Запитання до лекції

1. Назовіть причини, які затрудняють визначення коефіцієнта насичення за даними ГДС.

2. Як здійснюється оцінка ймовірності результатів ГДС?

3. Назовіть способи оцінки похибки результатів ГДС.

4. Які допустимі значення похибки при інтерпретації результатів ГДС?

5. Яке Ви знаєте метрологічне забезпечення результатів геофізичних досліджень свердловин?

6. Що таке еталонування геофізичної апаратури?

7. У чому полягає статистичний спосіб встановлення похибок при геофізичних дослідженнях свердловин?

ЛЕКЦІЯ № 11

КОМПЛЕКСНІ ГЕОФІЗИЧНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ДЛЯ ВИЗНАЧЕННЯ ВЕЛИЧИНИ ТРІЩИНУВАТОСТІ ТЕРИГЕННИХ ПОРІД-КОЛЕКТОРІВ БОРИСЛАВСЬКО-ПОКУТСЬКОЇ ЗОНИ. ІНТЕРПРЕТАЦІЯ РЕЗУЛЬТАТІВ ГДС В ТРІЩИННО КАВЕРНОЗНИХ ЕФУЗИВНИХ КОЛЕКТОРАХ

Основні поклади нафти і газу зосереджені на родовищах, які приурочені до регіональних та локальних тектонічних розломів Більче-Волицької та Бориславсько-Покутської зон. Така геологічна особливість обумовлює як формування пастки нафти і газу, так і певний тип колектора, який характеризується притаманними тільки йому петрофізичними властивостями. Поровий простір порід-колекторів в більшості випадків складний, обумовлений наявністю тектонічних порушень та напружено-деформаційним станом порід. Доля тріщинної пористості при цьому зростає, відповідно збільшується коефіцієнт нафтогазовіддачі. З метою виявлення зв’язку напруженно-деформаційного стану гірських порід тектонічних порушень із результатами геофізичних досліджень, нами проводились дослідження зміни фізичних полів, величин петрофізичних параметрів отриманих при інтерпретації даних ГДС в залежності від наявності тріщинної та кавернозної пористості.

Дослідження проводились як у свердловинах, так і на керному матеріалі. За основу були взяті юрські відклади Лопушнянського нафтогазового родовища та крейдяні відклади Вижомлянського газового родовища. Геологічна будова Лопушнянського нафтогазового родовища ускладнена тим, що південно-західна частина Більче-Волицької зони перекрита потужніми товщинами нижніх молас міоцену. Нафтогазовий поклад Лопушнянського родовища відкритий у сіноманських пісковиках верхньої крейди, а також у карбонатних відкладах верхньої юри, яка залягає під міоценовими відкладами Самбірського покрову, на який насунуті відклади верхньої крейди палеоцену Бориславсько-Покутського покрову (1). Сіноманські пісковики характеризуються гранулярною пористістю, яка характерна для осадових теригенних порід і тільки вверху змінюються сірими і зеленоватосірими пісковиками, збагаченими органогенним вапняком із прошарками пісковиків, рідше алевролітів та глин. Для цього типу колектора притаманна поряд із гранулярною пористістю і тріщинна.

На відміну від сіноманських відкладів юрські породи, в основному, вапняки характеризуються загальною ємкостю, яка обумовлена тріщинною та кавернозною пористістю. За результатами вивчення порід-колекторів, відібраних із неогенових, сіноманських і юрських відкладів нами були встановлені петрофізичні залежності, вивчені їх особливості, визначені ємкісні та фільтраційні параметри. Враховуючи те, що пісковики неогенових відкладів характеризуються в основному гранулярною пористістю, основна увага досліджень була направлена на породи юрських відкладів, які представлені вапняками і доломітами. Макротекстура цих порід нестійка, тріщинувата. Поровий простір складається із гранулярної, кавернозної, тріщинної пористості. В більшості порід-колекторів переважає доля тріщинної пористості, яку добре видно в шліфах.

Як видно із шліфів, тріщини мілкозернистого вапняка сполучені між собою і представлені значним коефіцієнтом розкритості тріщинно подібних пор. Окрім тріщин субмеридіального та горизонтального направлення в вапняках юрських відкладів значну долю порового простору займають каверни ізольовані між собою. В процесі депресії на пласт, породи руйнуються по тріщинноподібних ділянках, при цьому частина каверн замикається між собою, створюючи відкритий об’ємний простір. Така особливість порід-колекторів, у яких домінує тріщиновата пористість обумовлює граничні значення ємкісних та фільтраційних параметрів. Враховуючи те, що вищевказані властивості порід-колекторів визначаються також і їх літолого-петрофізичними особливостями будови, нами проводились дослідження структури порового простору методом ртутної порометрії. Результати досліджень разом із даними геофізичних досліджень свердловин дозволили встановити, що для карбонатних порід юри, при гранулярній пористості 4.4% тріщинна пористість становить (2-2.5%). Граничні значення петрофізичних параметрів для гранулярного типу колектора юрських відкладів становлять: пористість – 5.9%, проникність – 0.064*10^-15 м², залишкова водонасиченість – 35%. Для карбонатних колекторів спостерігається наступна тенденція: зменшення пористості, призводить до збільшення кількості ультра-мікропор у загальному об’ємі порового простору і, як наслідок, збільшення кількості зв’язаної залишкової води. В цьому випадку зростає доля тріщинної пористості у загальній пористості підвищується проникність до 200*10^-15 м².

Таким чином, тріщинна пористість обумовлює не тільки ємнісні параметри карбонатних колекторів, але і підвищує фільтраційні параметри продуктивних пластів. Коефіцієнт нафтогазовилучення в такого типу колекторів значно зростає.

Узагальнюючи та аналізуючи результати досліджень карбонатних порід, нами встановлено, що їх можна класифікувати за структурою порового простору на: порово-тріщинні, кавернозно-тріщинні, порово-кавернозно-тріщинні. Всім вищевказаним класам карбонатних порід-колекторів притаманні тільки їм властиві ознаки за результатами комплексних геофізичних досліджень. Найбільш ефективним при дослідженні такого типу колекторів є акустичні методи, які вивчають їх динамічні і кінематичні характеристики. В основі цих методів лежить залежність динамічних та кінематичних параметрів зареєстрованих пружних коливань від тріщиноватості, деформаційно- напруженого стану гірських порід, характеру насиченості та літолого-петрографічного складу. Породи-колектори, в яких переважає порова пористість, характеризуються збільшенням інтервального часу пробігу поздовжньої ультразвукової хвилі, зменшенням амплітуди поперечної хвилі, збільшенням амплітуди повздовжньої хвилі. В цьому випадку коефіцієнт пористості визначений за результатами акустичного методу (Кп^АК), рівний такому ж визначеному за даними нейтронного гама-каротажу Кп^НГК, (Кп^АК=Кп^НГК). У випадку, коли порода газонасичена, спостерігається незначне зменшення амплітуди поздовжньої хвилі, Кп^АК>Кп^НГК, а також характерне зменшення уявного питомого опору _у, інтенсивності нейтронного гама-каротажу (І_nj) та інтегральної радіоактивності гама каротажу (І_ГК).

Для порово-тріщинного колектора, у випадку, коли переважає порова складова пористості, характерно збільшення інтервального часу пробігу поздовжньої хвилі (Т), зменшення амплітуди поперечної хвилі, а також незначне збільшення амплітуди поздовжньої хвилі. У випадку, коли сильно розвинута тріщиноватість порід-колекторів, амплітуди поздовжньої хвилі зменшуються, або залишаються на рівні значень, характерних для кривих, зареєстрованих проти щільних порід. Відмічається збільшення Т, коефіцієнти пористості Кп^АК і Кп^НГК рівні, що свідчить про відсутність кавернозної складової пористості. При наявності газонасичення Кп^АК>Кп^НГК і спостерігається зменшення _к, І_nj і І_гк.

У карбонатних породах, де мають місце кавернозно-тріщинна та порово-кавернозно-тріщинна пористість, відмічається в більшості випадків однакова акустична ознака, а саме – збільшення Т, зменшення амплітуди поздовжньої і поперечної хвилі. В залежності від процентного співвідношення тріщинної та кавернозної пористості, коефіцієнти які, їх характеризують будуть приблизно однакові, або Кп^НГК>Кп^АК. Дослідження карбонатних порід-колекторів, у яких мають місце “залічені” тріщини показало, що на кривих акустичного каротажу вони характеризуються незначним збільшенням амплітуди поперечної хвилі, зміною амплітуди поздовжньої хвилі від рівня, який відмічається у пластах щільних порід, у сторону зменшення.

Амплітудна характеристика карбонатних колекторів, за даними акустичних досліджень, дозволяє визначати не тільки “залічені” тріщини та їх конфігурацію, але і виявляти переважаючий нахил тріщин, їх структуру. Якщо переважаюча орієнтація тріщин сформована у вертикальному напрямку, то амплітудна характеристика поздовжньої ультразвукової хвилі за величиною параметрів однакова з такою ж характеристикою у щільних породах, амплітуда поперечної хвилі зростає до середнього значення амплітуд щільних порід. У кавернозних породах характер поширення хвиль інший, ніж у породах з міжзерновими порами. Інтервальний час (Т) у тріщинуватих породах визначається сумою тріщинної і міжзернової пористості. При наявності вертикально орієнтованої тріщинності поздовжня хвиля поширюється вздовж, інтервальний час при цьому значно знижується.

У вапняках юрських відкладів, де розвинуті тріщини горизонтальної орієнтації – амплітуда поздовжньої хвилі зменшується на незначну величину. Величина тріщиної пористості за даними акустичного каротажу в такого типу колекторах визначається не достовірно, але враховуючи те, що породи юрських відкладів характеризуються хаотичним розташуванням тріщин, насичених високомінералізованим розчином (NaCl) – до 300 г/л і її значення можна розрахувати за формулою:

, (11.1)

де – відносний опір порід

m – показник ступеню пористості.

Як видно із вище приведеного, напружено-деформаційний стан гірських порід не тільки обумовлює розподіл пористості у породах колекторах, але і формує їх колекторські параметри. З метою виділення тріщинно-кавернозних порід-колекторів, проведено комплексні геофізичні дослідження зв’язку інформаційних сигналів із напружено-деформаційним станом гірських порід. Базовим методом для реалізації цього завдання є акустичний каротаж. Результати вимірювання коливних поздовжніх та поперечних швидкостей кількості коливань у хвильовій картинці, інтервального часу приходу ультразвукових поздовжніх хвиль показали, що на їх інформативність суттєво впливає структура порового простору породи. У зв’язку з цим, для впевненого виділення колекторів та розбивці їх по типах пористості необхідно виконати ряд методичних рекомендацій по реєстрації динамічних та кінематичних параметрів акустичного каротажу (АК), а саме:

• при проведенні АК необхідно використовувати зонди великої довжини, які дозволять покращити роздільну здатність хвильової картинки;

• правильно вибрати швидкість проведення каротажу, що дозволить зменшити рівень акустичних шумів у свердловині які виникають за рахунок руху приладу;

• правильно вибрати масштаб запису для достатньої диференціації кривих АК.

Для обгрунтування ефективності акустичних досліджень карбонатних тріщинуватих порід-колекторів, нами проведений аналіз результатів геофізичних досліджень свердловин на прикладі карбонатних відкладів нижнього кембрію Джемендуконовської площі свердловина (103). Вибір цієї площі обумовлений тим, що свердловинні дослідження акустичних параметрів апаратурою ВПАС-2АЛ у типовій свердловині № 103 найбільш інформативні. У карбонатних відкладах нафтогазових родовищ такі дослідження не проводились. В основу виділення порід-колекторів було закладено ефект впливу гідродинаміки присвердловинної зони на динамічні характеристики пружних коливань. Виділення проникних інтервалів та оцінка структури порового простору здійснюється за величиною коливних швидкостей (поздовжньої та поперечної).

З цією метою інтервал, який передбачається як продуктивний, розбивається на ділянки із однаковими характеристиками гірських порід (вік та літологія). Виконавши таку розбивку інтервалу, здійснюють визначення щільних непроникних пластів, для яких виконується зміщення коливних швидкостей поздовжніх та поперечних хвиль – Ср і Сs. Наступним етапом є виділення проникних прошарків.

На прикладі свердловини № 103 (Джемендуконовська площа) проведено розділення порід-колекторів за типами пористості. Щільні пласти виділені за зміщенням кривих коливних швидкостей поздовжньої та поперечної хвилі, інтервали 2251-2257 м, 2286-2291 м, 2295-2302 м (рис. 1). Результати інших методів, які входять у комплекс геофізичних досліджень характеризують ці пласти високими показами бокового каротажу (БК) та нейтронного гама-каротажу (НГК), а також низькими значеннями інтервального часу пробігу поздовжньої хвилі. На кривих поздовжніх коливань щільні пласти займають проміжне значення між максимальним у солях та пониженим у деяких типах колекторів. На кривих поперечних коливань такі пласти відбиваються максимальними значеннями.

Гранулярно-порового типу колектори виділені у інтервалі 2193.0-2194.0 м, 2199.5-2202.5 м, 2246.5-2251.5 м, 2291.0-2295.0 м, 2302.0-2304.0 м, 2348.0-2350.0 м. На кривих поздовжньої хвилі вони відмічаються підвищеними значеннями показів відносно щільних пластів незначними пониженими значеннями швидкостей поперечних коливань.

Порово-тріщиноваті колектори виділені у інтервалах 2227.0-2229.0м, 2307.0-2309.5 м, 2312.0-2318.0 м, 2341.0-2346.0 м, 2354.0-2356.5 м. У двох перших інтервалах переважає поровий пустотний об’єм, про що свідчить перевищення швидкостей поздовжніх коливань над швидкостями поздовжніх коливань щільних порід.

Третій, четвертий і п’ятий інтервал ідентифікується як порово-тріщинний колектор, у якого горизонтальна орієнтація тріщин. Для цих інтервалів характерне незмінне, або незначне зменшення коливних швидкостей поздовжньої хвилі і дуже сильне зменшення коливних швидкостей поперечної хвилі.

Кавернозно-тріщинний колектор виділяється у інтервалі 2197.0-2198.5 м. Він характеризується рівним зменшенням коливних швидкостей поздовжніх і поперечних хвиль, зниженням суми амплітуд А та кількості коливань у хвильовій картинці нижче рівня середніх значень.

Тріщинний колектор нами виділений у інтервалах 2206.5-2210.0 м, 2211.5-2213.5 м, 2215.5-2218.0 м, 2325.5-2327.5 м, 2337.5-2339.5 м. Перші три інтервали відносяться до осинського горизонту, мають погані фільтраційно-ємкісні властивості. Сума амплітуд та кількість коливань зменшуються відносно рівня щільних непроникних порід менше ніж на 1/4 частини всього інформаційного сигналу. На кривих поперечних та поздовжніх коливань такі породи-колектори характеризуються незначним зменшенням їх амплітудної характеристики.

Останні два інтервали характеризуються на кривих А і N значеннями близькими до середніх, що свідчить про їх кращі фільтраційно-ємкісні характеристики. У обох випадках для цих порід характерна вертикально-нахилена тріщиноватість. Коливна поздовжня хвиля зменшується сильніше ніж поперечна. У щільних породах із “заліченими” тріщинами (інтервали 2318.0-2325.5 м, 2327.5-2337.5 м, 2339.5-2341.0 м) значення швидкості коливних поздовжніх коливань залишається на рівні щільних порід або менше від показів у них на незначну величину. Значення коливної швидкості поздовжніх хвиль змінюється від рівня зміщення в сторону збільшення. Пояснюється це тим, що в породі відсутній рух флюїду, який наповнює поровий простір. Коливна швидкість поздовжньої хвилі буде зменшуватися тим сильніше, чим більший модуль зсуву цементу. Контакт між цементом і вміщаючими породами в цьому випадку стає більш тісним, що впливає на проходження через тріщини поперечних ультразвукових хвиль.

Значення сумарних амплітуд і кількості імпульсів у загальній картині коливань для такого типу порід, мають максимальне значення і на кривих АК характерну порізаність діаграми. Крива вимірювання інтервального часу приходу ультразвукової поздовжньої хвилі характеризується збільшенням часу Т. На кривих електричних методів відмічається зменшення величини електричних опорів, пониження до середніх значень показів зареєстрованих методом НГК. Інтегральна радіоактивність такого типу порід збільшується на незначну величину.

Тому породи, у яких має місце пористість із “заліченими” тріщинами за результатами комплексних досліджень, характеризуються, як колектори з погіршеними фільтраційно-ємнісними властивостями. На кривих АК спостерігається незначне збільшення Т, відмічається середнє значення питомого уявного опору та інтегральної радіоактивності. Покази НГК коливаються у межах між показами в уявних колекторах та щільних непроникних пісковиків.

Як видно із вище приведеного виділення такого типу колекторів неможливо без застосування результатів вимірювання коливних швидкостей поздовжньої та поперечної хвилі, а також суми амплітуд і кількості коливань у хвильовій картинці сигналу.