К оглавлению

УДК 553.98:552.08(262.81-13)

К обоснованию петрофизических связей для разрезов месторождений углеводородов в шельфовой зоне Южного Каспия

Л. А. БУРЯКОВСКИЙ, Э. Р. МАДЕРА [ИПГНГМ АН АзССР), И. М. АРХАРОВА (ЮжВНИИГеофизика)

Важнейшим условием достоверности интерпретации материалов промысловой геофизики является надежное обоснование взаимосвязей между физическими и коллекторскими свойствами горных пород. Петрофизические связи обычно устанавливают по результатам исследования образцов пород, насыщенных пластовыми флюидами. Наилучшими условиями измерения являются такие, при которых создаются давления и температуры, соответствующие естественному залеганию пород. В случае измерения петрофизических параметров в атмосферных условиях использование таких связей требует введения поправок на влияние эффективного давления и температуры. Достоверность петрофизических связей зависит также от представительности кернового материала. При ограниченном числе образцов результаты определений ненадежны.

К сожалению, последняя ситуация возникает нередко. Особенно ограничен отбор керна на морских месторождениях, расположенных в зонах регионального погружения структурных элементов I порядка. Залежи таких месторождений вскрываются скважинами глубиной 4000-6000 м и более. В таких условиях находятся, в частности, месторождения нефти и газа шельфовой зоны Каспийского моря на акваториях Апшеронского и Бакинского архипелагов.

С целью выявления петрофизических связей нами был обобщен весь керновый материал, полученный на месторождениях Бахар, Сангачалы-море - Дуванный-море - о. Булла и Булла-море. Основанием послужила не столько территориальная близость этих месторождений, сколько ряд общих геологических признаков (тектоническое строение, стратиграфическая принадлежность залежей УВ, литологический тип разреза, минералогическая и гранулометрическая характеристики пластов, тип залежей УВ, минерализация пластовых вод, термобарические условия и, как следствие, геофизическая характеристика разреза).

Месторождения шельфовой зоны Каспия приурочены к брахиантиклинальным складкам, ориентированным в общекавказском направлении и осложненным крупными продольными и сравнительно небольшими поперечными разрывными нарушениями. Углы падения на крыльях 15-25°, на периклиналях 5-15°. Структуры иногда асимметричны и очень часто образуют четковидные последовательности из двух-трех поднятий, разделенных неглубокими седловинами.

Стратиграфически залежи УВ приурочены к низам верхнего и верхам нижнего отделов продуктивной толщи (ПТ, средний плиоцен). По апшеронской номенклатуре-это горизонты балаханской свиты, свиты «перерыва», и НКП свиты, а по карадагской номенклатуре - V, VII и VIII горизонты, которые сопоставляются соответственно с низами балаханской свиты, свитой «перерыва» и НКП свитой.

Разрез продуктивной толщи - терригенный; коллекторы представлены кварцевыми, мезомиктовыми, иногда полимиктовыми породами с заметным содержанием глинистого материала, как диспергированного в поровом пространстве коллекторов, так и образующего с прослоями коллекторов тонкое, чередование. В гранулометрическом спектре частиц преобладает алевритовая фракция с размером зерен 0,1-0,01 мм. Среднее содержание этой фракции 50-60 %, максимальное - до 80%. Песчаная и глинистая фракции составляют примерно равные количества (25-30 %). Коэффициент сортировки около 3. Породы-коллекторы содержат помимо глинистого известковый цемент, однако содержание карбонатной составляющей невелико и находится в пределах 5-12 %.

Тип залежей УВ - пластовый, тектонически экранированный; залежи по составу флюида сложные, содержат газ, конденсат, нефть, распределенные по площади в различных сочетаниях. Пластовые воды слабоминерализованные (от 15 до 40 г/л), тип вод гидрокарбонатнонатриевый, сульфатнонатриевый, хлориднокальциевый.

Возможность обобщения анализов кернов была проверена с помощью статистических критериев Фишера и Бартлета. Сравнение дисперсий выполнялось для величин пористости Кп.р, приведенных к пластовым условиям, диффузионно-адсорбционной активности Ада и карбонатности С_к при уровне значимости 0,05 и числе степеней свободы 2. Наблюденные и критические значения критериев даны в таблице.

Как видно, все выборки, по которым выполнено сравнение дисперсий, относятся к одной генеральной совокупности и могут быть использованы совместно для определения петрофизических связей.

Были изучены результаты анализов 160 образцов пород из отложений ПТ, из которых по месторождению Булла- море - 24 образца, Сангачалы-море- Дуванный море - о. Булла - 23 образца и Бахар - 113 образцов. Из них коллекторы составляют соответственно 12, 15 и 99 образцов.

По всем образцам определены пористость, карбонатность и гранулометрический состав, а также проницаемость (122 определения), диффузионно-адсорбционная активность (104), относительное сопротивление при атмосферных условиях (126), коэффициент увеличения сопротивления при атмосферных условиях (29), естественная радиоактивность (45), остаточная водонасыщенность (46).

Породы рассматриваемых месторождений залегают на глубинах 4-6 км, где горное давление превышает 100 МПа, а температура достигает 110 °С, и в значительной мере подвержены упругим деформациям под действием термобарических факторов. В связи с необходимостью учета влияния этих факторов на величины УЭС была проведена серия экспериментов на установке, моделирующей пластовые условия. Исследовано влияние температуры до 125 °С, давлений всестороннего сжатия до 100 МПа и пластового - 42 и 60 МПа на величины относительного сопротивления и коэффициента увеличения сопротивления.

Теснота и вид связей между отдельными физическими и литологическими параметрами исследовались с помощью корреляционно-регрессионного анализа, выполненного на ЭВМ ЕС-1020. Получены уравнения регрессий, коэффициенты корреляции r (если зависимость прямолинейная), корреляционные отношения(если зависимость криволинейная).

В первую очередь были сопоставлены глинистость с пористостью, радиоактивностью, содержанием остаточной воды и величиной a_пс. Последняя подсчитана по формуле

где Ада. max - предельное значение коэффициента диффузионно-адсорбционной активности для данной совокупности образцов пород с наиболее высокой глинистостью. Для рассматриваемой коллекции образцов Ада.мах = 62 мВ.

За исключением естественной радиоактивности, которая, как известно, наиболее тесно связана с объемной глинистостью Кгл, все остальные параметры коррелировались с весовой глинистостью С_гл или с относительной глинистостью h, определяемыми по содержанию фракции <0,01 мм. Связи между Кгл, Сгл и h имеют вид

где Кп - пористость образца; Кп.гл - пористость глин, равная 0,08 по данным анализов семи образцов.

На графике (рис. 1, а) приведены результаты сопоставления пористости с весовой глинистостью. Между сопоставляемыми параметрами наблюдается связь (Θ=0.65), существование которой можно объяснить мало изменяющимся и невысоким содержанием карбонатного материала в известковисто-глинистом цементе большинства исследованных коллекторов.

Намечается связь между глинистостью и остаточной водонасыщенностью Кв. При этом зависимость Кв от относительной глинистости (рис. 1, б) намного сильнее (r=0,83), чем от объемной глинистости (r=0,55).

Довольно тесные связи наблюдаются между aпс и относительной глинистостью (Θ=0.83) и между aпс и пористостью (Θ=0.83, рис. 1, в, г).

С целью проверки возможности использования экспериментальной зависимости aпс = f(Кпр) для определения пористости, по некоторым скважинам месторождений Булла-море и Сангачалы-море - Дуванный-море - о. Булла в интервалах отбора кернов по диаграммам ПС оценены величины относительной амплитуды ПС -. Как видно на рис. 1, г, точки значений aпс располагаются довольно близко друг к другу, что свидетельствует о возможности использования для определения пористости.

Отмечается наличие связи между объемной глинистостью Кгл и естественной радиоактивностью q_g (Θ=0.73, рис. 1, д) и между пористостью и естественной радиоактивностью (r= 0,76, рис. 1, е).

Получена зависимость относительной амплитуды g-излучения DJg по данным ГК от естественной радиоактивности (рис. 1, ж):

Путем совместного использования зависимостей q_g=f(Кпр) и DJg =f(q_g) построена кривая зависимости DJg=f(Кпр) (рис. 1, з), которую можно рекомендовать для оценки пористости по величине относительной амплитуды ГК.

Совместное рассмотрение зависимостей q_g =f(Кпл) и DJg =f (q_g) позволило получить зависимость DJg=f (Кгл) (рис. 1, и), которую можно использовать для определения объемной глинистости. В свою очередь, в результате сопоставления связей DJg=f (Кгл) и Кв=f(Кгл) получена зависимость DJg =f(Кв) вида

Эта кривая может быть использована для определения водонасыщенности (газонефтенасыщенности) в разрезах морских месторождений Азербайджана.

Получены зависимости относительного сопротивления от пористости без учета Р и с учетом термобарических факторов. На рис. 2, б также нанесены точки, полученные в атмосферных условиях и исправленные на влияние пластовых температур и давлений с помощью соответствующих поправок (по [1]).

Зависимости P=f(Кп) и P_p.t =f(Кп. р) аппроксимируются следующими уравнениями:

На рис. 2, в приводятся кривые зависимости Pн=f(Кв) при атмосферных (I) и пластовых (II) условиях, которые описываются уравнениями

Уравнение (8) отвечает условиям Кв<0,50, соответствующим породам-коллекторам [2].

Для исследованных пород-коллекторов установлена связь между коэффициентом остаточной водонасыщенности и проницаемостью. Поскольку Pн=f(Кв), а Кпр =f(Кв), то между Рн и Кпр также должна существовать связь.

Такая связь была получена как для атмосферных (рис. 2, г), так и для пластовых условий (r=0,78; рис. 2, д).

Поправка на влияние термобарических факторов в величины Кпр.р вводилась по [1], а в значения Рн - с помощью кривых зависимостей Pн=f(Кв) и Pн.p,t=f(Кв.p,t), как это показано на рис. 2, в.

Зависимость Рн.p,t=f(Кпр.р) может быть использована для определения проницаемости по коэффициенту увеличения сопротивления продуктивных пластов.

Таким образом, в результате выполненных исследований получены достаточно представительные петрофизические связи, которые рекомендуются для практического использования с целью определения емкостных и фильтрационных свойств, коэффициента водонасыщенности пород-коллекторов ПТ морских месторождений Азербайджана.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Временное методическое руководство к изучению параметров залежей морских нефтяных и газовых месторождений Азербайджана по материалам промысловой геофизики. Баку, Элм, 1978.

2. Авчан Г.М., Матвеенко А.А., Стефанкевич 3.Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. М., Недра, 1979.

Поступила 13/IV 1982 г.

Таблица

Параметр сравнения	Критерий
	Фишера		Бартлета
	наблюденный	критический	наблюденный	критический
Кпр	1,70	1,73	5,0	6,0
Ада	1,80	1,84	2,4	6,0
Ск	1,94	1,75	5,8	6,0

Рис. 1. Экспериментальные зависимости:

a - Кпр=f(Cгл); б-Кв=f(h); в -aпс=f(h); г-aпс=f(Кпр); д - q_g=f(Кгл); е - q_g=f(Кпр); ж - DJg =f(q_g); з - DJg =f(Кпр); и - DJg=f(Кгл). Месторождения: 1 - Булла-море, 2-Сангачалы-море - Дуванный-море -о. Булла, 3 - Бахар, скважинные данные

Рис. 2. Экспериментальные зависимости относительных электрических параметров от пористости (а, б), коэффициента водонасыщенности (в) и проницаемости пород (г, д).

Исследования: I - при атмосферных условиях, II - при пластовых давлениях и температуре [2]. Усл. обозн. см. на рис. 1