"ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ", Северокавказский регион, 2005

Определение пористости девонских отложений Волгоградского Поволжья по нейтронному каротажу.

Шнурман Г.А., Науменко-Брайловская А.А. Кубанский государственный университет, геологический факультет, кафедра геофизики.

 


Основные перспективы нефтегазоносности на территории Волгоградского Поволжья связаны с эйфельско-нижнефранским и среднефранско-турнейскими нефтегазоносными комплексами (НГК). В первом НГК перспективными являются погребенные структуры в отложениях терригенного девона, во втором - залежи нефти приурочены к органогенным известнякам.

Разрез девонских отложений характеризуются литологическим разнообразием и представлен карбонатно-терригенным комплексом осадочных пород со значительной вариацией глинистого материала. Залежи нефти и газа приурочены к коллекторам различных типов: в терригенных отложениях в основном к поровым, в карбонатных - к порово-каверновым. Терригенные коллекторы, представленные песчаниками с дисперсной глинистостью, ограниченной толщины и крайне неоднородны. Карбонатные коллекторы - чистые известняки с пористостью выше 4-5% и содержанием нерастворимого остатка ниже 30%. Продуктивные породы-коллекторы - нефте- или газонасыщенные, характеризуются, как правило, большим диапазоном фильтрационно-емкостных свойств и сложным распределением по разрезу и площади. Все это, а также сложные геолого-технические условия геофизических исследований (неустойчивость ствола скважин в мощных интервалах глинисто-мергилистых толщ, образование значительных желобов и каверн, применение хлор-калиевых промывочных жидкостей низкого сопротивления), создает значительные проблемы при выделении и оценке продуктивных коллекторов по комплексу ГИС.

Одним из важнейших параметров пород-коллекторов является пористость, характеризующая их емкостные свойства. Пористость пород определяется по материалам нейтронного ННК, гамма-гамма- ГГК и акустического АК каротажей, результаты интерпретации которых во многом определяются состоянием метрологического обеспечения измерений, качеством получаемой информации, надежностью учета искажающих геолого-технических факторов и достоверностью используемых петрофизических и интерпретационных моделей. На показания ННК, ГГК и АК наибольшее искажающее влияние оказывает состояние ствола скважины, вращение приборов при подъеме, особенно в призабойной части скважин, непредсказуемые зазоры между приборами и стенкой скважины. В изучаемом регионе наиболее широкое применение при оценке общей пористости пород получил двухзондовый нейтронный каротаж по тепловым нейтронам ННК.

Показания нейтронного каротажа в осадочных породах в основном определяются их водородосодержанием и, в меньшей степени, минералогическим составом, хлоросодержанием и газонасыщенностью. Водородосодержание (водородный индекс ВИ) пород представляет собой отношение объемного содержания водорода в породе к объемному содержанию водорода в пресной воде в нормальных условиях (t=20 С, Р=0,1 МПа). По определению водородосодержание пресной воды равно 1.


где п, нг, гл - водородосодержание породы, нефтегазового флюида и глин;

Квзп - водонасыщенность зоны проникновения;

Кгл - объемная глинистость.

При нейтронном каротаже регистрируется нейтронная пористость Кпнк, которая соответствует пористости чистого известняка, насыщенного пресной водой, измеренной в стандартных условиях. На нейтронную пористость оказывает влияние ряд искажающих факторов, связанных с отличием условий измерений в скважинах от стандартных. К ним относятся:

- геолого-технические факторы: диаметр скважины dc, толщина глинистой корки hгл.к, минерализация Сс и плотность с промывочной жидкости, минерализация пластовой воды Св, температура t С и давление Р;

- литологический эффект, обусловленный различием литологии стандартного и исследуемого пласта;

- плотностной эффект, возникающий из-за различия плотности скелета породы, с одной стороны, и глинистого цемента и углеводородов, с другой. В общем случае, для пород сложного литологического состава, исправленная за влияние геолого-технических факторов нейтронная пористость Кпнк_испр, определяется выражением [2]:


где Кпнклит и Клит - нейтронная пористость и объемное содержание литологических компонентов скелета породы;

Кпнкпл - поправка за плотностной эффект.

До последнего времени в Волгоградском Поволжье при оценке нейтронной пористости карбонатных пород по нейтронному каротажу в производственных условиях в системе "ГИНТЕЛ" вводилась лишь поправка за водородосодержание химически связанной воды в глинах. При этом, значение массовой глинистости Сгл (нерастворимого остатка Сно), определялось по ГК и известной нелинейной зависимости В.В.Ларионова и М.Д.Шварцмана [1] (рис.1-1).

В работе [6] авторами на основе сравнения показаний ГК с содержанием нерастворимого остатка по ГТИ установлена линейная зависимость (рис.1-2), которая рекомендована для определения нерастворимого остатка карбонатных отложений девона Волгоградского Поволжья, а также обосновано преимущество использования абсолютных значений показаний ГК в мкР/ч в качестве интерпретационного параметра ГК.

В связи с отсутствием прямых анализов водородосодержания химически связанной воды в глинах и их минералогического состава наиболее сложной задачей является определение водородосодержания глин (нерастворимого остатка). Известно, что водородосодержание химически связанной воды в основных глинистых минералах - гидрослюдах, каолините и монтмориллоните, составляет в среднем, соответственно, 19, 34 и 22%. Если исходить из равного содержания этих минералов в глинистом компоненте среднее значение параметра гл=25%. Именно такое значение используется при оценке нейтронной пористости девонских коллекторов Волгоградского Поволжья. На наш взгляд, оно может быть несколько завышено и требует подтверждения на керновом материале.

Влияние литологического состава на нейтронную пористость иллюстрируется рис.2, на котором приведены зависимости истинной пористости от нейтронной по ННК для пород различной литологии. Нейтронная пористость известняка по определению равна 0, кварцевого песчаника Кпнкпес составляет в среднем -4.5%, а доломита - около 7%. Поскольку характер насыщенности пород и водородосодержание углеводородов заранее не известны, их влияние на нейтронную пористость не учитывается, т.е. принимается, что Квз=1.

Поправка за различие плотности скелетного компонента и глин в соответствии с [3] может быть определена из выражения


Для условий Волгоградского Поволжья по результатам анализов керна глмин=2.78*103кг/м3, изв=2.7*103кг/м3, пес=2.66*103кг/м3. Таким образом,


для карбонатных пород,

для терригенных пород. В результате окончательные выражения для нейтронной пористости в соответствии с уравнением (2) будут иметь следующий вид

для карбонатных пород и

для терригенных пород. Решив уравнения (6) и (7) относительно пористости Кп и принимая, что Кно=Сно(1-Кп) получим

для карбонатных пород,

для терригенных пород.

Уравнения (8) и (9) являются петрофизической моделью нейтронной пористости для геологических условий Волгоградского Поволжья. Как видно, на результаты определения пористости существенное влияние оказывает не только водородосодержание химически связанной воды в глинах, но и плотностной эффект. Поскольку, до последнего времени при интерпретации материалов ННК вводилась поправка только за водородосодержание химически связанной воды в глинах, в результате в интервалах с повышенным содержанием глинистого материала наблюдалось существенное завышение пористости. На рис.3 приведен фрагмент диаграмм каротажей пористости по скв.№1 Ольховская. В исправленные значения нейтронной пористости Кпнкиспр внесены поправки за водородосодержание и плотностной эффект в глинах и полученная кривая пористости хорошо согласуется с плотностным и акустическим каротажем, а также со значениями общей пористости, определенной по керну. Таким образом, уравнения (8) и (9) рекомендуются для определения пористости по материалам нейтронного каротажа.

Список литературы:

1. Ларионов В.В., Шварцман М.Д. Естественная радиоактивность карбонатных отложений верхнего мела Восточного Предкавказья // Геофизические методы исследований скважин (МИНХиГП, Труды, вып. 56). - М.: Недра. 1966. С. 67 - 82.

2. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. - М.: Недра, 1984.

3. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие) - Изд. ГЕРС. 2001.

4. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978.

5. Шнурман И.Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2003.

6. Шнурман Г.А., Науменко-Брайловская А.А. Петрофизическая модель интегрального гамма-каротажа карбонатных отложений Волгоградского Поволжья. // Изв. Высш. Учебн. Зав. Северо-Кавказский регион. Технические науки. №3, 2005.

  "ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ", Северокавказский регион, 2005