Петрофизические модели месторождений
Понятие петрофизической модели.
Каждый геологический объект обладает комплексом свойств, в том числе и физических. «В природе не существует критериев или позиций, с которых одно качество должно быть выделено среди других как наиболее важное, существенное» (Васильченко, 1968). Понятие существенных или несущественных признаков геологического объекта появляется тогда, когда мы начинаем изучать его с какой-либо целью.
Значимость тех или иных свойств геологического объекта зависит от стадии поисково-разведочного процесса. Таким образом, в зависимости от цели исследования один и тот же геологический объект рассматривается с разных позиций. Абстрактное отображение объекта в отношении некоторых заданных критериев, называется моделью объекта.
Форма представления модели зависит от геологической задачи, для которой эта модель создается, сведения могут быть представлены в виде таблиц, текста, графиков и формул.
Под петрофизической моделью (ПФМ) понимают объемное распределение в геологическом пространстве различных физических параметров, характеризующих главные петрофизические структурно-вещественные комплексы изучаемого геологического объекта.
Общая последовательность формирования ПФМ включает такие операции:
формулирование геологической задачи и выбор объекта моделирования;
анализ любой геолого-геофизической информации, имеющейся по эталонным объектам;
сбор эталонной коллекции образцов, измерение физических свойств основных разновидностей горных пород;
статистическая обработка результатов этих измерений и выделение петрофизических неоднородностей;
построение собственно ПФМ, т.е. геометризация в геологическом пространстве отдельных петрофизических неоднородностей по возможности в виде тел правильной геометрической формы.
Петрофизические модели нефтегазоносных объектов.
Петрофизические параметры нефтегазоносных пород.
Нефть образуется в тонкозернистых глинистых отложениях, не обладающих свойствами коллекторов. Погружение осадков приводит к их уплотнению: в большей мере уплотняются песчаные отложения, в меньшей - глинистые, что обусловлено наличием в них связанной воды. Это приводит к аномальным давлениям растворов в глинистых отложениях, к миграции флюидов (вода, нефть, газ) из тонкозернистых осадков в более грубозернистые и проницаемые отложения. Миграция нефти и газа может привести к формированию месторождений, как только на пути этой миграции, встанет препятствие из непроницаемых пород.
На физические параметры нефтегазонасыщенных пород влияют следующие факторы:
литологический состав пород;
пористость пород;
температура и давление, при которых находятся породы в естественном залегании;
свойства флюида, насыщающего поры и трещины.
Влияние лишь четвертого фактора создает полезный «петрофизический сигнал», влияние остальных факторов из-за невозможности их полного учёта необходимо отнести к помехам геологического содержания, затрудняющим прогнозирование нефтегазонасыщенности пород по их физическим свойствам.
Исследования показали, что величины основных физических параметров (скорость продольных волн и удельное электрическое сопротивление) существенно зависят от концентрации углеводородов во флюиде, т.е. эти параметры достаточно информативны в отношении нефтегазоносности пород.
На рис. 8.9 приведены гистограммы распределения значений физических параметров для III литолого-стратиграфического комплекса, в котором сосредоточено более половины запасов нефти и газа каменноугольного возраста Нижнего Поволжья.
Гистограммы построены отдельно для территорий с известной нефтегазоперспективностью и для территорий бесперспективных. Петрофизические данные по одному и тому же горизонту зависят от того, в какой области, проведено измерение физических параметров. Они подтверждают влияние на физические свойства пород повышенного содержания углеводородов на перспективных территориях, а значит возможность прогнозирования нефтеносности по петрофизическим данным.
Некоторое перекрытие гистограмм распределения физических параметров связано с тем, что на них, кроме нефтегазонасыщенности, влияют еще другие геологические факторы. Надежность прогноза по каждому петрофизическому параметру недостаточно велика. Использование при прогнозе четырех петрофизических параметров, по-разному испытывающих влияние мешающих геологических факторов делают прогноз нефтегазоносности достаточно надежным.
Модели залежи углеводородов и нефтегазоносной структуры.
Миграция углеводородов по пористым проницаемым породам может в благоприятных условиях привести к формированию газонефтяной залежи. Таким условием является наличие высокопористых пород-коллекторов и непроницаемых покрышек (рис. 8.10). Роль последних выполняют, как правило, глинистые породы.
Залежь углеводородов имеет зональное строение по вертикали, что является результатом дифференциации флюида по плотности: самую верхнюю часть залежи занимает газ, ниже располагается нефть, еще ниже — вода. Границы между флюидами разного качества могут быть достаточно резкие их присутствие можно обнаружить с помощью наземной сейсморазведки. Смешиваемость флюидов увеличивается при повышении давления и температуры.
Углеводородная часть залежи характеризуется, как правило, более высокой пористостью, чем водонасыщенная. Это связано с тем, что в водонасыщенной части залежи происходят эпигенетические процессы преобразования пород — цементация, вторичное минералообразование. Все это приводит к понижению пористости пород и к «закупориванию» углеводородной части залежи. Нефть, напротив, отличается консервирующими свойствами. На границе с вмещающими породами и с водой углеводороды частично разрушаются с образованием твердых асфальтовых битумов с более высокими, чем у нефти, плотностью и скоростью упругих колебаний. Асфальтовая корочка уменьшает проницаемость пород и способствует «запечатыванию» нефти.
Принципиальная петрофизическая обстановка нефтяной залежи приведена на рис. 8.10. Изменение физических свойств пород ее различных частей обусловлено различием их пористости, определяющей разную долю жидкой и твердой фазы в породе, различием физических параметров минерального скелета и флюидов и флюидов разного качества, т. е. воды, нефти и газа. Наиболее информативны свойства, сильно зависящие от пористости, плотность σ и скорость упругих волн Vp, линейный коэффициент поглощения гамма-излучения Jγ и удельное электрическое сопротивление ρ, а также имеющие аномальные значения у флюидной фазы — длина замедления нейтронов Ls, время жизни теплового нейтрона τ, коэффициент теплопроводности λ. Удельное электрическое сопротивление и упругие параметры пород некоторых нефтяных месторождений приведены в табл. 8.3.
Электрическое сопротивление нефтеносных и газонасыщенных пластов отличается от водоносных пластов в 100 и более раз, в среднем в 10 раз. Удельное сопротивление газовых залежей несколько выше нефтяных. Величина превышения составляет первые десятки процентов.
Понижение скорости продольных волн в нефтегазовых отложениях по сравнению со скоростью водоносной части составляет в среднем 0,5 км/с, т. е. приближенно 15—25 %. В отдельных случаях оно достигает 30 – 35 %. Углеводородные залежи характеризуются аномальным поглощением упругой энергии. Эффективный коэффициент поглощения в водоносной части составляет первые единицы 10-3 м-1 а в нефтегазовой увеличивается в 10 и более раз (рис.8.12).
Изменение ядерно-физических свойств пород обязано изменению водородосодержания (длина замедления нейтронов), а также изменениям плотности и пористости, влияющим на ядерно-физические свойства, включая коэффициент поглощения гамма-излучения. В случае пресных вод различие в водо- и нефтенасыщенных частей сохраняется за счет разной пористости. Различие в теплопроводности пород связано с понижением этого параметра в ряду: минеральный скелет — вода — нефть — газ.
Аккумуляция нефти и газа в залежи предполагает специфическую литолого-структурную ситуацию. Сами углеводороды характеризуются аномальными физическими свойствами, способностью к миграции, вызывают минералогические изменения в породе. Результатом всего этого является особая физико-геологическая и петрофизическая обстановка в районе нефтегазоносной структуры. Ее обобщенная петрофизическая модель приведена на рис.
,8.12. Основное содержание модели заключается в следующем.
В осадочном разрезе нефтегазоносных районов имеются опорные петрофизические горизонты, которые прослеживаются с помощью наземных или скважинных геофизических методов. Чаще всего они проявляются в виде границ. Эти границы, как правило, отвечают резкой смене литологического состава пород разреза. В разрезе Ванаварской площади (рис. 8.13,б) петрофизическим репером является граница относительно пористых алевролитов, потенциально нефтегазоносных, и вышезалегающих ангидритов и доломитов — плотных пород, выполняющих роль непроницаемых экранов.
Развитие осадочного чехла нефтегазоносных районов происходит унаследованно и зависит от вертикальных движений в консолидированном фундаменте. Это проявляется в согласованных изменениях поверхностей опорных горизонтов.
В сводных частях антиклинальных структур обнаружены области разуплотнения пород. Разуплотнение отмечается как для отдельных, так и для ряда слоев, при этом захватываются значительные объемы осадочной толщи. Разуплотнение приводит к уменьшению сейсмических скоростей до 0,5 км/с. Понижение плотности и скорости упругих волн и повышение песчанистости разреза в сводовых частях антиклинальных поднятий связаны с влиянием геотектонического режима на процессы осадконакопления.
Над нефтеносными залежами обнаруживается ореол вторжения углеводородов в перекрывающие породы. Связано это со сверхвысоким пластовым давлением в залежи и передачей его в перекрывающие глинистые породы, в результате чего гидростатическое давление в глинах повышается на 10-20 %, происходит разуплотнение глин и некоторая миграция углеводородов в вертикальном направлении. При этом происходит изменение физических свойств пород над нефтяной залежью, обязанное двум процессам. Во-первых, изменяются физические параметры пород в связи с разуплотнением и некоторым насыщением пород углеводородами: понижаются плотность и скорость сейсмических волн, повышается сопротивление. Во-вторых, резко восстановительная обстановка в породах, насыщенных углеводородами, приводит к минералогическим изменениям. Наиболее значительными с петрофизической точки зрения являются новообразования пирита и магнетита, приводящие к повышению вызванной поляризации и намагниченности пород.
В крыльевых частях структур установлены зоны аномальных значений большинства физических параметров горных пород. В плане они проявляются в виде кольцевых аномалий, обрамляющих контур нефтегазоносности. Зоны характеризуются большой дисперсией физических параметров, более высокими и более низкими их значениями по сравнению с породами за пределами зон. Зоны сопровождаются положительными аномалиями содержаний ванадия и никеля, которыми обогащена нефть, положительными аномалиями радиоактивности.
Приведенная петрофизическая модель предельно идеализирована. Она лишь указывает, какие элементы геологического строения разреза должны быть изучены для создания петрофизической модели нефтегазоносной структуры, удовлетворяющей конкретным условиям изучаемого района. В общем особенности петрофизической модели структуры, ее отличие от идеализированной определяются геодинамическим режимом осадконакопления и литологическим составом пород разреза, типом ловушек и эпигенетическими преобразованиями пород, развитием разрывной тектоники и др.