Scientific journal

Advances in current natural sciences

ISSN 1681-7494

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,775

Проблема обеспечения текущей добычи углеводородов приростом извлекаемых запасов требует развития и оптимизации обработки и интерпретации каротажных диаграмм. Возможное решение этих проблем опирается на получение принципиально новой информации на основе разработки новых методических и технологических подходов в области интерпретации материалов ГИС.

К основным петрофизическим свойствам породы относят следующие параметры коллекторов и литологические разности: пористость, проницаемость (трещиноватость), плотность и в первую очередь характер насыщения [1].

Заниженные значения сопротивления коллекторов обусловлены как физико-механическими и химическими свойствами пород, так и геологическими условиями залегания [2, 3]. Среди них:

1. Состав породы и пластовых жидкостей. Содержание глин, наличие электропроводящих минералов в породах и высокоминеральный состав пластовых вод снижают УЭС. Причем наличие минералов с электропроводящими свойствами выделяется как основная причина.

2. Проявление характерных особенностей в переходных зонах «нефть – вода». Из-за структурных факторов водонефтяной контакт в зоне деструкции горных пород может аномально смещаться в том или ином направлении. Поэтому насыщение горных пород в этой зоне имеет низкие значения. Но необходимо отметить, что это характерно в основном для подошвенных горизонтов.

3. Текстура и структура породы (размер и конфигурация как зерен, так и порового пространства пород и т.д.).

4. Близкая локализация глубинных разломов, трещиноватость коллектора.

По результатам обзора специализированной литературы, анализа вводных данных среди причин заниженных значений сопротивления коллектора для изучаемого участка выделим основные:

1. Высокая песчано-глинистая слоистость при низкой мощности пласта.

2. Высокое содержание электропроводящих минералов.

3. Высокая минерализация пластовой воды.

Целью исследования является выявление пропущенных продуктивных низкоомных залежей, обусловленных вторичными процессами, а именно присутствием ДЭС. Именно этим параметром часто пренебрегают даже при анализе вторичных изменений горных пород. Используя разработанную и опробованную технологию на других месторождениях, можно исследовать все песчаные коллекторы во всех скважинах, уникальной площади Сургутского свода, без изучения каменного материала.

В качестве базового объекта исследования взяты месторождения Сургутского свода, которые территориально расположены в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рис. 1). Продуктивные пласты изучаемой площади характеризуются рядом коллекторских свойств, которые затрудняют проведение достоверной оценки нефтеносности коллектора стандартными методами интерпретации результатов ГИС. Погрешность значений Кн, полученных расчетным путем, при сравнении с результатами, полученными при испытании скважин, часто выше допустимого уровня. Так, на рис. 2 представлен геолого-геофизический планшет скважины ХХХ94 с перфорированным низкоомным коллектором. При опробовании данного пласта мы получили практически безводную нефть. Пласты с такими свойствами называют низкоомными, так как проводимые в них замеры УЭС, по которым проводится оценка Кн, показывают заниженные значения.

Материалы и методы исследования

Изучению коллекторов с низкоомными свойствами посвящены труды И.А. Мельника [4–6]. Им обнаружено, что аутигенные минералы с электропроводящими свойствами оказывают влияние на изменение электрического сопротивления насыщенных нефтью коллекторов. Примером таких минералов в составе пласта являются представленные как отдельно, так и в виде сочетаний марказит, пирит, титанистые минералы и гидроокислы железа. Наличие в пласте глинистых минералов гидрослюды, представленных соединениями иллита и гидромусковита, а также насыщенность пород водой высокой минерализации также приводит к проявлению низкоомных свойств коллектора [7].

И.А. Мельником разработаны алгоритмы и соответствующая им технология «Выявление пропущенных нефтегазонасыщенных низкоомных коллекторов и определение интенсивности вторичных геохимических процессов по материалам промысловой геофизики», позволяющая найти нефтенасыщенные пласты, не требующая исследований керна, а лишь использующая старый фонд материалов ГИС (НКТ либо НГК, ГК, ПС, КС).

Применяя данную технологию в полимиктовых песчаных интервалах (вдоль разреза скважин), можно определять:

1. Пропущенные низкоомные нефтегазонасыщенные интервалы.

2. Вероятность и причину образования низкоомного УВ насыщенного интервала.

3. Интенсивности вторичных геохимических процессов (каолинитизация, карбонатизация, пелитизация, пиритизация) и статистический параметр двойного электрического слоя, оказывающие влияние на поверхностную электрическую проводимость.

4. Приращенное УЭС, обусловленное вторичными геохимическими процессами.

Авторская методика прогнозирования залежей углеводородов была успешно опробована в восьми государственных программах при изучении меловых и юрских пластов Западной Сибири. Таким образом, на основе конвергентно-статистической интерпретации материалов ГИС, как старого, так и нового фонда, при изучении песчаных интервалов исследуемых скважин мы будем получать принципиально новую информацию и выявлять пропущенные (при традиционной интерпретации) низкоомные нефтегазонасыщенные пласты с высокой вероятностью. С помощью методики решаются различные задачи. На основе данных материалов ГИС (НКТ либо НГК, ГК, ПС, КС) в цифровом формате Las определяются интенсивности таких вторичных процессов, как каолинитизация, карбонатизация, пелитизация, пиритизация и статистический параметр двойного электрического слоя в каждом песчаном интервале от 4 и более метров всего исследуемого разреза скважины. На основе предоставленных данных результатов испытаний пластов исследуемой площади, при сопоставлении интенсивностей вторичных процессов с характером насыщения выявляются индикаторы (и их граничные значения) присутствия углеводородов. Далее, на основе определенных индикаторов выявляются перспективные низкоомные интервалы, а по величине интенсивностей вторичных процессов проводится ранжировка по степени вероятной перспективности. Для вычисления (по абсолютной величине) приращенного УЭС в низкоомных пластах, заказчиком предоставляются результаты стандартной интерпретации данных ГИС, а именно УЭС породы, граничное значение УЭС, температура, минерализация исследуемых интервалов и коэффициенты пористости.

Впервые метод статистически-корреляционной интерпретации был реализован в 2011–2012 гг. на примере исследования мезозойских песчаных интервалов более ста поисково-разведочных скважин территории Томской области. Анализ полученных результатов указал на то, что при определенной доработке используемых алгоритмов метод может быть применен при поиске пропущенных низкоомных продуктивных залежей. В процессе разработки нового метода интерпретации была доказана его валидность.

Петрографические исследования показали, что на месторождениях Западной Сибири аномалии интенсивности вторичных изменений горных пород происходят в соответствии с эпигенетическими изменениями горных пород. Процессы происходят на больших глубинах и приводят к глубинным разрывным нарушениям в пластах [8, 9]. В целом выявление свойств и установление критериев обнаружения низкоомных коллекторов представляют актуальность при разработке месторождений Сургутского свода. Низкоомность коллекторов на этих месторождениях, сопровождающаяся аномально низкими сопротивлениями, затрудняет определение Кн по данным ГИС.

Новизна статистически-корреляционной интерпретации заключается в концепции одновременного геохимического воздействия поступающих в коллектор флюидов на два и более физико-химических параметра среды, регистрируемых геофизическими приборами. Корреляционные связи между выборочными данными регистрируемых параметров представляют собой отклик геохимического процесса, обусловленного наложенным эпигенезом. И здесь неважно, зависимы или независимы между собой параметры. Корреляция между ними происходит вследствие поступления внешнего влияния. Величины статистических параметров корреляционной связи обусловлены интенсивностью доминирующих процессов геохимического преобразования породы. Поэтому, выделяя флюидопроницаемые интервалы, с определенными корреляционными параметрическими связями, можно вычислить условную интенсивность конкретного вторичного геохимического процесса в исследуемом интервале.

В качестве характеристики рассматриваемого интервала пласта рассмотрим две независимые дискретные выборки значений глинистости и пористости песчаной породы. Коэффициент аппроксимации R2 и являющийся интервальной мерой влияния процессов эпигенеза на входящие в состав пласта песчаные породы, интервальный (статистический) параметр Y, служат корреляционными показателями этих выборок [10]. Отметим, что эпигенез связан с перемещением газожидкостной смеси углеводородов на больших глубинах. Статистическую интенсивность вторичных процессов i можно представить как регрессионную связь между качественными (R2) и количественными (Y) статистическими показателями в следующем виде:

i = Y*R2. (1)

Преобразование породы, обусловленное эпигенезом, с высокой вероятностью приведет к метасоматозу в интервале, состоящем из песчаных пород, если корреляция глинистости и пористости будет иметь положительный знак. Так, в кислой среде, характеризуемой значениями рН = 4–5, происходит метасоматоз минералов, содержащих глину и полевой шпат. Повышенная кислотность среды способствует растворению как цементной составляющей пород порового пространства, так и матричного алюмосиликата. Процесс сопровождается повышением емкостных коллекторских характеристик в среднем на 2,5 % и улучшением проницаемости коллекторов, количественно зависящим от их характерной реакции на метасоматоз и происхождение. Катионы калия, железа и магния взаимодействуют с элементами отрицательно заряженной глинистой поверхности. Процесс сопровождается увеличением плотности зарядов на поверхности слоев с высокой проводимостью, что способствует возрастанию ДЭС минералов, содержащих глину [11]. Между выборками УЭС и глинистостью наблюдается отрицательная регрессионная связь, которую можно охарактеризовать параметром ДЭС(iдэс), где (iдэс) – интенсивность вторичных изменений горных пород.

Процесс распада гидратов, входящих в состав оболочки микронефтяных частиц на нефть и диссоциированную воду, приводит к росту числа свободных ионов водорода и, соответственно, в пластовой среде изменяется ионное равновесие. Кислотность среды увеличивается, так как рН среды снижается до 4–5 [12]. Изменения в процессе образования гидроксида железа происходят за счет нарушения равновесия в пластовой среде. Возрастанию электропроводимости глин и, соответственно, параметра (iдэс) способствует изменение средних значений подвижности и плотности зарядов взаимодействующего слоя минералов, содержащих глину.

Определение УЭС проводится с использованием комплекса каротажных методов БКЗ–БК–ИК (БКЗ – боковое каротажное зондирование, БК – боковой каротаж, ИК – индукционный каротаж). В слоях толщиной более 4 м УЭС определяется по палеткам БКЗ или комплексным палеткам БКЗ–БК–ИК. В слоях менее 4 м УЭС определяется по комплексным палеткам. При интерпретации диаграмм ИК проводится корректировка масштабов нулевой линии, увязка с кривыми БКЗ. В показания ИК вносится поправка, связанная со скин-эффектом и ограничением толщины пласта. В целом все геофизические исследования в бурящихся скважинах проводились комплексом методов согласно «Правилам геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», принятым нефтегазодобывающим управлением. Отдельно можно остановиться на том, что в основном применялся ВИКИЗ (высокочастотный индукционный каротаж изопараметрического зондирования). Результатом каротажа являлись кривые, отражающие изменение кажущегося удельного сопротивления по разрезу скважины. Скорость регистрации 2000 м/час. Масштаб записи кривых либо в градусах, либо в Ом*м. Шкала градусов нелинейная, сжата в области высоких значений. Значительно расширена шкала для средних (5–20 Ом*м) и малых (меньше 5 Ом*м) величин удельного сопротивления. Подобный каротаж выполнен в значительной части (73 %) скважин эксплуатационного фонда, вскрывших отложения ачимовской толщи и отложений юры, выбранного в качестве эталонного для нашего анализа.

При интерпретации данных ГИС на нефтяных месторождениях проводится работа по выделению продуктивных пластов, то есть насыщеных безводной или смешанной с водой нефтью. Если пластовым флюидом является вода, то пласт относят к разряду непродуктивных. Необходимо отметить, что применяемый метод оценки нефтенасыщения коллектора с применением комплекса стандартных методов интерпретации материалов ГИС малоэффективен. В связи с этим для поиска продуктивных залежей углеводородов и повышения эффективности освоения уникального месторождения Ханты-Мансийского автономного округа применена методика, основанная на технологии статистической интерпретации материалов стандартного каротажного исследования скважин (ГИС).

Интерпретация материалов ГИС в низкоомных коллекторах с использованием методов математической статистики позволяет учесть изменения интенсивностей вторичных процессов, в том числе связанных с параметром ДЭС отложений. Предлагаемая работа посвящена разработке этого направления исследования. Предлагаемый подход позволяет пересмотреть результаты исследований, ранее проводимых в низкоомных коллекторах Сургутского свода. Исходными данными для расчетов служат показатели стандартного каротажа.

Результаты исследования и их обсуждение

В предыдущих работах автора были изучены интенсивности пяти процессов: каолинитизации, карбонатизации, пиритизации, пелитизации. Но не был учтен параметр образования ДЭС в глинистых минералах. При определенных условиях данные процессы могут быть индикаторами: присутствия углеводородов; наличия поверхностной электрической проводимости в гетерогенных средах; существования каналов глубинной фильтрации. Развитие данного метода для определения интенсивностей вторичных процессов позволит выявить другие корреляционные зависимости.

По 50 скважинам, локализованным на антиклинальной части Сургутского свода, выполнена повторная интерпретация данных ГИС с применением предложенного подхода. Были рассмотрены геофизические материалы по 650 песчаным интервалам, среди которых были как водо-, так и нефтенасыщенные пласты. Для каждого из интервалов определялись как статистическая интенсивность вторичных процессов. Весь эталонный структурный этаж месторождения состоит из 70 испытанных пластов. Из них 40 интервалов относятся к нефтенасыщенным, а 30 считаются непродуктивными.

Расчеты показали, что в непродуктивных пластах среднее значение показателя (iдэс) составило 0,1602 усл. ед., а для продуктивных горизонтов – 0,2031 усл. ед, то есть разница между средними значениями параметра iдэс нефтенасыщенных и водонасыщенных интервалов составляет 25 %. Количественную разницу между этими значениями можно интерпретировать как качественный параметр, указывающий на повышенную электропроводимость глинистых минералов нефтенасыщенных песчаников в сравнении с электропроводимостью водонасыщенных песчаников. Следовательно, параметр (iдэс) подходит для поиска продуктивных интервалов на исследуемых месторождениях. Традиционный подход к интерпретации материалов ГИС не позволяет выделить низкоомные коллекторы, насыщенные нефтью, образовавшиеся за счет увеличения электропроводимости на поверхности глиносодержащего цемента. Значение iдэс = 0,23 усл. ед. можно принять как граничное значение. В табл. 1 видно граничное значение статистического параметра (iдэс) нефтенасыщенных интервалов располагающиеся в пределах от 0,23 до 0,35. Также хотелось отметить тот факт, что в табл. 1 выражена только часть основной выборки. Эта часть сформирована по принципу максимального нахождения нефтенасыщенных пластов. Именно такое условие должно быть выполнено для нахождения граничных значений интенсивностей вторичных процессов при обнаружении углеводородов в горных породах. Коэффициент успешности составил 82 %, что, несомненно, выше успешности по сравнению с традиционным методом интерпретации данных ГИС.

В работе [11] для определения УЭС по содержанию высокоэлектропроводящих минералов твердой фазы низкоомных коллекторов в терригенных отложениях предлагается использовать физико-геохимическую модель. В результате минерального и структурного изменения горных пород (метаморфизм) происходит накопление некомпенсированных зарядов, источником которых становятся вторично преобразованные в ходе наложения эпигенеза глинизированные минералы. А во взаимодействующем слое ДЭС происходит понижение электрического сопротивления пласта. Так как в основе изменения электрической проводимости пласта лежат геохимические реакции, называемые физико-геохимической моделью. Измеряемое геофизическими методами сопротивление определяется по формуле

РГИС = Рп – рni(Сi), (2)

где рп – среднее значение УЭС пласта без учета вторичных процессов;

рni(Сi) – приращенное УЭС поверхностной проводимости электрического слоя, содержащего некомпенсированные катионы определенного химического элемента Сi.

Корреляция между концентрацией определенного элемента и УЭС по материалам ГИС проводится в два этапа. На первом этапе производится отбор интервала исследуемого песчаного пласта, точечных данных кажущего УЭС, поточечное относительное содержание химических элементов, указанных в программе предлагаемой методики. Сопротивление с увеличением концентрации элемента уменьшается. На втором этапе для полученного ряда определяется линия тренда, соответствующая уравнению степенной регрессии р = bCi-g. Показатель степени g отражает интенсивность преобразования породы. Решая данное уравнение относительно g, получаем математическое выражение g (R2), отражающее зависимость между параметрами g и R2 [11].

Используя этот подход, была проведена новая интерпретация материалов ГИС по всем скважинам, участвующим в анализе. Значение приращенного УЭС определялось с учетом граничных критериев ДЭС. Из 35 пластов изучаемого месторождения выбрано 15 низкоомных пластов с показателями УЭС ниже граничного (табл. 2). На исследуемом месторождении принято, что пласты разделяются на водо- и нефтенасыщенный коллектор, если границы изменения УЭС входят в диапазон pгр = 4,3÷6 Ом*м. Границы диапазона указывают на то, что исследуемые пласты имеют разный генезис.

Если руководствоваться традиционными методами интерпретации материалов ГИС, то ни один из рассматриваемых пластов не может быть отнесен к группе продуктивных. Если же определить среднее значение УЭС пласта вычислением приращенного сопротивления с учетом фактора, значение которого зависит от электрической проводимости породы, будут получены значения УЭС выше граничного значения «нефть – вода» по девяти скважинам. Примером может служить скважина № ХХХ24, представленная на рис. 3. По ней получено истинное УЭС 5,6 Ом*м и может быть испытано в самое ближайшее время. В процессе использования нового метода интерпретации важно было удостовериться в его валидности. Наиболее достоверной проверкой валидности, безусловно, является сопоставление результатов новой интерпретации данных ГИС с результатами испытания песчаного пласта. Так, скважина ХХХ94, отмеченная на рис. 2, была испытана, а затем переинтерпретирована. По этой скважине отмечается безуглеводородное насыщение по данным ГИС, несмотря на то, что статистически-корреляционная интерпретации и геолого-промысловый анализ показали абсолютно полярные значения. Следовательно, все интервалы из табл. 2 могут быть перспективными для испытания на содержание углеводородов. Относительная величина приращенного УЭС показывает степень вторичного преобразования породы с последующим образованием некомпенсированных зарядов в поверхностном слое и соответствующим понижением сопротивления породы. И, безусловно, результаты исследований показали, что понижение значения УЭС пласта в основном обусловлено уровнем метаморфизма породы.

Заключение

Рассмотренный метод статистически-корреляционной интерпретации материалов ГИС изучаемой площади позволяет решать новые задачи, ранее не решаемые при традиционной интерпретации.

Выполнено исследование взаимосвязи между наложеннием процессов эпигенеза и нефтенасыщенностью коллектора на примере геофизических данных уникального месторождения Ханты-Манскийского автономного округа.

Интерпретация данных ГИС с применением статистических методов для каждого интервала испытания позволила определить параметр двойного электрического слоя (iдэс), характеризующий статистическую интенсивность вторичных процессов.

В изучаемых отложениях скрытая электропроводимость водонасыщенных песчаников значительно выше электропроводимости нефтенасыщенных песчаников. Показатель iдэс для водонасыщенных коллекторов составил 0,1602 усл. ед., а для нефтенасыщенных 0,2030 усл. ед. Для нефтенасыщенных интервалов параметр iдэс на 25 % выше, чем для водонасыщенных. Статистический параметр iдэс выполняет функцию индикатора на наличие углеводородов в песчаных интервалах. iдэс = 0,2250 усл. ед. принимается как граничное значение.

На основе вычисления приращенного сопротивления проводится оценка среднего значения УЭС пласта с учетом фактора электрической проводимости породы. Для девяти скважин перспективны ожидания испытаний на нефтесодержание, так как значения УЭС превышают граничное значение «нефть – вода».

На уникальных месторождениях Сургутского свода необходимо выполнить повторную интерпретацию данных геофизических исследований, проведенных на старых добывающих скважинах с использованием новой методики интерпретации данных для уточнения и корректировки оценки характера насыщения пластов.