petrophysics2004

По материалам таких скважин может быть получена связь р11 - W в• которая также применяется в практике подсчета запасов (см. рис. 56). Преимущества Pn- Wвотсутствие необходимости знать величи­ ну Рв• что существенно при изменяющейся в залежи и за ее предела­ ми минерализации пластовых вод. Определив величинуWв по р0, рас­

считывают k8=Wв/k0 и kн.r=1- kн· ·

Если коллекторы изучаемого объекта представлены двумя-тре­

мя литотипами, для определения kп используют семейство графиiСОв Рн=/(kв), шифром IСОторых является параметр, характеризующий их

среднюю глинистость (терригенные породы), пористость или прони­

цаемость (карбонатные породы). Для нахождения kв в каждом лито­

типе используют соответствующий ему график (рис. 55).

Рассмотренные зависимости применяют для расчета kв в гидро­

фильных продуктивных коллекторах. Для частично гидрофобных

коллекторов используют те же приемы расчета ka, принимая n > 2.

Правильный выбор n затруднен, поскольку для этого надо прежде оценить степень гидрофобизацни и с учетом ее взять оптимальное зна­

чение n. Отсутствие учета гидрофобности реального коллектора при определении ~1, kr по величине Рн приводит к систематическому за­

вышению искомых параметров.

Влиянием термабарических условии на зависимость Рн=/(kв) обычно пренебрегают, для чего имеются достаточные основания.

Коэффициент воданасыщения kв, а следовательно, коэффициен­ ты kн или kr можно рассчитать, решая соответствующие уравнения, приведенные в разделе 7.3, по данным диэлектрического метода ГИС,

полученным в сiСВажине с РНО.

Коэффициент газанасыщения рассчитывают также по результа­

там исследований нейтронным гамма-методом или нейтрон-нейтрон­

ным методом по тепловым нейтронам, выполненныхвнеобсаженной сiСВажине с РНО или в обсаженной скважине, пробуренной с РВО, при полностью расформированной зоне проникновения,

k - kn -kn(n)

т- kn(l-ror) '	(13.8)

где k(п)n определяется по НМ; k 0 - по данным другого метода ГИС; во­

дородный индекс газа в пластовых условиях ror =1,6 ·10-3 Рrт(Татм/

Тrm)(1/z). Здесь Prm- пластовое давление; Татм• Тrm- температура на

земной поверхности и в пласте; z -коэффициент сверхсжимаемости газа, меняющийся в пределах 0,8-1,1 в зависимости от Рп.. и Тrm·

Коэффициент воданасыщения kв и соответствующее ему значе­ ние kн нефтенасыщенного пласта при благоприятных условиях (от­

сутствие в породе элементов с аномальными нейтронными парамет­

рами, высокая минерализация пластовой воды Св> 100 г/л, значи­

тельная пористость коллектора k11~0,2 определяют по величине "-п,

вычисленнойв результате интерпретации результатов исследований ИННМ в необсаженной скважине с РНО или обсаженной сiСВажине, пробуренной с РВО при полностью расформированной зоне проник­

новения, путем решения уравнения

340

(13.9)

где Лж=А8k8+Ан(1-k8 ); Лек• А8, Ансоответственно декременты погло­

щени.я тепловых нейтронов в скелете породы, пластовой воде и не­ фти.

К о л л е к т о р ы с т р е х ф а з н ы м н а с ы щ е н и е м. В этих коллекторах, содержащих одновременно нефть и газ (газоносный кол­

лектор с остаточной нефтью}, требуется раздельное определение k11 и kr. Задача решается с использованием рассмотренных петрафизи­

ческих связей и уравнений по схеме: 1) по данным метода сопротив­ лений или диэлектрической проницаемости находят величину коэф­

фициента нефтегазонасыщени.я k11.r= kн+kr; 2) по результатам специ­ альных исследований НМ определяют kr и рассчитывают k 11 =kн.r- kr или по данным специальных исследований ИНМ определяют k11 и рас­ считывают kr=k11.r-k11•

Ко э ф фи ци е н т пр о ни цаемост и. Дл.я оценки коэффици­ ентов абсолютной и фазовой проницаемости по данным ГИС отече­ ственными и зарубежными авторами предложено большое количе­ ство способов. Достаточно широкое применение при проектировании разработки нашли две группы способов: оценка величины knp по удельному сопротивлению Pn терригеиного гидрофильного межзер­

нового коллектора в зоне предельного насыщения залежи углеводо­

родами; оценка величины knp терригеиного межзернового коллекто­

ра с преобладанием рассеянного глинистого цемента независимо от характера насыщения. Петрафизической основой способов первой группы .является уравнение Козени -Кармана (см. разд. 6), которое после введения в него параметров Р11 и Р11 и некоторых иреобразова­

ний приводится к виду:

knp=KP11PP11q,

(13.10)

где К - постоянная, характерная дл.я изучаемого резервуара, учи­

тывающая среднюю толщину пленки связанной воды и геометрию по­

ровых каналов; р и q - эмпирические показатели степени, завися­

щие от свойств коллектора и насыщающих флюидов, причем р близ­

ко к 1, а q к -1. Так, в формуле дл.я расчета k11P' предложенной

В.М. Добрыниным и С.А. Султановым дл.я терригеиных коллекторов девона Татарии и Башкирии, р= 1; q=-1,075 (рис. 111).

Величину К или пределы ее изменения устанавливают дл.я изу­ чаемого объекта опытным путем, решая уравнение (13.8) относительно К дл.я пластовых пересечений, в которых коэффициент проницаемо­

сти установлен по данным гидродинамических исследований.

Поскольку диффузионно-адсорбционна.я активность Ада и радио­

активность песчаников и алевролитов связаны с глинистостью ТJгл• а

содержание глинистого материала существенно влияет на проница­

емость, дл.я терригеиных коллекторов с рассеянной глинистостью при

незначительном содержании других видов цемента существует дос­

таточно тесная связь параметров Ада и qyn с величиной knp· Это .явля­

ется петрафизической предпосылкой оценки knp по диаграммам СП

341

Ри

1000 .-------------,тrm,.,....,

100

100

Рис. 111. Графики для опредепеюm коэффициента проницаемости k.. rид­

рофипьных территеиных коппекторов по известным значениям Рк и ~ (по

В.М. Добрынину). Шифр кривых- k"

и ГМ. Для продуктивных гранулярных коллекторов многих регионов

получены тесные корреляционные связи относительных амплитуд

«сп и Му с параметром kпр• (через эффективную пористость).

Ценность использования материалов ГИС для оценки параметра koP состоит в том, что даже при небольшой точности такой оценки

данные ГИС позволяют выделить по крайней мере два-три класса

коллекторов и охарактеризовать ихразмещение по площади и в объе­ ме залежи нефти или газа, а зто создает предпосылки для построе­ ния пространствеиной динамической модели месторождения -

объекта разработки. Эффективность использования ГИС для этой

цели существенно возрастает при синтезе данных ГИС и сейсмораз­

ведки.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Чтотакое петрафизическоеобеспечение комплексной интерпре­ тации результатов ГИС?

2. Какие задачи решаются по данным ГИС на основе петрафизи­ ческих связей?

3. Дайте классификацию известных Вам петрафизических связей.

4. Сформулируйте критерии выделения продуктивных коллекто­ ров и дайте их петрафизическое обоснование.

5. Какой петрафизической информацией надо располагать для на­

дежного определения коэффициента пористости по данным ГИС?

342

б. Что такое nетрафизические константы?

7. Какие критерии надежности nетрафизических связей Вам из­

вестны?

14. ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ И РОЛЬ ПЕТРОФИЗИКИ ПРИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕПРЕТАЦИИ

ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

14.1.ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ

14.1.1.Реrиональная петрофизическая характеристика

земной коры

Латеральная дифференциация nетрафизических характеристик

горных nород, слагающих верхнюю часть земной коры, отражает ее

длительную геологическую историю и обусловлена образованием оса­

дочных бассейнов, горных сооружений, nроникновением в земную

кору магматических nород, эрозионными nроцессами [б].

Сегодня накоnлен большой материал no nетрафизическим свой­ ствам (главным образом nлотностным и магнитным) коренных горных nород или nород, nрикрытых тонким слоем четвертичных осадков. На

основании систематизации этих данных Н.В. Дортман, И.Ф. Зотовой и

М.Ш. Магид в 1981 г. nостроены nетрафизические карты геологичес­

ких формаций СССР.

Анализ расnределения nлотностей и намагниченности геологичес­ ких формаций, а также однородности или дискретностиэтих nарамет­ ров nозволяет вьщелить шесть круnных ассоциаций геологических формаций. Общая закономерность между изменениями nлотности nо­

.род в зависимости от их минерального состава и структуры, а также

связь между nлотностью и другими nетрафизическими свойствами (уnругими, электрическими и теnлофизичесхими) nозволяют ассоци­ ации геологических формаций рассматривать так же, как nетрафизи­

ческие ассоциации континентальной земной коры [б]. На рис. 112 nока­ зава эволюция между nетрафизическими ассоциациями и их геологи­

ческой характеристикой для разновозрастных образований.

По этим данным nетрафизическая ассоциация la и lб, характери­ зующаяся малой низкой nлотностью и слабой намагниченностью, объединяет все осадочные формации и часть формаций кислых маг­

матических nород. Они характерны для молодых (la), древних (lб)

nлатформ и складчатых областей PR-КZ. Среди осадочных фор­

маций в этой ассоциациичетковыделяютсяслаболитифицированные

и литифицированные груnnы формаций. Слаболитифицированные имеют низкую nлотность и nористую структуру. Ими слагаются об­

ширные nлощади недислоцированных nокровов молодых и древних

343

\:;:

п~~nп

•а

1, r/см3

•v '1'

'f'

'V' '"'

~

"'

~

7',

~

l'nпGn

~1'

L. 2.00

1 1

...lfl_ -_Z.l

1

.2.1 -2.2

1

2.2

-2.:'1

Е:=

KZ

2:'1

-211

2.11 -2.5

~

_1.5

-2,6

~

~

_М_ -2.7

2.7-2.8

2.8- 2.9

2.~2~2.1

_l_1_- 2,2

2.2

-

2.J

_l,;J -_2,11

MZ

J.clf

-

2,!_

.5

-

'.6

::=::=:

',6

- ,

~

==-

"1::::3'

,7

-

',8

~

~о

-

'.1

~

,8

-

',9

'.i_-

r.o

~

' .J,'

il

2.11 -2.5

~

_

l,Z

-

Z,J

2.J

-2,/1

z.s -=._2.§_

PZ

,8 -2,7

~

,7 -

,11

==

~

,8 -

',/J

Е:3

==

::::::::::

:а- \D

1,0

-5,1

::.. J,'

2,5

-2.6

е:::::3

r::::::::

~.6

-2,7

r::::::::

:7

-2,8

===

====

PR

,fl

-z,a

~

~

',9

-

J,O

~

,u

-J,l

"·'-2,

==

-.

AR

-,

==

-,

-s.

-J,,

.::.

.1,1

'"'

m•

,"8, ,", ._/Jfuffл~'t-

ffucлыe и среоние

f/10

'МОЦ/1

oikeiiiiiii.!!~;;

fil.J.nniJ!u

""'" """" ............ иv

.мавматическив

Тектонические

Молооые

ДреВние tt.f/Ц~;};,"!/;,;,

Склаl/чатые

струнтуры

плотформы

иснлоiJчатые

PRKZ

Рис.112. Схема эволюции nетрафизической характеристики геологических

344

ассоциоцца

/Ua

лzи

IY

у

Yl

=

....~.,...;ro}.

iiьlfi

7.iiiit

f(J.::-.

~'Шff.

1/l:ffU

1::::::=:::::

====

===

====

===

~

•

=

•

~

1

ii

11

===~

~

ii

Е::3

:il

~

~

t===

~

~

~

~

•

=

~

~

1

=

~

==

===

====

==

=

Е

1

==

~

=3

====

~

1:::::::::

=

1

1 1

liiiiiiiii

Dcouovнo Вgлноноеенные CJIIl!o-u

ОсноВные и~льтраосно/Jные

сuльно.мето.мr,.tрu3о6онные.

.мae.иomuqec ue и осноВные

Jl

!JЛbmpa-u а тоиетаморфа-

'ICCI(IJC

.мemoмoptpuveci(UB

!'м. . ~.

ООласти AR-KZ

·иi;иёти·

Склоочатые оьластиAR-KZ

AR-PR

<!,.~

{ЩUШIJI)

образований (ARKZ) (по Н.Б. Дортман и Н.Ф. Зотовой) 23*

345

платформ, прогибы, мульды, образующиеся в период тектонической

ассоциации регионов.

Группа литифицированных формаций характеризуется низкой и средней плотностью. На Русской платформе с этими породами свя­ зан палеозойский этап ее развития. На ранней и средней стадиях ли­ тификации наблюдается свя;зь между плотностью и пористостью. На

поздней стадии (метаморфические породы) дифференциация пород

по пористости уменьшается.

В этой же петрафизической ассоциации находятся угленосные формации. Существует хорошая возможность оценки стадии лити­ фикации этих формаций по степени метаморфизма углей (С.А. Топо­

рец, 1975 г.; В.В. Гречухин, 1980 г.). Плотность угленосных толщ изме­

няетсяв широких пределах от 2 · 103 до 2,75 · 10-3кгjм3. Намагничен­

ность слабая.

К ассоциации I отнесены также кислые и умеренно-кислые инт­ рузивные и эффузивные образования, характеризующиес.я средней плотностью и слабой намагниченностью.

Петрафизическая ассоциация II включает магматические и ульт­ раметаморфические формации средней и повышенной плотности со средней намагниченностью. Эти породы приурочены к складчатым

областям AR-KZ.

Петрафизическая ассоциация III объединяет дифференЦирован­

ные по плотности, намагниченности и составу осадочио-вулканоген­

ные формации, включаярегионально-метаморфические породы, уль­

траметаморфические, автометаморфические формации. Специфика

образований этих формацийширокий диапазонтемператур и дав­ лений - от типично коровых до мантийных. Встречаются эти фор-

мации в складчатых областях AR-PR (щиты) [6]. ·

Петрафизические ассоциации IV и V включают формации пород

основного и ультраосновного составов высокой плотности. Основное

различие между этими ассоциациями заключается в намагниченно­

сти: формации IV ассоциации имеют высокую намагниченность, фор­

мации V ассоциациислабомагнитны.

В IV ассоциацию входят интрузивные и эффузивные породы ос­

новного и реже среднего состава щелочно-земельного и щелочного

рядов, а также щелочные ультраосновные породы. Интрузии пред­

ставлены rаббро, rаббро-норитами, габбро-диабазами, габбро-анор­

тозитами, rаббро-диоритами и диоритами с плотностью этих пород

от 2,90 ·103 до 3,1·103 кгjм3, эффузивные породыбазальтовой и

андезит-базальтовой формациями.

К V ассоциации относятся базит-гипербазитовая группа, анорти­ товая, пикритпорфиритовая и эклогитовая формации плотностью от

3 ·103 до3,4 ·1О3кгjм3 исвысокимсодержанием(до 10-15%)желе­

за, входящего в слабомагнитные и темноцветные силикатные мине­

ралы.

В VI петрафизическую ассоциацию входиткоптагенная формация,

образованная в условиях неравномерного ударного давления (в поро­ во-космическом режиме под действием метеоритов). Это формация

346

Рис. 113. Схема районирования восточной части Балтийского щита по пет­ рофизическим данным (по Н.Б. Дортман, М.Ш. Магид, 1980).

Архейский структурно-формациоиный комплекс, плотность; 1 - низкая, 2 - сред­

няя, 3 - высокая; протеразойские структурно-формационные комплексы и палео­

зойская активизация, плотность; 4 - низкая, 5 - средняя, б - высокая; 7- дополни­

тельные элементы магнитной характеристики; 8 -	основные глубинные разломы.
Меrаблоки: 1 - Мурманский, II - Кольский, III -	Беломорский, N - Карельский,
V - Ладожский

347

импактитов (зювитов, тагалитов и др.). Это обычно мягкие тела плот­

ностью от 1,9 · 103до 2,75 · 103 кгjм3, имеющие непостояннуюнамагни­

ченность.

На рис. 114 приведен пример петрафизического районирования обширной территории весьма сложного геологического строения. Вы­ деленные на рисунке формации относятся к архейскому и протера­

зойскому структурно-формационным комплексам, а также к поро­

дам палеозойской активизации. Поскольку каждой петрафизической ассоциации формаций соответствует определенный комплекс геоло­ гических формаций, к которым приурочены те или иные полезные ископаемые, то петрафизическое районирование на срезах земной коры позволит более направленно вести поиск полезных ископаемых геофизическими методами, т.е. способствует в конечном итоге повы­

шению эффективности геологоразведочных работ.

14.1.2. Петрофизичсское районирование коллекторов нефтииrаза

Петрафизическое районирование песчано-алевритовых девонских

и нижнекаменноугольных отложений ряда нефтяных месторожде­ ний Татарии и Башкирии выполнено в 1971 г. В.Л. Комаровым. Веро­ ятно, это было одним из первых крупных обобщений такого рода, в

котором была разработана методика районирования и изучено боль­

шое число скважин, систематизирован крупный массив данных по кернам продуктивных отложений. На основании этих исследований автор выделил пять петрафизических зон.

Было установлено, что мощность переходной воданефтяной зоны

представляет собой сильный признак, позволяющий идентифициро­ вать объекты исследования по комплексу структурных свойств по­

род и физико-химических свойств нефти. По этому признаку все де­ вонские пласты, имеющие толщину переходной зоны от 3 до 4 м, от­ несены к единой группе, а пластытульских и радаевско-бобриковских нижнекаменноугольных отложений с переходной зоной менее 2 м

выделены в другую единую группу отложений.

После этого по наиболее близким значениям постоянных коэффи­

циентов в парных и многомерных связях между петрафизическими параметрами были проведены границы пяти петрафизических зон. Каждая такая зона характеризуется набором из 6-10 петрафизи­ ческих уравнений, которыми рекомендуется пользоваться с помощью петрафизических связей.

Аналогичные работы по петрафизическому районированию мело­ вых продуктивных отложений Западной Сибири были выполнены в 1975 г. Е.И. Леонтьевым.

14.1.4. Петрафизические разрезы

Для изучения закономерностей изменения петрафизических свойств с глубиной строят петрафизические разрезы, которые явля­

ются основой для изучения глубинного геологического строения ре­ гиона по геофизическим данным. Строят петрафизические разрезы

348

ll,r/cм

о

PR

IV

2

IIl

4

ll

6

l

AR

8

10

h,км

Vp, км/с х, ·10-5 ед. СИ

6 7 10 100 1000

l"л"l6

Рис. 114. Глубинный петрафизический разрез геологических образовании

Печенгекого сииклинария [6]:

1 - диабазы; 2 - диабазы актииополитизироваииые: 3 - осадочио-вулканогенные породы: 4 - аподиабазовые пороДы; 5 - амфиболиТы; 6 - гнейсы

по результатам бурения глубоких параметрических скважин, исполь­ зуя с этой целью керн, данные ГИС, а также свойства образцов по­

род, выведенных в результате тектонических процессов на поверх­

ность с учетом введения поправок за влияние термабарических ус­

ловий залегания.

На рис. 98 изображен глубинный петрафизический разреЗ геоло­

гических образований Печенгекого синклинория, заполненного оса­ дочио-вулканогенным комплексом (PR2). Комплекс состоит из вулка­

ногенных толщ основного состава (Э.В. Наливкина и др.).

Верхняя толща N сложена главным образом ·слабоизмененными диабазами со средними плотностью 50 =2,99 ·103 кг/м3 и скоростью uр=б,б кмjс. Под влиянием актинолитизации в толще III увеличива­

ется средняяплотность до 3,03 · 103 кr/мЗиуменьшаетсяскорость про-

349