К оглавлению журнала

 

УДК 550.83.05

© Г.Я. Шилов, 1993

РОЛЬ СЕДИМЕНТОЛОГИЧЕСКОГО ФАКТОРА ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ТЕРРИГЕННЫХ РАЗРЕЗОВ

Г.Я. ШИЛОВ (АГНА)

В песчано-глинистых породах кажущееся удельное сопротивление, измеренное электродными установками (потенциал- и градиент зонды, экранированные зонды), а также с помощью индукционных зондов, является функцией удельного сопротивления пород, геометрической структуры их порового пространства, диаметра скважины, удельного сопротивления промывочной жидкости, геометрии зондов и некоторых других параметров.

В настоящее время имеется различный палеточный материал для перехода от значений кажущегося удельного сопротивления к удельному электрическому сопротивлению проницаемых (в зоне проникновения и в неизмененной части) и непроницаемых пластов.

При геологической интерпретации данные электрического каротажа привлекают для оценки литологического состава отложений, выделения коллекторов, определения характера их насыщения, оценки пористости и нефтегазонасыщенности пород. Основанием для этого служат, во-первых, качественные признаки на каротажных кривых, во-вторых, результаты статистической обработки массивов удельных сопротивлений пластов различной литологии, "плотных" и коллекторов, водо- и нефтегазонасыщенных и, в-третьих, петрофизические связи типа "керн-керн", "керн-геофизика". Однако анализ различных методических подходов геологической интерпретации данных электрического каротажа [1,2] указывает на недооценку роли седиментологического фактора при определении геологических свойств терригенного разреза. То же можно сказать и о методах комплексной интерпретации данных различных методов ГИС. Под седиментологическим фактором здесь понимается учет генезиса исследуемых песчаных тел при обработке материалов ГИС.

Как известно, каротажные кривые СП, КС, ГК и других геофизических методов широко используются для фациального анализа с помощью генетических моделей пластов [3, 4]. Седиментологические (генетические) модели каротажных фаций основаны на измерениях физических свойств пород, которые изменяются в зависимости от условий их образования. Прежде всего, это относится к изменению гранулометрического состава обломочного материала, пористости и содержания в породе глины.

Так, повсеместно используется анализ формы кривой СП: колоколообразная указывает на потоковый генезис песчаного тела, воронкообразная - на баровые отложения, а цилиндрическая - на отложения пляжевых отмелей.

На наш взгляд, оценка характера насыщения песчаных коллекторов по результатам качественной интерпретации кривых электрического каротажа достаточно эффективна только для песчаников, образовавшихся в пляжевых отмелях, которые характеризуются равномерным распределением по пласту размеров зерен, эффективной пористости и глинистости. В этом случае измеренные удельные сопротивления во многом отражают характер насыщения пластов. При наличии ВНК в нефтенасыщенном пласте пляжевых отмелей, удельное сопротивление, измеренное зондами электрического каротажа, закономерно снижается от максимального в нефтеносной части до минимального в подошве переходной зоны ВНК.

Более сложная картина изменения удельного сопротивления наблюдается в песчаных пластах (в том числе и нефтенасыщенных) потокового и барового генезиса, что до сих пор не принимается во внимание при геологической интерпретации данных электрометрии.

На рис.1 приведены литологический состав и генетическая количественная модель каротажных фаций песчаных пластов потокового (русла рек, дельтовые протоки, зоны течений) и барового генезиса, где показан характер изменения КС, значений глинистости, эффективной пористости и водонасыщенности, а также график литологии. Как видно из рис. 1, изменение кривых удельного сопротивления напротив песчаного пласта зависит как от характера его насыщения, так и от генезиса.

Так, в нефтенасыщенном песчанике потокового происхождения (см. рис. 1, а) максимальные значения удельных сопротивлений будут наблюдаться в подошвенной части пласта ввиду того, что здесь имеются наибольшая эффективная пористость и минимальная глинистость, а это приводит к максимальному объемному нефтенасыщению. При наличии переходной зоны ВНК в нижней части подошвы пласта снижение КС будет соответствовать уменьшению его нефтенасыщенности. Напротив, при водонасыщении песчаного пласта потокового генезиса повышение сопротивления будет отмечаться в кровле пласта, где эффективная пористость минимальна.

Такая же картина изменения удельных сопротивлений, как и в водонасыщенном пласте потокового типа, наблюдается в нефтенасыщенном песчаном пласте барового происхождения. Здесь в кровле пласта имеются максимальная эффективная пористость и минимальная глинистость, что способствует возникновению максимальной объемной нефтенасыщенности. Благодаря этому в кровельной части пласта наблюдаются повышенные значения удельных сопротивлений, по величине превосходящие таковые в кровле водоносного потокового генезиса.

В рассматриваемом случае трудность представляет установление по кривым КС переходной зоны ВНК. Это связано с тем, что здесь удельные сопротивления закономерно снижаются к подошве пласта и при отсутствии переходной зоны, так как в этом направлении уменьшается эффективная пористость и увеличивается глинистость породы. Наличие переходной зоны ВНК способствует только более резкому уменьшению удельного сопротивления в интервале расположения переходной зоны.

Водонасыщенные песчаные пласты барового происхождения характеризуются, как правило, увеличением удельных сопротивлений в подошве из-за уменьшения в этом направлении эффективной пористости. В то же время удельное сопротивление по своей абсолютной величине меньше, чем в подошве нефтенасыщенного песчаника потокового генезиса.

Таким образом, при обработке данных ГИС и в частности результатов электрометрических исследований для оценки продуктивности песчаных тел первым этапом интерпретационных работ должно быть установление генезиса терригенных образований или по качественным моделям каротажных фаций, или с помощью количественных моделей, которые приведены на рис. 1.

Рассмотренные особенности поведения кривых удельного сопротивления в пластах потокового и барового генезиса могут служить поисковым признаком при оценке продуктивности терригенных разрезов по данным ГИС.

Учет седиментологического фактора при интерпретации материалов ГИС имеет важное значение также для нормирования петрофизических зависимостей (связей), используемых для оценки литологии и различных геологических параметров пластов, особенно при отсутствии кернового материала.

Как известно, петрофизические связи имеют практическую ценность, если они получены с учетом литологического состава пород исследуемого разреза. С этой целью при их обосновании привлекают данные анализа кернового материала. Вместе с тем нередки случаи, когда керн при бурении скважины или не отбирается, или его отбор крайне ограничен. Кроме того, даже при получении надежных петрофизических связей по площади или региону возникает необходимость уточнения литологического состава пластов при интерпретации материалов ГИС по конкретной скважине. В таких ситуациях определение генезиса песчаных тел с помощью моделей (качественных и количественных) каротажных фаций и однозначное определение в них литологических разностей от крупнозернистых песчаников до глинистых алевролитов с точной привязкой их по глубине дает возможность пронормировать используемые петрофизические зависимости для конкретных геологических условий изучаемой скважины.

В качестве примера рассмотрим результаты качественной и количественной интерпретации материалов ГИС по скв. 852 месторождения Нефтечала в отложениях VI горизонта продуктивной толщи (ПТ), где ряд объектов был опробован через эксплуатационную колонну (рис.2).

Как видно из рис. 2, по кривой СП выделяется ряд песчаных тел потокового генезиса в интервале глубин 1211-1216, 1244-1251, 1277,5-1283,5 м. Другие аномалии СП интерпретируются как отложения пляжевых отмелей. В данной скважине в 1981 г. при опробовании объектов VI горизонта ПТ, расположенных на глубине 1235-1240, 1244-1250 м, была получена нефть дебитом 6т/сут, а в интервалах перфорации 1265-1270, 1294-1302, 1315-1320 м - приток газа (13000 м3/сут) и воды (12 м3/сут).

Рассмотрим применение количественных моделей каротажных фаций (см. рис.1) для анализа изменения кривых КС (N 0.5 м 2 А) с целью оценки продуктивности терригенного разреза. Так, нефтенасыщенный песчаник потокового генезиса в интервале глубин 1244-1251 м характеризуется увеличением значений удельных сопротивлений к подошве пласта (как и на модели рис. 1,а), при этом здесь отмечается переходная зона ВНК на глубине 1948,5-1951 м. Песчаник потокового происхождения в интервале глубин 1277,5-1283,5 м является водонасыщенным (низкие удельные сопротивления) и характер изменения его удельного сопротивления полностью соответствует представленной на рис. 1,а модели для водоносного пласта.

Песчаные тела пляжевых отмелей в интервале глубин 1237-1240, 1264-1267, 1295-1298, 1299-1306, 1316-1318 и 1319-1322 м по кривым КС оцениваются как продуктивные, так как имеют повышенные удельные сопротивления в кровле пластов, что бывает при равномерном распределении по пласту размеров зерен, пористости и глинистости. При этом в подошвах пластов, залегающих на глубинах 1299-1306 и 1319-1322 м, наблюдаются переходные зоны ВНК. Это объясняет получение наряду с газом притока воды при опробовании указанных объектов.

В 1984 г. здесь в VI горизонте ПТ был опробован ряд других объектов, залегающих в интервале глубин 1203-1209, 1211-1218, 1253-1259, 1269-1276 м. При опробовании была получена нефть (7 т/сут) с водой (5 м3/сут). Песчаное тело потокового происхождения среди указанных объектов выделяется только в интервале глубин 1211-1216 м и согласно модели, приведенной на рис. 1, а, оценивается как нефтенасыщенный песчаник, так как здесь наблюдается увеличение сопротивления в подошвенной части пласта.

Песчаники пляжевого происхождения, залегающие на глубинах 1204-1205, 1206-1209, 1253-1256, 1257-1260, 1269-1273 м и характеризующиеся повышенными значениями КС, в кровле пластов оцениваются как продуктивные. В пласте, расположенном в интервале глубин 1257-1260 м, отмечается переходная зона ВНК. Песчаный пласт пляжевого генезиса на глубине 1274-1276 м по низким значениям удельных сопротивлении определен как водоносный. Следует отметить, что полученные результаты качественной интерпретации данных электрического каротажа подтверждаются количественной интерпретацией материалов комплекса ГИС, включающего методы БКЗ, СП, ГК, НГК и кавернометрии. Интерпретация проводилась по методике, в основу которой положена трехкомпонентная (песчаник - алевролит - глина) структурная модель пласта-коллектора [5]. Эта методика хорошо зарекомендовала себя при изучении отложений продуктивной толщи на различных площадях Азербайджана. Некоторые результаты количественной интерпретации данных ГИС приведены в таблице.

Одним из основных этапов интерпретации по данной методике является получение зависимости aсп - f(hгл.гк), которая носит название графика литологии. С его помощью оценивают литологический состав терригенных пород и вносят поправку за "алевролитистость" при определении глинистости отложений по данным РК. Для надежного обоснования графика зависимости a сп - f(hгл.гк) стараются привлекать данные анализа керна. Однако ввиду отсутствия кернового материала по изучаемой скважине график литологии нормировался по результатам оценки генезиса песчаных отложений по кривой СП. На рис. 3 приведен график зависимости (aсп - f(hгл.гк) по разрезу VI горизонта ПТ рассматриваемой скважины, на котором линии песчаников и алевролитов пронормированы точками 2 и 11, однозначно соответствующими песчанику, залегающему в подошве пласта потокового генезиса (точка 2), и алевролиту, расположенному в кровле пласта (точка 11) аналогичного происхождения. Получение надежного графика зависимости a сп - f(hгл.рк) позволило определить компонентный литологический состав пород VI горизонта ПТ, а также их глинистость, пористость и водонасыщенность, что соответствует рассмотренным качественным оценкам продуктивности пластов по кривым электрического каротажа.

Отметим, что приведенные особенности геофизической характеристики пластов различного генезиса были проанализированы на основании изучения отложений ПТ по материалам ГИС многих скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). - М.: Недра, 1978.
  2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. - М.: Недра, 1985.
  3. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984.
  4. Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа./Под ред. Р.Е. Кинга. - М.: Недра, 1975.
  5. Шилов Г.Я. Оценка нефтегазоносности сложных терригенных разрезов//Геология нефти и газа, - 1989. - №1.-С. 36-40.

ABSTRACT

Problemms of sedimentary factor considering during logging marerials interpretation are regarded, including the Interpretation of electric logging diagrams for ter-rigenous sequences study. Special qualitative and quantitative models of logging facies are regarded for that. It allowes to estimate sand bodies genesis. Specific resistances change is considered for stream and bar genesis beds.

An importante stage of interpretation works is considering of sedimentary factor during petrophisical relations standardization for geological conditions of the concrete well. High effectiveness of the revealed research signs and methodical ways of estimation by logging data of terrigenous sequences productivity is shown at the concrete example.

Рис. 1. Количественные модели каротажных фаций для пластов потокового (а) и барового (б) генезиса.

Номера пластов: 1 - крупнозернистый песчаник косослоистый, 2 -(мелко- ) среднезернистый песчаник, 3 - песчаник алевролитистый, 4 - алевролит песчанистый. 5 -алевролит, 6 - алевролит глинистый, 7 - чередование прослоев алевролитов и глин. Кривые на графике литологии: А-А - линия алевролитов, ПП - линия песчаников; пласты: 1 - нефтенасыщенный, 2 - водонасыщенный, 3 - нефтенасыщенный без переходной зоны ВНК

Рис. 2. Геолого-геофизическая характеристика (КС, СП) отложений VI горизонта ПТ по скв. 852 площади Нефтечала:

1 - продуктивные пласты; 2 - песчаные пласты потокового генезиса; 3 - интервалы перфорации

Рис. 3. График зависимости (aсп -f(hгл.гк) Для отложений VI горизонта ПТ по скв. 852 площади Нефтечала

Результаты количественной интерпретации материалов ГИС отложений VI горизонта ПТ по скв. 852 площади Нефтечала (рв = 0,03 Ом-м)

Пласт

Интервал глубин, м

Rп, Ом* м

СП

ГК

НГК

kb

Литологическая характеристика

Характер насыщения

DUсп, MB

aсп

Ig

имп/мин

hгл.рк

Ing, имп/мин

К эф п ,%

1

1206-1209

7,7

31,0

0,86

1000

0,72

6500

19,2

0,24

Алевролит песчанистый

Нефть

2

1214-1216

3,0

25,0

0,7

880

0,45

6450

17,6

0,48

Песчаник

"

3

1217-1218

1,8

23,5

0,65

820

0,52

6420

15,7

0,63

"

Вода

4

1237-1240

4,0

20,0

0,55

1035

0,68

6600

16,5

0,49

"

Нефть

5

1244-1251

3,2

21,5

0,6

1000

0,75

6700

16,8

0,42

Песчаник алевролитистый

"

6

1253-1256

3,7

23,0

0,64

840

0,59

6650

17,2

0,49

Песчаник

"

7

1257-1260

3,5

26,0

0,72

815

0,58

6690

17,5

0,5

"

"

8

1264-1267

7,0

26,0

0,72

940

0,73

6750

13,3

0,48

Алевролит песчанистый

Газ

9

1269-1273

3,8

23,0

0,64

900

0,6

6500

17,1

0,5

Песчаник

"

10

1274-1276

3,3

22,0

0,61

780

0,5

6750

13,0

0,98

"

Вода

11

1277,5-1280

3.2

36,0

1,0

950

0,73

6600

15,2

0,61

Алевролит

"

12

1295-1298

7,2

24,5

0,67

780

0,56

6850

13,9

0,46

Песчаник

Газ

13

1299-1306

8,0

29,0

0,8

770

0,52

6800

13,5

0,49

Нефть

14

1316-1318

6,7

24,0

0,66

1000

0,61

6270

24,5

0,34

"

15

1319-1322

5,5

30,0

0,83

710

0,21

6390

22,5

0,42

"