Петрофизические связи и петрофизические модели месторождений.

Интегрирование локальной и глобальной конкуренции

С 50-х годов глобализация все больше влияет на конкурентную стратегию. Обобщенные статистические данные подтверждают широко распространенную точку зрения, что компании в своих продажах и операциях становятся все более глобальными. В связи с этим традиционная роль относительного преимущества отходит на второй план, и напрашивается вывод, что многие корпорации в настоящее время выходят за пределы национальных границ.

Однако более глубокие исследования показывают явную локализацию конкурентного преимущества. Этот очевидный парадокс, скорее всего, можно объяснить, если признать наличие новой парадигмы международной конкуренции, делающей особенно важными параметрами показатели производительности и инноваций. Чтобы избежать создания невыгодной для себя ситуации, компании должны добиться получения и объединения конкурентных преимуществ из многих мест размещения. Преимущества компаний часто связаны с конкурентными преимуществами мест их размещения, обеспечивающими повышение производительности. Такая парадигма должна привести к созданию нового поколения идей в области глобальной стратегии, интегрирующих локализацию и глобализацию совершенно новыми способами. В прошлом локализация рассматривалась как необходимое зло, которое приходилось «терпеть», чтобы добиться убедительных выгод глобальной стратегии.

В качестве основы для получения конкурентного преимущества следует рассматривать «родную» базу. Для обеспечения относительного преимущества, выхода на новые рынки или получения конкретных навыков, умений или технологий из разных источников глобальные стратегии могут наращивать свое преимущество за счет распределения видов деятельности. Но чтобы играть эту роль, распространенные виды деятельности следует соответствующим образом координировать. Это новый синтез, требующий признания важной роли места в получении конкурентного преимущества, и именно это определит характер конкуренции в предстоящие десятилетия.

Петрофизика как одна из самостоятельных наук о Земле оформилась в СССР и за рубежом в 40—50-е годы нашего столетия, прежде всего как физическая основа интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС). Электрометрия скважин, несмотря на отсутствие в начальный период ее применения петрофизической базы, довольно успешно решала задачи литологического расчленения разреза скважины и выделения в нем продуктивных нефтеносных или угольных пластов. Одновременно становилось очевидным, что круг задач, которые решают по материалам ГИС, можно существенно расширить, если интерпретацию результатов ГИС доводить до количественных значений параметров, характеризующих фильтрационно-емкостные свойства и литологию пород в разрезе. Эти задачи можно было решить только при условии, что будут установлены закономерные связи между параметрами, получаемыми при интерпретации данных ГИС с, одной стороны, и параметрами, характеризующими емкость, нефтенасыщенность, продуктивность породы-коллектора — с другой.

Петрофизическое обеспечение комплексной интерпретации материалов ГИС включает следующие элементы:

1) установление петрофизических связей, позволяющих перейти от геофизических параметров, к значениям параметров, характеризующих литологию и фильтрационно-емкостные свойства пород;

2) установление граничных значений различных физических параметров, характерных для каждого литотипа.

Коллекция образцов пород, используемых для создания петрофизической основы интерпретации ГИС в изучаемом объекте, должна удовлетворять следующим условиям:

включать образцы всех основных литотипов изучаемых отложений — коллекторов и неколлекторов;
число образцов должно соответствовать требованиям математической статистики;
значительная часть образцов должна принадлежать интервалам сплошного отбора керна с необходимой частотой отбора образцов на анализ (не менее пяти на 1 м разреза).

По способу получения петрофизических зависимостей различают следующие виды парных связей: керн — керн (к—к), геофизика— керн (г—к), геофизика — гидродинамика (г — гд), геофизика — геофизика (г — г).

Связи типа к—к. Получают в результате измерения в лаборатории двух параметров — одного «геофизического», т. е. параметра, получаемого на первой стадии интерпретации ГИС, например, параметра пористости Рп, и параметра, характеризующего фильтрационно-емкостные свойства или литологию, например, коэффициента пористости к_п. Оба параметра определяются на одном и том же образце керна при атмосферных или термобарических пластовых условиях. Для каждого образца определяют положение точки в системе координат х—у. Совокупность точек обрабатывают известными приемами математической статистики, получая уравнение регрессии, коэффициент корреляции и т. д.

Связи типа г—к получают в том случае если технология отбора керна, обеспечивает 100%-й отбор и вынос керна на поверхность.

Для получения связи г — к выполняют следующие процедуры:

составляют кернограммы различных параметров, установленных на образцах керна, по изучаемому участку разреза скважины путем нанесения точек для каждого образца в системе координат исследуемый параметр — глубина в том же масштабе глубин, что и диаграммы ГИС;
в исследуемом интервале разреза по комплексу ГИС выделяют достаточно однородные пласты и определяют для каждого из них физические параметры для последующего сопоставления с данными керна; составляют графики изменения этих параметров по разрезу;
используя кернограмму и график результатов интерпретации ГИС для двух близких по своей природе параметров, привязывают данные керна к материалам ГИС по глубине;
на каждой кернограмме выделяют пласты, установленные по материалам ГИС, определяют среднее значение параметра по керну для каждого пласта;
в системе координат наносят точки, соответствующие различным пластам в изучаемом участке разреза. На основе полученной совокупности точек находят уравнение регрессии и статистические параметры, характеризующие тесноту связи.

Сравнение аналогичных связей типа к — к и г — к, полученных на фактическом материале многих параметрических скважин, показало, что связь г — к характеризуется более высоким коэффициентом корреляции и меньшей дисперсией.

Связи типа г — гд. Получают, сопоставляя геофизический параметр и параметр, устанавливаемый по данным гидродинамических исследований и характеризующий фильтрационные свойства пласта, например, коэффициент проницаемости к_пр. Значения рассчитывают для однородных по данным ГИС интервалов испытаний разреза.

Связи типа г — г. Два геофизических параметра г — г проводят, нанося точки на плоскость в системе координат, соответствующие параметрам, вычисленным по данным двух различных геофизических методов. Такое сопоставление проводят для решения следующих задач:

поиска областей геофизических значений, характерных для различных литотипов, для использования их впоследствии при литологическом расчленении разреза по данным ГИС;
определения областей, соответствующих продуктивным и непродуктивным коллекторам в изучаемом разрезе, для использования полученного построения при оценке характера насыщения коллекторов.

Границы областей находят графически или характеризуют их уравнением регрессии.

return false">ссылка скрыта

Практически все петрофизические связи, используемые при геологической интерпретации материалов ГИС, являются корреляционными. Это связано с тем, что объекты исследования петрофизики (образцы и пласты горных пород) имеют сложные минеральный, химический и фазовый составы, а также очень сложную геометрию границ раздела фаз и частиц различных минералов. Корреляционная зависимость существует между величинами в том случае, если изменение одной величины вызывает изменение закона распределения другой. Статистическая взаимосвязь между физическими параметрами может проявляться и в том, что законы распределений этих параметров согласно изменяются при изменении какого-либо третьего фактора.

Выявление статистических связей между петрофизическими параметрами горных пород имеет большое практическое значение.

Имея такие взаимосвязи, можно по измеренным значениям одного параметра приближенно оценивать значения другого.
Наличие или отсутствие взаимосвязи между физическими параметрами может косвенным образом указывать на преобладающие причины их изменений.
Характер взаимосвязи между физическими параметрами может служить одним из классификационных признаков породы.

Чаще всего петрофизические связи используют при решении обратных задач геологической интерпретации материалов ГИС, когда по диаграммам, полученным в скважине, восстанавливается геологический разрез и свойства объектов, слагающих разрез. Однако, нередко используют петрофизические связи при решении прямой задачи — построения геофизических диаграмм для модели разреза и сравнения этих диаграмм с реальными.

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Понятие петрофизической модели.

Каждый геологический объект обладает комплексом свойств, в том числе и физических. «В природе не существует критериев или позиций, с которых одно качество должно быть выделено среди других как наиболее важное, существенное» (Васильченко, 1968). Понятие существенных или несущественных признаков геологического объекта появляется тогда, когда мы начинаем изучать его с какой-либо целью.

Значимость тех или иных свойств геологического объекта зависит от стадии поисково-разведочного процесса. Таким образом, в зависимости от цели исследования один и тот же геологический объект рассматривается с разных позиций. Абстрактное отображение объекта в отношении некоторых заданных критериев, называется моделью объекта.

Форма представления модели зависит от геологической задачи, для которой эта модель создается, сведения могут быть представлены в виде таблиц, текста, графиков и формул.

Под петрофизической моделью (ПФМ) понимают объемное распределение в геологическом пространстве различных физических параметров, характеризующих главные петрофизические структурно-вещественные комплексы изучаемого геологического объекта.

Общая последовательность формирования ПФМ включает такие операции:

формулирование геологической задачи и выбор объекта моделирования;
анализ любой геолого-геофизической информации, имеющейся по эталонным объектам;
сбор эталонной коллекции образцов, измерение физических свойств основных разновидностей горных пород;
статистическая обработка результатов этих измерений и выделение петрофизических неоднородностей;
построение собственно ПФМ, т.е. геометризация в геологическом пространстве отдельных петрофизических неоднородностей по возможности в виде тел правильной геометрической формы.

Петрофизические модели нефтегазоносных объектов.

Петрофизические параметры нефтегазоносных пород.

Нефть образуется в тонкозернистых глинистых отложениях, не обладающих свойствами коллекторов. Погружение осадков приводит к их уплотнению: в большей мере уплотняются песчаные отложения, в меньшей - глинистые, что обусловлено наличием в них связанной воды. Это приводит к аномальным давлениям растворов в глинистых отложениях, к миграции флюидов (вода, нефть, газ) из тонкозернистых осадков в более грубозернистые и проницаемые отложения. Миграция нефти и газа может привести к формированию месторождений, как только на пути этой миграции, встанет препятствие из непроницаемых пород.

На физические параметры нефтегазонасыщенных пород влияют следующие факторы:

1) литологический состав пород;

2) пористость пород;

3) температура и давление, при которых находятся породы в естественном залегании;

4) свойства флюида, насыщающего поры и трещины.

Влияние лишь четвертого фактора создает полезный «петрофизический сигнал», влияние остальных факторов из-за невозможности их полного учёта необходимо отнести к помехам геологического содержания, затрудняющим прогнозирование нефтегазонасыщенности пород по их физическим свойствам.

Исследования показали, что величины основных физических параметров (скорость продольных волн и удельное электрическое сопротивление) существенно зависят от концентрации углеводородов во флюиде, т.е. эти параметры достаточно информативны в отношении нефтегазоносности пород.

На рис. 8.9 приведены гистограммы распределения значений физических параметров для III литолого-стратиграфического комплекса, в котором сосредоточено более половины запасов нефти и газа каменноугольного возраста Нижнего Поволжья.

Гистограммы построены отдельно для территорий с известной нефтегазоперспективностью и для территорий бесперспективных. Петрофизические данные по одному и тому же горизонту зависят от того, в какой области, проведено измерение физических параметров. Они подтверждают влияние на физические свойства пород повышенного содержания углеводородов на перспективных территориях, а значит возможность прогнозирования нефтеносности по петрофизическим данным.

Некоторое перекрытие гистограмм распределения физических параметров связано с тем, что на них, кроме нефтегазонасыщенности, влияют еще другие геологические факторы. Надежность прогноза по каждому петрофизическому параметру недостаточно велика. Использование при прогнозе четырех петрофизических параметров, по-разному испытывающих влияние мешающих геологических факторов делают прогноз нефтегазоносности достаточно надежным.

Модели залежи углеводородов и нефтегазоносной структуры.

Миграция углеводородов по пористым проницаемым породам может в благоприятных условиях привести к формированию газонефтяной залежи. Таким условием является наличие высокопористых пород-коллекторов и непроницаемых покрышек (рис. 8.10). Роль последних выполняют, как правило, глинистые породы.

Залежь углеводородов имеет зональное строение по вертикали, что является результатом дифференциации флюида по плотности: самую верхнюю часть залежи занимает газ, ниже располагается нефть, еще ниже — вода. Границы между флюидами разного качества могут быть достаточно резкие их присутствие можно обнаружить с помощью наземной сейсморазведки. Смешиваемость флюидов увеличивается при повышении давления и температуры.

Углеводородная часть залежи характеризуется, как правило, более высокой пористостью, чем водонасыщенная. Это связано с тем, что в водонасыщенной части залежи происходят эпигенетические процессы преобразования пород — цементация, вторичное минералообразование. Все это приводит к понижению пористости пород и к «закупориванию» углеводородной части залежи. Нефть, напротив, отличается консервирующими свойствами. На границе с вмещающими породами и с водой углеводороды частично разрушаются с образованием твердых асфальтовых битумов с более высокими, чем у нефти, плотностью и скоростью упругих колебаний. Асфальтовая корочка уменьшает проницаемость пород и способствует «запечатыванию» нефти.

Принципиальная петрофизическая обстановка нефтяной залежи приведена на рис. 8.10. Изменение физических свойств пород ее различных частей обусловлено различием их пористости, определяющей разную долю жидкой и твердой фазы в породе, различием физических параметров минерального скелета и флюидов и флюидов разного качества, т. е. воды, нефти и газа. Наиболее информативны свойства, сильно зависящие от пористости, плотность σ и скорость упругих волн V_p, линейный коэффициент поглощения гамма-излучения J_γ и удельное электрическое сопротивление ρ, а также имеющие аномальные значения у флюидной фазы — длина замедления нейтронов L_s, время жизни теплового нейтрона τ, коэффициент теплопроводности λ. Удельное электрическое сопротивление и упругие параметры пород некоторых нефтяных месторождений приведены в табл. 8.3.

Электрическое сопротивление нефтеносных и газонасыщенных пластов отличается от водоносных пластов в 100 и более раз, в среднем в 10 раз. Удельное сопротивление газовых залежей несколько выше нефтяных. Величина превышения составляет первые десятки процентов.

Понижение скорости продольных волн в нефтегазовых отложениях по сравнению со скоростью водоносной части составляет в среднем 0,5 км/с, т. е. приближенно 15—25 %. В отдельных случаях оно достигает 30 – 35 %. Углеводородные залежи характеризуются аномальным поглощением упругой энергии. Эффективный коэффициент поглощения в водоносной части составляет первые единицы 10^-3 м^-1 а в нефтегазовой увеличивается в 10 и более раз (рис.8.12).

Изменение ядерно-физических свойств пород обязано изменению водородосодержания (длина замедления нейтронов), а также изменениям плотности и пористости, влияющим на ядерно-физические свойства, включая коэффициент поглощения гамма-излучения. В случае пресных вод различие в водо- и нефтенасыщенных частей сохраняется за счет разной пористости. Различие в теплопроводности пород связано с понижением этого параметра в ряду: минеральный скелет — вода — нефть — газ.

Аккумуляция нефти и газа в залежи предполагает специфическую литолого-структурную ситуацию. Сами углеводороды характеризуются аномальными физическими свойствами, способностью к миграции, вызывают минералогические изменения в породе. Результатом всего этого является особая физико-геологическая и петрофизическая обстановка в районе нефтегазоносной структуры. Ее обобщенная петрофизическая модель приведена на рис.

,8.12. Основное содержание модели заключается в следующем.

В осадочном разрезе нефтегазоносных районов имеются опорные петрофизические горизонты, которые прослеживаются с помощью наземных или скважинных геофизических методов. Чаще всего они проявляются в виде границ. Эти границы, как правило, отвечают резкой смене литологического состава пород разреза. В разрезе Ванаварской площади (рис. 8.13,б) петрофизическим репером является граница относительно пористых алевролитов, потенциально нефтегазоносных, и вышезалегающих ангидритов и доломитов — плотных пород, выполняющих роль непроницаемых экранов.

Развитие осадочного чехла нефтегазоносных районов происходит унаследованно и зависит от вертикальных движений в консолидированном фундаменте. Это проявляется в согласованных изменениях поверхностей опорных горизонтов.
В сводных частях антиклинальных структур обнаружены области разуплотнения пород. Разуплотнение отмечается как для отдельных, так и для ряда слоев, при этом захватываются значительные объемы осадочной толщи. Разуплотнение приводит к уменьшению сейсмических скоростей до 0,5 км/с. Понижение плотности и скорости упругих волн и повышение песчанистости разреза в сводовых частях антиклинальных поднятий связаны с влиянием геотектонического режима на процессы осадконакопления.
Над нефтеносными залежами обнаруживается ореол вторжения углеводородов в перекрывающие породы. Связано это со сверхвысоким пластовым давлением в залежи и передачей его в перекрывающие глинистые породы, в результате чего гидростатическое давление в глинах повышается на 10-20 %, происходит разуплотнение глин и некоторая миграция углеводородов в вертикальном направлении. При этом происходит изменение физических свойств пород над нефтяной залежью, обязанное двум процессам. Во-первых, изменяются физические параметры пород в связи с разуплотнением и некоторым насыщением пород углеводородами: понижаются плотность и скорость сейсмических волн, повышается сопротивление. Во-вторых, резко восстановительная обстановка в породах, насыщенных углеводородами, приводит к минералогическим изменениям. Наиболее значительными с петрофизической точки зрения являются новообразования пирита и магнетита, приводящие к повышению вызванной поляризации и намагниченности пород.
В крыльевых частях структур установлены зоны аномальных значений большинства физических параметров горных пород. В плане они проявляются в виде кольцевых аномалий, обрамляющих контур нефтегазоносности. Зоны характеризуются большой дисперсией физических параметров, более высокими и более низкими их значениями по сравнению с породами за пределами зон. Зоны сопровождаются положительными аномалиями содержаний ванадия и никеля, которыми обогащена нефть, положительными аномалиями радиоактивности.

Приведенная петрофизическая модель предельно идеализирована. Она лишь указывает, какие элементы геологического строения разреза должны быть изучены для создания петрофизической модели нефтегазоносной структуры, удовлетворяющей конкретным условиям изучаемого района. В общем особенности петрофизической модели структуры, ее отличие от идеализированной определяются геодинамическим режимом осадконакопления и литологическим составом пород разреза, типом ловушек и эпигенетическими преобразованиями пород, развитием разрывной тектоники и др.

Петрофизические модели

Как мы уже знаем, важным свойством любой модели, в том числе и петрофизической, является ее адресность, соответствие цели исследования. В случае коллекторов, целью являются фильтрационно-емкостные свойства, определить которые можно по геофизическим исследованиям скважин (ГИС). Для таких определений необходимы знания о взаимосвязях между петрофизическими параметрами, которые измеряются в методах ГИС, и фильтрационно-емкостными свойствами коллектора.

Итак, петрофизическая модель коллектора — это теоретически или экспериментально установленная аналитическая зависимость между петрофизическими свойствами коллектора, определяемыми по данным ГИС, с одной стороны, и его литологическими, фильтрационно-емкостными свойствами и параметрами насыщения, с другой.

Как и в случае других моделей, при построении петрофизической модели коллектора результаты петрофизических наблюдений подвергаются корреляционному анализу и осреднениям. Поэтому при использовании петрофизических моделей для исключения ошибок необходимо учитывать все допущения и идеализации, принятые при построении модели.

1. Модель электропроводности

Принимаются начальные положения.

а) С точки зрения электропроводности коллектор — это двух компонентная среда, состоящая из непроводящего компонента (твердая фаза, нефть и газ) и электропроводящей воды. Высокая электропроводность воды настолько существенна, что различием в удельном электрическом сопротивлении других составляющих горной породы можно пренебречь.

б) На электропроводность влияет только открытая пористость, поскольку для протекания электрического тока необходимы непрерывные токопроводящие каналы.

Удельное электрическое сопротивление неглинистого водонасыщенного коллектора зависит от удельного сопротивления (минерализации) поровой воды ρ_В от относительного объема породы, занятого этой водой (от коэффициента открытой пористости К_п), и от сложности геометрии поровых каналов, оцениваемой с помощью параметра электрической извилистости (Т_эл >=1):

где ρ_В.П — удельное электрическое сопротивление водонасыщенной породы.

Удельное электрическое сопротивление ρ_В.П зависит от насыщения коллектора (от ρ_В) и не является в строгом смысле параметром коллектора. Поэтому ρ_В.П делят на ρ_В и рассчитывают так называемый параметр пористости Рп который зависит от пористости коллектора и сложности геометрии поровых каналов:

Р_П = ρ_В.П/ ρ_В = Т²_эл/К_п

Этому уравнению как теоретической модели соответствует статистическая модель электропроводности коллектора:

Р_п = а∙К_п^-^m (8.8)

где аит- экспериментально установленные коэффициенты (рис. 8.19).

Величину m называют показателем цементации породы. Чем сложнее геометрия поровых каналов, тем больше т отличается от единицы (m>=1). Как можно видеть из данных рис. 4.6, показатель цементации m оправдывает свое название и увеличивается от песков к песчаникам тем больше, чем выше степень их сцементированности. На кривых «Р_п-К_п» т соответствует их наклону к оси ординат и, следовательно, чувствительности Р_п к пористости.

Для неглинистых коллекторов В.Н.Дахнов приводит следующие обобщенные значения параметра т:

хорошо отсортированные пески и слабосцементированные песчаники: т =(1.3—1.4);
хорошо сцементированные терригенные и карбонатные коллекторы с пористостью: межгранулярной (т=1.8-2.0); трещинной (т< 1.8) и кавернозной (т>2).

Удельное электрическое сопротивление глинистого водонасыщенного коллектора в значительной степени зависит от соотношения электропроводности двойного электрического слоя (ДЭС), формирующегося в окрестности поверхности глин, и электропроводности свободного электролита, а также от объемного распределения этих компонентов. В большинстве случаев электропроводность ДЭС выше, что приводит к занижению ρ_В.П глинистого коллектора:

ρ_В.П = П∙Р_п∙ ρ_В

где П— коэффициент поверхностной проводимости, зависящий от удельных электрических сопротивлений свободной воды (ρ_В) и двойного электрического слоя (ρ_дэс), а также от доли порового канала, занятой свободной водой (ξ):

Параметр пористости в случае глинистого коллектора определяется в соответствии с выражением:

В статистических зависимостях типа (8.8) поверхностная проводимость глинистого коллектора сказывается в изменении обоих коэффициентов. Так, обобщенное уравнение зависимости «Р_п-К_п» для коллекторов горизонта Ю₁ месторождений Томской области имеет вид Рп = 1,493·К_п^-1,6. Параметр m при этом меньше, чем это следует из вышеприведенных оценок. Глинистость коллектора понижает чувствительность удельного электрического сопротивления (Р_п) к его пористости. Фактически все разнообразие значений параметра т, имеющее место для единых горизонтов разных месторождений (табл.8.6) или разных горизонтов одного месторождения, определяется в основном различной глинистостью коллекторов.

Удельное электрическое сопротивление частично водонасыщенного коллектора.

Ниже уровня грунтовых вод частичное водонасыщение коллектора означает, что часть его порового пространства занято нефтью или газом. Поскольку нефть и газ обладают высокими удельными электрическими сопротивлениями и в принятой нами модели коллектора не отличаются по ρ от твердой фазы коллектора, то эффект его частичного водонасыщения по сути аналогичен уменьшению пористости. Отсюда аналогичные (выше приведенным) теоретические зависимости удельного электрического сопротивления нефтенасыщенного (газонасыщенного) коллектора от коэффициента водонасыщенности.

Отношение удельного электрического сопротивления частично водонасыщенной породы (ρ_Н.П) к удельному электрическому сопротивлению той же породы (с той же пористостью) при ее полном водонасыщении называется параметром насыщения Р_н.

Р_Н = ρ_Н.П/ ρ_В.П. = Т²_эл/К_В

Параметр насыщения еще иначе называют коэффициентом увеличения сопротивления, поскольку при замещении воды нефтью или газом удельное электрическое сопротивление коллектора возрастает.

Экспериментальная модель электропроводности коллектора (рис. 8.20) имеет вид:

Р_н = а∙К_в^-ⁿ (8.13)

Приведем оценочные значения показателя глинистости n:

• межгранулярные коллекторы: глинистые (n = 1.3—1.6), слабо глинистые терригенные и карбонатные (n = 1.8—2.0);

• коллекторы со сложной геометрией пор: кавернозные (n = 1.0—1.3), трещинные (n>2);

• гидрофобные коллекторы (n>2).

Обратим внимание на то, что глинистость коллектора, уменьшая показатель насыщенности, уменьшает тем самым чувствительность электрических параметров к изменению нефтенасыщенности. В случае терригенных коллекторов, различия в показателе п уравнений типа (8.13) следует расценивать как различие, в первую очередь, в глинистости коллекторов.

Уравнения (8.8) и (8.13) часто сводят вместе. Получаемое при этом уравнение:

(8.14)

называется уравнением Арчи—Дахнова. Коэффициенты в этом уравнении могут быть рассчитаны из экспериментально полученных уравнений типа (8.8) и (8.13).

2. Модель диффузионно-адсорбционной поляризации

В приведенных выше критериях коллектора, наряду с параметрами электропроводности, фигурирует параметр α_пс, который является оценкой диффузионно-адсорбционной поляризации при измерениях в скважинах и несет информацию о глинистости коллектора. Вспомним механизм образования диффузионно-адсорбционной поляризации.

При вскрытии терригенного разреза скважинами на контакте «горная порода — промывочная жидкость» создается градиент концентрации (из-за различной минерализации контактирующих растворов), вызывающий диффузию. Как правило, поровые (пластовые) воды более минерализованы, чем промывочная жидкость, поэтому диффузия направлена из пласта в скважину. Так как подвижность отрицательного хлора в свободном электролите выше, чем положительного натрия, против неглинистых песчаников появляется избыток отрицательных зарядов.

Когда в разрезе присутствуют глины, диффузия осуществляется в основном за счет положительных ионов, и против глин наблюдается положительный электрический потенциал.

При геофизических исследованиях измеряется потенциалы самопроизвольной поляризации или ПС. В качестве петрофизического параметра выступает относительная амплитуда ПС — α_пс, рассчитанная таким образом, что для «чистых» глин α_пс = 0, а для чистых неглинистых песчаников α_пс = 1.

Примем коллектор состоящим из неглинистого скелета, цемента, который может быть или глинистым, или карбонатным, и пор, заполненных поровой водой. Выражение для а_пс коллектора:

где К_в.св = К_в.св(г)+ К_в.св(к) — коэффициент физически связанной воды; К_в.св(г)- коэффициент адсорбированной на поверхности глин воды; К_в.св(к) — коэффициент капиллярно удержанной воды в карбонатном цементе.

Отметим, что на фильтрационно-емкостные свойства коллектора влияет К_в.св, то есть наличие адсорбированной и капиллярно удержанной воды, а на α_пс — только К_в.св(г), что необходимо учитывать при использовании модели.

Смысл этого уравнения будет более понятным, если рассмотреть частные случаи:

а) глинистый цемент отсутствует — α_пс = 1, т.к. К_в.св(г) = 0;

б) все поровое пространство занято глинистым цементом α_пс = 0, т.к. К_в.св(г) = 1;

в) поровое пространство занято карбонатным цементом α_пс →1, т.к. К_в.св(к) → 1.

Отсюда следует правило-предостережение: плотный пласт с карбонатным цементом выделяется на кривой α_пс также, как лучший коллектор, не содержащий цемента вообще.

Для использования α_пс в целях оценки фильтрационно-емкостных свойств коллектора необходимо соблюдение двух условий:

Во-первых, изменения пористости и проницаемости коллектора должны быть обусловлены вариациями его глинистости. Практически на всех месторождениях α_пс является наиболее надежным критерием выделения коллектора (табл. 8.8). Для большинства месторождений углеводородов Западной Сибири пористый пласт принимается за коллектор, если его α_пс больше или равняется 0,4.
Во-вторых, минеральный состав цемента должен быть однороден и не должен меняться в границах коллектора.

Различное качество глин и переменное количество карбонатного цемента в терригенных кнороден и не должен меняться в границах коллектора.

Различное качество глин и переменное количество карбонатного цемента в терригенных коллекторах ухудшают корреляционные связи «α_пс-К_п» и «α_пс-К_пр» и могут внести ошибки в оценки фильтрационно-емкостных свойств коллектора по этому параметру.

3. Петроакустическая модель пористости коллектора.

Наличие в горных породах порового пространства, заполненного флюидами, влияет и на упругие свойства этой породы. Флюидный состав ее обладает аномальной, существенно меньшей упругостью в сравнении с минеральным скелетом.

Упругие свойства горных пород в скважинах изучаются с помощью акустического каротажа. В этом методе измеряется интервальное время пробега продольной упругой волны ∆Т, величины обратной скорости этой волны (∆Т = l / V_p). Интервальное время показывает, сколько времени пробегает волна расстояние в 1 метр. Компоненты коллектора по возрастанию ∆Т (возрастанию неупругости) можно расположить в ряд: карбонат < песчаник < глина < пластовая вода < нефть < газ (табл.8.9). Естественно, что емкостные свойства коллектора отражаются в интервальном времени.

Как правило, наблюдаемым значениям интервального времени прохождения продольной упругой волны и коэффициента открытой пористости коллекторов удовлетворяет линейное уравнение связи:

∆Т =a∙К_п + b (8.16)

где aиb — коэффициенты уравнения.

Эту зависимость получают экспериментально (таб. 8.10).

Из данных рис.8.21 видим, что глинистость коллектора не только изменяет коэффициенты в уравнении связи «∆Т-К_п», но и уменьшает тесноту этой связи.

В качестве примера в таблице 8.8 приведен пример петрофизической модели реального коллектора, в которой представлена полная информация о коллекторе. Используя данные этой таблицы, а также кривые относительных фазовых проницаемостей, получают граничные петрофизические критерии.

Граничные петрофизические критерии оценки юрских коллекторов Вань-Еганского месторождения (Западная Сибирь):

критерий получения чистой нефти: при α_пс ≥ 0.65ρ_П > 5.14α_пс + 1.36, К_н ≥ 0.5α_пс + 0.1

при α_пс <0.65ρ_П≥ 2.4α_пс + 3.4;

критерий получения нефти с водой: 4.3 <ρ_П< 6.0, 2.5 <Р_н< 4.0, К_н = 0.41α_пс + 0.09;
критерий выделения водоносных пластов: при α_пс ≥0.65ρ_П<4.3, Р_н <2.5.