами поровых давлений и отмечено резкое их снижение (Gncp= 1.5 • 10'2 МПа) в восточном направлении, начиная от Гривенского и Петровского поднятий.

Автором разработаны методические приемы учета влияния стекло-пластиковых труб на показания методов ГИС в горизонтальных скважинах КПХГ [18, 24]. Разработана технология, повышающая достоверность оценки пространственного положения ствола скважины относительно границ пластов. На примере ряда горизонтальных скважин КПХГ показана эффективность этой технологии. Выполненные разработки используются в производственной деятельности ПФ «Кубаньгазгеофизика» при выдаче оперативных заключений.

Заключение

Основным результатом работы является разработка петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья. Полученный научно-практический результат стал возможным благодаря решению следующих задач.

1. На основании комплексных петрофизических исследований керна терригенных пород Предкавказья и статистической обработки полученных результатов:

- обоснованы объемные и структурные модели изучаемых коллекторов;

- установлена граница перехода песчано-алевритовых пород в глинистые по связям Кал = f (Кгл);

- обоснованы основные петрофизические зависимости, учитывающие влияние литологического состава пород;

- предложено петрофизическое разделение коллекторов по Кп и Кгл;

- установлена закономерность роста Кпск с увеличением Кгл;

- установлен диапазон основных параметров (Кп, Кпр, Кгл и др.) коллекторов и их средние значения, обоснованы граничные значения параметров коллекторов, предложен новый способ обоснования граничных значений юрских коллекторов Прикумской зоны поднятий;

- установлено соотношение между Кгл и объемным содержанием глинистых минералов Кглм для альбских коллектров Кущевского ПХГ;

- установлены особенности коллекторов, требующие совершенствования технологии проведения ГИС;

- обоснована единая для всех коллекторов зависимость Кгл = f(q„);

- установлена связь между содержанием фракций 0,01 и 0,001 мм;

- предложена новая, более простая модель песчано-алеврито-глинистой породы.

2. На основании петрофизических исследований керна и системного исследования возможностей и ограничений интерпретационных моделей геофизических методов:

- установлено, что оценка водонасыщенности терригенных коллекторов с дисперсной глинистостью по удельному сопротивлению с наименьшей погрешностью выполняется по зависимостям Рн = î(Kb) и Р = f(Kn); предложен новый методический подход учета влияния глинистости без ее непосредственного определения; показано, что оценки Кв по моделям М.М. Элланского, B.C. и C.B. Афанасьевых, требующие учета влияния глинистости, дают большие величины погрешностей;

- обоснованы интерпретационные уравнения метода ПС терригенных коллекторов Предкавказья и номограммы, учитывающие влияние нефтегазонасыщения на параметр апс!

- установлена трехкомпонентная модель естественной гамма-активности песчано-алеврито-глинистых пород Предкавказья, обоснованы интерпретационные уравнения и палетки для определения глинистости и компонентного состава пород;

- обоснованы интерпретационные уравнения для плотностного и нейтронного каротажа, учитывающие влияние на показания методов глинистости и газонасыщенности;

- обоснованы интерпретационные уравнения акустического каротажа, учитывающие тип распределения глинистого материала, показано влияние разуплотнения пород и газонасыщенности, снижающие эффективность метода, разработаны способы их учета.

- по результатам проведения специальных исследований в скважинах оптимизирована технология проведения ГИС в пластах толщиной менее 2 м; обоснована величина шага квантования по глубине, которая составляет 0,02 м для БМК, 0,04 м для БК, 0,05 м для PK; оптимизирована скорость регистрации радиоактивными методами, которая не должна превышать 150 м/час;

- уточнены палетки учета влияния вмещающих пород в показания БК и ИК для пластов толщиной 2 м и менее; на примере коллекторов Прибрежного месторождения Западно-Кубанского прогиба показана их высокая эффективность;

- по результатам экспериментальных исследований на керне и в скважинах уточнена линия нормального уплотнения и оптимизирована методика эквивалентных глубин для оценки поровых давлений в чокрак-ских отложениях Западно-Кубанского прогиба; представлены результаты интерпретации по 65 скважинам 14 месторождений, пробуренных на чо-кракский горизонт, в виде карт изменения градиентов поровых давлений;

- для альбских коллекторов КПХГ предложен способ определения удельного сопротивления смеси рсм в промытой зоне и зоне проникновения от рф и оценки пористости по параметрам пористости Рпп и Рзп. Показано наличие в проницаемых интервалах кольцевой зоны и оценено ее влияние на показания индукционного каротажа.

4. Обоснована технология определения текущего содержания газа в коллекторах Кущевского ПХГ по данным временных замеров ННК и НГК в скважине, расположенной в переходной зоне.

5. По результатам геофизических исследований горизонтальных скважин КПХГ разработана методика учета искажающего влияния стек-лопластиковых труб на показания каротажа сопротивлений, позволяющая выполнять количественную интерпретацию; с учетом особенностей формирования зоны проникновения и условий возникновения аномалий сопротивлений на границах пластов предложен способ, повышающий достоверность оценки пространственного положения ствола скважины и позволяющий выполнять количественную интерпретацию.

6. Обоснована технология геологической интерпретации материалов ГИС для выделения коллекторов, оценки их глинистости, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности. С помощью программных средств Microsoft Excel, системы СИГМА и Геопоиск технология реализована на ПЭВМ. Технология прошла апробацию в более чем 100 скважинах месторождений Предкавказья и показала высокую эффективность как при оперативной интерпретации, так и при подсчете запасов углеводородов.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

Монографии

1. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2003. 397 с.

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК

2. Дахкшьгов Т.Д., Брашовский А.Л., Шнурман И. Г Некоторые вопросы промыслово-геофизических исследований юрских отложений Ставрополья // Геология нефти и газа. М., 1987. № 1. С. 52-55.

3. Шнурман И.Г., Брашовский А Л., Демушкина НВ. и др. Определение кол-лекторских свойств и нефтенасыщенности юрских отложений Прикум-ской зоны поднятий // Геология нефти и газа. М., 1987. № 7. С. 43-47.

4. Шнурман ИГ. Определение характера насыщения глинистых коллекторов по данным метода ПС // Геология нефти и газа. М., 1990. № 1. С. 51-56.

5. Шнурман ИГ. Петрофизическая модель глин и закономерности изменения поровых давлений в чокракских отложениях Западно-Кубанского прогиба // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2000. № 1. С. 106-110.

6. Шнурман ИГ, Шнурман ГА Петрофизическая и интерпретационная модель гамма-каротажа песчано-алеврито-глинистых коллекторов // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2000. № 2. С. 103-106.

7. Шнурман ИГ. Новый подход к обоснованию граничных критериев коллекторов И Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2000. № 3. С. 99-103.

8. Шнурман И.Г. Новый подход к определению глинистости коллекторов по данным гамма-каротажа // Известия высших учебных заведений. СевероКавказский регион. Технические науки. 2001. № 3. С. 102-104.

9. Шнурман ИГ Определение пористости песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным каротажа сопротивлений // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2001. № 4. С. 117-120.

10. Шнурман ИГ., Шнурман Г.А , Брайловская А А. Обоснование зависимости относительного сопротивления от пористости для чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Технические науки. 2001. № 4. С. 120-123.

Статьи и материалы конференций

11. Шнурман И.Г., Беляков М.А., Жулина И.Н. Сравнение способов оценки содержания твердых битумов в карбонатных породах-коллекторах нефти // Нефтегазовая геология и геофизика. Экспресс-информация. М., 1990. Вып. 7. С. 9-11.

12. Шнурман И Г Выявление особенностей влияния структуры пустотного про' странства пород на кинематические и динамические параметры упругих волн ' // Бюллетень ассоциации Нефтегазгеофизика. М., 1992. № 2. С. 25-28. I 13. Шиурман ИГ Экспериментальные исследования зависимости кинематических параметров упругих волн от пористости продуктивных пород Тен-гизского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М., 1992. № 7. С. 21-24.

14. Шнурман ИТ. Оценка проницаемости продуктивных отложений месторождения Тенгиз по интервальному времени пробега волны Лэмба - Сто-унли // Геология, геофизика и нефтегазовая геология. М., 1993. № 10. С.28-31.

15. Шнурман И.Г., Шнурман Г.А. Методика определения составляющих пористости сложных трещинно-каверново-гранулярных коллекторов продуктивных отложений месторождения Тенгиз по данным волнового акустического каротажа // Геофизика. М., 1994. № 3. С. 20-25.

16. Шнурман ИГ Особенности выделения и оценки характера насыщения терригенных коллекторов Прибрежного ГКМ // Докл. второй Всеросс. конф. мол. ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. М., 1997. С. 20-21.

17. Шнурман ИГ. Особенности определения текущего газонасыщения объекта закачки Кущевского подземного хранилища газа // Докл. Междунар. конф. мол. ученых и специалистов-геофизиков. СПб., 1999. С. 147-148.

18. Шнурман И.Г. Информативность комплекса ГИС в горизонтальных скважинах Кущевского подземного хранилища // Докл. второго Росс.-Кит. семинара по нефтяной геофизике. М., 2000. С. 153-155.

19. Шнурман ИГ. Петрофизическая модель алеврито-глинистых коллекторов Кущевского подземного хранилища газа// Геофизика. М., 2000. № 1. С.49-51.

20. Шнурман ИГ., Тарасова Е.В. Анализ и обобщение данных о поровых давлениях в глинах разрезов нефтяных и газовых скважин северного борта Западно-Кубанского прогиба//Докл. науч.-практ. конф. Пос. Джубга, Краснодарский край, 2000. С. 175-181.

, 21. Шнурман ГА, Шнурман И.Г. Результаты опробования азимутального

электрического сканера и прибора двойного бокового микрокаротажа в миоценовых отложениях Краснодарского края // НТВ АИС "Каротаж-ник". 2000. Вып. 72. С. 88-92.

*> 22. Шнурман И. Г. Типы песчано-глинистых коллекторов чокракского гори-

зонта Западно-Кубанского прогиба и критерии их выделения по данным ГИС //Докл. междунар. геофиз. конф., СПб., 2000. С. 410-411.

23. Шнурман И.Г. Выделение по данным ГИС проницаемых интервалов объекта закачки и отбора газа Кущевского ПХГ // Гипотезы, поиск, прогнозы: сб. науч. тр. Краснодар, 2002. Вып. 14. С. 280-288.

24. Шнурман ИГ, Михайлин А С, Писклов С.С Технология изучения разрезов горизонтальных скважин по данным ГИС на Кущевском ПХГ // Гипотезы, поиск, прогнозы: сб. науч. тр. Краснодар, 2002. Вып. 14. С. 134-142.

»14399

25. Шнурмаи ИГ. Совершенствование технологии проведения и обработки данных электрического каротажа в пластах малой мощности // Гипотезы, поиск, прогнозы: сб. науч. тр. Краснодар, 2002. Вып. 15. С. 119-128.

26. Шнурман И. Г., Шиурман Г.А. Петрофизическая модель плотности чо-кракских отложений Западно-Кубанского прогиба и ее использование при определении пористости пород по данным каротажа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.М., 2002. № 3. С. 36-40.

27. Шнурман И.Г., Климов В.В. Технология изучения коллекторов малой мощности промыслово-геофизическими методами // Докл. 12 междунар. конгресса "Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи - С1ТСЮ1С - 2002". Геленжик, 2002. С. 473-485.

28. Шнурман ИГ. Совершенствование технологии проведения и обработки данных радиоактивного каротажа в пластах малой мощности // Гипотезы, поиск, прогнозы: сб. науч. тр. Краснодар, 2003. Вып. 16. С. 140-147.

29. Басарыгин Ю М, Будников В Ф, Черненко А.М., Шнурман ИГ. и др. Технологические аспекты повышения достоверности геофизических исследований технического состояния крепи скважин, качества вскрытия пластов и определения параметров коллекторов нефтяных и газовых месторождений // Докл. 13 междунар. конгресса "Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи - гттоотг -2003". СПб., 2003. С. 372-387.

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Подписано в печать 4.07.2005 Формат 60х84'Лб Бумага SvetoCopy. Печать трафаретная. Усл. печ л. 2,79 Тираж 150 экз. Заказ №5105

РНБ Русский фонд

20227

ШНУРМАН Игорь

Отпечатано в типографии ООО "Просвещение-Юг" с оригинал-макета заказчика г. Краснодар, ул. Селезнева, 2, тел /факс: 239-68-31

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Шнурман, Игорь Гениевич

Введение.

ЧАСТЬ 1 ОБЪЕМНЫЕ И СТРУКТУРНЫЕ МОДЕЛИ

ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕДКАВКАЗЬЯ.

Глава 1 Петрофизическая и геофизическая характеристика сложно построенных терригенных коллекторов.

Глава 2 Объемные и структурные модели песчано-алевритоглинистых коллекторов.

ЧАСТЬ 2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ И ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ

ОБОСНОВАНИЕ ИНТЕРПРЕТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ ИЗУЧАЕМЫХ

ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

Глава 3 Модель удельного электрического сопротивления.

Глава 4 Модель потенциалов самопроизвольной поляризации

Глава 5 Модель интегрального гамма-каротажа.

Глава 6 Модели каротажей пористости (нейтронного, плотностного, акустического).

ЧАСТЬ 3 ТЕХНОЛОГИЯ ВЫДЕЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ

ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕДКАВКАЗЬЯ

ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Глава 7 Принципы интерпретации промыслово-геофизической информации в терригенных породах. Определение истинных геофизических параметров.

Глава 8 Совершенствование технологии геофизических исследований и обработки данных в разрезах с пластами малой толщины (менее 2 м).

Глава 9 Методика выделения и оценки сложно построенных терригенных коллекторов.

Глава 10 Специальные вопросы геофизических исследований при изучении сложно построенных терригенных коллекторов. 339 Заключение.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Петрофизические и интерпретационные модели геофизических методов исследования скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья"

На территории Предкавказья (Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции) большинство месторождений углеводородов связаны с терригенными отложениями. Залежи нефти, газа и газоконденсата выявлены в осадочных формациях от третичного до юрского возраста, при этом коллекторы сложены песчано-алеврито-глинистыми породами, характеризуются специфическими особенностями и их изучение по данным геофизических исследований скважин (ГИС) является достаточно сложной проблемой.

Активное изучение рассматриваемого района приходится на середину и конец прошлого века. В это время были разведаны и открыты большинство месторождений, отличительной особенностью которых являлось выдержанность по разрезу и площади фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, их значительные толщины и, как следствие, четко выраженная геофизическая характеристика. С середины 80-90-х годов прошлого века и до настоящего времени доля таких объектов в общем количестве разведанных месторождений неуклонно сокращается. При этом открываемые залежи углеводородов приурочены к сложно построенным терригенным коллекторам, которые отличаются значительной неоднородностью, малыми 1.5 - 2м толщинами, сложной структурой порового пространства и, как следствие, значительной вариацией фильтрационно-емкостных свойств, что неизбежно приводит к снижению информативности геофизических исследований скважин.

В рамках диссертационной работы поставлена задача, разработать петрофизические и интерпретационные модели ГИС для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных коллекторов региона. Обоснование таких моделей на базе единого методологического подхода дает возможность унифицировать технологию исследования сложно построенных коллекторов на всех этапах исследования недр, которая может служить основой для создания единого информационного пространства геологоразведочного процесса.

Особое внимание в работе уделено выбору объектов для обоснования петрофизических и интерпретационных моделей ГИС сложно построенных коллекторов Предкавказья, в том числе в горизонтальных скважинах. К объектам, в наибольшей степени отражающим многообразие таких типов коллекторов, распределение глинистого материала, фильтрационно-емкостных свойств, фациальную изменчивость, отличающимся сложными геолого-техническими условиями бурения (АВПД, АНПД) можно отнести чокракские отложения Западно-Кубанского прогиба (ЗКП), альбские Кущевского подземного хранилища газа (КПХГ) и нижнемеловые и юрские отложения Восточного Предкавказья.

Целью работы является теоретическое и экспериментальное обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья, и создание на этой основе технологии определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и насыщенности, обеспечивающей повышение эффективности геофизических методов исследования разрезов нефтегазовых скважин, ее внедрение в практику геологоразведочных работ и оценку результатов применения.

Основные задачи исследований.

4. Совершенствование специальных вопросов технологии проведения ГИС по теме исследований: прогнозирования поровых давлений и зон АВПД, влияния зоны проникновения, интерпретации результатов исследований в горизонтальных скважинах.

5. Разработка технологии проведения геофизических исследований и предварительной обработки материалов ГИС в коллекторах малой толщины.

Методы исследования и фактический материал. Поставленные задачи решались путем обработки, обобщения и анализа геолого-геофизических материалов более чем в 300 скважинах Предкавказья с использованием программных средств Microsoft Excel, системы СИГМА и Геопоиск; проведения комплексных петрофизических исследований керна более чем 2500 образцов, по каждому из которых сделано в среднем около 6 определений, в том числе специальных петрофизических исследований в установках моделирующих пластовые условия, выполнением ртутной порометрии, оценкой удельной поверхности методом низко температурной адсорбции, капилляромет^ия, термогравиметрический анализ и др.; моделированием, расчетами, экспериментальными работами в нефтегазовых скважинах на месторождениях Ставропольского и Краснодарского края, Кущевском подземном хранилище газа, привлечением публикаций отечественных и зарубежных ученых.

Диссертация базируется на результатах исследований, выполненных автором лично или при его непосредственном участии в Научно-исследовательском и проектно-конструкторском институте геофизических исследований (НИИГИ) г. Грозный, где проведены работы по совершенствованию методического и петрофизического обеспечения ГИС при изучении нижнемеловых и юрских отложений Восточного Предкавказья; ОАО «Нефтегеоф из прибор» г. Краснодар, где разработана интерпретационная модель акустического каротажа; ПФ «Кубаньгазгеофизика» пос. Афипский Краснодарского края, где обоснованы новые методические основы интерпретации ГИС чокракских и альбских коллекторов Западного Предкавказья, обобщены и систематизированы результаты исследований в области изучения сложнопостроенных коллекторов Предкавказья геофизическими методами.

Достоверность предложенных автором выводов и рекомендаций проверялась путем сравнения результатов интерпретации с независимыми геолого-промысловыми материалами и результатами опробований скважин.

Научная новизна. В диссертации получены следующие основные результаты, характеризующиеся научной новизной:

4. Разработана технология проведения геофизических исследований в коллекторах малой толщины (<2м) и методика геофизической интерпретации полученных данных.

Практическая значимость и реализация результатов. На основании выполненных автором исследований в производственных организациях Ставропольского и Краснодарского края внедрены три методических руководства по выделению коллекторов, определению их емкостных свойств и нефтегазонасыщенности, что обеспечило повышение информативности используемого комплекса ГИС:

Методические рекомендации по выделению и оценке насыщенности юрских терригенных коллекторов Прикумской зоны поднятий по промыслово-геофизическим данным (1987 г.);

- Методические рекомендации по оценке упруго-механических и емкостных свойств глубоуозалегающих отложений по данным акустических исследований (1994 г.);

Методическое руководство по выделению и оценке чокракских коллекторов Западно-Кубанского прогиба по комплексу промыслово-геофизических данных (2001 г.).

Предложенные автором разработки нашли широкое применение при оперативной интерпретации и подсчете запасов в юрских отложениях Восточного, Русский Хутор, Правобережного, Озек-Суат и некоторых других месторождений Прикумской зоны поднятий (ТОП); в чокракских отложениях Прибрежного, Восточно-Прибрежного, Гривенского, Варавенского, Морозовского, Сладковского, Терноватого и других месторождений Краснодарского края. Разработанные новые методические решения использованы при обосновании параметров для подсчета запасов Прибрежного месторождения, которые прошли экспертизу в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых МПР России в 2001 г. Разработанные автором методики и технологии нашли широкое применение в геофизических организациях ООО «Ставропольнефтегеофизика», ПФ «Кубаньгазгеофизика» и используются геологическими службами ООО «Кубаньгазпром» и ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз».

Основные защищаемые положения.

3. Трехкомпонентная модель интегрального гамма-каротажа терригенных пород и методика ее использования для количественных определений глинистости и компонентного состава.

4. Технология проведения геофизических исследований в коллекторах малой толщины (<2м) и методика геофизической интерпретации полученных данных.

Петербург, 2000, Международная геофизическая конференция; Геленджик, 2001, Вторая международная конференция и выставка по разработке новых технических средств и технологий для работ на шельфе и в Мировом океане; Геленджик, 2002, Двенадцатый международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи -CITOGIK-2002»; Санкт-Петербург, 2003, Тринадцатый международный конгресс «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи -CITOGIK-2003».

Публикации. Основные научные положения и практические результаты опубликованы в 29 печатных работах, в том числе 1 монографии. Результаты работ по теме исследований изложены в 3 методических руководствах и 13 отчетах НИР (в фондах «НИИ геофизических исследований», г.Грозный; АООТ «Нефтегеофизприбор», г. Краснодар; ООО «Кубаньгазпром», г. Краснодар; Кубанского государственного университета, г. Краснодар).

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, 3 частей, 10 глав и 37<?

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Шнурман, Игорь Гениевич

358 Заключение

Основным результатом работы является разработка петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности терригенных коллекторов Предкавказья. Полученный научно-практический результат стал возможным благодаря решению следующих задач.

1. На основании комплексных петрофизических исследований керна терригенных пород Предкавказья и статистической обработки полученных результатов: обоснованы объемные и структурные модели изучаемых коллекторов;

- установлена граница перехода песчано-алевритовых пород в глинистые по связям Кал=А[Кгл); обоснованы основные петрофизические зависимости, учитывающие влияние литологического состава пород;

- предложено петрофизическое разделение коллекторов по Кп и Кгл;

- установлена закономерность роста Кпск с увеличением Кгл;

- установлен диапазон основных свойств (Кп, Кпр, Кгл и др.) коллекторов и их средние значения;

- установлены граничные значения параметров коллекторов;

- установлены особенности коллекторов, требующие совершенствования технологии проведения ГИС;

- предложен новый способ обоснования граничных значений юрских коллекторов Прикумской зоны поднятий;

- обоснована единая для всех коллекторов зависимость Kra=f(qn);

- установлены связь содержания фракций 0.01 и 0.001 мм; предложена новая, более простая модель песчано-алеврито-глинистой породы.

- установлено, что оценка водонасыщенности терригенных коллекторов с дисперсной глинистостью по удельному сопротивлению с наименьшей погрешностью выполняется по зависимостям P=f(Kn) и Рн=Й(Кв); предложен новый методический подход учета влияния глинистости без ее непосредственного определения; показано, что оценки Кв по моделям М.М. Элланского; B.C. Афанасьева, С.В. Афанасьева; и по зависимости р,г=^Кпв) требующие учета влияния глинистости дают большие величины погрешностей;

- обоснованы интерпретационные уравнения метода ПС терригенных коллекторов Предкавказья и номограммы учитывающие влияние нефтегазонасыщения на параметр ctnci

- обоснованы интерпретационные уравнения для плотностного и нейтронного каротажа учитывающие влияние на показания методов глинистости и газонасыщенности;

- обоснованы интерпретационные уравнения акустического каротажа учитывающие тип распределения глинистого материала, показано влияние разуплотнения пород и газонасыщенности снижающие эффективность метода и способы их учета.

3. Разработаны новые технико-методические решения по повышению информативности комплекса геофизических исследований скважин при изучении терригенных коллекторов Предкавказья, в том числе: по результатам проведения специальных исследований в скважинах оптимизирована технология проведения ГИС в пластах толщиной менее 2м; обоснована величина шага квантования по глубине, которая составляет 0.02м для БМК, 0.04м для БК, 0.05м для РК; оптимизирована скорость регистрации радиоактивными методами, которая не должна превышать 150 м/час;

- уточнены палетки учета вмещающих пород в показания БК и ИК для пластов толщиной 2м и менее; на примере коллекторов Прибрежного месторождения Западно-Кубанского прогиба показана их высокая эффективность; по результатам экспериментальных исследований на керне и в скважинах уточнена линия нормального уплотнения и оптимизирована методика эквивалентных глубин для оценки поровых давлений в чокракских отложениях Западно-Кубанского прогиба; представлены результаты интерпретации по 65 скважинам 14 месторождений пробуренных на чокракский горизонт в виде карт изменения градиентов поровых давлений;

- для альбских коллекторов Кущевского ПХГ установлена единая связь изменения рсм в промытой зоне и зоне проникновения от рф и предложены интерпретационные уравнения для оценки пористости по рпп и рзп. Показано наличие в проницаемых интервалах кольцевой зоны и ее влияние на показания геофизических методов.

4. Обоснована технология определения текущего содержания газа в предельно насыщенных, не имеющих ГВК коллекторах Кущевского ПХГ по данным временных замеров ННК и НГК в скважине расположенной в переходной зоне.

5. По результатам геофизических исследований горизонтальных скважин Кущевского ПХГ разработана методика учета искажающих факторов влияния стеклопластиковых труб, особенностей формирования зоны проникновения и условий возникновения аномалий сопротивлений на границах пластов, повышающая достоверность оценки пространственного положения ствола скважины и позволяющая выполнять количественную интерпретацию.

6. Обоснована технология геологической интерпретации материалов ГИС для выделения коллекторов, оценки их глинистости, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности. С помощью программных средств Microsoft Excel, системы СИГМА и Геопоиск, технология реализована на ПЭВМ. Разработанная технология прошла апробацию в более чем в 300 скважинах месторождений Предкавказья и показала высокую эффективность, как при оперативной интерпретации, так и при подсчете запасов углеводородов.

361

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Шнурман, Игорь Гениевич, Краснодар

1. Александров Б.Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М., 1987.

2. Альбом палеток и номограмм для введения поправок за искажающие факторы при работе с аппаратурой АООТ «Нефтегеофизприбор» и НИИГИ. Краснодар, 1995.

3. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. М., 1984.

4. Афанасьев B.C., Афанасьев С.В. Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы. Тверь, 1993.

5. Блюменцев A.M., Калистратов Г.А., Лобанков В.М., Цирульников В.П. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. М., 1991.

6. Буряковский Л.А., Джафаров И.С., Джеванишр Р.Д. Прогнозирование физических свойств коллекторов и покрышек нефти и газа. М., 1982.

7. Венделъштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М., 1966. С. 16-21, 205.

8. Венделыитегш Б.Ю. О связи между параметром пористости, коэффициентом поверхностной проводимости, диффузионно-адсорбционной активностью и адсорбционными свойствами терригенных пород: Труды МИНХ и ГЛ. М., 1960. Вып. 31. С. 16-30.

9. Венделъштейн Б.Ю., Костерина В.А. Усовершенствованный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификация по данным ГИС // Каротажник: Науч. техн. вест. Тверь, 1999. Вып. 62. С. 7-22.

10. Венделъштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., 1978.

11. Венделъштейн Б.Ю., Элланский М.М. Влияние адсорбционных свойств породы на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости // Прикладная геофизика. М., 1964. Вып. 40. С. 181-193.

12. Гайфулии Я.С., КнеллерЛ.Е. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка месторождений. М., 2000. № 9.

13. Гайфулии Я.С., Кпеллер Л.К, Антонов К.В. Интерпретация данных геофизических исследований и прогноз дебитов горизонтальных скважин. Деп. ВИНИТИ 15.05.2000, № 1398-В00.

14. Дахкильгов Т.Д., Брашовский А.Л., Шнурман И.Г. Некоторые вопросы промыслово-геофизических исследований юрских отложений Ставрополья // Геология нефти и газа. М., 1987. № 1. С. 52-55.

15. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М., 1975.

16. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., 1982.

17. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., 1970.

18. Добрынин В.М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа. 1991. № 5. С. 30-34.

19. Добрынин ВМ., Венделъштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика. М., 1991.

20. Добрынин В.М., Лимбергер Ю.А. Определение аномально-высоких пластовых давлений по электрометрическим данным // Нефтяное хозяйство. 1971. № 10. С. 12-16.

21. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально-высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978.

22. Завьялец А.Н., Курьянов Ю.А., Токменин В.Т. Информативность многоволнового акустического каротажа в Тюменской и Васюганской свитах Сургутского свода // Бюллетень ассоциации Нефтегазгеофизика. 1992. № 1. С. 33-38.

23. Ивакгт Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов O.JI. Акустический метод исследования скважин. М., 1978.

24. Инструкция по интерпретации диаграмм методов электрического каротажа (с альбомом палеток). М., 1983.

25. Инструкция по обработке БКЗ с комплектом палеток и теоретических кривых электрического каротажа. Л., 1985.

26. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М., 1987.

27. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М., 1984.

28. Кнеллер Л.Е., Гайфулии Я.С., Потапов А.П. Особенности интерпретации материалов геофизических исследований горизонтальных скважин: Тезисы междунар. геофиз. конф. СПб., 2000. С. 430-431.

29. Кнеллер Л.Е., Гайфулии Я.С., Потапов А.П., Леготин Л.Г. и др. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996. № 4.

30. Кожевников Д.А. Интерпретационное обеспечение гамма-метода // Каротажник: Науч. техн. вест. Тверь, 1995. № 12. С. 61-64.

31. Кожевников Д.А. Интерпретация и петрофизическая информативность данных гамма-метода//Геофизика. М., 2000. № 4.

32. Коллекторские свойства пород продуктивных пластов разведочных площадей Ставропольского края: Отчет. Тема 108-721 СевкавНИПИнефть-Пятигорск, 1973.

33. Комплексная технология определения и прогнозирования поровых, пластовых давлений и зон АВПД по геолого-геофизическим данным при бурении скважин глубиной до 7000 м. РД 39-4-710-82. СКТБ ПГ, Грозный, 1982.

34. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., 1977.

35. Ларионов В.В. Радиометрия скважин. М., 1969.

36. Ларионов В.В., Шварцман М.Д. Естественная радиоактивность горных пород // Петрофизика коллекторов нефти и газа. М., 1975. С. 82-91.

37. Латышева М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин: Учеб. пособие для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. М., 1991.

38. Леготип Л.Г., Вячин С.В., Султанов А.М. Применение АМК «Горизонт» для геофизических исследований горизонтальных скважин // Каротажник: Науч. техн. вест. Тверь, 1997. С. 85-92.

39. Леготин Л.Г., Султанов А.М. Анализ эффективности отечественных технологий геофизических исследований горизонтальных скважин // Каротажник: Науч. техн. вест. Тверь, 1996. № 24. С. 59-66.

40. Лежантн С.И. Комплексы исследований горизонтальных скважин геофизическими методами и вопросы методологии интерпретации их результатов // Каротажник: Науч. техн. вест. Тверь, 1996. № 21. С. 25-28.

41. Методические рекомендации по определению электрических параметров пластов в скважинах с высокоминерализованной промывочной жидкостью (с комплектом палеток). Тверь, 1991.

42. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. М., Тверь, 2003.

43. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов / Сост. Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В. и др. Калинин, 1986.

44. Методическое руководство по интерпретации данных электрического каротажа с целью определения удельного сопротивления пластов в условиях разрезов Среднего Приобья Тюменской области / Сост. Бондаренко М.Т., Чукин В.Т., ВНИИГеофизика, 1979.

45. Михайлов //.//. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М„ 1996.

46. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток) / Сост. Головацкая И.В., Гулин Ю.А., Еникеева В.А. Калинин, 1984.

47. Разработка и усовершенствование геофизических методов выделения и изучения сложных коллекторов нефти: Отчет: т. 142-89: Этап 1.2 / МИНГ. М., 1990.

48. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1994. Вып. 8. С. 11— 16.

49. Рапин В.А., Чесиоков В.А., Евдокимов В.И. и др. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1993. Вып. 9. С. 14-16.

50. Резванов Р.А. Некоторые мифы в каротаже // Геофизика. М., 2004. № 6.

51. Резванов Р.А. Определение коэффициента газонасыщенности пластов нейтронными методами с использованием палеток пористости // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1974. Вып. 1. С. 11-14.

52. Тарасова Е.В., Шпурман И.Г. Оценка поровых давлений в бурящихся скважинах — состояние и перспективы: Докл. межд. конф. и выставки по разработке новых техн. средств и технологий для работ на шельфе. Геленджик, 2001. С. 263-264.

53. Терентьев В.Ю. Разработка методики определения коллекторских свойств и нефтенасыщенности терригенных отложений с повышенным содержанием алевритового материала по данным промысловой геофизики: Дис. . канд. геол.-минер. наук. Грозный, 1979.62.

Информация о работе

Шнурман, Игорь Гениевич
доктора геолого-минералогических наук
Краснодар, 2005
ВАК 25.00.10

Диссертация

Петрофизические и интерпретационные модели геофизических методов исследования скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности сложно построенных терригенных коллекторов Предкавказья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы