К оглавлению журнала

 

УДК 550.822.3:[552 + 53)(571.12)

© Н.А. ТУЕЗОВА, Е.А. КОНТОРОВИЧ, Э.А. НИЗОВСКИХ, 1990

Взаимосвязь физических параметров осадочных пород

На примере Собинского месторождения.

Н.А. ТУЕЗОВА, Е.А. КОНТОРОВИЧ, Э.А. НИЗОВСКИХ (Сибгео)

Взаимосвязь физических параметров пород, используемых при анализе и интерпретации материалов
геофизических
исследований, способствует установлению закономерностей их изменения по
разрезу и площади. Кроме того, при решении
определенных задач можно с помощью одного известного параметра найти искомый.

Плотность осадочных пород тесно связана с их пористостью. Причем если для терригенных пород основной причиной изменения плотности является пористость, то для карбонатных пород необходимо учитывать еще и минеральную плотность [2]. Для этих расчетов рассматривалась общая пористость и уравнения регрессии, связывающие эти параметры, оценивались коэффициентами корреляции для терригенных пород 0,94–0,99. Более детально эти зависимости проанализированы для песчано-алевритовых пород Собинского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в Катангской седловине Сибирской платформы. Для продуктивных пластов уравнения регрессии, связывающие плотность (s) с открытой пористостью (Кп), приведены в табл. 1.

Заметим, что пласты BH-I и BH-II по своему литологическому составу более глинистые
в сравнении с практически чистыми песчанистыми
пластами BH-III и BH-IV.

Аналогичные уравнения регрессии, связывающие s и Кп, установлены для наиболее распространенных здесь кварцевых песчаников (табл. 2.). С учетом их литолого-фациальных особенностей сравниваются две группы пластов: BH-I+BH-II и BH-III+BH-IV (табл. 3).

Зависимости s= f (kп) для карбонатных пород (доломитов, известняков) менее надежные, с низкими коэффициентами корреляции, что вполне объяснимо, так как плотность карбонатных пород обусловлена не только пористостью, но и их минеральным составом. Это относится к другим разновидностям пород: туфам, туфопесчаникам, долеритам и другим, слагающим верхнюю часть разреза месторождения.

Невысокие коэффициенты корреляции объясняются недостаточным количеством исследованных для данной разновидности образцов, неоднородностью литологического состава выделенных групп пород. Кроме того, плотность терригенных образований обусловливается их общей пористостью, поэтому связь с открытой пористостью всегда будет менее тесной.

Если при лабораторных исследованиях плотность определяется для абсолютно сухого состояния пород, то чтобы получить плотность образца, близкую к естественным условиям залегания (с максимальным насыщением пор влагой), можно воспользоваться следующими корреляционными зависимостями (табл. 4).

Для доломитов эта зависимость имеет вид sвн=0,898 + +0,683sc, N= 52, r=0,910, Sr=0,04, Ss=0,01.

Чтобы максимально избежать трудоемких и тяжелых работ при определении плотности нефтенасыщенных (керосинонасыщенных) образцов, целесообразно установить характер связи между плотностью нефте- и водонасыщенных образцов sнн=f(sвн) с последующим использованием поправочных коэффициентов (рис. 1).

С этой целью использовалась методика определения kп с применением минерализованных растворов [1]. С ее помощью рассчитана зависимость для песчано-алевритовых пород: Кпнн=l,38+0,950КпNaC1, N=117, r=0,900, Sr=0,017, SKп=1,8 %. Для карбонатных пород она характеризуется следующим выражением: Кпнн=0,05+ +0,954 КпNaCl, N=143, r=0,958, Sr=0,006, SКп=0,7 %.

Наличие фактического материала позволило установить характер связи между скоростью продольных волн и открытой пористостью для песчано-алевритовых пород площади: vpпл=5492–66,2 kgп , Т=87, r= -0,798, Sr=0,057, Sv=173 м/с. Для песчаников (кварцевых с кремнистым и глинисто-карбонатным цементом): vpпл=5494–60,7 Кп, N=39, r = –0,914, Sr=0,031, Sv= 190 м/с.

В практике геофизических работ чисто используется зависимость vp=f(s). Для песчаников Собинской площади она выглядит как vрпл= –570+2100авн, N=67, r=0,672, Sr=0,07, Sv=264 м/с; для песчано-алевритовых пород – vрпл=891 + 1557sBH, N=89, r=0,561, Sr=0,11, SV=181 м/с; для доломитов – lg vрпл= 1,694+4,803 lg sвн, N=51, h = 0,765, Sh=0,06 и известняков – vрпл= –15557+ +8050sвн, N=32, r=0,718, Sr=0,10, Sv=210 м/с.

При интерпретации геофизических материалов полезно знать, как связаны скорость продольных и поперечных волн для песчано-алевритовых пород: vрпл= 1643+1,076vsпл, N=110, r=0,947, Sr=0.03, Sv=116 м/с; доломитов – vрпл= 705+1,622vsпл, N=97, r=0,898, Sr=0,02, Sv=260 м/с и известняков–vрпл=1172+1,581 vsпл, N=72, r= 0,794, Sr=0,04, Sv=190 м/с (рис. 2).

Важно получить зависимость удельного электрического сопротивления от открытой пористости, но такая действительно надежная связь установлена лишь для песчано-алевритовых пород (рис. 3): lg rпл=2,44––1.72 lg Кп, N=94, h = – 0,823, Sh=0,12, Sr=0,19 Ом·м. Для карбонатных пород, в частности доломитов, зависимость эта очень слабая: lg rпл=2,10–0,77 lg Кп, N=55, h= –0,500, Sh=0,10, Sr=0,25 Ом·м.

Экспериментальные зависимости параметра пористости Pп=f(kп), лежащие в основе методов определения пористости по данным электрометрии скважин, существенно различаются для пород разного литологического состава. Роль литолого-структурных факторов четко прослеживается при анализе связей карбонатных и терригенных пород. Так, для доломитов lg Рппл = 3,901 –1,767 lg kп, N=96, h= – 0,713, Sh=0,18, SPп=0,22; для терригенных пород: lg Рппл=4,64–2,26 lg kп, N=44, h= –0,864, Sh=0,04, SPп =0,21; для песчано-алевритовых пород с песчанистостью 50–60 % характер связи имеет вид lg Pппл=4,580–2,285 lg Кп, N=27, h= – 0,974, Sh= 0,043, SРп=0,10, а для этих же отложений с песчанистостью 40–50 % lgРппл= 3,820–1,466 lg Кп, N=18,h=–0,976, Sh=0,012, SРп=0,12.

В заключение следует отметить, что полученные материалы представляют несомненный интерес. Прежде всего, они дают информацию о характере зависимости физических параметров для таких важных месторождений, каким является Собинское. Кроме того, эти зависимости характеризуют связи свойств пород, насыщенных в естественных условиях концентрированными растворами с минерализацией порядка 300 г/л и больше. Нужно иметь в виду, что при построении петрофизических связей в некоторых случаях кернового материала бывает недостаточно, что, впрочем, не уменьшает достоверности выводов по части возможного использования, например, относительного электрического сопротивления и скорости упругих волн для прогноза открытой пористости, поскольку сами связи имеют достаточно удовлетворительные коэффициенты корреляции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Афиногенов Ю.А., Куландина Д.Н Определение коллекторских свойств засолоненных пород нижнего кембрия Сибирской платформы //В кн. Породы-коллекторы нефтегазоносных отложений Сибири.– Новосибирск.– 1984.– С. 115–120.
  2. Туезова Н.А. Петрофизика осадочных пород чехла древних и молодых платформ и нефтегазоносных структур на примере Западно-Сибирской плиты и Сибирской платформы.– М.: Недра.– 1984.

Abstract

The correlation relationships between various physical parameters used in geological-geophysical investigations and interpreting the results obtained are discussed.

Таблица 1

Продуктивный пласт

Уравнение регрессии

Число образцов

r

Sr

Ss

BH-I

sс=2,68– 0,026Кп

70

–0,907

0,001

0,045

sвн=2,68– 0,016Кп

70

–0,796

0,001

0,045

ВН-II

sс=2,67– 0,026Кп

40

–0,924

0,002

0,047

sвн=2,67– 0,016Кп

40

–0,856

0,002

0,043

BH-III

sс=2,67– 0,029Кп

58

–0,957

0,001

0,032

sвн=2,67– 0,019Кп

58

–0,909

0,001

0,031

BH-IV

sс=2,70- 0,030Кп

54

–0,971

0,001

0,032

sвн=2,70- 0,020Кп

54

–0,938

0,001

0,032

Примечание: sс, sвн, – плотность сухих и водонасыщенных образцов пород соответственно.

Таблица 2

Продуктивный пласт

Уравнение регрессии

Число образцов

r

Sr

Ss

BH-I

sс=2,60– 0,024Кп

12

–0,883

0,004

0,019

sвн=2,61-0,014Кп

12

–0,780

0,004

0,021

ВН-И

sс=2,61- 0,023Кп

7

–0,982

0,002

0,017

sвн=2,62- 0,13Кп

7

–0,934

0,002

0,019

BH-III

sс=2,57- 0,022Кп

40

–0,932

0,001

0,024

sвн=2,57- 0,012Кп

40

–0,814

0,001

0,024

BH-IV

sc=2,58- 0,022Кп

54

–0,911

0,001

0,025

sвн=2,56- 0,011Кп

54

–0,762

0,001

0,025

Таблица 3

Продуктивные пласты

Уравнение регрессии

Число образцов

r

Sr

Ss

Песчаники кварцевые

BH-I+BH-II

sс=2,60– 0,023Кп

19

–0,950

0,002

0,018

sвн=2,61– 0,013Кп

19

–0,856

0,002

0,019

BH-III+ + BH-IV

sс=2,57– 0,022Кп

94

–0,919

0,001

0,025

sвн= 2,56– 0,011 Кп

94

–0,819

0,001

0,025

Песчаники глинистые, алевритистые

BH-I+BH-II

sс=2,53– 0,015Кп

18

–0,600

0,004

0,051

sвн=2,50– 0,005Кп

18

–0,542

0,005

0,050

ВН-III+ + BH-IV

sс= 2,56– 0,01 5Кп

30

–0,722

0,003

0,053

sвн=2,55– 0,005Кп

30

–0,482

0,003

0,054

Песчаники с ангидритовым и карбонатным цементом

BH-I+BH-II

sс= 2,64– 0,017Кп

13

–0,796

0,004

0,045

sвн=2,64– 0,006Кп

13

–0,586

0,004

0,044

BH-III+ + BH-IV

sс=2,60– 0,017Кп

12

–0,538

0,008

0,039

sвн=2,60– 0,006Кп

12

–0,411

0,008

0,039

Таблица 4

Продуктивный пласт

Уравнение регрессии

Число образцов

r

Sr

Ss

BH-I

sвн=0,863+0,683sс

70

0,976

0,018

0,016

ВН-II

sвн=0,928+0,656sс

40

0,986

0,018

0,013

BH-III

sвн=0,872+0,676sс

58

0,990

0,013

0,010

BH-IV

sвн=0,853+0,687sс

54

0,993

0,011

0,011

Рис. 1. Корреляционная связь плотности нефтенасыщенных и водонасыщенных доломитов (I), известняков (I) и терригенных пород (III) Собинского нефтегазового месторождения:

1 – песчаник, 2 – алевролит, 3 – аргиллит

Рис. 2. Корреляционные зависимости скорости продольных и поперечных волн для песчано-алевритовых пород (I), доломитов (II) и известняков (III).

Рис. 3. Корреляционные зависимости удельного электрического сопротивления и параметра пористости песчано-алевритовых пород от открытой пористости

Сайт создан в системе uCoz