Геофизические методы определения kнг являются косвенными и единственный способ проверки достоверности получаемых по ним результатов в настоящее время — сравнение их с данными определения водонасыщенности (kв) прямым (дисцилляционно-экстракционным) методом, полученными по керну из скважин, пробуренных на безводном известково-битумном растворе (РНО).
Сопоставление косвенных и прямых определений водонасыщенности показывает, что в области высоких значений kн расхождения небольшие, в пределах погрешности определения. При kн<70% в большинстве случаев наблюдается систематическое занижение kн по стандартной методике, которое достигает 15-20%.
Причины расхождения достаточно полно рассмотрены нами в [1], а также в многочисленных отчетах (тематических и по подсчету запасов нефти и газа), выполненных в ТТЭ и ЗапСибГеоНАЦ. Кратко они сводятся к следующему.
Во-первых, большинство петрофизических лабораторий устанавливают зависимость Рп(kп) без учета термобарических условий.
Во-вторых, петрофизические зависимости Рп(kп) и Рн(kв), полученные на одной и той же коллекции образцов в различных лабораториях существенно отличаются (рис. 1).
Рис. 1. Зависимости параметра пористости Рп от коэффициента пористости Кп и параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв для отложений ачимовской толщи Уренгойского месторождения, полученные в различных лабораториях
1) Рп=0.74Кп-2.27 (ВНИГРИ, атм.) 1) Рн=0.976Кв-1.476 (УкрНИГРИ)
2) Рп=0.665Кп-2.113 (УкрНИГРИ, атм.) 2) lgРн=3.88/(2+lgКв)1,5–1.36 (ВНИГНИ)
3) Рп=0.8Кп-2.19 (ВНИГНИ, Рэф=17атм.) 3) lgРн=1.24/(1.22+lgКв)-1 (ВНИГНИ)
4) Рп=3.51Кп-1.25 (ТЦЛ, атм.) 4) Рн=1.05Кв-1.47 (ТЦЛ)
5) Рп=1.66Кп-1.64 (ЗСНИИГ, атм.) 5) Рн=0.91Кв-1.57 (ЗСНИИГ)
6) Рп=0.16Кп-3,0 (ВНИГИК, атм.)
Такое различие зависимостей обусловлено не только разными методами замеров, типом измерительной аппаратуры, неправильной эталонировкой приборов, способами создания текущей и остаточной водонасыщенности, но и условиями измерения (атмосферные, при эффективном давлении, РТ-условия). Неоднозначность, в первую очередь зависимости Рп(kп), может быть источником существенных ошибок при определении kнг и в целом запасов нефти и газа.
В-третьих, экспериментально установлено на керновом материале, отобранном на РНО, различие минерализации воды в контуре нефтеносности и за ее пределами [1,2]. В целом для гидрогеологических условий неокома и юры месторождений Среднего Приобья отмечается превышение минерализации остаточной воды над минерализацией свободной законтурной.
В-четвертых, используемая, как обычно, для расчета rвп минерализация законтурной воды недостаточно достоверна. Работами многих исследователей показано, что в связи с различной степенью освоения пласта и очистки призабойной зоны от фильтрата промывочной жидкости минерализация проб воды одновозрастных комплексов на одном и том же месторождении колеблется в широких пределах. Это создает определенные сложности с определением реальной (действительной) минерализации пластовой воды, что отражается на достоверности оценки kнг.
Таким образом, приведенные данные показывают, что стандартная методика определения kнг имеет весьма протяженный канал связи от исходных данных до получения конечного параметра. При этом используется разнородная и порой недостаточно обоснованная информация, что обусловливает в конечном итоге значительную суммарную погрешность определения kнг. На основании изложенного можно сделать вывод о том, что общепринятая методика определения kнг недостаточно эффективна в условиях Западной Сибири и требует усовершенствования.
При бурении скважин на РНО поднимается керн с естественным распределением остаточной воды. При этом сохраняются ее пластовая минерализация и смачиваемость поверхности порового пространства. На образцах такого керна удается измерить удельное электрическое сопротивление rп с естественной водонасыщенностью, определить фильтрационно-емкостные свойства пород (kп, kпр), их водонасыщенность по Заксу (kвз), а также получить производные от них параметры (kп эф, wв и др.). По этим данным можно строить всевозможные связи и зависимости, представляющие петрофизическую основу определения подсчетных параметров по результатам ГИС.
На рис. 2 приведена керновая зависимость удельного сопротивления rп от объемной водонасыщенности wв по данным скв. 21 Западно-Таркосалинского месторождения. Аналогичные индивидуальные керновые зависимости rп(wв) получены по многим скважинам, пробуренным на основные нефтегазоносные отложения (сеноман, пласты АС, АВ, БС, БВ, ачимовская толща, юра).
Рис. 2. Керновая зависимость удельного сопротивления от объемной водонасыщенности для отложений сеномана Западно-Таркосалинского месторождения
Получены также обобщенные керновые зависимости, в частности, по пластам группы А и Б месторождений Среднего Приобья; обобщенные керновые зависимости (рис. 3) по материалам скважин на РНО, пробуренным на Самотлорском, Варьеганском, Северо-Варьеганском, Ватьёганском, Повховском месторождениях. Сравнение зависимостей по пластам группы А и Б показывает, что они практически совпадают.
Рис. 3. Сводные керновые зависимости удельного сопротивления от объёмной влажности для пластов группы А и Б месторождений Среднего Приобья
Аналогичная обобщённая керновая зависимость rп(wв) получена по юрским отложениям по скважинам на РНО Харампурского, Новогоднего и Верхнеколикъеганского месторождений.
Установленные тесные керновые корреляционные зависимости rп(wв) дают основание получить связи «ГИС-керн», где rп определяется по данным электромагнитных методов каротажа, а wв этих же пластов — по результатам лабораторного изучения представительного керна. Имея такие зависимости, можно определить wв (а по ней рассчитать kв) непосредственно по rп пластов.
Одна из таких зависимостей типа «ГИС-керн» получена по данным скв. 107 Самотлорского месторождения (рис. 4).
Рис. 4. Зависимость удельного сопротивления от объемной влажности по пластам АВ1–5 Самотлорского месторождения
Ясно, что для установления зависимостей rп(wв) необходимо иметь достаточное количество пластопересечений. Причем параметры зависимости rп и wв должны охватывать весь диапазон их изменения в залежи. Это условие не всегда выполняется даже в сеноманских залежах с большим этажом газоносности, не говоря об однопластовых.
В связи с этим Г.В. Таужнянским [3] был разработан способ совместного использования rп, измеренного на образцах в лабораторных условиях и в скважине, с целью получения достаточно обоснованной зависимости rп(wв), т. е. зависимости типа «ГИС-керн-керн» (определение авторское).
Способ базируется на положении о практическом отсутствии зависимости объемной влажности от пластовых условий. Действительно, при переходе от атмосферных условий измерения wв = kп kв к пластовым изменяются значения обоих сомножителей — kп уменьшается, а kв увеличивается. При этом wв остается таким же.
В таком случае для использования зависимости rп(wв) необходимо лишь установить пересчетный коэффициент, на который надо уменьшить rп в атмосферных условиях, чтобы перевести его к пластовым. Такой способ совместного использования результатов каротажа и лабораторных исследований не только повышает статистическую обоснованность зависимости rп(wв), но и позволяет получить ее во всем диапазоне изменения параметров.
Кроме того, преимущество этого способа заключается еще и в том, что в общем достаточно 2–3-х интервалов, для которых уверенно определены rп и wв.Так, например, по скв. 101 Малобалыкского месторождения выделено только три интервала, по которым нормировалась керновая зависимость rп(wв). В результате получена статистически обоснованная зависимость «ГИС-керн-керн» (рис. 5). Эта зависимость использовалась для определения kн коллекторов при подсчете запасов нефти в ачимовской толще Среднебалыкского месторождения.
Рис. 5. Зависимость удельного электрического сопротивления от объемной влажности для ачимовских отложений Малобалыкского месторождения
Скважины на РНО бурятся далеко не на всех месторождениях. Выбираются, как правило, наиболее крупные с большими запасами нефти и газа. В связи с этим, проведен анализ материалов скважин на РНО по отдельным нефтегазоносным комплексам с целью установления обобщенных зависимостей rп(wв), которые можно было бы применять на месторождениях, имеющих сходные геологические условия.
По пластам группы А и Б месторождений Среднего Приобья, как было показано выше, получены обобщенные керновые зависимости (рис. 3). В результате использования зависимостей rп(wв) типа «керн-керн» и «ГИС-керн» получены обобщенные зависимости (рис. 6). Как видим, зависимости для пластов групп А и Б мало отличаются друг от друга, т.е. практически совпадают. Их можно использовать для определения kнг коллекторов месторождений Среднего Приобья.
Рис. 6. Обобщенные зависимости удельного сопротивления от объёмной влажности для пластов группы А и Б месторождений Среднего Приобья
Универсальность полученных зависимостей объясняется достаточно близкими значениями электропроводности воды и, прежде всего, связанной (остаточной). По пластам группы А rво остаточной воды на рассматриваемых месторождениях находится в пределах 0.12–0.13 Омм. По пластам группы Б диапазон изменения rво несколько шире — 0.08–0.11 Омм.
Анализ зависимостей rп(wв) для ачимовской толщи по материалам скважин на Верхнеколикъеганском и Малобалыкском месторождениях показал, что они совпадают. Это обеспечивается одинаковым сопротивлением воды (rв=0.12 Омм). При различной минерализации воды (по отжиму 25 и 18 г/л, соответственно) равенство rв достигается за счёт разницы температур пластов (на Малобалыкском месторождении на 25°С выше).
В связи с этим применять зависимость rп(wв) для ачимовских отложений на других месторождениях необходимо с осторожностью, учитывая термобарические условия и минерализацию воды.
По юрским отложениям удовлетворительно совпадают керновые зависимости по Харампурскому, Новогоднему и Верхнеколикъеганскому месторождениям, что является основанием для получения обобщённой зависимости типа «ГИС-керн». Такая зависимость (рис. 7) может применяться для определения kнг коллекторов пласта Ю1.
Рис. 7. Зависимость удельного электрического сопротивления от объемной влажности по пласту Ю1 Верхнеколикъеганского и Харампурского месторождений
Несколько ниже располагаются керновые зависимости rп(wв) по Северо-Варьеганскому и Ершовому месторождениям. Это может быть связано с более низкой электропроводностью законтурной воды (0.058–0.07 Омм), а также с гидрофобностью коллекторов.
На рис. 8 сгруппированы зависимости rп(wв), полученные по скважинам на РНО, для основных нефтегазоносных отложений Западной Сибири. Как видим, их расположение в общем обусловлено электропроводностью воды, которая определяется ее минерализацией и температурой. Наиболее низкое положение занимает зависимость для юрских отложений с наиболее высокой минерализацией воды, а наиболее высокое — для пластов БУ Уренгойского НГКМ с наиболее низкой.
Рис. 8. Сопоставление зависимостей удельного сопротивления от объемной влажности по основным нефтегазоносным отложениям месторождений Западной Сибири
Анализ зависимостей rп(wв) по неокомским отложениям показывает, что все зависимости при rп, стремящемся к 100 Омм, сходятся. Это может быть при условии постоянного значения электропроводности остаточной воды, что соответствует представлениям Б.Ю. Вендельштейна, Н.З. Заляева, М.М. Элланского, В.Л. Александрова и др.
Выводы
Доказана высокая эффективность совместного использования зависимостей «керн-керн» и «ГИС-керн» по скважинам на РНО.
Установлены индивидуальные и обобщенные зависимости удельного сопротивления пластов от их объемной водонасыщенности для основных нефтегазоносных горизонтов (пласты группы А и Б, юра), которые могут использоваться при количественной интерпретации ГИС в пределах Среднеобской нефтегазоносной области и Пур-Уренгойского нефтегазоносного района.
Литература
Таужнянский Г.В., Петросян Л.Г., Петерсилье В.И. Обоснование коэффициента нефтенасыщенности коллекторов месторождений Среднего Приобья.// Геология нефти и газа.-1987.- №11.-С.46–50.
Ефименко В.И., Пих Н.А., Таужнянский Г.В. Минерализация и химический состав внутриконтурных вод нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. //Возбуждение притоков и исследование скважин открытым забоем в Западной Сибири./Тр.ЗапСибНИГНИ. -Вып.162. -1981.-С.94–106.
Таужнянский Г.В. Способ учёта влияния термобарических условий при определении нефтенасыщенности однородных терригенных коллекторов.// Геология нефти и газа.-1986.- №4.-С.28–30.
Автор: Румак Н.П., Селиванова Е.Е., Соколовская О.А., Таужнянский Г.В.
