3. Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона Татарстана/ Р.С. Хисамов, А.А. Губайдуллин, В.Г. Базаревская, Е.А. Юдинцев. ? Казань: Фэн АН РТ.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
1


УДК 622.276.031.011.43

Определение граничных значений пористости и проницаемости доманиковых
отложений

фаменского возраста

на примере Ромашкинского месторождения

А.С.
Мухаметзянова,
О.В.
Михайлова,
К.В.

Мустафина

(
институт «ТатНИПИнефть»
)

С 2013 г
.

на территории РТ проводятся работы по детальным исследованиям
геологического строения доманиковых отложений. При проведении подсчета запасов
нефти объемным методом карбонатных доманиковых

отложений заволжского, данково
-
лебедянского, елецкого горизонтов фаменского яруса верхнего отдела девонской системы
Ромашкинского месторождения, с учетом того, что рассматриваемые отложения
относятся к нетрадиционным коллекторам, возникает один из основн
ых вопросов


определение нижних пределов пористости и проницаемости.

В целом нужно отметить, что подход к изучению этих отложений стандартный.
Значения пористости и проницаемости определяются по данным лабораторного
исследования керна, ГИС и ГДИ, при эт
ом по результатам исследований керна и ГИС
определяется открытая пористость и абсолютная проницаемость, по результатам ГДИ


эффективная пористость и проницаемость. Т.е. по результатам исследования керна
определяется проницаемость матрицы и, как следствие
, для реального трещиноватого
карбонатного пласта проницаемость по ГИС (определенная стандартным методом)
существенно выше керновой, проницаемость же по гидродинамическим исследованиям
может быть на порядок выше керновой, но для каждого конкретного объекта

эти
соотношения могут быть различными.

Также важен тот факт, что при статистической обработке значений проницаемости,
определенной по керновым материалам, применяются различные методики:

а)

определение среднего арифметического значения. При данном способ
е
обработки проницаемость зависит от количества определений, т. е. при сравнительно
небольшом объеме данных и при попадании в выборку одного
-
двух аномально высоких
значений, средняя проницаемость многократно возрастает;

б)

определение средневзвешенного по
толщине. Значения толщины
коллекторов рассматриваются по ГИС. Результат зависит от качества геофизического
материала, кроме того
,

К
пр

рассчитывается по эмпирической зависимости;

в)

определение среднего геометри
ческого значения. Данный способ

в отличие
от
среднего арифметического наиболее достоверно отображает среднее значение К
пр
.

2


Так
,

среднее арифметическое значение проницаемости по рассматриваемым
отложениям составляет 28,6 мД, что и учтено в ТСР по Ромашкинскому месторождению,
в то время как среднее ге
ометрическое значение составляет 0,1 мД.

Спорным представляется момент, что при столь низкой проницаемости (0,1 мД) из
рассматриваемых доманиковых отложений заволжского, данково
-
лебедянского, елецкого
горизонтов получены притоки нефти: так
,

из отложений да
нково
-
лебедянского горизонта
притоки нефти при опробовании изменяются от 1,41 до 11,5 т/сут, составляя в среднем
5,0 т/сут. В целях уточнения данного вопроса на базе лаборатории университета КПФУ
проведены детальные литолого
-
петрографические исследования
керна данково
-
лебедянского горизонта фаменского яруса по скв
.

594, 4852д, 8349д, 8419 Зеленогорской
площади, 28365д Березовской площади

[
4
]
.

А
нализ петрофизических характеристик пород, определяемых традиционными
методами, показал, что отложения обладают весьма низкими коллекторскими свойствами.
По данным лабораторных исследований их пористость составляет 0,51
-
4,3 %,
проницаемость


0,00
-
1,50 Д.

Повышенные значения пористости (более 4,3 %) и проницаемости (более 1,50 Д)
соответствуют небольшим по толщине прослойкам нефтенасыщенных известняков


пакстоунов, претерпевших процессы выщелачивания, с неравномерно развитой вторичной
пористостью, каверно
зностью и нефтенасыщенностью или участкам пород, в которых
наблюдается трещиноватость. Преобладающая же часть разреза пород скважин сложена
такими разностями известняков (вакстоуны, мадстоуны), в которых под микроскопом
практически не обнаруживается порист
ост
ь
. Таким образом, рассматриваемые отложения
сложены в подавляющем большинстве породами низкопроницаемого типа, лишь
незначительная часть интервала относится к породам порово
-
каверново
-
трещинного типа.
Значения пр
оницаемости в данных интервалах

являютс
я завышенными и характеризуют
не проницаемость отдельного образца, а секущей трещины или каверны, которые бывают
как открытые, так и частично залеченные. Макротрещины и микротрещины
характеризуются своей затухаемостью, они невыдержанные по своей протяженн
ости

[
4
]
.

Полученные при петрофизических исследованиях данные также подтверждаются
распределениями значений пористости и проницаемости, приведенными на графиках, на
которых видно, что основная часть образцов имеет пористость от 0 до 4 %, а
проницаемость лежит
в
инт
ервале от 0 до 0,1 мД (
р
ис. 1).

Таким образом, наличие маломощных прослоев трещиноватых карбонатных пород
объясняет полученные притоки нефти. Однако при подсчете запасов учитывается
3



Рис. 1. Распределение значен
ий пористости, проницаемости


4

открытая пористость

и
,

как следствие
,

объем матрицы породы, поэтому в методическом

подходе, предложенном А.В. Черницким, В.В. Кузнецовым, Б.П. Вайнерманом (1996 г.)
[1], используется значение открытой пор
истости и проницаемости. Этот метод основан

на
сопоставлении кумулятивных распределений по пористости образцов, отнесенных к
коллектору и неколлектору. Критерием разделения образцов на коллекторы и
неколлекторы является принятое минимальное значение проница
емости. Пара граничных
значений пористости и проницаемости, наилучшим образом удовлетворяющих данному
критерию, может быть принята в качестве нижних пределов коллекторских свойств

[
1,

2
]
.

По данным кернового материала по залежам доманиковых отложений (зале
жи 665,
680) построены кумулятивные кривые распределения коллекторов и неколлекторов по
интервалам пористости при принятых коэффициентах граничной проницаемости
,

равной
0,1 и 1,0 мД (10
-
3

мкм
2
). При построении кривых использованы 1847 определения
пористости и пр
оницаемости по керну по залежи

66
5, 680 определений


по залежи

680.

Рассмотрим кумулятивные кривые распределения по интервалам пористости
образцов, относимых к коллекторам и неколлекторам. В первом варианте (
р
ис. 2
,
а, 3
,
а)
границей разделен
ия коллекторов и неколлекторов принято значение проницаемости

0,1 мД, во втором (
р
ис. 2
,
б, 3
,
б)


1,0 мД. Граничное значение пористости определяется в
точк
е пересечения кривых. По залежи

665 значения коэффициента пористости составили
4 и 5,1 %, при прониц
аемости 0,1 и 1

мД, соответственно. По залежи

680 значения
коэффициента пористости составили 3,3 и 4,8 %, при проницаемости 0,1 и 1 мД,
соответственно.

Полученная пара граничных значений пористости и проницаемости сравнивалась по
формуле минимального радиу
са пор (1.1), предложенной Ф.И.

Котяховым (1975),

В.А.

Ивановым (1974), Е.С.

Роммом (1983):

Кпр
.
гр
.
=
Кп
.
гр
.
8
×

2

,



(1.1)

где
R



радиус пор.

Для карбонатных коллекторов известно, что значение радиуса пор

0,1 мкм может быть принято минимальным, так как о
но сопоставимо с толщиной
пленочного слоя реликтовой воды, которая в этом случае при реальных градиентах
давления не может быть вытеснена из порового пространства породы никаким флюидом.

Подставив в формулу 1.1 граничные значения пористости для первого и в
торого
вариантов, можно рассчитать значения коэффицие
нта проницаемости. Для залежи
665



5

а


б


Рис. 2. Залежь 665. Кумулятивные кривые распределения коллекторов и
неколлекторов по интервалам пористости при коэффициенте граничной проницаемости
0,1

мД

(а) и 1,0

мД

(б)





6

а


б


Рис. 3. Залежь 680. Кумулятивные кривые распределения коллекторов и
неколлекторов по интервалам пористости при коэффициенте граничной проницаемости
0,1

мД

(а) и 1,0

мД

(б)




7

имеем


при Кп
1

=

4 %, расчетный Кпр
1

= 0,05
·
10
-
3

мкм
2
, при Кп
2

=

5,1 %,

Кпр
2

= 0,06
·
10
-
3

мкм
2
.Для залежи

680 имеем


при Кп
1

=

3,3 %, расчетный

Кпр
1

= 0,04
·
10
-
3

мкм
2
, при Кп
2

=

4,8 %, Кпр
2

= 0,06
·
10
-
3

мкм
2
.

Для обеих залежей варианты сопоставления кумулятивных кривых распределения
при граничной
проницаемости
,

равной 0,1 мД, являются предпочтительнее, так как
полученные при расчете значения проницаемости имеют больший порядок сходимости
(0,1 мД ≈ 0,06 мД), чем при К
пр

=

1,0 мД (1,0 мД ≠ 0,06 мД).

Отсюда в качестве нижних пределов (граничных значен
ий) продуктивных
коллекторов могут быть приняты следующие параметры:

для залежи

665 К
п

=

4,0 %, К
пр

= 0,1 мД;

для залежи

680 К
п

=

3,3 %, К
пр

= 0,1 мД.

Для объединения параметров для залежей Ромашкинского месторождения
предлагается принять среднее значени
е коэффициента пористости для доманиковых
отложений заволжского, данково
-
лебедянского и елецкого возрастов, равн
ого

3,5 %.

Нужно отметить, что полученные при построении кумулятивных кривых значения
пористости лежат в том же диапазоне, что и значения, получ
енные по методике
определения граничных значений пористости и проницаемости по керну при построении
зависимостей между ними в билогарифмических координатах (Г
у
байдуллин А.А.,
Хисамов Р.С.)

[
3
]
.

Следовательно, предложенный способ можно считать приемлемым д
ля
определения кондиционных значений пористости и проницаемости для карбонатных
коллекторов других месторождений.

Литература:

1. Черницкий А.В., Кузнецов В.В., Вайнерман

Б.П. Обоснование нижних пределов
пористости и проницаемости карбонатных коллекторов (на примере пласта Ф
0

Восточно
-
Сотчемью
Талыйюрского нефтяного месторождения, Республика Коми)

//

Геология нефти
и газа
.



1996
.



№ 12.

2. Акчурин Р.Э. Изучение физико
-
ли
тологических характеристик и обоснований
кондиций коллекторов и покрышек для подсчета, пересчета запасов нефтяных
месторождений в 2001
-
2004 гг., Казань, 2004.

3. Геология карбонатных сложно построенных коллекто
ров девона и карбона
Татарстана/ Р.
С.

Хисамов,

А.А.

Губайдуллин, В.Г.

Базаревская, Е.А.

Юдинцев
.


Казань
:
Фэн АН

РТ. −

2010.



283 с.

4. Морозов В.П., Пронин Н.В. Изучение литолого
-
петрографических и
геохимических свойств доманиковых отложений на территории Ромашкинского

8

месторождения (Березовская
площадь, Азнакаевская площадь, Зеленогорская площадь).
Казань, 2015.


Приложенные файлы

  • pdf 7814260
    Размер файла: 629 kB Загрузок: 6

Добавить комментарий