16. Влияние термобарических условий на характер петрофизических связей.

Влияние пластовых условий на характер петрофизических зависимостей типа керн — керн

И спользование зависимости параметра пористости от коэффициента пористости P_п = f(k_п) с учетом термобарических факторов может изменить определяемые коэффициенты пористости это сравнению с зависимостью, построенной при атмосферных условиях. Воздействие эффективного напряжения вызывает существенное увеличение параметра пористости вследствие уменьшения коэффициента пористости и увеличения извилистости токопроводящих путей, что вызывает увеличение структурного показателя т в уравнении P_п= a_m/k_п^m, где a_m — константа для данного типа отложений, которая при этом изменяется мало. Пластовое давление сказывается незначительно, особенно для коллекторов, и им можно пренебречь. Температура вызывает снижение параметра пористости вследствие изменения поверхностной проводимости, наиболее существенное для глинистых пород, насыщенных водами низкой минерализации. Это приводит к уменьшению структурного показателя m, которое может частично компенсировать его увеличение за счет эффективного напряжения.

Рис 16 44 Влияние термобарических условий на зависимость параметра пористости от коэффициента пористости пород: а — доломиты месторождения Осташковичи (БССР); б — карбонатные породы Волгоградской области (И. А. Доброквашин, 1976 г.); в — кварцевые песчаники Волгоградской области Ш. Б. Мулин. 1976 г.); 1-при атмосферных условиях измерения; 2 —при эффективном напряжении на глубине залегания; 3— при эффективном напряжении и температуре на глубине залегания

На рис. 16.44 изображены результаты экспериментальных исследований влияния пластовых условий на зависимость Р_п= = f(k_п) осадочных пород. Видно, что в доломитах, образующих матрицу трещинно-кавернозного коллектора месторождения. Осташковичи [60], существенно увеличивается структурный показатель при сжатии и нагревании (рис. 16.44,а). Для карбонатных пород и кварцевых девонских песчаников Волгоградской области, чистых от глинистых примесей, также увеличивается наклон линии зависимости при воздействии обоих факторов, но на меньшую величину (рис. 16.44, б, в]. В кварцево-полевошпатовых песчаниках Предкарпатья и полимиктовых песчаниках Западной Сибири наблюдается уменьшение показателя m при нагревании до пластовой температуры, которое частично компенсирует действие эффективного напряжения (рис. 16.44,г,д). Для пород пласта АВ₁(рис. 16.44, е) компенсация почти полная, что связано с повышенной глинистостью этих отложений.

В целом можно сказать, что неучет пластовых условии может приводить к погрешности в определении пористости по данным электрометрии скважин на величину до 2% в сторону занижения. Относительная погрешность при этом уменьшается с ростом пористости изучаемых отложений и для песчано-глинистых коллекторов с пористостью 15—25% составляет 10—15%.

Рн = f (Кв). Зависимость параметра насыщенности от коэффициента водонасыщенности в пластовых условиях можно построить, если учесть влияние термобарических факторов на электрическое сопротивление и водонасыщенность породы. Практическая трудность такого подхода заключается в необходимости смоделировать естественное распределение внутрипоровой воды в породе. Такая попытка, предпринятая в работе [64], показала, что параметр насыщенности практически не зависит от эффективного давления, по крайней мере, для гидрофильных, слабоглинистых терригенных пород. В описываемом эксперименте нет данных об изменении водонасыщенности изученных образцов, однако исходя из ее оценки по формуле (16.6) можно предположить, что изменение водонасыщенности для коллекторов не превышает 1—2% и им в первом приближении можно пренебречь. Таким образом, можно предположить, что зависимость P_н = f(k_в) сравнительно устойчива к изменению пластовых условий, по крайней мере, для слабоглинистых коллекторов, если при этом не нарушается естественная смачиваемость породы.

Зависимость интервального времени от пористости τ = f(k_в) в пластовых условиях можно получить исходя из данных о влиянии термобарических условий на скорость продольных волн и коэффициент пористости. Данные показывают, что эта зависимость с учетом термобарических факторов меняется весьма существенно по сравнению с таковой при атмосферных условиях. Если этот факт не учитывать при интерпретации данных AM, то можно получить очень большие ошибки в определении пористости, достигающие 50%.

Наиболее существенно зависимость меняется при учете эффективного напряжения, так как скорость продольных волн при сжатии возрастает вследствие не только сокращения пористости, по и главным образом увеличения контактной жесткости между зернами породообразующих минералов (рис. 16.45, 16.46). Давление внутрипоровой жидкости (при постоянном р_эф) сказывается незначительно, так как упругие свойства минералов мало зависят от гидростатического давления в диапазоне, характерном для большинства месторождений нефти и газа. То же самое, по крайней мере для не очень глинистых коллекторов, можно сказать о температуре.

В заключение необходимо отметить, что неучет пластовых условий, характерных для естественного залегания коллекторов, может приводить к занижению или завышению величины запасов нефти и газа в зависимости от того, каким методом определяют подсчетные параметры. Например, если емкостные свойства коллектора определяют по результатам исследования керна лабораторными методами в атмосферных условиях, то ошибка при подсчете запасов, возникающая только из-за неучета влияния пластовых условий на коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, может достигать десятка процентов в сторону завышения запасов. При обосновании этих же подсчетных параметров по данным ГИС ошибка, возникающая вследствие неучета влияния пластовых условий на используемые эталонные зависимости типа керн — геофизика, может достигать 20%, а иногда более в сторону занижения запасов. Поправку не нужно вводить при использовании эталонных зависимостей типа геофизика — геофизика.