Применение петротипизации для оценки проницаемости газоносного комплекса

    Показаньев И.А., Зарай Е.А., Овчинникова Д.Г., Родивилов Д.Б.


    ООО «Тюменский нефтяной

    научный центр»

    Основной целью работы является разработка петрофизической модели проницаемости терригенных пород апт-альб-сеноманского газоносного комплекса. Породы-коллекторы представлены многочисленными литологическими разностями от алевролитов глинистых до песчаников чистых крупнозернистых. Породы апт-альба и сеномана отличаются степенью сцеменентированности. По причине слабой консолидации керн сеноманских отложений изучен в недостаточном объеме, что не позволяет разработать индивидуальную модель, в частности модель проницаемости. При этом породы апт-альба и сеномана имеют схожие литолого-петрофизические характеристики в рамках литотипов, обоснованных по литологическому описанию образцов керна. Этот фактор позволяет выделить унифицированные петротипы для всего апт-альб-сеноманского комплекса, выявить индивидуальные зависимости для оценки проницаемости и нивелировать дефицит информации лабораторных исследований пород сеномана.
    Введение
    Газоносные отложения апт-альб-сеноманского возраста газоносных отложений ЯНАО представлены многочленными типами терригенных пород от алевролита глинистого до песчаника грубо-крупнозернистого. Породы-коллекторы характеризуются большим диапазоном фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Для пород апт-альбского возраста коэффициент пористости изменится от 0,1 до 0,32 д. ед., для сеномана — от 0,24 до 0,39 д. ед. Проницаемость образцов керна всего апт-альб-сеноманского комплекса достигает значений до 8 000 мД. При этом наблюдается значительное перекрытие диапазонов проницаемости, если рассматривать сеноман отдельно от апт-альба.
    Изученность пород сеномана литолого-петрофизическими исследованиями значительно уступает изученности отложений апт-альбского возраста. Породы сеномана характеризуются слабой консолидированностью, что приводит к ограниченному выносу керна и сложностям изготовления образцов. Дефицит рутинных исследований осложняет построение полноценной индивидуальной петрофизической модели, особенно в направлении оценки проницаемости, что, в свою очередь, приводит к трудностям при адаптации геолого-гидродинамических моделей.
    Породы сеноманского и апт-альбского возраста обладают схожими минералогическими и гранулометрическими характеристиками, несмотря на различную степень консолидации скелета. Это может послужить ключом к разработке общей для всего этажа газоносности петрофизической модели, основанной на принципах группирования пород по литолого-петрофизическим характеристикам.
    Принцип петротипизации
    Типизация пород по различным комплексным литолого-петрофизическим критериям — это довольно распространенная практика петрофизического моделирования, применяемая для различных генетических классов горных пород [1–6]. Эффективность того или иного способа петротипизации зависит в большей степени от генезиса объекта исследования. Для терригенных пород зачастую выбираются критерии, характеризующие степень сортировки зерен и структуру порового пространства. Эти характеристики закономерно связаны с литологией терригенных пород всего генетического ряда терригенных пород-коллекторов: от глинистых алевролитов до песчаников.
    По этой причине на первом этапе анализировался массив литологических макроописаний стандартных образцов, участвующих в рутинных лабораторных исследованиях по определению пористости (Кп) и проницаемости (Кпр). Всего специалистами-
    литологами выделено 22 литологических типа, которые в последующем укрупнены до пяти групп, характеристики которых представлены в таблице 1.

    Табл. 1. Литолого-петрофизическая характеристика петротипов

    На втором этапе приводился анализ результатов изучения гранулометрического состава и капилляриметрии. Принцип комплексного анализа критериев петротипизации схематично отражен на рисунке 1.
    Рис. 1. Результаты байесовской классификации по скважине в целевом интервале

    Информация о литологическом описании охватывает наибольшую выборку петрофизических исследований, однако при этом она подвержена субъективному человеческому фактору. По этой причине результаты, представленные на рисунке 1, получены в процессе итеративного анализа с минимальной корректировкой первичной информации — литологического описания.
    Форма граничных функций на рисунке 1 принята в соответствии с уравнением Тимура, описывающим проницаемость как функцию от пористости и остаточной водонасыщенности (Кво) [7]. При этом граничные значения Кво подобраны итеративным способом так, чтобы они максимально соответствовали реальным диапазонам изменчивости Кво по данным капилляриметрии для каждого петротипа индивидуально.
    Прогноз петротипов по данным ГИС
    Немаловажным этапом петротипизации является реализация возможности их прогноза по данным ГИС. Решение этой задачи подразумевает необходимость корректировки показаний методов ГИС с целью исключения фактора влияния газонасыщенности. Для этого применена методика комплексирования нейтронного и гамма-гамма плотностного картежей (НК и ГГК-п соответственно) [8].
    На первом этапе корректировки рассчитаны поправочные коэффициенты для кривых водородосодержания по НК (λ) и объемной плотности по ГГК-П (φ):
    где δ, δг, δм и δфл — плотность объемная по ГГК-П, газа (δг = 0,145 г/см³), скелета породы — (δм = 2,63 г/см³) и флюида в прискважинной зоне (δфл = 1 г/см³) соответственно; ω, ωг и ωфл — водородосодержание (кажущаяся нейтронная пористость) по НК, газа (ωг = 0,25 отн. ед.) и флюида в прискважинной зоне (ωфл = 1 отн. ед.) соответственно.
    Далее производится непосредственная корректировка показаний НК — и ГГК-П происходит согласно следующим выражениям:
    где Кгл — коэффициент глинистости, рассчитанный по ГИС (гамма-каротаж), а ωгл — водородосодержание глинистых минералов (ωгл = 0,335 отн. ед.). Произведение данных параметров характеризует объемное водородосодержание твердой фазы терригенных пород. Проверкой достоверности пористости, рассчитанной по данной методике, служит сопоставление с данными керна и результатами расчетов по ГИС с применением зависимостей типа «керн-ГИС».
    После ввода необходимых корректировочных поправок показания метода НК были сопоставлены с данными гамма-каротажа (ГК)
    как с наиболее массовым и при этом чувствительным к литологическому фактору методом. На рисунке 2 представлен график зависимости водородосодержания твердой фазы и двойного разностного параметра ГК.
    Рис. 2. Прогноз петротипов пород апт-альб-сеноманского возраста по данным ГИС
    Выделенные по данным керновых исследований петротипы группируются с минимальным перекрытием полигонов значений. Это позволяет провести граничные функции полигонов (красные линии уравнений) и далее использовать для прогноза петротипов по данным ГИС (рис. 3).
    Рис. 3 Результаты прогноза литотипов в интервале пласта ПК 19-20

    Обозначение треков:
    1 — относительная глубина по стволу скважины;
    2 — абсолютная глубина;
    3, 4 — результаты ГИС;
    5, 6 — сопоставление параметров Кп и Кпр по данным керна и оценки по ГИС;
    7 — интервалы петротипов, прогнозируемые по ГИС;
    8 — петротипы, выделенные по данным керна

    Оценка проницаемости
    После обоснования критериев и прогноза петротипов по данным ГИС следует этап разработки модели проницаемости. В случае применения двумерной зависимости проницаемости от пористости диапазон неоднозначности расчетного значения может достигать одного-двух порядков. Так, на рисунке 4а видно, что значению пористости 0,3 д. ед. соответствует диапазон проницаемости от 200 до 5 000 мД.
    Рис. 4. Графики индивидуальных зависимостей проницаемости от пористости — а, верификация результатов оценки проницаемости с данными лабораторного изучения керна — б, гидродинамических исследований скважин — в

    Как известно, точность оценки проницаемости возрастает с применением индивидуальных литологических зависимостей [9]. В нашем случае индивидуальные зависимости на рисунке 4а имеют унаследованную форму граничных функций (рис. 1), в основе которых лежит уравнение Тимура (Timur).
    Применение уравнения Тимура (Timur) «напрямую» (с оценкой дискретной величины остаточной водонасыщенности) на данный момент невозможно реализовать по причине недостаточности выборки капиллярометрических исследований и отсутствия тесных взаимосвязей Кво с параметрами ГИС.
    Единая модель проницаемости (рис. 4а) позволяет описать характер изменчивости параметра во всем диапазоне пористости, в том числе в зоне пород сеноманского возраста, для которых характерен рост пористости относительно пород апт-альба при сопоставимой с ними проницаемости.
    Верификация проницаемости приведена методом сопоставления в попластовом варианте с данными по керну (рис. 4б) и расчетами по данным гидродинамических исследований скважин (рис. 4в).
    Показаньев И.А., Зарай Е.А., Овчинникова Д.Г., Родивилов Д.Б.

    ООО «Тюменский нефтяной
    научный центр», Тюмень, Россия
    ООО «Везерфорд», Тюмень, Россия

    dgovchinnikova@tnnc.rosneft.ru
    Материалы и методы
    Ключевые слова
    Для цитирования
    Поступила в редакцию
    УДК и DOI
    Выполнен анализ результатов исследования кернового материала и проведенных геофизических исследований. Принцип выделения петротипов основан на связи между литологическими характеристиками, фильтрационно-емкостными свойствами, капиллярными характеристиками порового пространства и размерностью зерен.
    проницаемость, петротип, керн, ГИС, петрофизическая модель, терригенные породы, коллектор
    Показаньев И.А., Зарай Е.А., Овчинникова Д.Г., Родивилов Д.Б. Применение петротипизации для оценки проницаемости пород апт-альб-сеноманского газоносного комплекса // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 8. С. 40–43. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-40-43
    09.11.2022
    УДК 550
    DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-40-43
    Рекомендуемые статьи
    Геология
    Сегментирование 2D/3D сейсмических горизонтов
    Сравнение двух подходов к решению задачи выделения сейсмических горизонтов. Первый подход — обучение модели и выделение горизонтов на двумерных данных, а второй на трехмерных
    Геология
    Результаты фациального моделирования месторождений Западной Сибири
    Результаты фациального моделирования и локализация перспективных зон позволили оптимизировать систему разработки ТРИЗ
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru