@OilManBy support@oilman.by

PROнефть: Методика учета влияния карбонатного цемента при прогнозе фильтрационноемкостных свойств глубокозалегающих коллекторов Западной Сибири (статья)

С.П. Михайлов, А.А. Штырляева, Ю.Г. Воронин, Л.А. Гурьевских
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Электронный адрес: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Ключевые слова: петрофизическое моделирование, пористость, проницаемость, карбонатный цемент, нормировка кривой нейтронного каротажа, коэффициент продуктивности, боковой каротаж
В статье предложен способ нормировки показаний нейтронного каротажа, учитывающий степень карбонатизации горных пород на основе использования данных метода бокового каротажа. Наличие большого количества вторичного карбонатного цемента приводит к снижению параметров пористости и проницаемости, что не всегда может быть учтено стандартными методиками определения ФЕС по ГИС. Пересчет проницаемости, выполненный по предложенной методике, позволяет учесть риски по низким запускным параметрам в областях, затронутых вторичной карбонатизацией.
METHODOLOGY FOR TAKING INTO ACCOUNT THE EFFECT OF CARBONATE CEMENT IN PREDICTING THE RESERVOIR PROPERTIES OF DEEP-SEATED RESERVOIRS IN WESTERN SIBERIA
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2020, no. 4 (18), pp. 51-56
S.P. Mikhailov, A.A. Shtyrlyaeva, Yu.G. Voronin, L.A. Guryevskikh
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
E-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Keywords: petrophysical modeling, porosity, permeability, carbonate cement, neutron logging curve normalization, productivity index, lateral logging
The article proposes a method for normalizing neutron logging readings, considering the degree of carbonatization of rocks based on the use of lateral logging data. The presence of a large amount of carbonate cement leads to a decrease in the parameters of porosity and permeability, which cannot always be determined by standard methods for determining the reservoir properties by well logging. Recalculation of permeability, performed according to the proposed method, allows to consider the risks of low starting parameters in the areas affected by carbonatization.
DOI:  10.7868/S2587739920040072
ВВЕДЕНИЕ
Разработка глубоких горизонтов в настоящее время является неотъемлемым элементом поддержания темпа добычи на большей части месторождений Западной Сибири. Общеизвестно, что глубина залегания пласта в значительной степени влияет как на возможности его изучения, так и на особенности его разработки, определяя новые методологические и технологические вызовы. Для достоверного прогноза свойств глубокозалегающего пласта-коллектора и, как следствие, экономических эффектов от его работы необходим учет всех этих особенностей с последующей корректировкой методик расчета. Одной из таких особенностей являются постседиментационные изменения осадочных толщ. Высокие значения температур и давлений, воздействующих на пласт на больших глубинах, способствуют повышению интенсивности процессов минералообразования и уплотнения пород, что, в свою очередь, не может не отражаться на их фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС), от которых напрямую зависят прогнозные параметры работы пласта. Все это приводит к тому, что применение методик расчета ФЕС, разработанных на примере изученных ранее верхних горизонтов, может привести к значительным и весьма критичным погрешностям в расчетах прогнозных параметров и существенно исказить финансово-экономические показатели. Для примера ниже приведен кросс-плот, отражающий сопоставление значений Kh (Kpr ·Hэфф) и стартовых дебитов по жидкости пласта Ю1 на одном из месторождений, расположенного в пределах Нижневартовского свода (рис. 1). Здесь можно увидеть, что значения стартовых дебитов по жидкости по ряду скважин не соответствуют расчетным параметрам Kh по текущей петрофизической модели. Важно отметить, что данное явление особенно характерно для

скважин, расположенных на высоких гипсометрических отметках (рис. 2), где ожидались наиболее высокие значения запускных дебитов. Связь стартовых дебитов с гипсометрическим положением нефтяного резервуара дает основание предполагать, что это положение может оказывать значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства коллектора. 
Анализ карт изохор, построенных по данным интерпретации 3D сейсморазведки, показал, что сложное поднятие, образующее основную залежь пласта Ю1 на изучаемой территории, испытывало на себе постоянные этапы активизации и роста по меньшей мере до нижнемелового периода. На картах временных толщин между горизонтами Ю2 (кровля тюменской свиты, среднеюрский период) и Б (кровля баженовской свиты, конец юрского периода), а также между горизонтами Б и БВ8 (ранний мел) можно увидеть, что накопление осадков на осевых частях поднятия является значительно менее интенсивным, чем на периферии (рис. 3). Все это указывает на то, что породы-коллекторы пласта Ю1 испытали на себе широкий спектр преобразований, связанных с восходящими тектоническими движениями, что не могло не отразиться на их коллекторских свойствах. Причины влияния тектонических движений на фильтрационно-емкостные свойства пород в отсутствие нарушения их сплошности носят комплексный характер. 
В работе Е.А. Жуковской, О.А.Поповой и А.В.Пищулевой [1] снижение значений ФЕС определяется повышенным уплотнением, обусловленным неоднократными восходящими движениями. В работе А.В.Поднебесных и В.П. Овчинникова [4] показано, что основная доля карбонатного цемента, заполняющего поровое пространство коллекторов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, была сформирована в ходе тектонической активизации региона. При этом по приведенной здесь оценке для пластов верхнеюрского возраста (Ю1) доля карбонатов от общего объема цемента составляет 31–34%. Таким образом, наличие карбонатного цемента, сформированного в периоды тектонической активности, может являться одним из ключевых факторов снижения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, расположенных в зоне активных поднятий. В отличие от фактора повышенного уплотнения, которое возникает в силу сугубо физических процессов, карбонатизация может быть охарактеризована весьма неравномерным распространением в пределах отдельных структур. Это связано с тем, что помимо тектоники на интенсивность заполнения пор карбонатным цементом влияет целый набор условий: химический состав пластовых вод, доля глинистого цемента, значение первичной пористости, условия формирования осадка и т.д. [4]. Это обусловливает повышенную необходимость в корректировке расчета проницаемости по данным ГИС с целью уточнения оценки потенциала продуктивности пласта. В связи с вышесказанным целью данной работы являлось повышение точности определения параметров ФЕС, учитывающее влияние вторичной карбонатизации в терригенном коллекторе, по материалам геофизических исследований скважин в условиях ограниченного количества петрофизической информации. 
В большинстве скважин проводится ограниченный комплекс методов ГИС, включающий в себя метод потенциалов собственной поляризации (ПС), боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), гамма-каротаж (ГК) и нейтроннейтронный каротаж по тепловым нейтронам(ННКт). Столь ограниченный комплекс методов ГИС связан как с повышенной аварийной опасностью некоторых методов (например, метод микрозондов, гамма-гамма плотностный каротаж, акустический каротаж), так и с высокой стоимостью исследований (например, метод ядерно-магнитного каротажа).

Корректный прогноз пористости и проницаемости сложно-построенных коллекторов невозможен без учета присутствия в поровом пространстве горных пород карбонатного и глинистого цемента. Из набора методов ограниченного комплекса ГИС для определения параметров фильтрационно-емкостных свойств горных пород, содержащих в поровом пространстве цемент сложного состава, могут быть использованы только методы ННКт и ГК, так как метод ННКт учитывает степень карбонатности горных пород, аметод ГК характеризует породы по степени их глинистости. Результатом интерпретации данных метода ННКт является параметр водородосодержания, однако низкий уровень методического иметрологического обеспечения аппаратуры нейтронного каротажа не позволяет использовать эти данные для непосредственного определения пористости горных пород[2]. Кроме того, зачастую метод ННКт используют в обсаженной скважине, что вызывает дополнительные трудности при расчете водородосодержания, так как ни в одном современном приборе нейтронного каротажа не предусмотрены поправки на влияние цементного камня на результаты измерения. Всвою очередь, приборы гамма-каротажа также испытывают трудности сметрологическим обеспечением, что выражается в несоблюдении сроков плановых эталонировок приборов, которые призваны обеспечивать воспроизводимость показаний различных приборов в единой шкале значений [3, 5]. Все это приводит к тому, что показания методов ГК иННКт не стандартизированы. Поэтому для петрофизического моделирования необходимо использовать нормированные кривые данных методов, а именно двойные разностные параметры гамма- и нейтронного каротажа.

При нормировке гамма-каротажа методом двух опорных пластов не возникает особых трудностей с выбором опорных интервалов. С нейтронным каротажем дело обстоит иначе: не каждый карбонатизированный пропласток смаксимальными показаниями нейтронного каротажа может быть выбран в качестве опорного. При выборе нужно учитывать степень постседиментационных преобразований и количество карбонатного материала в поровом пространстве горных пород. Показания нейтронного каротажа не отражают данной информации. Поэтому при выборе в качестве опорного интервала пропластка горных пород с максимальной величиной нейтронного каротажа в рамках исследуемого пласта может возникнуть ситуация, когда количество карбонатного цемента в поровом пространстве горных пород будет завышено. Данный факт будет иметь место, когда в опорном пласте карбонатным цементом заполнено не все поровое пространство
ПРЕДЛОЖЕН СПОСОБ НОРМИРОВКИ ПОКАЗАНИЙ НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА, УЧИТЫВАЮЩИЙ СТЕПЕНЬ КАРБОНАТИЗАЦИИ ГОРНЫХ ПОРОД НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДАННЫХ МЕТОДА БОКОВОГО КАРОТАЖА. 
 
В рамках данной работы предложен способ нормировки показаний нейтронного каротажа, учитывающий степень карбонатизации горных пород на основе использования данных метода бокового каротажа. Выбор бокового каротажа объясняется следующими причинами:
– БК – фокусированный метод, в связи с чем на него меньше влияют вмещающие породы; – в интервале сильнокарбонатизированных пород зона проникновения фильтрата бурового раствора отсутствует и показания данного метода будут определяться только количеством карбонатного материала, заполняющего поровое пространство горных пород. Алгоритм нормировки нейтронного каротажа включает в себя следующий порядок действий: 
1. Формирование тестовой выборки скважин, в которых проводился расширенный комплекс ГИС, включающий методы гаммагамма плотностного каротажа, акустического и ядерно-магнитного каротажей, а также исследования кернового материала. 
2. Выбор скважин c нейтронным каротажем, записанным в открытом стволе ив разрезе которых присутствует опорный карбонатизированный пропласток, смаксимальными показаниями ННКт, удовлетворяющий следующим условиям: мощность пропластка не менее 1,5м, значение плотности по гамма-гамма плотностному каротажу не менее 2,7 г/см3 , показания акустического каротажа примерно 180мкс, показания бокового каротажа более 100Ом·м. 
3. Расчет двойных разностных параметров гамма- и нейтронного каротажа методом двух опорных пластов. 
4. Построение зависимости водородосодержания (W) от двойного разностного параметра ННКт(Анк) в виде: W = 10 · (0,5858(А2 нк) – – 1,1394 ·Анк + 1,5272). 
5. Нахождение поправки на глинистость горных пород (dW): поправка на глинистость вычисляется как разность между водородосодержанием горных пород и пористостью, определенной по данным ядерно-магнитного каротажа: dW = W – Кп_ЯМК . 
6. Построение зависимости поправки на глинистость горных пород (dW) от двойного разностного параметра гамма-каротажа (Агк).

  1. Пористость горных пород определяется по формуле: Кп_НК = W – dW. 
  2. В скважинах, в которых отсутствует опорный пласт карбонатизированных горных пород, удовлетворяющий описанным выше условиям, выбирается уплотненный пропласток горных пород с максимальными показаниями бокового каротажа мощностью более 1 м. Провести процедуру первоначальной нормировки кривой НК, в ходе которой величина нейтронного каротажа против данного пропластка используется как Jн m к ax. 
  3. Используя формулу расчета пористости горных пород Кп_НК = W – dW через двойные разностные параметры нейтронного и гамма-каротажей, проводится итерационный подбор величины Jн m к ax путем минимизации невязки керновых и расчетных значений пористости горных пород. 
  4. Строится зависимость двойного разностного параметра нейтронного каротажа в уплотненном пропластке горных пород от показаний бокового каротажа (рис. 4). Вид зависимости выбран в соответствии с теорией перколяции:
    Решение поставленной задачи выполняется с использованием метода наименьших квадратов:

где ρбк – удельное сопротивление горных пород по методу бокового каротажа, Ом ·м; А,В, С – коэффициенты, значения которых подбираются итерационно, путем минимизации невязки фактических и расчетных значений (для частного случая юрских пластов одного из месторождений Западной Сибири значения коэффициентов равны: A= 1,052, B= –0,0511, C = 40,783). 11. Вычисление значения нейтронного каротажа в опорном пласте карбонатизированных горных пород, поровое пространство которого полностью заполнено карбонатным цементом, по следующей формуле:

где Анк – двойной разностный параметр нейтронного каротажа; Jнк – снятые показания с кривой нейтронного каротажа; Jн m к in и Jн m к ax – минимальные имаксимальные значения нейтронного каротажа. С помощью зависимости, приведенной на рис. 4, проведена нормировка кривой нейтронного каротажа во всех скважинах, в которых отсутствовал опорный пласт карбонатизированных горных пород, что позволило более корректно прогнозировать пористость горных пород и их проницаемость по данным геофизических исследований скважин. На рис. 5 приведен петрофизический планшет, на котором показано сравнение коэффициентов пористости

коллекторов и их проницаемости, определенных путем исследования кернового материала (CPORO, CPERM), а также рассчитанных на основе стандартизации кривых нейтронного каротажа (Кп_nkt, Кпр_nkt) и по предлагаемой методике нормировки нейтронного каротажа (Кп_new , Кпр_new ). Анализ данных на рис. 5 выявил, что наилучшее совпадение с керновыми данными показывают пористость и проницаемость, определенные с учетом содержания в поровом пространстве цементов различного типа. В результате расчета ФЕС по приведенной выше методике новые значения коэффициента продуктивности показывают значительно более высокую степень корреляции со значениями среднесуточных запускных дебитов (рис. 6). Это прямо указывает на то, что уточнение расчета ФЕС в пластах, осложненных вторичной карбонатизацией с использованием данных бокового каротажа, позволяет более эффективно выполнять прогноз продуктивности пласта.

ВЫВОДЫ 
1. Для корректного прогноза параметров фильтрационно-емкостных свойств горных пород обязателен учет содержания карбонатно-глинистого цемента в поровом пространстве коллекторов.
2. Нормировка нейтронного каротажа методом двух опорных пластов не применима в условиях отсутствия в интервале изучаемого пласта мощного пропластка карбонатизированных горных пород, удовлетворяющего следующим критериям: мощность пропластка не менее 1,5м, плотность по гамма-гамма плотностному каротажу не менее 2,7 г/см3 , показания акустического каротажа примерно 180 мкс, показания бокового каротажа более 100 Ом · м. 
3. При отсутствии в разрезе скважины опорного пласта карбонатизированных горных пород максимальное значение нейтронного каротажа, соответствующее показаниям данного метода в уплотненном пропластке с полностью заполненными карбонатным цементом порами, которое необходимо для нормировки метода НК, определять по зависимости от показаний бокового каротажа. 
4. Точность предлагаемой методики прогноза пористости и проницаемости горных пород на основе нормировки кривой нейтронного каротажа с учетом показаний метода БК подтверждается исследованиями кернового материала и результатами работы скважин.
Список литературы
1. Жуковская Е.А., Попова О.А., Пищулева А.В. Закономерности и факторы изменения коллекторских свойств плаcтов Ю14–Ю15 Урмано-Арчинской зоны // Геофизика. – 2018. – № 4. – С. 59–66.
 
2. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа // Недра. – 1986.
 
3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом: методические рекомендации / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М., 2003.
 
4. Поднебесных А.В., Овчинников В.П. Основные типы вторичных изменения пород-коллекторов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Вестник Томского гос. ун-та. – 2015. – № 400. – С. 393–403. – doi: 10.17223/15617793/400/60
 
5. Хаматдинов Р.Т. и др. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. – М., 2001.
 
References

  1. Zhukovskaya E.A., Popova O.A., Pischulyeva A.V. Regularities and factors of change in collector properties of the J14-J15 formations of the Urmano-Archinsky zone. Geofizika [Geophysics]. 2018, no. 4, pp. 59–66. (In Russ.)
     
  2. Latyshova M.G., Dyakonova T.F., Tsirulnikov V.P. Dostovernost’ geofizicheskoi i geologicheskoi informatsii pri podschete zapasov nefti i gaza [Reliability of geophysical and geological information when calculating oil and gas reserves]. Moscow, Nedra, 1986.
     
  3. Metodicheskie rekomendatsii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza ob”emnym metodom: metodicheskie rekomendatsii [Methodical recommendations for calculating geological reserves of oil and gas by volumetric method: methodical recommendations], ed. V.I. Petersilje, V.I. Poroskun, G.G. Yatsenko. Moscow, 2003.
     
  4. Phodnobesnih A.V., Ovchennikov V.P. The main types of secondary alteration of reservoir rocks of the sedimentary cover of the West Siberian plate. Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo universiteta [Tomsk State University Journal]. 2015, no. 400, pp. 393–403. doi: 10.17223/15617793/400/60 (In Russ.)
     
  5. Khamatdinov R.T. et al. Technical instructions for conducting geophysical surveys and work on the cable in oil and gas wells. Moscow, 2001. 
     

    Source

Добавить комментарий

Будет полезно знать

Ирак привержен сделке ОПЕК+, достиг «хорошей доли» выполнения обязательствИрак привержен сделке ОПЕК+, достиг «хорошей доли» выполнения обязательств

БАГДАД, 3 июн. Ирак привержен соглашению ОПЕК+ и несмотря на финансовые и технические проблемы уже достиг «хорошей доли» выполнения своих обязательств, находится в контакте с генсеком ОПЕК и министрами стран альянса, заявил РИА Новости представитель миннефти

Накопленная добыча Удмуртнефти достигла 315 млн т нефтиНакопленная добыча Удмуртнефти достигла 315 млн т нефти

Ижевск, 16 мар — ИА Neftegaz.RU. В Удмуртнефти, СП Роснефти и Sinopec, добыто 315 млн т нефти с начала производственной деятельности. Об этом сообщила Роснефть. Достижение этого показателя стало возможным благодаря эффективным геолого-техническим мероприятиям (ГТМ), бурению

Меркель и Анастасиадис обсудили буровые работы Турции на шельфе КипраМеркель и Анастасиадис обсудили буровые работы Турции на шельфе Кипра

Также они затронули вопросы, касающиеся ситуации в регионе Восточного Средиземноморья, включая так называемую кипрскую проблему Канцлер Германии Ангела Меркель и президент Республики Кипр Никос Анастасиадис обсудили в субботу на полях