Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин Российский патент 2003 года по МПК E21B49/00 

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геологических свойств породы в околоскважинном пространстве, в частности при исследовании неоднородности толщ горных пород, определении структурно-минералогической и флюидальной моделей геологической среды с оконтуриванием различных по структурным и литологическим признакам геологических тел и резервуаров, выделении в разрезе скважин залежей углеводородов и оценки их подсчетных параметров.

Известен способ определения компонентного состава и нефтегазонасыщенности терригенных пород коллекторов и определения подсчетных параметров, основанный на обработке данных различных комплексов геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), включающий выделение в разрезе скважины интервалов коллекторов, определение их эффективных толщин, глинистости и характера распространения глинистого материала в породе (дисперсное, структурное, слоистое), полной и эффективной пористости, абсолютной и фазовой проницаемости, оценки нефтегазонасыщенности и состава извлекаемых из углеводородсодержащей породы флюидов, определение коэффициента вытеснения нефти и газа из продуктивных пластов ("Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов" /Под ред. Б.Ю.Вендельштейна, В.Ф.Козяра, Г.Г.Яценко, г. Калинин, НПО "Союзпромгеофизика", 1990, 261 с.).

Известный способ реализуется в соответствии с "Инструкцией по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа", Москва, ВНИГНИ, 1987, 20 с.) и позволяет определить геологические характеристики только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов с применением при обработке показаний каротажа определенных для пород коллекторов частных теоретически обоснованных эмпирических петрофизических моделей и стохастических петрофизических связей, установленных на основе исследования отобранных из скважин в интервалах залегания пород коллекторов образцов кернов и анализа связей типа керн-керн, керн-ГИС и ГИС-ГИС.

Известный способ имеет ограничения при определении геологических характеристик пород в разрезе скважины, используется только для определения параметров пород коллекторов и не обеспечивает определение в полном объеме структурно-минералогической и флюидальной модели породы, а также не реализует оценку геологических характеристик пород неколлекторов в разрезе скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств (B.C. Афанасьев, Г.А. Шнурман, В.Ю. Терентьев. Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным. Нефтепромысловая геофизика. Выпуск 5. Уфа, БашНИПИнефть, 1975, с. 88-94 - прототип).

Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность песчано-алеврито-глинистых коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.

Недостатком известного способа является то, что он ориентирован на изучение свойств только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов.

Задачей изобретения является повышение детальности и достоверности определения по данным ГИС геологических характеристик всех пород, слагающих терригенную толщу - определение структурно-минералогической и флюидальной моделей слагающих пород, за счет применения при обработке данных ГИС разработанной в рамках настоящего изобретения системы обобщенных петрофизических моделей, достоверно описывающих электрические, радиоактивные и акустические свойства терригенной породы и связывающих эти свойства с важнейшими петрофизическими параметрами породы, определяемыми ее структурными и минералогическими свойствами.

Задача решается тем, что в способе определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин, включающем выполнение геофизических исследований, обработку полученной информации с оценкой геологических свойств и последующим выделением интервалов коллекторов, согласно изобретению моделируют породу как структурный каркас, сложенный электрически заряженными частицами, формирующими поровое пространство и интегральный электрический заряд поровых каналов, определяют форму отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от протекающих в ней интегральных адсорбционных процессов, масштаб которых определяется соотношением значений электрического заряда пор и минерализации насыщающей поры воды и углеводородонасыщенности пор, интегральные адсорбционные процессы в породе выражают в изменении электрических, акустических, радиоактивных свойств, водородосодержания и объемной плотности структурного каркаса углеводородсодержащей породы и электролита, формируемого в ее поровом пространстве, на основе вышеуказанных представлений устанавливают обобщенные петрофизические модели отражения геологических характеристик породы в физических полях методов геофизических исследований разрезов скважин, в необсаженных скважинах при проведении геофизических исследований разрезов скважин определяют естественную радиоактивность породы, удельное электрическое сопротивление породы, приращение аномалии естественного электрического потенциала относительно естественного электрического потенциала вмещающих глин и один из параметров, выбранный из группы, содержащей интервальное время распространения в породе продольной акустической волны, водородосодержание породы и объемную плотность породы, при обработке полученной информации непрерывно вдоль ствола скважины с выбранным шагом по глубине на основе применения обобщенных петрофизических моделей рассчитывают интегральный электрический заряд поровых каналов структурного каркаса породы, пористость, доли общей и связанной воды в поровом пространстве, по которым совместно с измеренным параметром естественной радиоактивности породы определяют геологические характеристики пород, являющиеся показателями структурно-минералогической неоднородности геологической среды, ее коллекторских свойств, углеводородонасыщенности, абсолютной и фазовой проницаемости.

В случае повышенной карбонатности скелета породы при обработке полученной информации применяют два из параметров, выбранных из группы, содержащей интервальное время распространения в породе продольной акустической волны, водородосодержание породы и объемную плотность породы.

Для оценки интегрального электрического заряда поровых каналов структурного каркаса породы вместо отсутствующего по геологическим причинам или технологическим особенностям геофизических исследований разреза скважины параметра естественного электрического поля используют параметр естественной радиоактивности горных пород.

Признаками изобретения являются:

1) выполнение геофизических исследований;

2) обработка полученной информации с оценкой геологических свойств и последующим выделением интервалов коллекторов;

3) моделирование породы как структурного каркаса, сложенного электрически заряженными частицами, формирующими поровое пространство и интегральный электрический заряд поровых каналов;

4) определение формы отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от протекающих в ней интегральных адсорбционных процессов, масштаб которых определяется соотношением значений электрического заряда пор и минерализации насыщающей поры воды и углеводородонасыщенности пор;

5) выражение интегральных адсорбционных процессов в породе в изменении электрических, акустических, радиоактивных свойств, водородосодержания и объемной плотности структурного каркаса углеводородсодержащей породы и электролита, формируемого в ее поровом пространстве;

6) установление на основе вышеуказанных представлений обобщенных петрофизических моделей отражения геологических характеристик породы в физических полях методов геофизических исследований разрезов скважин;

7) в необсаженных скважинах при проведении геофизических исследований разрезов скважин определение естественной радиоактивности породы, удельного электрического сопротивления породы, приращения аномалии естественного электрического потенциала относительно естественного электрического потенциала вмещающих глин и одного из параметров, выбранного из группы, содержащей интервальное время распространения в породе продольной акустической волны, водородосодержание породы и объемную плотность породы;

8) при обработке полученной информации непрерывно вдоль ствола скважины с выбранным шагом по глубине на основе применения обобщенных петрофизических моделей расчет интегрального электрического заряда поровых каналов структурного каркаса породы, пористости, доли общей и связанной воды в поровом пространстве, по которым совместно с измеренным параметром естественной радиоактивности породы определение геологических характеристик пород, являющихся показателями структурно-минералогической неоднородности геологической среды, ее коллекторских свойств, углеводородонасыщенности, абсолютной и фазовой проницаемости;

9) в случае повышенной карбонатности скелета породы при обработке полученной информации применение двух из параметров, выбранных из группы, содержащей интервальное время распространения в породе продольной акустической волны, водородосодержание породы и объемную плотность породы.

10) для оценки интегрального электрического заряда поровых каналов структурного каркаса породы вместо параметра естественного электрического поля использование параметра естественной радиоактивности горных пород.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 9 и 10 являются частными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Использование в известных способах при обработке данных ГИС (при обработке данных каротажа) петрофизических моделей и связей, справедливых только для пород коллекторов, дает возможность определить ограниченный набор характеристик пород коллекторов и не позволяет достоверно оценить в полном объеме свойства всех пород (коллекторов и неколлекторов), слагающих изучаемый терригенный разрез, в результате чего при их использовании не удается восстановить геологические характеристики терригенной толщи пород с достоверностью и детальностью, необходимой для обоснования геологической модели геологической толщи в целом и залежей углеводородов:

а) исследовать геологическую неоднородность изучаемых терригенных пород в разрезе в целом;

б) достоверно выделить в нем различные геологические тела (песчаники, алевролиты, глины, прочие структурные и/или литологические разности пород) и резервуары;

в) определить флюидальную модель всех пород, слагающих разрез;

г) более достоверно выделить в разрезе скважин нефтегазонасыщенные интервалы и оценить состав содержащихся в них подвижных и связанных флюидов (нефть, газ, остаточные углеводороды, подвижная и связанная вода);

д) прогнозировать состав извлекаемых из коллекторов флюидов;

е) оценить абсолютную и фазовую по нефти, газу и воде проницаемость;

ж) определить подсчетные параметры.

Это ограничивает возможности обоснования по данным ГИС параметров, использование которых необходимо при построении постоянно действующих геолого-промысловых моделей месторождений нефти и газа, подсчете запасов углеводородов, выработке мероприятий по оптимальной разработке залежей углеводородов.

В предложенном изобретении решается задача повышения детальности и достоверности определения по данным ГИС геологических характеристик всех пород, слагающих терригенную толщу - определение структурно-минералогической и флюидальной моделей слагающих пород, за счет применения при обработке данных ГИС разработанной в рамках настоящего изобретения системы обобщенных петрофизических моделей, достоверно описывающих электрические, радиоактивные и акустические свойства терригенной породы и связывающих эти свойства с важнейшими петрофизическими параметрами породы, определяемыми ее структурными и минералогическими свойствами.

В основе создания системы обобщенных петрофизических моделей лежит новое представление о том, что терригенные отложения как гетерогенные среды в целом характеризуются общими базовыми петрофизическими закономерностями, которые формируют физические свойства конкретных песчано-алеврито-глинистых отложений в зависимости от сложившегося фактического структурного и минералогического состава скелета породы (структурного каркаса породы), настоящей по времени гидрогеологической и термодинамической обстановки залегания пород и фактического текущего нефтегазонасыщения пород-коллекторов.

Эти конкретные физические свойства горных пород определяют особенности устанавливаемых по керну и/или керну и ГИС индивидуальных стохастических петрофизических связей для отдельных выделяемых в общей толще породы стратиграфических единиц (пластов, залежей углеводородов). Они также отражаются в физических полях различных методов ГИС и определяют регистрируемые при каротаже свойства полей в форме каротажных диаграмм. Таким образом, применяя систему обобщенных петрофизических моделей, в полной мере отражающих базовые петрофизические закономерности, можно достоверно оценить свойства конкретных пород в единой системе физико-геологических координат, принятой при построении системы обобщенных петрофизических моделей.

Применение системы обобщенных петрофизических моделей при интерпретации данных ГИС имеет ключевое значение как при выполнении оперативной интерпретации по бурящимся скважинам на этапе разведки залежей углеводородов, так и при переинтерпретации геолого-геофизической информации по фондовым скважинам на этапе построения постоянно действующих геолого-технологических моделей эксплуатирующихся месторождений. Это обусловлено следующими причинами:

- исключаются случайные ошибки при определении объемной и флюидальной моделей пород в разрезе, возникающих из-за использования частных стохастических связей, как это делается в применяемых промышленных способах, установленных на малых выборках керна для конкретных стратиграфических пластов и для отдельных площадей целого месторождения и переноса этих связей на "соседние" пласты и площади;

- для оценки свойств пород коллекторов (коэффициента пористости К_п, коэффициентов связанной К_в.св и подвижной К_в.п водонасыщенности, коэффициента абсолютной проницаемости К_пр) используются обобщенные теоретические петрофизические модели, достоверность которых подтверждена на основе прямого измерения на кернах комплекса петрофизических параметров и увязки величин этих параметров с показаниями кривых ГИС, отражающих эти свойства с учетом шкалы, соответствующей исследованию свойств пород на малых образцах кернов (микро- и макроуровень), объемной разрешающей способности зондов аппаратуры ГИС (мезоуровень) и размеров стратиграфических комплексов пород и залежей углеводородов в них (гигауровень);

- получение более полной геологической информации об исследуемом комплексе пород, как интервалов коллекторов, так и вмещающей среды, что дает возможность осуществлять исследование геологической модели среды в целом и выявлять в объеме пород геологические тела с различными структурно-минералогическими характеристиками, осуществлять литологический фациальный анализ пород и изучать неоднородность как пластов коллекторов, так и пород покрышек.

Таким образом, применение системы обобщенных петрофизических моделей для интерпретации данных ГИС обеспечивает получение более достоверных данных о геологических свойствах пород в разрезе в целом, дает возможность построить более полную геолого-технологическую модель каждой залежи и месторождения углеводородов в целом.

При создании системы обобщенных петрофизических моделей интерпретации данных ГИС для терригенных пород в рамках настоящего изобретения были уточнены знания о некоторых важнейших закономерностях влияния адсорбционных явлений в терригенных породах как гетерогенных средах на формирование их свойств и отражение этих свойств в полях, определяющих показания методов каротажа. В результате были выявлены новые и/или уточнены известные важнейшие базовые петрофизические закономерности для терригенных пород и разработаны новые петрофизические модели удельного электрического сопротивления породы (модель УЭС породы), естественных электрических потенциалов в скважине (модель ПС), модель естественной радиоактивности породы, определяемой по гамма-каротажу (модель ГК), модель интервального времени пробега продольной акустической волны, определяемой по данным акустического каротажа (модель АК), модель водородосодержания породы, определяемого по данным нейтронного каротажа (модель НК), модель объемной плотности среды, определяемой по плотностному гамма-гамма каротажу (модель ГГК), а также модели для оценки содержания в породе остаточной воды (модель КВО) и модель определения абсолютной проницаемости (модель КПР).

В соответствии с фиксируемыми настоящим изобретением представлениями каждый элементарный объем геологической среды в пределах осадочной толщи и, конкретно, в окрестности скважины, который определяет показания зонда геофизического прибора, представляет собой структурный каркас, образованный электрически заряженными частицами первичных пород и минералов. Все частицы, слагающие скелет породы, вследствие различного рода нарушений при их формировании обладают электрическим зарядом поверхности. Этот заряд связан с незавершенностью отдельных элементов кристаллических решеток минералов, формирующих частицы. В общем случае все частицы скелета породы характеризуются различной поверхностной плотностью заряда, который определяется как типом минералов, так и размером частиц.

В качестве меры удельного электрического заряда поверхности поровых каналов породы в настоящем изобретении принята известная величина емкости катионного обмена Q (моль/г) одного грамма вещества, слагающего скелет породы.

Если порода состоит из набора частиц с различными значениями Q, то ее интегральную удельную емкость катионного обмена можно выразить формулой

где Q_i, К_i - емкость катионного обмена и объемная доля i-тых частиц в скелете породы.

Величину Q_п горной породы можно определить двумя способами:

а) если известен ее минералогический состав, то в качестве Q_i (i=1,..., n) выступают отдельные минералы, при этом величины Q_i могут быть взяты из соответствующих справочных данных;

б) если известен гранулометрический состав породы, то необходимо знать величины Q_i (i=1,..., n) для всех фракций.

Для оценки удельной емкости катионного обмена фракций необходимо выделить из образцов кернов все фракции с размерами частиц d_фр<0.01, 0.01-0.05, 0.05-0.1, 0.1-0.2 >0.2 мм и провести специальные исследования по измерению емкости катионного обмена на этих фракциях. В качестве примера на фиг.1 показаны зависимости Q_фр=f(d_фp) для двух типов терригенных пород: а) преимущественно кварцевых глинистых песчаников (кайнозойские отложения Восточного Предкавказья) и б) для полимиктовых песчаников (меловые отложения Западной Сибири).

Из графиков, изображенных на фиг.1, видно, что в кварцевых песчаниках интегральная величина емкости катионного обмена Q породы практически полностью определяется фракцией глинистых минералов, а емкость катионного обмена алевритовых и песчаных частиц низкая и совпадает между собой. Такая ситуация соответствует принятой в промышленных способах интерпретации данных ГИС модели "глинистого песчаника", в которых сначала определяется объемное содержание глинистого компонента К_гл и затем учитывается влияние глинистости на показания каротажных кривых различным способом, в зависимости от предварительно установленного характера распределения глинистых частиц в объеме породы (слоистая, дисперсная, структурная модели распределения глин в породе).

Для полимиктовых терригенных пород удельная емкость катионного обмена частиц всех фракций изменяется и закономерно уменьшается с возрастанием размера частиц. Для таких пород, которые по существу являются более общей моделью терригенных отложений, требуется учет влияния всех фракций частиц породы на показания методов ГИС - песчаных, алевритовых и глинистых на основе использования обобщенных петрофизических моделей.

С учетом выявленных закономерностей в терригенной породе выделены следующие три фракции, в которых существенно изменяется величина Q и которые характеризуют структурную модель и петрофизические свойства терригенной породы:

- песчаная фракция >0.1 мм, К_пес;

- алевритовая фракция 0.1-0.05 мм, К_ал;

- глинистая фракция <0.01 мм, К_гл.

Петрофизическая модель, определяющая емкость катионного обмена породы Q_п, в соответствии с формулой (1) представляется выражением

где Q_пес, K_пес, Q_ал, К_ал, Q_гл, K_гл - соответственно удельная емкость катионного обмена и объемное содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете терригенной породы.

Все петрофизические свойства породы и их отражение в полях методов ГИС описываются тремя интегральными параметрами: пористостью скелета, интегральным электрическим зарядом поровых каналов и структурным каркасом (скелетом породы). Петрофизические свойства породы в целом определяются следующими факторами:

- абсолютной величиной коэффициента пористости К_п (отношение объема пор к объему породы -V_пор/V или доли единицы - д.е.) и ее части, заполненной электролитом, К_пэл;

- абсолютной величиной интегрального электрического заряда частиц, выстилающих поры, Q_п (моль/л) и образуемого ими электрического поля внутри порового пространства;

- минерализацией равновесного водного раствора С_в (моль/л), насыщающего поровое пространство;

- физическими свойствами порового пространства и структурного каркаса породы, формируемыми интегральными адсорбционными явлениями, протекающими в породе и определяющими конкретные значения свойств порового пространства и параметров структурного каркаса породы и их вклад в формирование петрофизических закономерностей для толщи пород в целом и в показания различных геофизических методов.

Масштаб адсорбционных процессов определяется соотношением величин интегрального электрического заряда породы и минерализации насыщающего равновесного водного раствора. Чем выше заряд скелета породы и больше его отличие от минерализации насыщающей воды, тем значительней проявляются адсорбционные процессы и достовернее получаются оценки по данным ГИС свойств пород.

В общем случае интегральные свойства структурного каркаса породы определяются соотношением величин пористости, текущей водонасыщенности, электрического заряда частиц, слагающих структурный каркас породы, горного давления и температуры.

В новых петрофизических моделях для конкретных физических свойств горных пород G_п (УЭС породы), приращения аномалии естественного электрического потенциала по кривой ПС в пласте относительно вмещающих глин, интервального времени пробега продольной акустической волны по АК, водородосодержания породы по нейтронному каротажу (НГК, НКТ, ННК), объемной плотности по ГГК введен учет изменения за счет влияния адсорбционных процессов, протекающих в породе, интегральных свойств электролита G_эл, заполняющего поровое пространство, и физических свойств структурного каркаса породы в форме оценки значения параметра скелета породы G_ск для каждой точки среды, т.е. G_п =f(G_эл,G_ск). Такая коррекция величин G_эл и G_ск для каждой конкретной породы исключает необходимость введения в петрофизические модели, как это делается в промышленных способах интерпретации данных ГИС для глинистых песчаников, дополнительных компонентов, связанных с величиной глинистости пласта и характером размещения глинистого структурного компонента в объеме породы, что является одним из предметов настоящего изобретения и в значительной степени повышает устойчивость алгоритма определения петрофизических свойств породы по комплексу кривых ГИС.

Петрофизическая модель удельного электрического сопротивления терригенной породы (модель УЭС) обоснована на основе принятого в настоящем изобретении положения о том, что электропроводность горной породы как гетерогенной среды σ_п (1/Ом·м) определяется интегральной электропроводностью электролита σ_эл, заполняющего все поровое пространство породы К_п. При частичном водонасыщении пор объем порового пространства, заполненного электролитом, равен произведению К_п · К_в, где К_в - общая водонасыщенность пор.

Обобщенная теоретическая модель УЭС терригенной породы записывается следующей формулой:

при

где σ_п - удельная электропроводность породы, 1/Ом·м;

K_п -коэффициент пористости, д.е.;

К_в - коэффициент водонасыщенности породы, д.е.;

m - структурный коэффициент породы, нами установлено, что .

При практической реализации принимаем m=1.7;

σ_эл - интегральная удельная электропроводность электролита в поровом пространстве породы, 1/Ом·м;

σ_в - удельная электропроводность пластовой воды, насыщающей исследуемую толщу пород, 1/Ом·м;

σ_0пред - предельная удельная электропроводность ионов адсорбционного слоя в поровом пространстве породы, 1/Ом·м. Нами установлено, что σ_0пред=5 1/Ом·м при температуре 25°С и зависит от температуры так же, как и свободный электролит;

η - коэффициент, определяющий нелинейность зависимости удельной электропроводности породы от удельной электропроводности пластовой воды σ_п = f(σ_в), которая уменьшается за счет снижения подвижности ионов при их низкой концентрации в растворе;

α - коэффициент интегральных адсорбционных явлений в породе, определяющий отклонение удельной электропроводности электролита в поровом пространстве породы от удельной электропроводности пластовой воды. Этот коэффициент служит мерой мощности протекающих в породе адсорбционных процессов. Количественное определение и учет этого параметра при оценке геологических свойств пород по данным ГИС является ключевым элементом настоящего изобретения.

В общем случае зависимость удельной электропроводности гранулярной породы от удельной электропроводности пластовой воды σ_п = f(σ_в) имеет нелинейный характер. На фиг.2 представлена эта зависимость для образца породы, имеющей К_п=0.219, К_в =1 и α=0.395. На фиг.2 изображены:

- зависимость σ_п = f(σ_в) для породы, рассчитанная по формуле (3) - толстая линия 1;

- прямая, представляющая зависимость σ_п = f(σ_в) для эквивалентной по пористости и полностью водонасыщенной породы, имеющей К_п=0.219, К_в=1 и α=0 (для чистой или электрически нейтральной породы) - тонкая линия 2. Она рассчитывается по формуле

, (6)

где

- относительное сопротивление (параметр пористости) породы. Угловой коэффициент наклона линии определяется величиной ;

- прямая, касательная к зависимости σ_п = f(σ_в) для породы, рассчитанная по формуле (3), при предположении, что коэффициент η=1, - тонкая линия 3;

- точка 4, соответствующая измеренной для данной породы удельной электропроводности σ_п при полном ее водонасыщении пластовой водой с удельной электропроводностью σ_в;

- точка 5, определяющая точку пересечения линий 2 и 3 и являющаяся оценкой величины удельной электропроводности адсорбционной воды в поровом пространстве породы, которую обозначим σ₀.

Коэффициент α определяет отклонение касательной линии зависимости σ_п = f(σ_в) от линии зависимости для эквивалентной по пористости электрически нейтральной породы (линия 2 на фиг.2):

где - угловой коэффициент наклона касательной линии к зависимости σ_п = f(σ_в), см. фиг.2;

Из формулы (7) для чистой (не глинистой или электрически нейтральной) породы имеем . Из этого следует, что для такой породы α=0. Для идеальной мембраны, в которой электропроводность электролита определяется только электропроводностью адсорбционного слоя внутри порового пространства, . Для такой породы α=1.

На основе обработки данных по керну, выполненной авторами изобретения, установлено, что коэффициент интегральных адсорбционных явлений в реальной горной породе изменяется в диапазоне α=(0 - 0.8). В пластах-коллекторах эта величина не превышает значения α =0.4.

На основе математического моделирования с использованием большого числа петрофизических исследований керновых данных авторами изобретения установлено, что величина удельной электропроводности адсорбционной воды в поровом пространстве породы σ₀ изменяется в диапазоне от 0 для электрически нейтральной породы до ее предельной величины σ_0пред, которую следует рассматривать как константу терригенной породы, и может быть рассчитана для конкретной породы, имеющей адсорбционную активность α, по формуле

Уравнение прямой, касательной к зависимости σ_п=f(σ_в), см. фиг.2, выведенное с учетом использования величин Р, К_п, σ_в, σ₀, α и выражения (7), имеет вид

Из формулы (9) можно получить следующее выражение для определения удельной электропроводности электролита в поровом пространстве для конкретного образца керна или элементарного объема породы при предположении, что зависимость σ_п = f(σ_в) представлена прямой, совпадающей с касательной к фактической нелинейной связи σ_п = f(σ_в):

Как видно из выражения (10), параметр α справедлив для описания конкретного образца (элементарного объема) породы, характеризующейся конкретным значением интегрального электрического заряда поровых каналов, который определяет суммарный эффект адсорбционных процессов, протекающих в породе и зависящих от текущей величины минерализации пластовой воды. Величина удельной электропроводности интегрального адсорбционного слоя σ₀, компенсирующего электрический заряд поровых каналов для случая линейной связи σ_п = f(σ_в), остается постоянной.

Для фактической нелинейной связи зависимости σ_п = f(σ_в) величина σ₀ изменяется в зависимости от минерализации пластовой воды, насыщающей породу от 0 при С_в =0 (σ_в=0) до предельной величины, определяемой формулой (10) при высоких концентрациях пластовой воды, т.е.

Изменение электропроводности интегрального адсорбционного слоя σ₀ при изменении σ_в обусловлено изменением подвижности заряженных ионов в растворах различной концентрации. Для описания эффекта нелинейного изменения удельной электропроводности интегрального адсорбционного слоя σ₀ как функции удельной электропроводности пластовой воды использована следующая формула:

где

Обобщение формулы (10) с учетом (5), (7) и (8) дает формулу (4), которая справедлива для породы с любым значением α.

Из анализа физического смысла коэффициента α следует, что удельная электропроводность электролита должна рассчитываться только для объемной водной фазы, заполняющей поровое пространство. При прочих равных условиях величина α для породы с частичным водонасыщением должна быть выше, чем для водоносной породы. Это означает, что для учета частичной водонасыщенности породы в формуле (3) необходимо использовать произведение К_п · К_в.

Нами установлено, что коэффициент α, определенный формулой (7), тесно связан с приведенной емкостью катионного обмена породы q_п, моль/л, и рассчитывается по формуле

,

где с =1.4.

Приведенная емкость катионного обмена вычисляется по известной формуле

Формула (12) позволяет вычислить величину α по известным значениям q_п и К_в. По величине α можно рассчитать значение отношения q_п/К_в породы по формуле

На фиг.3 показано сопоставление зависимости электропроводности породы от коэффициента водонасыщенности при частичном водонасыщении σ_п = f(σ_в), рассчитанная по формуле (3) для того же образца породы, для которого построена фиг.1 - линия 1. На фиг.3 также нанесены точки 2, соответствующие фактически замеренной на образце удельной электрической электропроводности при моделировании частичного водонасыщения образца в широком диапазоне изменения величины К_в. Приведенный пример является демонстрацией достоверности модели УЭС породы (3) для описания полностью и частично водонасыщенных терригенных пород.

В соответствии с формулой (3) УЭС породы является функцией коэффициента пористости К_п и коэффициента адсорбционных явлений α. При изменении внешней среды (давления и температуры), в которой находится исследуемый образец, происходит деформация структурного каркаса породы и соответственно изменяются величины К_п и α. В результате изменяется и измеряемое значение σ_п. Если закон электропроводности, являющийся элементом настоящего изобретения, существует объективно, то такое изменение величины σ_п, породы должно соответствовать этому закону.

Для демонстрации справедливости приведенного утверждения на фиг.4 показан график связи параметра пористости и K_п для образцов керна в форме функции Р = f(K_п), на котором отображено изменение K_п и σ_п (σ_п на графике отображено соответствующей ей величиной Р) по выборке полностью водонасыщенных кернов из пермских слабосцементированных терригенных отложений Тимано-Печорской провинции, для которых рассматриваемый эффект проявляется значительно даже при насыщении пор высокоминерализованной пластовой водой (более 150 г/л). При насыщении более пресной водой такой эффект будет проявляться еще более существенно, особенно в слабо сцементированных или рыхлых породах. Для каждого образца керна на фиг.4 изображены две соединенные между собой точки: светлая круглая соответствует измерению УЭС при атмосферных условиях и черная круглая точка соответствует определению УЭС при моделировании пластовых условий. На график нанесены линии, рассчитанные по модели (3). Приведенные данные свидетельствуют о том, что независимо от условий измерения электропроводность образца породы описывается одним законом, соответствующим модели (3).

Петрофизическая модель приращения аномалии естественного электрического потенциала в точке скважины относительно электрического потенциала вмещающей глины (аномалии амплитуды на кривой ПС), описывается формулой

где К_да, α_пгл, α, σ_ф, σ_в - коэффициент диффузионно-адсорбционной ЭДС, мВ, коэффициенты влияния адсорбционного поля поровых каналов в опорной вмещающей глине и в обрабатываемом пласте, удельная электрическая проводимость фильтрата промывочной жидкости и пластовой воды, насыщающей породу;

η_в,η_ф - коэффициенты, рассчитываемые по формуле (5) и определяющие снижение удельной электропроводности пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости при уменьшении их минерализации, обусловленное уменьшением концентрации заряженных ионов в растворе и уменьшением их подвижности в этой ситуации. Коэффициент α_пгл в опорной вмещающей глине рассчитывается по формуле (12), преобразованной к виду

Величина q_пгл вычисляется по известной формуле

где К_пгл, Q_гл, δ_скгл - коэффициент пористости вмещающих глин, емкость катионного обмена и минералогическая плотность смеси глинистых минералов, слагающих вмещающую глину, которая определяется по формуле (1) по известной концентрации смеси глинистых минералов, составляющих вмещающую глину, и удельной емкости катионного обмена глинистых минералов, определенных из справочников.

На фиг.5 представлена зависимость естественного электрического потенциала при ρ_в = const, рассчитанная с использованием формулы (16) для фиксированного значения ρ_в = 0.045 Ом·м при изменении величины удельного электрического сопротивления раствора ρ_ф в диапазоне 0.045-10 Ом·м для серии пород, характеризующихся приведенной емкостью катионного обмена q_п, изменяющейся в диапазоне 0-100. Жирной черной линией показана аномалия естественного электрического потенциала для прослоя, имеющего α = 0.395. Вмещающие глины характеризуются следующими параметрами: К_пгл = 0.1; Q_гл = 0.25, δ_гл=2.7. В соответствии с формулой (17) q_пгл=6.1 и формулой (16) α_пгл =0.771. При ρ_в =0.045, ρ_ф=2 Ом·м аномалия естественного электрического потенциала составляет 43.8 мВ. Приведенные данные показывают, что модель ПС (15) отражает на новом качественном уровне известные фундаментальные закономерности. По данным исследования кернов и по результатам применения при обработке очень большого числа скважин установлено, что новая модель ПС, являющаяся предметом настоящего изобретения, с высокой достоверностью описывает параметры естественного поля, образуемого в скважине в интервалах терригенных пород различного структурно-минералогического состава.

Петрофизические модели интервального времени пробега продольной акустической волны Δt_п, мкс/м, по АК, водородосодержания ω_п, д.е., по нейтронному каротажу (ННК, НГК или НКТ), объемной плотности δ_п, г/см³, по ГГК во всем литологическом ряде песчано-алеврито-глинистых пород от чистых (электрически нейтральных) песчаников и алевролитов до чистых глин (идеальных электрических мембран) можно представить следующими формулами:

где K_п - полная пористость породы (объем всех пор, сформированных структурным каркасом породы);

Δt_ж, ω_ж, δ_ж - интегральные физические характеристики порового пространства породы: интервальное время пробега акустической волны в жидкости, насыщающей поровое пространство, определенное для минерализации электролита, насыщающего поровое пространство и рассчитанного по его электропроводности σ_эл, определенной по формуле (4) с учетом температуры и давления, водородосодержание и объемная плотность флюидов, заполняющих поровое пространство породы;

Δt_ск, ω_ск, δ_ск - интегральные физические характеристики структурного каркаса породы, которые рассчитываются для конкретного объема геологической среды в околоскважинном пространстве вокруг зонда аппаратуры АК, НК или ГГК. Эти параметры зависят от интегральных (средних по объему вокруг измеряющего зонда) физических характеристик структурного каркаса породы и изменяются в различных точках положения зондов аппаратуры ГИС в геологической среде. Интегральные физические характеристики структурного каркаса породы можно рассчитать по формулам

где Δt_м=170 мкс/м, δ_м=2.65-2.68 г/см³, ω_х - водородосодержание скелета породы, определяемое содержанием химически связанной воды в минералах, слагающих структурный каркас породы;

Δt₀, ω₀, δ₀ - предельная величина интервального времени пробега акустической волны в скелете породы, определяемая акустической жесткостью структурного каркаса, водородосодержание и объемная плотность скелета породы в условиях ее естественного залегания как функция глубины h при предположении протекания в изучаемом объеме породы, определяющем показания зондов аппаратуры ГИС, предельных адсорбционных процессов (для породы, эквивалентной идеальной электрической мембране). Зависимости Δt₀ = f(h), ω₀ = f(h) и δ₀ = f(h) определяются по эмпирическим формулам

Эти зависимости могут уточняться для конкретных терригенных отложений по данным комплексной обработки данных керна и ГИС;

β - коэффициент адсорбционных явлений, изменяющийся в диапазоне от 0 до 1, имеющий величину β=0 для электрически нейтральной породы, в которой протекают ничтожно малые адсорбционные процессы, и β =1 для пород, сложенных идеальными мембранами (глинами), в которых протекают предельные адсорбционные явления. В реальных породах коэффициент β<0.8.

Коэффициент адсорбционных явлений β является функцией коэффициентов пористости К_п, и водонасыщенности К_в породы, интегрального электрического заряда поровых каналов, выраженного величиной ионной емкости породы Q_п, и минерализации пластовой воды С_в, насыщающей породу

где

Величина К_п0 соответствует минимальной пористости, до которой может быть уплотнена порода на глубине ее залегания, определяемая зависимостью _Кп0=f(h) для изучаемого разреза. Для терригенных отложений она изменяется от глубины залегания и на глубинах 1000-3300 м уменьшается в среднем от 4 до 3%. При обработке данных ГИС эта величина оценивается для конкретных пород по глубине их залегания. Зависимость К_п0 = f(h) устанавливается по данным исследований керна. Из формул (25), (26) и (27) видно, что коэффициент адсорбционных явлений β на фиксированной глубине h определяется только объемом водонасыщенной части порового пространства породы и, таким образом, при прочих равных условиях зависит от водонасыщенности породы К_в. Изменение последней от минимальной величины К_в.св в предельно нефтенасыщенных коллекторах до значений К_в=1 при полном их обводнении в процессе разработки месторождения приводит к существенным необратимым изменениям адсорбционных процессов в породе и, как следствие, к изменению интегральных физических характеристик ее структурного каркаса (коэффициента сжимаемости, акустической жесткости, механических характеристик - коэффициента Пуассона, модуля Юнга, бокового распора) и, как следствие, кинематических и амплитудных характеристик распространения сейсмических и акустических волн в среде, интегрального водородосодержания и объемной плотности и, как результат описанного явления, физических свойств породы в целом, регистрируемых при проведении каротажа.

На фиг.6, 7 и 8 представлены в графическом виде модели интервального времени пробега акустической волны Δt_п, мкс/м, по АК, водородосодержания ω_п, д.е., по нейтронному каротажу (ННК, НГК или НКТ), объемной плотности δ_п, г/см³, по ГГК для одной фиксированной глубины, для которой величины Δt₀, ω₀, δ₀ являются константами. На фиг.6, 7 и 8 нанесены зависимости К_п = f(Δt), K_п =f(ω), K_п =f(δ), рассчитанные для значений удельной емкости катионного обмена Q=0, 0.01, 0.05, 0.1, 0.3, 1 моль/л и различной минерализации пластовой воды, насыщающей пласт от 10 до 300 г/л. Как видно, показания методов каротажа контролируются пористостью, масштабом адсорбционных процессов, протекающих в породе и зависящих от соотношения интегрального электрического заряда поровых каналов породы и минерализации пластовой воды и водонасыщенности пор.

Установлено, что адсорбционные процессы, выражаемые коэффициентом адсорбционных явлений β в соответствии с формулой (25), функционально одинаково изменяют показания каротажей АК, НК и ГГК. Это объясняет определенное настоящим изобретением положение, что для определения пористости терригенных пород, сложенных преимущественно минералами силикатов (кварц, полевые шпаты, глинистые минералы) можно использовать только один параметр Δt_п, ω_п, δ_п (или одну кривую каротажа АК, НК, ГГК соответственно). При наличии в скелете породы повышенного содержания карбонатных частиц (кальцит, доломит), представленных в форме цемента или в других формах, для учета влияния карбонатности породы можно использовать два способа:

- первый способ - использовать один каротаж АК, НК или ГГК, в показания которого вносятся поправки, учитывающие влияние карбонатного цемента, объемное содержание которого К_карб оценивается различными способами, например по стохастической связи К_карб=f(K_п), установленной на кернах;

- второй способ - использовать любые два каротажа из АК, НК или ГГК, на основе комплексного анализа показаний этих данных рассчитать объемное содержание карбонатов К_карб в породе и учесть его при окончательном расчете объемного содержания других компонентов, составляющих скелет породы.

На основе формулы (22) можно теоретически объяснить и характер изменения интегрального водородосодержания породы при изменении минерализации насыщающей воды за счет продвижения законтурных вод в выработанные участки залежи и при обводнении коллекторов в процессе закачки в них пресных вод для поддержания пластового давления.

Петрофизическая модель ГК имеет вид

где J_ГKп, δ_п, K_п, K_карб - соответственно показания кривой ГК против пласта, объемная плотность, коэффициенты пористости и карбонатности пласта,

J_пec, K_пec, δ_пec, J_ал, К, δ_ал, J_гл, К_гл, δ_гл - соответственно показания ГК, объемное содержание и плотность для пласта чистого песчаника, чистого алевролита и чистой вмещающей глины.

При интерпретации данных ГИС принято δ_пec = δ_ал, = 2.68 г/см³, δ_гл = 2.71 г/см³.

На фиг.9,а показана типичная зависимость относительной удельной радиоактивности частиц породы от их размера [мм] для преимущественно кварцевых песчаников (палеогеновые отложения Восточного Предкавказья), на фиг.9,б представлена такая же зависимость для полимиктовых песчаников (меловые отложения Западной Сибири). Как видно, кривые относительной радиоактивности породы отражают четкую тенденцию уменьшения удельной радиоактивности частиц с увеличением их размера в диапазоне от глин до песчаников. Для характеристики алевритового компонента породы введен безразмерный параметр i_ал, который определяет относительную радиоактивность алевролита по формуле

Установлено, что для терригенных пород величина i_ал изменяется в узком диапазоне 0.45-0.6 и в среднем составляет 0.5 для большинства терригенных пород. Эта, или уточненная по керновым данным, величина i_ал применяется для оценки J_ал по значениям J_пec и J_гл. Для определения параметров J_пec, J_ал и J_гл для конкретной каротажной кривой ГК задаются два опорных пласта, выделенных в разрезе скважины, против которых определяются показания ГК и для которых задаются коэффициент пористости К_п и объемное содержание в скелете фракций песчаника, алеврита и глины, а также карбонатного цемента. Решая систему уравнений, составленную по параметрам опорных пластов, с использованием формулы (28) и параметра i_ал, находятся искомые величины J_пec, J_ал, J_гл.

На фиг.10 показана палетка, построенная по модели (28) и обеспечивающая определение содержания песчаника K_пec и алевролита К_ал в породе по значению J_ГКп, определенному по диаграмме ГК против пласта, и заданному значению глинистости пласта К_гл. В найденные величины песчаных компонентов породы вносится поправка, учитывающая содержание карбонатного компонента К_карб.

Петрофизическая модель связанной воды К_в.св (модель КВО) определяет суммарное содержание двух составляющих: а) объема адсорбционной воды внутри порового пространства, образованного в результате протекания интегральных адсорбционных процессов в системе пор породы, компенсирующей электрический заряд поверхности пор К_в.эл и б) объема молекулярно связанной воды К_в.м, контролируемой содержанием в породе мелкозернистой песчаной и алевритовой структурных компонент. Модель описывается формулой

где

К_в.ал - удельное содержание молекулярно связанной воды, обусловленной наличием в скелете породы мелкозернистой (алевритовой) фракции. Коэффициент К_в.ал=0.4-1 и определяется для терригенных отложений по данным анализа керна результатам опытной интерпретации данных ГИС, множитель с=1.4.

Для оценки К_в.св можно использовать стохастическую связь, устанавливаемую по кернам путем многомерного статистического анализа

где К_в.св - водоудерживающая способность породы, измеренная на керне;

К_п, К_пec, К_ал, К_гл - пористость полная и содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в образцах кернов.

Коэффициент множественной корреляции такой связи в большинстве исследованных пород имеет значение более 0.9.

Петрофизическая модель абсолютной проницаемости терригенной породы К_пр описывается формулой

где - структурный коэффициент породы.

Параметр b является функцией неоднородности порового пространства породы. Значение параметра b=3-7 и определяется для конкретных терригенных отложений на основе математического анализа графиков сопоставления К_пр = f(K_п, K_в.св), построенных по данным анализа кернов. Величина b зависит от глубины залегания пород в форме зависимости b=f(h).

Для оценки К_пр можно использовать стохастическую связь, устанавливаемую по кернам путем многомерного статистического анализа

где К_пр - абсолютная проницаемость породы, измеренная на керне;

К_пр, К_пec, К_ал, К_гл - пористость полная и содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в образцах кернов.

Структурно-минералогическая модель терригенной породы, определяемая настоящим изобретением, в общем случае включает полную пористость К_п и скелет К_ск

К_п + К_ск = 1, (37)

Скелет породы может содержать в произвольных объемах 0≤К_i(≤1-К_п) следующие компоненты: песчаник К_пec, алеврит (алевролит) К_ал, глину (аргиллит) К_гл, карбонаты К_карб, уголь К_уголь, соль (галит) К_соль.

Флюидальная модель терригенной породы представляет относительные доли порового пространства, заполненные флюидами различного типа: связанная вода К_в.св, подвижная вода К_в.п, остаточные (связанные) углеводороды К_но и подвижные углеводороды - нефть и/или газ К_г. Битумы входят в состав остаточных углеводородов

Общая водонасыщенность пласта определяется как сумма

Общая нефтегазонасыщенность пласта определяется как сумма

По определению

К_нг = 1-К_в (41)

Фазовая проницаемость по воде рассчитывается по формуле

Фазовая проницаемость по нефти вычисляется по формуле

Фазовая проницаемость по газу рассчитывается по формуле

Прогноз состава притока флюидов из пласта коллектора в настоящем изобретении определяется по следующим соотношениям:

- приток чистой нефти

- приток чистого газа (газоконденсата)

- приток чистой воды

- приток нефти с водой

- приток воды с нефтью

При К_в.п+ К_н + К_г < 0.2 в пласте содержатся только связанные флюиды (пласт не коллектор).

Коэффициенты К₁, К₂, К₃ являются функциями коэффициента пористости К_п, удельного электрического заряда поровых каналов Q_п и минерализации насыщающей пластовой воды С_в. Они устанавливаются для конкретных терригенных разрезов на основе комплексного статистического анализа материалов интерпретации данных ГИС, петрофизических исследований керна и результатов испытаний. Обобщенные средние оценки этих коэффициентов следующие: K₁=0.3, К₂=0.7, К₃=0.5.

Реализация способа

Способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным ГИС реализуют следующим образом. Используют следующий комплекс кривых ГИС, зарегистрированных в открытом стволе скважины:

- любой набор кривых ИК, БК, БКЗ, ПЗ, МБК, ВИКИЗ, который обеспечивает достоверную оценку в изучаемом разрезе удельного электрического сопротивления не затронутой проникновением фильтрата промывочной жидкости (УЭС породы) и дополнительно УЭС промытой зоны (зоны проникновения) породы;

- кривые микрозондов МКЗ, естественных электрических потенциалов ПС, гамма-каротажа ГК, кавернометрии KB;

- один или два из методов каротажа пористости - АК, или ННК (НКТ, НГК), или ГГК, - для определения свойств пласта, другие - для оценки достоверности интерпретации данных ГИС.

Целью интерпретации данных ГИС является определение объемной структурно-минералогической модели породы, расчет флюидальной модели - определение состава флюидов в поровом пространстве и прогноз притока флюидов в скважину из пластов коллекторов.

На фиг.11 приведена схема обработки данных ГИС. Обработку выполняют в два этапа. На первом - теоретическом - на основе обработки данных ГИС по системе петрофизических моделей (3) -(34) определяют K_п, Q_п, K_в, K_в.св, K_пр, а также рассчитывают теоретические значения при К_в=1: ρ_вп, ΔU_вп и для фактического К_в: Δt_п.т, ω_п.т, δ_п.т, которые могут использоваться для оценки достоверности определения геологических характеристик пород в разрезе скважины путем сопоставления фактических физических свойств пород, полученных по данным каротажа, и теоретически рассчитанных этих же параметров по определенным геологическим характеристикам породы, а также путем сопоставления в различных формах расчетных данных с параметрами, определенными по керну.

На втором этапе по найденным параметрам пород определяют все составляющие структурно-минералогической и объемной моделей пород, составляющих изучаемый разрез.

Важнейшими отличительными особенностями обработки данных ГИС являются следующие:

- обработку данных ГИС выполняют в поинтервальном режиме в пределах всего разреза скважины с заданным шагом по глубине 0.05, 0.1, 0.2, 0.5 м или более в зависимости от особенностей строения терригенных отложений (тонкослоистые или массивные песчано-алеврито-глинистые породы) или требуемой детальности изучения геологических характеристик пород в разрезе;

- в качестве УЭС пласта используют результаты комплексной интерпретации данных БКЗ, ИК, БК, ПЗ, МБК, ВИКИЗ;

- в кривые ГК, ПС и АК поправки не вводят;

- кривые НГК, НКТ пересчитывают в кривую водородосодержания породы ω_п (W_HK) по палеткам для аппаратуры, которой были зарегистрированы кривые нейтронного каротажа. Для приведения шкалы кривой НГК и НКТ к шкале, принятой при построении палетки, используют два опорных пласта известного водородосодержания. Против этих пластов определяют показания кривой нейтронного каротажа и диаметр скважины по кривой каверномера. При пересчете показаний НГК и НКТ в значения ω_п используют кривую каверномера. Если последняя в комплексе отсутствует, принимают среднюю величину диаметра скважины в интервале исследуемого разреза. Для обработки могут быть использованы кривые нейтронного каротажа, зарегистрированные в колонне после обсадки скважины, в этом случае вводятся поправки за влияние колонны;

- минимальный комплекс данных ГИС для полной оценки свойств пород в разрезе включает кривые: УЭС породы, ПС, ГК плюс один метод пористости - АК, или ННК (НКТ, НГК), или ГГК;

- в комплексе кривых ГИС может отсутствовать кривая ПС, например, при исследовании разрезов, в которых она не может быть зарегистрирована по геологическим или технологическим причинам;

- при обработке данных ГИС независимо от использованного комплекса исходных данных для каждого уровня глубины решают прямую петрофизическую задачу и определяют теоретические кривые УЭСт пласта, ПСт, АКт, ГГКт, водородосодержания ННКт,

- определяют новую кривую емкости катионного обмена породы Q_п.

В процессе обработки комплекса данных ГИС в интервале терригенного разреза в скважине при применении промышленных способов обработки каротажных данных определяют следующие кривые изменения физических свойств породы вдоль ствола скважины и характеристик ствола скважины по прослоям с выбранным шагом по глубине 0.05, 0.1, 0.2 м или более, в зависимости от неоднородности пород в исследуемой толще (тонкослоистые или массивные песчано-алеврито-глинистые отложения) и/или требуемой детальности определения геологических параметров пород в разрезе: удельное электрическое сопротивление ρ_п [Ом·м] и обратную ему величину удельной электрической проводимости породы [1/Ом·м], приращение аномалии естественного электрического поля ПС относительно вмещающих глин ΔU_п [мВ], водородосодержания пород ω_п [д.е.], интервальное время пробега продольной акустической волны по породе Δt_п [мкс/м], объемные плотности породы δ_п [г/см³], естественную радиоактивность породы J_ГКп [мкр/ч], диаметр скважины d_c [м], координаты X, У, Z [м] кровли прослоев. По некоторым скважинам выполняют отбор и исследование керна, пластовых вод и опробование пород в стволе или использование накопленных фондовых материалов по керну, пластовым водам и испытаниям, по которым уточняют отдельные параметры обработки каротажных кривых при получении кривых физических свойств пород по прослоям в изучаемом разрезе, и при обработке кривых физических свойств с целью определения геологических характеристик пород в околоскважинном пространстве.

По каждому прослою в пределах интервала обработки от его кровли до подошвы определяют структурно-минералогическую модель породы. При этом выделяют по соотношению физических свойств граничным показаниям критериев, соответствующих чистым литологическим разностям пород, чистые прослои карбонатов, углей и солей. Для прослоев карбонатов вычисляют коэффициент пористости К_п по формуле (3). Для прослоев углей и солей принимают K_п=0.01. По диаметру скважины, превышающему граничный диаметр каверн, выделяют прослои размытых глин и для них коэффициент пористости К_п либо задают, либо определяют по зависимости K_пгл=f(h), устанавливаемой по данным исследования изменения пористости глин с глубиной в пределах изучаемой толщи с использованием материалов ГИС и керна.

Для терригенных прослоев определение геологических характеристик выполняют в соответствии с петрофизическими моделями, представленными формулами (1)-(49). Для каждого обрабатываемого прослоя определяют σ_в, σ_ф, К_да с учетом температуры t [°C], которую оценивают либо по зарегистрированной в скважине каротажной кривой изменения температуры с глубиной, либо рассчитывают по зависимости t=t₀+t_гр(h-h₀), где t₀, h_0, t_гр - температура и глубина точки внутри интервала обработки, температурный градиент [°С/м], определяющий изменение температуры в пределах интервала обработки. Величину σ_в, определяют по зависимости изменения минерализации пластовой воды от глубины залегания С_в = f(h), используя абсолютную глубину залегания прослоя h и его температуру t. Параметры K_пгл, Q_гл, δ_гл, определяют по зависимостям К_пгл= f(h), Q_гл = f(h) и δ_гл = f(h). По величине аномалии естественного электрического поля ПС относительно вмещающих глин ΔU_п и модели, описываемой формулами (15)-(17), рассчитывают значение адсорбционного коэффициента α, с использованием которого по величине σ_п модели УЭС породы, описываемой формулами (3)-(5), вычисляют произведение К_п·К_в, а по формуле (12) находят отношение . Величина К_п·К_в в дальнейшем может быть использована для оценки нового подсчетного параметра, используемого при подсчете геологических запасов углеводородов объемным методом. При отсутствии карбонатного цемента в породе, используя один параметр Δt_п, ω_п или δ_п и соответствующую модель (18), (19) или (20) с учетом формул (18), (19) или (20) и формул (24)-(27), рассчитывают коэффициент пористости К_п прослоя. При наличии карбонатного цемента в породе величину К_карб определяют по зависимости К_карб=f(K_п) или, используя два параметра из ряда Δt_п, ω_п или δ_п, выполняют их совместное решение. В результате находят параметры К_п и К_карб прослоя. Вычисляют коэффициент общей водонасыщенности породы К_в по формуле К_в = (К_п·К_в)/К_п. Определяют приведенную емкость катионного обмена и . Используя значение J_ГК, а также рассчитанные по параметрам двух опорных пластов значения (J_пec, J_ал и J_гл), решая систему уравнений, заданную формулами (2), (28) и (37), находят содержания фракций песчаника К_пec, алеврита К_ал и глин К_гл.

Определяют флюидальную модель породы: рассчитывают долю связанной воды К_в.св по формуле (30) или (34) и долю подвижной воды К_в.п= К_в – К_в.св. Вычисляют коэффициент абсолютной проницаемости К_пр по формулам (35) или (36). По физическим параметрам и найденным параметрам структурно-минералогической модели прослоя по критерию выделяют пласты глин. По критериям , предельному коэффициенту пористости K_п>К_п.кол и абсолютной проницаемости К_пр > К_пр.кол, диаметру скважины d_с < 1.05·d_дол, выделяют пласты-коллекторы, для которых находят коэффициент общей нефтегазонасыщенности К_нг=1-К_в. Вычисляют долю подвижных углеводородов - нефти или газа (газоконденсата) либо по формулам К_н = К_нг-К_но или К_г = К_нг-К_но соответственно. При этом величину К_но оценивают по стохастической связи K_но=f(K_п) или K_но=f(K_пр), либо, используя удельную электрическую проводимость промытой зоны (или зоны проникновения) σ_вп и σ_ф и найденные параметры прослоя K_п и q_п. По формуле (3) рассчитывают коэффициент водонасыщенности промытой зоны К_в.пп и вычисляют долю подвижных нефти или газа и долю связанных углеводородов по формулам К_н = К_в.пп-К_в, К_но=К_нг-К_н, К_г=К_в.пп-К_в, К_но=К_нг-К_г. Рассчитывают коэффициенты проницаемости - абсолютной К_пр по формулам (35) или (36), фазовой по нефти К_пр по формуле (43) или газу К_пр по формуле (44) и воде К_пр по формуле (42), по формулам (45)-(49) определяется состав притока из пласта.

По результатам обработки данных ГИС для каждого прослоя вдоль ствола скважины определяют:

А. Объемная структурно-минералогическая модель породы:

- коэффициент пористости К_п;

- содержание песчаной фракции К_пec.;

- содержание алевритовой фракции К_ал;

- содержание глинистой фракции К_гл;

- содержание карбонатного цемента К_карб;

- выделяют прослои известняков (К_карб), углей (К_уголь) и солей (К_соль);

- выделяют интервалы размытых глин.

Б. Флюидальная модель:

- содержание связанной воды К_в.св;

- содержание подвижной воды К_в.п.;

- содержание подвижных углеводородов: нефти К_н или газа К_г (тип углеводорода, содержащегося в поровом пространстве, задают);

- содержание остаточных углеводородов К_но.

В. Проницаемость:

- абсолютная проницаемость К_пр;

- фазовая проницаемость по воде К_пр.в;

- фазовая проницаемость по нефти К_пр.н;

- фазовая проницаемость по газу К_пр.г.

Г. Дополнительные параметры:

- индекс литологии породы;

- индекс коллектора;

- индекс флюида, определяющий состав насыщающих пласт флюидов и состав возможного притока флюидов из пласта;

- приведенная емкость катионного обмена q, моль/л.

По результатам поинтервальной обработки данных ГИС формируют таблицу пластов коллекторов и неколлекторов в разрезе скважины.

Пласты-коллекторы выделяют в форме интервалов для каждого типа флюидального насыщения, а в этих интервалах по заданным диапазонам возможного изменения в пределах пласта коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости, а для нефтенасыщенных пластов -коэффициента общего нефтегазонасыщения.

Пласты-неколлекторы выделяют в форме интервалов, в пределах которых коэффициенты пористости и абсолютной проницаемости сохраняются с заданными относительными расхождениями.

В выделенных пластах определяют средние геологические характеристики и для них рассчитывают вертикальную толщину и координаты пространственного положения кровли в геологической толще.

Результаты обработки данных ГИС выдаются на графических планшетах в форме структурно-минералогической и флюидальной моделей, литологической колонки и колонки типов флюидов, извлекаемых из пластов-коллекторов и количественных оценок характеристик пластов. Планшеты могут строиться в различных функциях глубины (вдоль ствола скважины, вертикальная проекция ствола скважины), в форме горизонтальной проекции вдоль линии отклонения ствола горизонтальной скважины от устья, или в функции времени, если при выводе задается график изменения скоростей от глубины V = f(h).

Пример конкретного выполнения способа

На фиг.12 приведен планшет с результатами оценки по данным ГИС по описанному выше способу геологических свойств терригенных пород в разрезе скважины, построенный в функции глубины вдоль ствола скважины. Скважина имеет вертикальный ствол.

На планшете приведены результаты обработки данных ГИС в терригенном разрезе, представленном полимиктовыми песчано-алеврито-глинистыми породами. Структурный каркас породы сложен преимущественно песчаными, алевритовыми и глинистыми фракциями, карбонатный цемент в породе практически отсутствует и при оценке геологических свойств пород, слагающих разрез, не учитывался.

Исходные данные для определения геологических характеристик пород в разрезе скважины изображены на планшете на первых двух полях слева направо, названных "ГИС1" и "ГИС2". На поле "ГИС1" планшета изображены: а) кривая удельного электрического сопротивления пород R_п, определенная по зарегистрированному в скважине комплексу электрометрии, включающему индукционный ИК, боковой БК каротажи, а также кривую электрического потенциала зонда ПЗ, б) зарегистрированная в скважине кривая естественных электрических потенциалов ПС и в) зарегистрированная в скважине кривая естественной радиоактивности ГК. На поле "ГИС2" приведены: кривая водородосодержания W_нк, определенного по данным обработки записанного в скважине комплекса кривых нейтронного каротажа по тепловым нейтронам НКТ и кавернометрии, б) кривая интервального времени распространения продольной акустической волны АК, определенная по данным выполненного в скважине акустического каротажа и в) кривая объемной плотности породы ГГК, рассчитанная по данным гамма-гамма каротажа. При расчете перечисленных кривых были введены известные поправки за влияние на показания исходных каротажных кривых условий измерений в скважине (диаметр скважины, физические свойства промывочной жидкости, заполняющей скважину, параметры зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты).

Все перечисленные выше кривые физических свойств породы представляют собой исходные данные, которые были обработаны по предложенному способу. В результате получены следующие данные о геологических характеристиках пород в разрезе скважины, которые отображены на полях планшета, изображенного на фиг.12, справа от поля "Глубина", на котором указаны глубины пород вдоль ствола скважины. На поле "К_п" представлены кривые интегральных свойств породы: а) кривая изменения по разрезу пористости породы и б) кривая электрического заряда поровых каналов Q (моль/л). На поле "К_в" изображены две кривые: а) общей (К_в) и б) связанной (К_в.св) водонасыщенности. На поле "К_пр" представлена кривая абсолютной проницаемости К_пр. На поле "Модель" изображены слева направо следующие 5 объемных компонентов, составляющих структурно-минералогическую модель породы: 1) долю объема пор К_пК_в, занятых связанной и подвижной водой, 2) долю объема пор К_пК_нг, занятых углеводородами, 3) долю объема структурного каркаса Песчаник, заполненного песчаной фракцией, 4) долю объема структурного каркаса Алевролит, заполненного алевритовой фракцией, 5) долю объема структурного каркаса Глина, заполненного глинистой фракцией. Сумма всех долей объемных компонентов равна 1. Для наглядности все объемные компоненты на поле "Модель" изображены различной принятой штриховкой, в результате четко видно существенное изменение соотношения объемных компонентов пород, залегающих на различной глубине, что демонстрирует существенную геологическую неоднородность геологического разреза. На поле "Флюиды" изображена флюидальная модель породы. Она содержит 4 кривые, изображенные слева направо, пространство между которыми залито цветом, отражающим тип флюида: 1) доля связанной пластовой воды К_в.св (белый цвет), 2) доля подвижной пластовой воды К_в.п (серый цвет), 3) доля подвижной нефти К_н (черный цвет), 4) доля остаточных углеводородов К_но (темно-серый цвет). На последних пяти полях планшета представлены данные по пластам-коллекторам, выделенным в разрезе на основе применения описанной выше схемы выделения геологических тел в разрезе скважины. Для пластов-коллекторов показаны интервалы глубин их залегания, основные петрофизические характеристики - пористость, нефтегазонасыщенность, абсолютная проницаемость, а также тип притока из пласта.

В качестве примера в таблице 1 приведены результаты определения геологических характеристик пород в разрезе скважины по отдельным прослоям и пластам-коллекторам.

Как видно из фиг.12, разрез скважины представлен неоднородными по составу слагающих частиц песчано-алеврито-глинистыми породами, в интервале 2916.4-2938.8 залегают пласты-коллекторы, которые разделены прослоями неколлекторов, представленных уплотненными песчаниками и алевролитами. Пласты-коллекторы сложены песчаниками в различной степени алевритистыми. Они насыщены нефтью с незначительным содержанием подвижной воды. В интервале 2931.4 -2934.6 выделяется переходная зона, ниже которой пласты-коллекторы содержат подвижную воду. Породы-коллекторы характеризуются существенно изменяющейся абсолютной проницаемостью.

Изобретение относится к исследованию скважин геофизическими методами и может найти применение при определении геологических свойств породы в околоскважинном пространстве, в частности при исследовании неоднородности толщ горных пород, определении структурно-минералогической и флюидальной моделей геологической среды с оконтуриванием различных по структурным и литологическим признакам геологических тел и резервуаров, выделении в разрезе скважин залежей углеводородов и оценки их подсчетных параметров. Техническим результатом является повышение детальности и достоверности определения по данным ГИС геологических характеристик всех пород, слагающих терригенную толщу - определение структурно-минералогической и флюидальной моделей слагающих пород. Способ включает выполнение геофизических исследований и обработку полученной информации с оценкой геологических свойств и последующим выделением интервалов коллекторов. Моделируют породу как структурный каркас, сложенный электрически заряженными частицами, формирующими поровое пространство и интегральный электрический заряд поровых каналов. Определяют форму отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от протекающих в ней интегральных адсорбционных процессов, масштаб которых определяется соотношением значений электрического заряда пор и минерализации насыщающей поры воды и углеводородонасыщенности пор. Интегральные адсорбционные процессы в породе выражают в изменении электрических, акустических, радиоактивных свойств, водородосодержания и объемной плотности структурного каркаса углеводородсодержащей породы и электролита, формируемого в ее поровом пространстве. На основе вышеуказанных представлений устанавливают обобщенные петрофизические модели отражения геологических характеристик породы в физических полях методов геофизических исследований разрезов скважин. В необсаженных скважинах при проведении геофизических исследований разрезов скважин определяют естественную радиоактивность породы, удельное электрическое сопротивление породы, приращение аномалии естественного электрического потенциала относительно естественного электрического потенциала вмещающих глин и один из параметров, выбранный из группы, содержащей интервальное время распространения в породе продольной акустической волны, водородосодержание породы и объемную плотность породы. При обработке полученной информации непрерывно вдоль ствола скважины с выбранным шагом по глубине на основе применения обобщенных петрофизических моделей рассчитывают интегральный электрический заряд поровых каналов структурного каркаса породы, пористость, доли общей и связанной воды в поровом пространстве, по которым совместно с измеренным параметром естественной радиоактивности породы определяют геологические характеристики пород, являющиеся показателями структурно-минералогической неоднородности геологической среды, ее коллекторских свойств, углеводородонасыщенности, абсолютной и фазовой проницаемости. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

1. Способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин, включающий выполнение геофизических исследований, обработку полученной информации с оценкой геологических свойств и последующим выделением интервалов коллекторов, отличающийся тем, что моделируют породу как структурный каркас, сложенный электрически заряженными частицами, формирующими поровое пространство и интегральный электрический заряд поровых каналов, определяют форму отражения геологических характеристик породы в ее петрофизические свойства в зависимости от протекающих в ней интегральных адсорбционных процессов, масштаб которых определяется соотношением значений электрического заряда пор и минерализации насыщающей поры воды и углеводородонасыщенности пор, интегральные адсорбционные процессы в породе определяют по изменению электрических, акустических, радиоактивных свойств, водородосодержания и объемной плотности структурного каркаса углеводородсодержащей породы и электролита, формируемого в ее поровом пространстве, на основе вышеуказанных представлений устанавливают обобщенные петрофизические модели отражения геологических характеристик породы в физических полях методов геофизических исследований разрезов скважин, в необсаженных скважинах при проведении геофизических исследований разрезов скважин определяют естественную радиоактивность породы, удельное электрическое сопротивление породы, приращение аномалии естественного электрического потенциала относительно естественного электрического потенциала вмещающих глин и один из параметров, выбранный из группы, содержащей интервальное время распространения в породе продольной акустической волны, водородосодержание породы и объемную плотность породы, при обработке полученной информации непрерывно вдоль ствола скважины с выбранным шагом по глубине на основе применения обобщенных петрофизических моделей рассчитывают интегральный электрический заряд поровых каналов структурного каркаса породы, пористость, доли общей и связанной воды в поровом пространстве, по которым совместно с измеренным параметром естественной радиоактивности породы определяют геологические характеристики пород, являющиеся показателями структурно-минералогической неоднородности геологической среды, ее коллекторских свойств, углеводородонасыщенности, абсолютной и фазовой проницаемости.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае повышенной карбонатности каркаса породы при обработке полученной информации применяют два из параметров, выбранные из группы, содержащей интервальное время распространения в породе продольной акустической волны, водородосодержание породы и объемную плотность породы.