Оценка фракционного состава пород по промыслово-геофизическим методам - Геологоразведка - Neftegaz.RU
2 мин
...

Оценка фракционного состава пород по промыслово-геофизическим методам

Оценка фракционного состава пород по промыслово-геофизическим методам

Для проведения фациального анализа необходимо располагать характеристиками фракций. Знание фациальной принадлежности коллекторов повысит точность расчетов проницаемости. При введении в пористость поправки за водородосодержание, определенной по данным радиоактивного каротажа, необходим учет всех тонкозернистых фракций. В связи с этим оценка фракционного состава пород по промыслово-геофизическим методам является актуальной.
Изучение влияния содержания объема фракций образцов на гамма-активность позволило установить связи и построить зависимости, позволяющие оценить долю (объем) песчаной фракции, алевритовой и глинистого цемента. Объем доминирующей фракции, отвечающей за фильтрационную характеристику породы (образца), и ее средний диаметр зерна. Связи довольно тесные, коэф¬фициенты корреляции не ниже 0,8.
Связь двойного разностного параметра с суммой тонкозернистых фракций имеет такой вид:
Dgk = 0,0072 S_alev + 0,0573; R2 = 0,76;
с медианным диаметром зерна:
Dgk = -0,1543 Ln (Mdz) — 0,0594; R2 = 0,99;
с медианным диаметром пор:
Dgk = — 0,057 Ln (M дп) + 0,2154; R2 = 0,76;
с доминирующей фильтрующей фракцией:
Ф_кл = — 0,8854 Dgk + 0,3312; R2 = 0,73.
С использованием полученных зависимостей построен алгоритм и написана программа для обрабатывающей системы ПРАЙМ. Алгоритм предусматривает расчет содержания доли песчаных и тонкозернистых фракций, долю доминирующей (основной) фильтрующей фракции и ее среднего диаметра, детализировать литологию с учетом фракционного состава породы. На основании полу¬ченных данных появляется возможность проводить оценку проницаемости и остаточной водонасы¬щенности с учетом фациальных особенностей разреза.
Алгоритм опробован на скв. 208Р, 326 Крапивинского месторождения и скв. 8Р Григорьевского.
В скв. 208Р по описанию керна пласт Ю1-3а (2695,2–2702,6 м) представлен преимущественно среднекрупнозернистым песчаником, по результатам обработки отнесен к среднекрупнозернистому фациальному литотипу с характеристиками: содержание песчаных фракций до 95 %, доминирующей фракции до 65 %, средний диаметр доминирующей фракции 0,38 мм, содержание алевритовых фракций до 5 %.
Пласт Ю1-3б (2702,6–2709,8 м) по описанию керна представлен переслаиванием мелкозерни¬стых песчаников с алевролитами. По результатам обработки пласт относится к мелкозернистым алевритистым песчаникам с содержанием песчаных фракций до 48 %, алевритовых фракций до 52 %, средний диаметр зерна 0,03 мм. Доминирующая фильтрующая фракция не выделяется.
Пласт Ю1-3в (2709,8–2718,8 м) по описанию керна представлен переслаиванием алевролитов с аргиллитами. По результатам обработки пласт относится к алевролитам с содержание песчаных фракций до 25 %, алевритовых фракций до 75 %, средний диаметр зерна 0,0175 мм. Доминирующая фильтрующая фракция не выделяется.
В скв. 326 (эксплуатационная, керн отсутствует) пласт Ю1-3 по результатам обработки отнесен к тонкозернистому песчанику с содержанием песчаных фракций до 51 %, алевритовых до 49 %. Большая доля алевритовых фракций делает пласт неколлектором (при испытании свабированием было пласт оказался сухим).
В скв. 8Р основная часть пласта Б9-1 (1929,8–1935,0 м, кровельная и подошвенная) по описа¬нию керна представлена мелко-среднезернистым песчаником. По результатам обработки отнесена к мелкозернистому песчанику с содержанием песчаных фракций до 88 %, алевритовых до 12 %. Содержание доминирующей фильтрующей фракции до 85 %, средний диаметр фильтрующей фрак¬ции 0,18 мм. В середине пласта отмечается пропласток с плохими коллекторскими свойствами (1931,4–1932,6 м, при изменении пористости по керну от 23 до 22 % проницаемость изменяется от 100 до 2 мД). По результатам обработки пропласток отнесен к тонкозернистому песчанику с содержанием песчаных фракций до 62 % и алевритовых до 38 %. Содержание доминирующей фракции 52 %, средний диаметр 0,075 мм.

Автор: С. М. Шевченко ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК»