К оглавлению

УДК 550.832

Методика определения пористости газоносных пород по комплексу ГГК, НК, ПС

И. В. ГОЛОВАЦКАЯ, Ю. А. ГУЛИН, А. В. РУЧКИН |ВНИГИК)

Известно [3], что газосодержание пород существенно влияет на результаты плотностного ГГК и НК. Так, связь между объемной плотностью пород оцениваемой по ГГК, и общей пористостью Кп газонасыщенных пород можно выразить уравнением

где- плотности соответственно пород, пластовой воды (фильтрата) и газа в пластовых условиях; Кг, Кп - коэффициенты газонасыщенности в прискважинной части пласта и общей пористости.

Изменениев зависимости от газонасыщенности относительно водоносных пород определяют по уравнению

Для газа, состоящего в основном из метана, его плотность, температура и давление связаны соотношением [3]

где рпл - пластовое давление, МПа; р0 - 0,1 МПа; Т0=273,2 К; Т - температура пласта, К; z - коэффициент сверхсжимаемости (0,9).

Газонасыщенность пород приводит к завышению показаний НК вследствие меньшего содержания водорода в газоносных пластах по сравнению с нефтеносными и водоносными и меньшей объемной плотности газоносных пород. Водородный индекс метана (отношение числа атомов водорода в газек таковому в воде) составляет . Поэтому эффективная водонасыщенная пористость газоносных пород уменьшается, по данным НК, относительно водоносных на величину

  

Доля поправки с учетом плотностного эффекта пропорциональна произведениюи зависит от состава пород. Приближенно она равна 20-30 %  (за счет изменения содержания водорода). Таким образом, .

Во ВНИГИКе разработана методика определения пористости газонасыщенных пластов по данным ГГК и НК. Она базируется на соотношении

Где Кп(ГГК) и Кп(НК) - пористости, определяемые с помощью ГГК и НК с учетом глинистости пород;  и - поправки на влияние газонасыщенности соответственно для ГГК и НК. Отсюда

где

Поскольку , то используя величины, приведенные выше, параметр С находим следующим образом:

Как видно из этого выражения, параметр С не зависит от Кп и Кг и является функциейкоторая, в свою очередь, зависит от пластового давления р и температуры Т.

Из формулы (2) следует, что требования к точности определения пористости по НК при вычислении поправки  в (1+С) раз ниже, чем при оценке Кп только по данным НК. На рис. 1 приведена зависимость 1+С от соотношения р/Т для разных типов аппаратуры НК (р - пластовое давление, МПа; Т - температура пласта, К). В наиболее распространенных условиях (20<р<50 МПа и 300<Т<400 К) 1+С = 2,2 - 3, т. е. отличается на ±0,4 от среднего значения 2,6, или на ±15%. Величина 1+С слабо зависит от модификации НК и типа аппаратуры (см. рис. 1).

Если считать допустимой абсолютную погрешность при определении пористости по комплексу ГГК и НК ±2-3 % объема пород, то Кп (НК) можно вычислить с погрешностью ±5-6 % от объема пород. Это легко выполнить даже при очень грубом учете влияния различных факторов, искажающих результаты НК (например, глинистости пород). Допустимая погрешность величины С при тех же условиях составляет ±30 %. Основные требования предъявляются к точности определения кажущейся пористости пород по ГГК, т.е. величины Кп (ГГК). Здесь погрешность должна быть не более ±2-3 %, или в пересчете на плотность не более 0,035-0,05 г/см3.

Одно из ограничений методики - влияние неоднородности зоны проникновения. Из-за неодинаковой глубинности ГГК и НК (соответственно около 10 и 20 см) даже незначительное проникновение фильтрата в газоносный пласт может исказить результаты оценки пористости по комплексной методике. При этом Кп(ГГК) уменьшается до истинного значения Кп, a Кп(НК) в результате влияния газонасыщенности остается заниженным по отношению к истинному значению Кп. Поэтому определяемый по формуле (2) коэффициент пористости может быть занижен по отношению к истинному максимально на 2-3 % . Однако такие неблагоприятные ситуации маловероятны, поэтому средняя погрешность не превышает 1-1,5 %. Схема интерпретации, описанная ниже, применима при следующих условиях.

1.                      Между плотностью и пористостью полностью водонасыщенных пород должна быть тесная связь, обусловливающая в основном погрешность при определении Кп по рассматриваемому комплексу ГИС. Эта связь зависит от устойчивости значений минеральной плотности исследуемых пород, что может быть установлено только по материалам исследований керна.

2.                      Результаты НК с поправкой на глинистость должны обеспечивать оценку пористости пород с погрешностью не более ±5-6 %.

3.                      Для корректировки данных НК с учетом влияния глинистости необходим независимый метод определения минеральной глинистости пород.

Предложенная методика оценки газоносных пород опробована на песчано-глинистых отложениях сеномана и неокома Уренгойского месторождения, которые представлены кварц-полевошпатовыми песчаниками с содержанием кварца 55 % и полевых шпатов 45 %. В сеноманских породах глинистым цементом является каолинит, в неокомских - смесь гидрослюды, хлорита и каолинита. Минеральная плотностьдля отложений сеномана и неокома Уренгойского месторождения с учетом поправкисоставляет 2,68±0,03 г/см3, пластовой воды (фильтрата) 1 г/см3. В приведенном значении учитывается и глинистость пород, поэтому при интерпретации данных ГГК вносить поправку на влияние глинистости не нужно.

Для определения пористости по НК в рассматриваемом районе стандартными палетками N (ННКт-50), усл. ед. =f(lg Кп) [2] пользоваться нельзя, так как они построены только для известняков. Влияние минерального состава пород и глинистого цемента при интерпретации оценивали на основании данных [4]. Применение формулы (2) для определения пористости газонасыщенных песчано-глинистых пород громоздко, поэтому на практике пользуются графическим способом. В этом случае для конкретных геологических условий строится палетка типа 1/N (ННКт- 50), усл. ед. В качестве примера на рис. 2 приводится палетка =f[ 1/N (ННКт-50), усл. ед.] для неокомских отложений Уренгойского месторождения. Палетка включает два графика. По первому из них (в правой части) находят пористость и глинистость негазоносных (нефтеводонасыщенных) пород, а по второму (в левой части) - пористость неглинистых газоносных пород. При определении Кп газоносных пластов в данные ННКт предварительно вносится поправка на глинистость.

При построении палетки использовались не сами значения N(ННКт-50), усл. ед., а величины 1 /N (ННКт-50), усл. ед., так как это удобнее для интерпретации данных ННКт в пластах с высокой пористостью.

Применение логарифмической шкалы по оси абсцисс палетки позволяет корректировать значения N (ННКт-50), усл. ед. при недостаточно точной калибровке или отсутствии учета, например, температуры или плотности промывочной жидкости для всех пластов сразу путем сдвига бланка с массивом точек , усл. ед. по оси абсцисс вправо или влево до совмещения точек, характеризующих пласты с минимальной глинистостью и газонасыщенностью, с основной линией палетки. При таком способе корректировки роль опорных пластов выполняют все нефтеводонасыщенные пласты с минимальной глинистостью независимо от их пористости.

Выше было показано, что для оценки пористости газонасыщенных песчаноглинистых пород достаточен грубый учет глинистости с погрешностью DКгл = ±10% объема пород. Поэтому глинистость газонасыщенных песчаноалевритовых пород на Уренгойском месторождении определялась по диаграмме ПС. Для этого по водонефтенасыщенным пластам, не содержащим газа, была построена зависимость (рис. 3). Величина DКп =Кп(ННКт) - Кп(ГГК) в указанных условиях отражает содержание минеральной глинистости Кгл в породе. Зависимостьпозволяет оценить Кгл с точностью 3-5% объема породы. Такая точность вполне достаточна для определения пористости газоносных пород по комплексу ГГК-ННКт. Данные ГК в полимиктовых песчаниках не обеспечивают выполнения даже столь низких требований из-за вариации состава песчано-алевритовой компоненты скелета (кварц - калиевый полевой шпат).

Пористость газоносных пластов определяется следующим образом:

·        по материалам ГИС выделяют пласты-коллекторы;

·        по диаграмме ГГК устанавливают объемную плотность песчаных пластов  с учетом их естественной радиоактивности [5];

·        по диаграмме ННКт-50 отсчитывают обратные показания в условных единицах - 1/N (ННКт-50);

·        по величинам и 1/N(ННКт) строят график в масштабе палетки, и с ней его сопоставляют. В случае необходимости величина условной единицы ННКт корректируется путем смещения бланка с точками по оси абсцисс палетки. Контрольными пластами могут быть карбонатные прослои и неглинистые водонасыщенные песчаники;

·        по выделенным пластам определяют величину

·        по зависимости  оценивают величину Кп, отражающую глинистость для рассматриваемых условий из соотношения DКп = 0,5 Кгл;

·        в показания ННКт вводят поправку на глинистость путем смещения точки, соответствующей пласту, на величину DКп. Поскольку минеральная плотность глинистых цементов и песчано-алевролитовых пород близка, поправка на глинистость в величинуне вносится;

·        по расположению точек на палетке определяют пористость пластов Кп.

Опробование предложенной методики и зависимостей, показанных на рис. 2 и 3, при изучении сеноманских, и неокомских отложений Уренгойского месторождения показало удовлетворительную сходимость результатов оценки Кп по комплексу ГГК, ННКт, ПС и по керну. Абсолютная погрешность определения пористости не превышает +3% объема пород, а для 80% пластов она меньше ±2% объема пород в интервале изменения пористости от 5 до 38 %. Это позволяет рекомендовать ее к широкому внедрению на газонефтяных месторождениях страны, в первую очередь на месторождениях Западной Сибири.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.        Аппаратура ДРСТ, каналы ННКт и НГК (методическая инструкция по поверке)/Ю. А. Гулин, И.В. Головацкая, З.З. Ханипов и др. М„ ВНИИЯГГ, 1978.

2.        Басин Я.Н., Тюкаев Ю.В. Методические рекомендации по проведению исследований и интерпретации данных нейтронного каротажа с серийной аппаратурой РК (с комплектом палеток). М„ ВНИИЯГГ, 1979.

3.        Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

4.        Гулин Ю.А., Головацкая И.В. Временное методическое руководство по проведению гамма-гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой РГП-2 и интерпретации результатов измерений. Калинин, КО ВНИГИС, 1978.

5.        Гулин Ю.А., Еникеева Ф.X., Журавлев Б.К. Учет влияния литологии, минерализации пластовых вод и промывочной жидкости при определении пористости пород по результатам нейтронного гамма-каротажа. М., ВИЭМС, 1978.

Поступила 9/II 1983 г.

 

Рис. 1. Зависимость значений  от термобарических условий

 

Рис. 2. Палетка для определения пористости газонасыщенных кварц-полевошпатовых песчаников с гидрослюдисто-хлоритово-каолинитовым цементом,

 

Рис. 3. Связь для полимиктовых песчаников с любым типом глинистого цемента