petrophysics2004
.pdf0,2 |
0,4 |
|
kjп)n |
Рис. 106. Сопоставление объемнойплотностибпинейтроннойпористости k(п)n
карбонатных пород для определения: их литолоrии и коэффициента общей
пористости kп
К а р б о н а т н ы й р а з р е з представлен чередованием извест
няка, доломита и доломитизированного известняка различной сте
пени доломитизации. Компоненты минерального скелета - кальцит
СаСО3 и доломит (Са, Mg)C03. Задача решается путем комплексной
интерпретации диаграмм двух геофизических методов- гамма-гам ма (плотностного) (ГГМ-п) и нейтрон-нейтронного (ННМ) или нейт
ронного гамма-метода (НГМ). Искомые величины: коэффициент об
щей пористости kп и объемная доля доломита kдол (степень доломи
тизации) скелета породы. Петрафизической основой являются:
а) базисные графики сSп=/(k(п)n) для чистого известняка и чистого до
льмита в системе координат объемная плотность сSпнейтронная по
ристость k(п)n (рис. 106); б) графики сSп=/(k(п)n) с промежуточными зна
чениями параметра kдол; вместе с базисными они образуют семейство
зависимостейсSп=/(k(n)n) дляразличных k.р.ол=const от О до 1; в) семей ство графиков сSп=/(k(п)n) для различных "п секущих графики семей
ства с шифром kдoл=const; значение kn изменяется от нуля до макси
мального, характерного для изучаемого разреза. Совокупность се мейств графиков образует кросс-плот.
Интерпретация заключается в том, что по диаграммам ГГМ-п и НМ выделяют в разрезе пласты, используя известные приемы обра ботки диаграмм ГГМ-п и НМ, находят для каждого пласта значения
330
S(п)i И k(п,n)i ДЛЯ каждого ПJiаста, затем: На КрОСС-ПJIОТ наНОСЯТ ТОЧКИ,
соответствующие пластам:. Положение каждой точки относительно
графиков кросс-ПJiота позволяет определить значения ko и kдм• со
ответствующие данному пласту. На основании полученных резуль
татов составляют таблицу и строят ступенчатые диаграммы или не
прерывные кривые изменения с глубиной значений k0 и kдм в задан
ном: для изучения интервале разреза. Эти диаграммы служат основой
литологического расчленения разреза.
Т ер р и г е н н ы й раз р е з представлен чередованием: чистых
кварцевых песчаников и алевролитов, чистых глин и промежуточ
ных разностей - глинистых песчаников и алевролитов, песчаных и
алевритовых глин- с различным: содержанием: глинистого матери
ала Crn· Компоненты минерального скелета -кварц и глина опреде
ленного состава. Как и в ра,ссм:отренном: выше прим:ере, задача реша
етсяпутем: ком:ПJiексной интерпретациидиаграмм: ГГМ-пи НМ (НИМ Т или НГМ). Искомыми являются коэффициент общей пористости k0 и коэффициент глинистости crn•
Петрафизической основой является совокупность следующих по
строенийвсистеме координат~-~п)п: а) базисныйграфик~=f(k(n)n>
для пород с кварцевым: минеральным: скелетом:, не содержащим: гли
ну -чистые песчаники и алевролиты; б) точка, характеризующая
пласт чистой глины с усредненными минеральным: составом: и порис
тостью, характерными для изучаемого разреза; в) семейство графи
ков S0=/(k<п}n) для различных Crп=const, расположенных между ба
зисным: грасриком: 80 =f(k<п>п> с Сrп=О и точкой для пласта чистой гли ны с Crn= 1; г) семейство графиков80 =/(k(п)n) дляразличных ko= coпst,
секущих графики Бп=f(k<rim>• для различных Crп=coпst (рис. 107).
По диаграммам: ГГМ и НМ в разрезе выделяют ПJiасты; определя
ют в них значения 80 и kп; наносятточки с координатами каждого ПJiа ста на кросс-ПJiот; по положениюточкив системе графиков~=f(ksп>п> для различных crn=const и kп=const определяют значения crJI и~ в
каждом: ПJiасте. Далее составляют таблицу значений Crn и kп по раз
резу и строят ступенчатые или непрерывные диаграммы изменения
с глубиной параметров Crn и ko· Последние являются основанием: для
составления литологического разреза с выделением: в нем: чистых
кварцевых песчаников и алевролитов, глинистых песчаников и алев
ролитов, песчано-алевритистых глин и чистых глин.
Петрафизической предпосылкой способа кросс..плотов в рассмот
ренных вариантах является система уравнений:
80=8тв (1- ko)+k118фJJ; kп(n)=(l)фnko+rornkrn• |
(13.3) |
где Sтв-ПJiотность минерального скелета; бфп иroфJJсоответствен
но ПJiотность и водородный индекс жидкости, насыщающей поры; kгп
и rorn- соответственно объемное содержание глины и ее водородосо держание, обусловленное химически связанной водой (предполага ется, что минеральный скелет водорода не содержит). В примере для
карбонатного разреза глина в разрезе отсутствует, поэтому krn=O,
величина Бп определяется выражением:: 80 = 2,71(1- kдм)+2,85kдOJL
331
/)", r/см3
1
1,5
2
2,5
о |
0,5 |
1 |
ktп)n
Рис. 107. Соnоставление объемнойnлотности1>0 и нейтроннойnористости k(п)n
терригеиных nород для оnределения их глинистости и коэффициента общей nористости ku
Если в породах изучаемого разреза присутствует третий мине ральный компонент, например, ангидрит, CaS04, в карбонатном раз
резе для решения поставленной задачи привлекают данные третье
го метода ГИСакустического, чтобы путем графического решения
системы трех уравнений для каждого пласта найти три неизвест
ных- kn, kдол и kанг (объемное содержание ангидрита), а затем со
ставить литологический разрез с выделением в нем кроме рассмот
ренных ранее литотипов зон сульфатизации карбонатных пород. Способ распознавания образов. В зависимости от предполагаемо
го числа литотипов в разрезе подбирают соответственно этому числу количество различных методов ГИС, затем решают задачу класси фикации объектов с помощью программы распознавания с предва рительным обучением или без обучения. Последний вариант программ
распознавания называют иногда кластерным анализом.
13.2.2. Выделение коллекторов
Эта задача является составной частью задачи литологического
расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматрива
ют как самостоятельную. Петрафизическая основа решения задачи -
граничное значение kn, Сгп и других параметров породы, характери
зующее границу коллекторнеколлектор. Зная граничное значе-
332
ние kn.rp или crJLrpl проводят на диаграмме этого nарам:етра, nолучен
ной для данного разреза сnособом: кросс-nлотов или каким-либо дру
гим:, линию, nараллельнуюоси глубин, соответствующую kп=ku.rpили
Crл=CrJLrp• nосле чего относят к nородам-коллекторам все nласты с
kп>"kп.rp или Crл<CrJLrp.
Исnользуют также граничное значение геофизического парам:ет
ра, связанного с k 0 или Сrл• наnример, интервальное время !J.Trp nро
дольной волны при интерпретации диаграмм: акустического метода
или относительную амnлитуду CXcnrp nри интерnретации диаграммы
сп.
Петрофизическим обоснованием: граничного значения, наnример kп.rp может служить корреляционная зависимость kв.о- "kп {рис.108); в этом: случае в качестве граничного исnользуют значение "kп.rp• соот
ветствующее величине k8 .0 = О,7 - 0,8, характерной для границы кол
лектор - неколлектор межзерновых гидрофильных коллекторов. Другим сnособом:установленияграничногозначенияявляется исnоль зование связей тиnа г- гд, наnример, величины CXcn с удельным: ко эффициентом продуктивностиТlпр в терригеином разрезе; в этом: слу
чае в качестве CXcnrp берут на nересечении линии регрессии СХсп-Тlпр с осью ординат, т. е. nри Тlпр=О (рис. 109).
Еслидля оценки кондиционного значения nористости {К0)коид при
нять критерий
К80[{Ко)конд]= 0.8, |
{13.3) |
то, на основании {4.12), {4.13), {4.14), nолучим:: |
|
Kпrp={J.Lo+YM)/(y+0,8) |
{13.4) |
Величина К0•Р для терригеиного коллектора, обладающего одно родными no минеральным составам: матрицей и цементом, определе-
|
1'\np, |
|
|
|
сут · 0,1 МПа |
||
Рис.108. Сопоставлениепараметров |
Рис. 109. Сопоставление значений |
||
kв.о и kп для определения значения |
<Хсп для определения rраничиоrо зна |
||
ko.rp |
чения <Хсп rp |
333
на и имеет фиксированное значение (рис. 23). Однако дл.я терригеи
ного неоднородного коллектора со сложным минеральным составом
матрицы и цемента пон.ятие Кпrp тер.яет физический смысл, посколь
ку эта величина может измен.ятьс.я в слишком широком диапазоне
(рис. 24).
Дл.я карбонатных коллекторов гранулирного типа с карбонатным
же цементом (AJ.L=y= О) величина Rnrp существует и полностью опре дел.яетс.я водаудерживающей способностью матрицы:
К0rp = 1,25J.Lo |
(13.5) |
Универсальным критерием коллектора, даже в наиболее сложном
случае неоднородного пласта с полиминеральными составами мат
рицы скелета и цемента, .явл.яетс.я наличие эффективной пористос ти. Методика выделении коллекторов по величине параметра '1' е 1-
Т\* (см. раздел 4) была предложена Д.А. Кожевниковым1•
Оценка характера насыщении коллектора и выделение продук тивного коллектора могут быть вьmолнены путем сравнении удель
ного сопротивлении Рп пласта-коллектора с его удельным сопротив
лением Рв.п=РпРв при полном насыщении пластовой водой. Если Рп =Рв.п- коллектор водоносный; если Рп>Рв.п пласт содержит нефть
или rаз, но еще неизвестно, .явл.яетс.я ли он промышленно продуктив
ным. Пласт считают продуктивным при условии Рп>Рп.кр• где Рп.кр
критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса кол
лектора. Величину Рп.кр и соответствующее значение Рн.кр=Рп.кр/Рв.п
устанавливают с помощью зависимости Рн=/(k8 ) в соответствии с ве
личиной kв.кр• определеннойпутем анализа кривыхотносительной фа
зовой проницаемости дл.я системы нефть -вода или газ -вода в за
висимости от того, чем насьпцен коллектор (см. разд. 4).
Наиболее удобным дл.я практического использовании при выделе
ниИ продуктивных коллекторов .явл.яетс.ясопоставление, приведеиное
на рис. 57. Здесь границей области коллекторов, дающих при испыта нии чистый продукт, и области непромышленных коллекторов .явл.я
етс.я графикРп.кр=/(ku). Дл.япроrноза характера насыщении коллекто
ра точку с координатами Р(п)i• соответствующую этому кол_!ектору,
наноситна поле семействаграфиковРп=/(ku) дл.яразличных k.. =const
(см.рис. 57). Если точка попадает в область 1, коллектор .явл.яетс.я про мышленно продуктивным. График типа приведеиного на рис. 57 мож
но видоизменить, откладывав по оси абсцисс вместо ku один из геофи
зическихпараметров, св.язанных с коэффициентомпористости, напри
мер, АТ, <Хсп и т. п. Тогда при нанесении точки в системе соответствую
щих кривых в качестве координат используют величины Рп и соответ
ствующего геофизического параметра (АТ, <Хсп и т.д.).
Петрафизическим основанием дл.я разделении коллекторов по ха
рактеру насьпцени.я мож_!!Т служить семейство расчетных графиков f.u=/(ku) дл.я различных k.. =const (см. рис. 60), а также зависимостей
Лп=f{ku) или't =/(ku) дл.я различных ka=const (в последнем случаеЛпи
0
1 Геофизика. .М4, 2000, с.9: .М4, 2001, с.Зl.
334
'tn соответственно временной декремент затухания и среднее время
жизни тепловых нейтронов, определяемые в изучаемом коллекторе по
диаграммам импульсного нейтрон-нейтронного метода. (ИННМ). При
оценке характера насьпцения коллектора по данным дИЭJiектрического
метода и ИННМ также можно воСПОJIЬЗоваться семейством зависимос
тей En ИJIИ Лп отодного из геофизических параметров, связанного с kw
ИспоJIЬЗуя ЭВМ, продуктивные коллекторы в разрезе скважины
при сплошной обработке данных ГИС выделяют путем непрерывно
го ИJIИ попластового сравнения значенийPn и Рn.кр• Pn и Рв.n (способ нор
мализации).
13.2.3. Определение подсчетных параметров
:Необходимым условием определения подсчетных параметров, ус танавливаемых по данным ГИС,- эффективной толщины, коэффи
циентов пористости 'kп и нефтегазонасыщения kн.r-является исполь
зование петрафизических критериев выделения продуктивного кол
лектора (граничные значения k.._rp, kв.rp и т. д.) при определении h8ФИ петрафизических связей, позволяющих найти 'kп и kн.r по геофизи
ческим параметрам.
Применекие граничных значений для выделения продуктивных коллекторов рассмотрено выше. Правильиость выбора этих значений
для изучаемого объекта предопределяетнадежность определения hэФ
в разрезе каждой скважины, а следовательно, объема и строения за лежи в целом по площади. Сделаем краткий обзор способов опреде
ления параметров 'kп и kн.r• уделив основное внимание петрафизичес
ким предпосылкам каждого способа.
Коэффициентпористости.Рассмотримнаиболее широкоприменя
емые геофизические способы определения kn по удельному сопротив
лению полностью воданасыщенного пласта Рв.n• зоны проникиовекия
Pa.n и промытой зоны Pnp продуктивного или водоносного коллектора.
Все эти способыприменяютсядляопределения параметра kn межзер
нового гидрофильного коллектора и основаны на использовании зави симости параметра пористости Рnот коэффициента пористости kw При выборе зависимости учитывают следующие требования.
1. Зависимость типа к- к должна бьггь получена в лаборатории
на представительной коллекции образцов изучаемого коллектора;
если такая зависимость отсутствует, используется зависимость, по
лученная для сходного объекта ближайшего месторождения данного
региона, или зависимость, приведеиная в литературе для отложений,
близких по свойствам к изучаемым.
2. Рекомендуется использовать зависимость для пластовых тер
мабарических условий, полученную на образцахданного объекта или
заимствованную из литературных источников. Отсутствие учета тер
мабарических условий ведет к систематическому занижению 'kп·
3. Если объект представлен двумя-тремя и более типами коллек
торов, желательно пользоваться не единой для всех литотипов зави симостью, а семейством зависимостей, в котором каждая соответству-
335
ет определенному литотипу. Принадлежность конкретной зависимо сти определенному литотипу передко обозначают диапазоном значе
ний третьего параметра (knp• Т!гл• а.сп и т. д.). Как в случае одной зави
симости, так и при наличии семейства их обязательно указывается
область существования. Величину Рn рассчитывают по следующим
формулам.
1. При использовании удельного сопротивления водоносного пла
ста Рв.п по формуле Рn=Pв.n/P8, гдеРв-удельное сопротивление пла
стовой воды.
2. При использовании удельного сопротивления промытой поро
ды Pn.n по формулам Рп=Рп.п/РФП для ВОДОНОСНОГО и Рп=Рп.п/РфПРн.о
для продуктивного коллектора, где Рфудельное сопротивление
фильтрата промывочной жидкости; П- коэффициент поверхност ной проводимости; Рн.о- параметр остаточного нефте (газо) насы
щения.
3. При использовании удельного сопротивления зоны проникно вения пользуются формулами, приведеиными выше для промытой
зоны, подставляя в них Рз.п вместо Pn.n и Рв.ф (удельное сопротивление смеси фильтрата и пластовой воды) вместо Рф· Иногда, стремясь из
бежать использования величин Рв.ф и Рн.о• которые оцениваются с не
высокой надежностью, составляют связь типа г- г, сопоставляя па
раметр Рп.п/Рф.прnили Рз.п/Рв.фрnс kп по пластам, пористость которых
установлена другим геофизическим методом, например, акустичес ким. Получив такую связь, используют ее в дальнейшем для опреде
ления kn по Рз.п или Рп.п• применяя метод итераций, поскольку значе
нием Рnвначале приходится задаваться при расчете указанных ком плексных параметров (pиc.llO).
Определение kп по диаграмме интервального времени ~'tP продоль
ной волны. Этот способ применяют для расчета kп.мз в терригеином и карбонатном разрезах при хорошей и удовлетворительной степени
цементации зерен породы. К рыхлым отложениям (пески, слабосце ментированные песчаники, доломитовая мука) этот способ неприме
ним ввиду слабого акустического контакта между зернами скелета
таких пород.
Петрофизической основой определения kn по величине ~Тnявля
ется уравнение среднего времени, которое для породы мономинераль
ного состава записывается в виде: ~Тn=~Tтв(l-kп)+~Тжkn. Решением уравнения относительно kn является выражение: kп=(~Тn-~Tт.в)/ (~Тж-~Тт.в>· Уравнение это приближенное и при благоприятных ус
ловиях (хороший акустический контакт между зернами скелета, от сутствие или слабое влияние на прохождение волны вторичных пор)
удовлетворительно выражает связь между параметрами ~Тn и kn в диапазоне kn=O,OБ-0,25. Необходимо использовать зависимость ~Тп=/(kп), полученную с учетом термобарических условий, в против ном случае будет систематическое занижение параметра kn.
В связи с этим наиболее правильными являются следующие спо
собы получения уравнения ~Тп=f<kn): а) связь ~Тn - kn типа г- к,
полученная по данным ГИС и керна в базовой скважине; б) связь
336
Ра.п
РФРп
3
о
о
2
1
о |
10 |
20 |
Рис. 110. Пример зависимостипараметра Ра.n/РФРnоткоэффициента порис тости k., для. определения пористости по Рэ.п
11Т0 - k0 типа к- к, полученная на представительной коллекции кер на при соблюдении термабарических условий.
При определении kg в породах с биминеральным составом коми лексируют акустический метод с одним из методов пористости (ГГМ
или НМ), решая задачу способом кросс-плотов. При нахождении k0
терригеиных глинистых коллекторов со смешанной (слоисто-рассе янной) глинистостью комплексируют акустический метод с одним из
методов глинистости (СП или ГМ), используя в качестве петрафизи
ческой основы семейство графиков 11Т0 = f(kg), обычно линейных для различных krл=coпst или «cп=const или Ыy=const.
Для мономинеральной породы величину коэффициента общей по
ристости kg по данным ГГМ-п рассчитывают по формуле k0=(бтв-б0)/
(бтв-бж}, которая является решением петрафизического уравнения б0=бтв(1- kg) +бжkп· Заметим, что это редкий пример функциональной
связи параметров.
Для породы с биминеральным скелетом величину k0 находят рас смотренным выше способом кросс-плотов, комплексируя ГГМ-п с НМ
или акустическим методом.
Коэффициент общей пористости k0 мономинеральной породы, не содержащей в твердой фазе химически связанной воды, рассчиты
вают, используя нейтронную пористость k<п>n• полученную по данным
стационарного нейтронного метода (НИМ-Т или НГМ), по формуле k0=k(п)п/Фж, где Фжводородный индекс жидкости, насыщающей
22- Петрафизика |
337 |
породы. При наличии в скелете породы двух:минеральных компонент, из которых одна (индекс 1) не содержит химически связанной воды, а
друrа.я(индекс2)еесодержит
k |
= kn,n -~~' |
(13.6) |
|
n |
(J)ж |
||
|
где ro2 и k2 - соответственно объемное водосодержание и объемное
содержание в породе компоненты 2 твердой фазы.
Типичные примеры такой породы в терригеином разрезе - гли нистый кварцевый песчаник, дли которого роль компоненты 2 играет
глина, в карбонатном разрезе - загипсованный известняк, в кото
ром компонентой 2 .явлиетс.я гипс. В этих случа.ях соответственно ro2=rorn и k 2=k.n или ro2=rorиnc и k2=krипc. В рассматриваемом случае
НМ ко:мплексируют с :методом глинистости (СП или ГМ) в терригеи ном либо с одним из :методов пористости (ГГМ-п или АМ) в карбонат
ном разрезе дли одновременного определении двух неизвестных -
соответственно ko и krп или ko и krиnc.
Задача определении k0 в породе би:минерального состава независи
:мо оттого, содержит скелет химически св.язанную воду или нет, реша
ется по данным НМ в комплексе с ГГМ-п или АМ способом кросс-пло
тов, если известно, какие :минеральные компоненты содержит скелет.
Существенно осложн.яетс.я, а иногда становится невозможным пе реход от k(n)n к k0 , если порода содержит элемент с аномальными ней тронными характеристиками (кадмий, гадолиний, бор, железо и т. д.). В этом случае длирешении задачитребуетсядополнительная инфор
мация о содержании в породе такого элемента.
При наличии в составе коллектора нескольких :минеральных ком
понент (нефть и водажидкие :минералы) дли определения объем
ных содержаний :x:i последних решают систему линейных уравнений
вида: |
.. |
|
|
|
|
|
У;= Lk1,:x:i • |
(13.7) |
i=l
где У; - параметр породы, определие:мый по данным индивидуаль
ной интерпретации;-геофизического :метода; ki;и :x:i- соответствен
но физическое свойство i-й :минеральной компоненты и ее объемное содержание. Размерность Уопределиется применяемым ко:мmi:ексо:м
гис.
Линейность системы (13.7)
У= КХ+е,
обусловлена линейностью петрофизических :моделей :многих :методов ГИС. При:меро:м :может служить петрофизическая :модель объемной плотностипороды, содержащейn:минеральныхко:мпонент.Сизвестным приближением линейные :модели справедливы для временного декре
мента ИННМ, интервального времени акустичеСкого :метода, и др.
Нетривиальность задачи (13.7) определиется двумя обстоятель ствами. Во-первых, не :может существовать фиксированной петро-
338
физической настройки (матрицы К), общей для всех коллекторов. Причина - в изменении условий осадконакопления, геохимической обстановки, процессов диа- и катагенеза. Во-вторых, истинные зна чения петрафизических характеристик (элементов К) заранее неиз вестны в принципе. Необходимо учитывать погрешность е входного вектора Уи диапазоныдопустимых изменений элементов матрицы К. Таким образом, задача состоит в том, чтобы не только найти реше ние, но и матрицу К, при которых решение удовлетворяет совокуп ности условий (ограничений). Последние определяются геологичес кими, петрафизическими и геохимическими закономерностями седи
ментогенеза. Это означает, что петрафизическая настройка должна
«приспосабливаться» (адаптироваться) к изменяющимся характери стикам компонент. Уточнение матрицы петрафизических характери стик может модифицировать компонентную модель (если результат настройки существенно отличается от начального приближения) по
составу и количеству компонент. Специальная математическая тех
ника решения системы (13.7) предусматривает предварительное раз деление (кластеризацию) пластов по типам отложений, характери
зующихся близким компонентным составом. Классификация пластов
может осуществляться в пространстве элементов входного вектора У без использования дополнительной информации, но с учетом извест ных петрофизических, геохимических, седиментологических законо мерностей. В этом случае говорят, что адаптивный алгоритм реше ния обладает «геологическим интеллектом».
Коэффициент нефтеrазонасыщения. К о л л е к т о р ы с двух
ф а з н ы м н а с ы щ е н и е м. К таким коллекторам относятся неф теносные или газоносные, содержащие в порах две фазынефть и воду, газ и воду. Известно несколько геофизических методов опре деления коэффициентов нефте- и газонасыщения. Однако широко применяют, особенно на стадии разведки и подсчета запасов, толь
ко один -определение коэффициента воданасыщения k8 по удель
ному сопротивлению породы-коллектора с последующим расчетом kн =1-k8 или kr =1-k8 • Петрафизической основой определения k8 является эмпирическое уравнение Рн= ak8 -n или более простое P11 =k8 -n. При расчете параметра Р11 по формуле (7.46) (см. разд. 7)
используют петрафизическое соотношение Р11 = k8 -т и значение k 11 , найденное одним из рассмотренных выше способов, а также инфор
мацию о минерализации С8 и удельном сопротивлении Рв пластовой
воды при температуре пласта.
Зависимость Р11 =f(k8 ), используемая при оперативной интерпре тации ГИС и подсчете запасов, обычно является связью типа к - к,
причем очень часто полученной не на каменном материале изучае
мого объекта, а из литературных источников для коллекторов дан
ного типа. При наличии скважины, пробуренной с РНО, при сплош
ном отборе и анализе керна из продуктивных отложений появляется
возможность получения связи Рн__..:_ k8 типаг-к путем попластового
сопоставления значений Р11, вычисленных по данным электрометрии
(индукционный метод), и k8 , измеренных по данным прямого метода.
339