Idea Transcript
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И Г АЗА им. И. М. ГУБКИНА
Кафедра теоретических основ поисков и разведi\'И нефти и газа
М. М ЭЛЛАНСКИЙ ИСПО"lЪЗОВАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ДОСТИЖЕНИЙ ПЕТРОФИЗIIКИ
11
ФИЗИКИ ПЛАСТА ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ
НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ ПО СКВАЖIIННЫМ ДАННЫМ
Москва,
1999
УДК553.98
Рецензеиты: А. Е .. Шиканоа, д-р техн. наук, А. В. Джемесюк, JCaИJt техн. иаук
ЭлланскиА М. М. Псnм1>301111ние современных JIOCТIIЖeRHI петрофнэнкн н фiDн Kit маета np11 pcwe11HH з11да•• нефтега10воil геолоntн по скважинным данным: Учебное пособие дли вузов. - М.: РГУ нetVm и газа, 1999, tll с. Рассмотрены методологе - методические основы исnользовании систем мноrомер IIЫ)( MBТI:MBTH'ICCIOI)( MOДCJICII Петроф11ЗИ 1 1есКИХ R111ИMOCRJ13eli .МR
KOMRJieJCCHoll
интерnрета
ЦИИ скважинных rеопоrо-rеофи:Jических данных. Ло1СВ38на OПpeдcJIJIJO\WIR роль nюпоrиче ских и nетрофюических 3118111111, а Тllкже зtra11иR физики маета в npoueccc создания эффек тивных математических мOJaenell в нефтегаэовоll геологии.
Дм е1удентов и маrистрантов геологических факультетов нефтеrаэовых BY'JOB и дпи
cnywaтenell курсов повышении nапнфикаuии nри нефтеrазовых вузах.
О Роi:сийский государственныll университет нефти и газа им. И. М. Губкина, 1999
ПРЕдИСЛОВИЕ
В уч\.-бном 1юсобш1 нu широком КJIUccc зuдач нефте•·азовой •·еоло•·ш•, ре шаемом по дАННым. получаемым в скважинах, показываеrся, как реализуются методолоnнtетодические основы nроцесса построения и использования
мно
гомерных ыаrематических моделей в геологии. Именно на задачах этого класса лучше всего демонстрuруется приншmы системности и теоретизма, которые
необхо.IIЮоfо примеНJIТЪ при nостроении мате.\IЗТИ'tесtоiХ моделей в rеолопш (М.М.ЭJJJJaнcJOJЙ, Б.Н.Енихеев,
1991 ).
Согласно
комnлексноА интерnретации раэ11ородных
прННЦШ'l)' системности, д.1Я
rеолоrичесхих данных нужно соз
давать не отдельные математические модели, а их системы. В соответствии с принципом теоретизц хорошую математическую моле.:п. нельзя nостроить, не
имея хорошей, то есть правильной геологической, физичесtсой и др. содержа тельных моде.'lей, на основе которых строится математическая модель.
Вопросы, рассматриваемые в учебном n!)Собии, весьма актуальны
д.1я
всех :Л"UitoB шучс11ня осасрытых скважинами нродуктивных отложе11нй по сква жинным rео.зоrо-rеофизическим данным. Среди этих данных основную ро.1ь
играют rеофlrзичесkИС исследования скважин- ГИС, результаты ана..щзов кер на и резуnьтаrи исnытаний nластов.
Если rовориrь конкретно о тех современных достижениях nетроф•rзики и
физики nласта., которые будут рассматриваться в настоищем учебном пособии
как основа создimия математических моделей 11 мето.:IИК комn.1ексной интер претации сквmкинных данных, то о них можно сказать, nерефразируи ювест ную nослов1mу, что наиболее новые результаты- это хорошо забытые старые разработки.
Деi1стонтельно, еще в
60-
х года." С. Жакевом, а затем Н. С. Гу.:tок и
.:tp.
исследовате.:u1ыи было показано сш1ыtое влияние минерализации ПJiастово.й во ды нn ПJЮJШI{йемостr. и остаточную ВОI\Оtшсыщенность nролуктинных отложе
ни!\. Было установлено, что если минерализаWtя воды становится равной JL11! ниже кришческой, колдектор теряет свои фильтраwiОино-емкостные свойства
безвозвратно, так как происходит разрушение глинистого цемекrа и частички
глины забивают лоравые каналы.
Тем не менее, нес~ютря на эти результаты, до сих пор продолжается бу рение скважwм на пресных промывочных жидкостях и ·использование пресных
во:1 д.ля закачки в пласт при его разработке. Легко понять, что при вскрытии пластов многие коллеtсrоры суmественно геряют свои фильтрацианно-емкостные свойства или даже просто перестают
быть коллеtсrорами. Также очевидно, что при закачке пресной воды в процессе
rазработки залежи в пласты с более соленой водой будет резко сниЖена нефте-
. :tзоотдача. Еще один пример. В начале
60-
х годов автор настоJШlеrо nособия со
в\fестно с Б.Ю.Вендельurrейном показали, что наличие глинистого материала в горной породе может приво;щть не только к снижению электрического соnро
тивления, но и, nри высокой минерализации пластовой воды, к обратНому эф феJ.."Ту, то есть nовышению сопротивления породы. Значит, в этих условиях глина влияет на сопротивление породы так же, как нефть или газ. Иными сло
вами, глина является как бы ло~tехой для выделения продуктивных пород по величине электрического сопротивления. В дальнейшем этот вывод был под
твержден работа.\iи Д. А. Мельникова, Н. Н Румянцевой, В. С. Неймана и др.
Почти через
20
лет nосле наших сnециалистов зарубежные геофизики создали
так называе:\IУЮ !I!Оде:Iь «двойной воды>J, также nодтверждающую различное
влияние глинистости (в зависи~юсти от минерализации пластовой воды) на электрическое соnротивление nород.
И тем не менее, до сих пор во всех российских руководствах
no
икrер·
пр~.--тации данных ГИС рассматриваются методики, базирующиеся на постулат~ о снижении сопротивления пород за счет глинистости. Нетрудно понять, какиf ;\Югут быть ошибки
при исnользовании этих методик .'JJIЯ выделения продук·
тиы1ых пород и оценки их нефтегазонасыщенности.
Приведем еше один nример. В
70-
е годы Р. И. Злочевской и В. Е. Диви
силовой было nоказано, что так называемый nроцесс набухания глин может приводить как к увеличению объема системы глина
-
вода, так и к его умень
шеюпо. Тем не менее, в настоящее время. как при ииrерпретаци:и данных ГИС, так и при решении вопросов вскрытия и освоения nластов почему-то считается, 1
что всегда набухание глин тождественно увеличению объема системы глина
-
вода.
И наконец, nоследний пример. И в нашей стране, и за рубежом более
,
20-
ти лет тому назад nредложены не двухмерные, а многомерные модели петрофи зических взаимосвязей. Показано, что нельзя при mrrерпретации данных ГИС отдельно рассматривать задачи оцеюсн nорнстосm, нефтегазонасыщенности, глиннетости и др)ТИХ характеристик продуктИВных отложений. Нужно ставить
единую задачу интерпретации всего комцлежса Д8ШIЫХ rис с целью оценки всего комцлекса фильтраuионно-емкостных и других хар&сrеристнк продук тивных отложений.
Тем не менее, до сих
ГИС и
nop
во всех руководствах по интерпретации данных
nетрофюи:ке описываются геофизические методы
«nopucmocmli»
и
«глинистосmuJJ и предЛагаются nрактически не осуществимые методики оцен
ки по данным каждого из этих методов либо nорнстости. либо глинистости.
6
Часть перваа
МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОДХОДА К
ПОСТРОЕНИЮ СИСТЕМ МНОГОМЕРНЫХ
ИНТЕРПРЕТАЦИОИНЫХ МОДЕЛЕЙ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ Гпава
1
МЕТОДОЛОГИЧЕСЮIЙ АВАЛИЗ НЕОБХОДИМОГО И
ДОСТАТОЧНОГО КОМПЛЕКСА ИЗМЕРЯЕМЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ВСКРЫТЫХ СКВАЖИНОЙ ПРОДУКТИВНЫХ .отлоЖЕний
Вся
информация,
nолучаемая
в
результате
скважинных
rеолого
геофиэичесхих исследований, обрtвует nераичиую базу данных. В наСТОJIЩее
время nроводпся специальные рабоrЬI, наuеленные на создаmrе rеоннформа циоиных систем. Такие системы до.IIЖВЬI noзвomrrь собир1ПЬ всю имеющуюся геологическую информацию (в нашем случае- инфоt'мацию, nолучаемую в ре зультате скважинных исследований), «нanpaWlmь» ее в компыоrерную базу
данных, nополнять 'Л'J базу по мере nостуnления новой информаwш и давать возможности получiПЬ эту информаumо пользователям
задач нефтеrазовой геологии
( е нашем случае -
систем дЛЯ решения
по скважинным данным).
Вся информация, собираемая в комтютерной базе, образует масс!;.'.!
reo·
информации, исnользуемый в ;J.аЛьнейшем как ДJЫ р::шеk-~Н пра:ктич;;с,.:Е:-".
n;,..'O·
11зводствениых задач, так и 11ля познания rеолоrичесюt~ за'!СОном.:::рносr~?. Одной из систем формtrрования rеоинфсрмаинк. n.:нуч:земой по {"ЮЕжишtым дniiiiЫM, яnляется сиетемn "Скпnжнн:.;", со1дuяае:.tм 1> нs.стоящее
B;'!Co'l:t
как подсистема отраслевой rеоинфорi.':!!Ш1ОИНОй системы ОАО «Газnром».
H К08
(начиная с которой фазовая nронпuаемость по зоде становится от-
личной от нуШI), и нефтеrазонасыщенность Кнr•> Коиr (начиНая с которой фа-
JS
зоваs проницаемосrь по углеводородам становится отличной от нуля), а также
фазовые проюшаемости по воде- Кnр.ф.в· и углеводородам - Кпр.ф.иr· Когда мы говорим, что фазовые nрониuаемости становатся
отличными
от нуля, то подразумеваем, что в жидкости. отбираемой из пласта будет либо
один процекr воды (точка к.*), либо один процекr нефти (точка Кнr *). Уточненные критерии выгдяшrr следующим образом.
Если К8 •
К8 •
+
Кн •
+ Кн • < 1,
=1, пласт ll8/1Jiemcя комектором, мacnt не ко.пле~ Кnр.ф.кр-• ICOJIJitюnop продуктивен,
Кв •
< Кв < 1-Кнг• и Кпр.ф.иr > Кnр.ф.кр
и Кпр.ф.в > Кnр.ф.кр.
коллеюпор содержит и отдает продукт и воду,
Кв > 1-Киr• и Кпр.ф.в > Кпр.ф.кр. ~ 1
реальной rорноА nороды с помоJЦЪю модели идеат.ноrо rpyнra. йными словами. реаnъиую пористую среду, ·DрОВОДI1Ц)'Ю э.лектричесхнй ток, можно описать
системой ВЭ8иnистых DJIJIIIIIдPИЧeciCВX 1W11WUipOВ.IIМCIOIIDJX JDIИИY, рваную Т,
а суммарное сечение (сумму сечений всех XIПJUI.IЩ)OВ). равное •. Дтlводоsос
нойпс)роды
(2.27) где Ра -параметр noplfC'I'OC'Щ равныА отношению coпpot'ВIJ1CНidl водонасы· щенной породы и мастовой воды.
ЖШIОI сечение /.К."
3)
"
К.",..>К",....
IIIINpatМ
JIUIImcJI
еодоноснЫАt
ltOU-opoм.
min • Ka.m
(3.9) где
КnК.
-водонасыщениаJI
оцениваемая характернстиха
по дт1
да11НЪ1М
порнетость
метода
изучаемого
ииrервала
сопротивлений (KnК..)m.in
инrерв811а разреза с
максимат.ным
разреза,
та
же
сопроти!Ulение.м
и
минимат.ными пoiC8З8RIUIМИ ГIВОfа-метода.
При
исnользовании
данноf!
модели
nредполагаетP хорошо
ПО~
«nр8Ю'ИИСОЙ».
На
ОСНОВIНИИ
nолучены ЛJJe 01.tеЮСИ порнс:тосrн JmpNЦW:
leJIIPIИНЫ ( К....
сумма к. и
0,318
• 0,3) П0J1У"1СН8 на основании рис.
Ktt с
н
изученных
0,312.
DIИIIOCIIЗeA
Треn.я оцсиха :п-ой
1О, на котором COIJOCI'88JJCНЫ
oniOCИТellldiOI rJIИIIИCТOC'I'Io•. Все три оuеики б.uаrи меuу
с:оОой н roвopn о ~ 38DIDНIIII ~ cmpr.noй пористости ~oawx ВИдJЮ,
or.IIODIOIA,
принmw nри noдc'lert эапасов. Из рис.
чrо при формuъиом
liСАстlите&но будет tюn.учсио
8
и
9
оqtеJ1НеИИИ 3lf8IICfiИil 01'Хр1о1Т0Й DОрИС'IОСТИ
1$,5%.
Но. еспи ИСПОЛЬЭ011111о устаиоввеиные
взаимосuзи. мы nридем к совершенно друrому резуаmу. ДеАсnиmu.но, на
рис. 1О
чеrхо IIWII rраница жеСпсой мarrpиuw nopo.aa, npиx0J1811CI на
значение ОТНОСJrrеRьноА глинистости. равное ОД. I1ри JUUiьнeAUieм ~
ГJIИИИСI'ОСJ'И зерна матрицw начинают «JJJJII811o» В r.IIИIUIC10М ~
8~
раздеJ18 :mDt двух С0С1'01ИИ11 nороды ~ о6ьем пор ~ 38Н1П' Г81ИС'1'ЫМ
цементом. Поэrому в- этоА тоuе можно onpeдemm. iJOpкroc:n. rJDtН ~:
82
Ка.". -к....,. (1
+ к•.nJ,
(3.13 )
rм Km.rr:pwr - ГJIIfiiiiC'I'OCI'It «moЧXJt neptZtl(itJ» эuисимости пористости маrриuы от отиосиrет.ноА rJIИкис:rости (рис.
10).
...,.,.
Соответств)'IОЩуiО эrol Т0'1КС пористеСm. буаем обоэиачать к
Значени1 этих хараперисnnс nри 1\ra -о,б будут рааиы:
Krupwr • 0,186 и Ka.qrrr=
= 0,124. ПориС'I'ОЩ'Ь rJDDI, рассчиrавнм по форму11е (3.13}. COC'l'IJJJieТ 0,67.
TIUCJD(
ICOJIJIOlCrOP08
0,31
до
1
.
образом.
corJIICIIO
ВЫПOJDlCIIIIIOI
p8CIIeiiМ,
'
порисrосrь
JIIDDieМCIIOВiiX or.вODIUIЙ ЧuбасскоА ПIIODWDI иэменаетса:
0,124.
or
I1осшеднее 3JI8'ItRИt уже не СОО"Ьетmуеr КOJIJICICfOPY, Т81< кв
nри нем все пороаое
IIJ'OC'I'PIIIC! hptJ(CТ8IJieHO порами rJIИRIICI'OtO цемеиrа н
~не DpOI:IИIUieМL
Ta&ntu 10. Conoeraмeue -nepmaчeatoro к ~ naa ~~Эавмос:uзеl mcpwrol IIOplle'I'8C'I1 с DYИII Dp811mf11'ТU8118 O'I'IIOC8'IUWIO I'Jiil"*ffCТК 1Ud OТJ188e11KI Чм&!еасеl...,.......
Теоретичеспе В381DЮСВ1ЗИ
к
к.... l+::r&
а=---к-
Стаrистические вЗаимОСВIЗИ O,ЗIS
Ка =-о.ооз;t--к:-·'=0,79
t+:.:a к.
Ku
Кu=~l-__&_} ~+~
К0
=0,312(1- К,..К
r=-0,19
К,..+
), n
R'r.a•K•• %
• • ..,• 1D
,. •
•
30
К.< 2.S 114
.',.,.,..,,
• к.. 8a8!pr.l.
а 10
к.>о
о ~t ~ ер
На 0СИ018Н1111
• 0.4 qJ 1\8
~
ПОJIУ'Iеиных
41 " 1 .мi5' IJ • Ко/(Кпf.К,J
payamva &ua «lltiC1IIf.JМНll»
модет.
I3IIDIIOCU3II оnрытоА nopнeiOC1'II с orROCIIIellblto 8Н0М1i11е1 сп н З1Н0В0 обрабоrаны даRНЫе
mc. ~ npнiК)JICIIel'e
nри,._ cpt,11tt11 оарисrосrь
orJI08etld
SIIJICC)8.
fJoлrrcинu
0К1381111СЬ раной о;л (а не
O.ISS!).
КВ СВJIСТ8не, рсхо мsросаа ~ or>. Выборка составлялась по интервалам разреза,
совпадал
характер
с заключениями
mtтерваnов в ~важииах.
насыщения которых
по
1
внииrик о
rазо
6254, 5420, 5288, 1464
или и
нашим
заключеяиям
нефтенасыщенности
2049,
сделанными при
полсчете запасов tаза и нефrи неокомской змежи. А)
w.JWoн :/2 а
18
'
" t4
12 tO
•
4 2
о 6=:~~~~~~~~~~~~
5
Б)
w.. w.,.% J
"r----------------, 14
11
••
Рис ,
13.
З...снмости
:~а18ченнА
обымнwх
начал ..иоА
(О)
и
остаточноМ
(Q)
иефтеrа'JОИ&сышеииости от пористости An• n10и.М:ных (а) и нефтеиоснЫJ. (б) HRТepi8JIOВ ра3ре18
91
Исnользование
значений
объемных
начальной
и
остаточной
нефтеrазонасыщеиности позволило сделать следующие ВЬIВОДЫ: для
1) nористости
-
газоносных
около
9%,
коллекторов
граничное
абсолютной nроницаемости
(эффеtсrивпой nроницаемости)
значение
- 0,2-0,3
открытой
мД.. фазовой
- 0,02-0,05 мД , относительной проницаемости -
0,01-0,02 (рис. 14,15); А)
:.-1"
tSP• •of9 • о
tl 6.0S fJIJ 40S
о
.
).JIJ
•.•=•
IJ
•
а
о
а
а
..
а
о
D
~.".. . .
а
111 .а
а
if d
rfOa
W"
а
а
2.0$
о
,..;,
о -:.а~
оО.
11 N
~
..
~• ...-"!
"
• • а111
..... r-4д
к." Б).
"-'.....----------------.• 10.$
о
'.5
•• оа
) ~
;
о
•
•
•
о
о
о
о
а
.
1:
'
• •
~·
а
S :S!;!!
'·
....-·
•
! !
!§!!~
•
а
D
•
tr • • • •а
в
i
....... "А
к
Рис 14. ЭааиеимОС'ПI 3HI'Ieниlt оhемиых иа11ат.иоА (О) и остаТО'Iноii (О) нефтеrа:JОнаеыщеи110n11 от фаэовоА прон'kuимОС'ПI .IWI ПI:JОНОСИЫХ (а) н нефrемкнiis (б) Иttтepii8JI08 р83ре38
2)
д11я
нефтеносных
коллекторов
граничное
значение
открытой
пористосТи-около 12%, абсолютной nроницаемости- околр 1,5 мД. фазовой
·:0,007-0;01 мд, относительной - 0,003-Q,05.
92
Близкие значения nолучены и с исnользованием пороговой величины
1,5% .
динамической порисrости, равной
Обращает на себя внимание тот факт, что д.пJ[ газоносных nластов гранич:иые зиачеиия фазовой nроницаемости примерно ка порядок выmе, в то
времи как дrо1 абсолютной nроющаемости соотношение обраnюе. На наш взгляд, это JIВЛеиие связано с большей сrепенЬю rидрофобИ38IUIИ rазоuосиых пластов, чем нефтеносных.
~1~ 1
2
3
4
5
8
7
•
9
10 11
12 13 14 11
"
17
[Оnnастовая 11011 QФIUI~тpeт Clypoaoro ра.;т~
Ф11088fll nронwцаемостt.
.~Jв-.--n-----1 100a=n
1
2
•
3
~оеая
Рис.
4 IOAI
5
8
7
8
no ruy,
мд
_11 9
10 11
12 13 14
з
15 16
.~ 17
ШФмm.трат бyJ)08oro растеоре\
15. Неокомс:кне отложении Ypeиroltc:кoro месторжаеиан скв. .Ni13!5 пласт SY-9 Перейдем к вопросу о влиянии минерализации насыщающей пластЫ воды 1
'
на их фильтрационно-емкостные свойства. Ранее мы уже говорили о том, что
93
Перейдем к вопросу о вЛЮiнии минерализации насыщающей пласты воды
на их фильтраuионно-емкостные свойства. Ранее мы уже говорили о том, что снижение
мииераmоации
пласrовой
воды
приводИТ
к
существеиному
ухудшеншо фильтрационно-емкостных ХараiСТерИСТИI< коJUJехторов. На рис. 15 nоказано.
:uк
иэмеНIПОТся
проницаемость по rазу для месrорождения.! Видно,
остаrочная
во~ыщеiОIОСТЬ
и
фаэоваи
маета БУ-9 а одной и з скважин Уренгойекого
что
остаrочнu
водонасwщенность
возрастает,
а
фазоваа про~мость снижаеrся, что приведет к умею.шеиню дебитов и коэффициента вытеснения: газа. Подведем нехаrорые и:rоrи ИСПОJIЬ3ОВЗНШI системы пеtрефнзических
моде.пей и алгориrма интерпретации данных ГИС, реuизовавноrо а программе