К оглавлению журнала

 

УДК 553:55:552.578.2.061.4.001.5

©А.А. Пахольчук, 1990

Оценка коэффициента кавернозности карбонатных пород по комплексу “Керн-ГИС”

На примере семилукских отложений Припятского прогиба.

А.А. Пахольчук (УкргипроНИИнефть)

Семилукские отложения франского яруса являются одним из основных продуктивных горизонтов Припятского прогиба. За годы, прошедшие со времени открытия Речицкого месторождения и первой семилукской залежи, выявлено еще 30 одноименных залежей. Из пород одноименного горизонта на различных площадях Припятского прогиба отобраны сотни образцов керна, на которых определены тысячи различных параметров.

В частности, пустотность пород семилукских продуктивных отложений оценивалась по данным измерений на образцах керна: абсолютная пористость методом Мельчера (n=1414), открытая – Преображенского (n=1512) и каверновая – Котяхова (n=326). Основную емкость пород-коллекторов составляют поры и каверны выщелачивания. Тип коллектора – каверново-порово-трещинный (смешанный).

Абсолютная пористость Кпп доломитовых разностей от площади к площади меняется от 2 до 5,2%, а известняков – от 0,8 до 5 % (средние значения соответственно 3,1 и 3 %). Без учета литологического состава полная пористость пород семилукского горизонта отдельных площадей находится в пределах от 2 до 4,5 % (в среднем 2,9 %).

Открытая пористость доломитов меняется от 1,3 до 4,1 %, известняков – от 0,6 до 1,8 % (средние величины соответственно 2,3 и 1,5 %). Для пород горизонта в целом открытая пористость составляет 2 % и от одной площади к другой меняется от 1,3 до 3,5.

Невысокие значения и сравнительно узкий диапазон изменения абсолютной и открытой пористости семилукских отложений разных площадей позволяют считать, что ее величины отражают емкость наименее изменчивой части карбонатных отложений, составляющей скелет (матрицу) породы. В данном случае под матрицей смешанного карбонатного коллектора понимается пористая часть породы, заключенная между кавернами и трещинами.

Анализ средних величин абсолютной и открытой пористости в сопоставлении с результатами исследований другими методами позволяет утверждать, что полной емкости сложного карбонатного коллектора они не отражают. Чаще всего их значения составляют меньше половины общей пустотности коллектора и характеризуют его матрицу. Задача определения полной пустотности смешанных карбонатных коллекторов обычно решается методами промысловой геофизики. При этом вопрос долевого участия поровой и каверново-трещинной составляющих в общей емкости коллектора остается проблематичным. Вместе с тем сведения о коэффициенте кавернозности необходимы для достоверной оценки извлекаемых запасов и проведения мероприятий по увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

Иногда долевое участие каверново-трещинной и поровой составляющих находят в результате специальных исследований на керне (по Котяхову), но этот метод дорогостоящий и для его применения необходимы кавернозные образцы.

Решение задачи по определению коэффициента кавернозности будет проще, если использовать данные измерений пустотности методами Мельчера и Преображенского. Такая возможность будет, если результаты определений емкости по Мельчеру представляют поровую составляющую всего продуктивного горизонта, а не какой-то его части.

Для выяснения этого вопроса проведен сравнительный анализ значений поровой емкости пород семилукского горизонта, измеренной на пористых образцах керна (876) методом Мельчера, а кавернозных (326) – методом Котяхова. Керн отобран из семилукских отложений восьми площадей, на каждой из которых названные выше отложения продуктивны. Исходные данные по четырем площадям и итоги их сравнения приведены в табл. 1.

Существенные расхождения между значениями рассматриваемых параметров по отдельным площадям, вероятнее всего, обусловлены недостаточной представительностью коллекций кавернозных образцов, и особенно если эти образцы отобраны из одной скважины на площади (Малодушинская).

Наряду с этим значения поровой емкости, рассчитанные для пород семилукского горизонта как единого объекта по данным восьми площадей, равны 3,3 % по Котяхову и 3,2 по Мельчеру. Относительное расхождение между приведенными величинами составляет всего 3 %. Таким образом, получены практически одинаковые величины поровой емкости, измеренной разными методами на образцах керна с различной структурой пустотного пространства (кавернозные и пористые). Последнее является доказательством того, что емкость, измеренная методом Мельчера на пористых образцах керна при представительных выборках, отражает поровую составляющую общей пустотности класса смешанных карбонатных коллекторов.

Как отмечалось выше, полная пустотность смешанных карбонатных коллекторов обычно определяется методами ГИС.

Воспользовавшись данными измерения Кпп на представительной выборке керна с пустотностью порового типа, можно рассчитать объем каверново-трещинной составляющей и ее долевое участие в общей пустотности карбонатного коллектора.

В этом случае полная емкость каверн (Кпкп) определяется по формуле:

где Кпп(ГИС) —полная пустотность смешанного карбонатного коллектора, определенная по ГИС; Кпп— абсолютная пористость, измеренная на поровых образцах методом Мельчера. Долевое участие каверновой пустотности — коэффициент кавернозности (Кк) — определяется по формуле:

На основе многочисленных экспериментальных данных доказано, что значения Кк одних и тех же образцов для полной и открытой кавернозности равны. Поэтому кавернозность открытая может быть определена по формуле:

где К0пк — кавернозность открытая; К0п(ГИС) — пустотность открытая, определенная по ГИС; Кккоэффициент кавернозности.

Сравнение результатов определения долевого участия каверновой емкости методом Котяхова и предлагаемым способом приведено в табл. 2. В качестве полной пористости по ГИС использованы значения этого параметра, принятые при подсчете запасов нефти семилукских залежей перечисленных в табл. 2 месторождений.

Для отдельно взятых площадей (см. табл. 2) расхождение коэффициентов кавернозности, рассчитанных по абсолютной пустотности, меняется от 1 до 34 %. Нужно отметить, что значительное (>20 %) различие между величинами рассматриваемого параметра наблюдается в двух случаях из восьми и обусловлено оно, вероятнее всего, малой представительностью выборок по кавернозным или пористым образцам. Вместе с тем коэффициент кавернозности, рассчитанный для пород семилукского горизонта как единого объекта по данным восьми площадей, равен 0,69 по Котяхову и 0,67 по комплексу “Керн-ГИС”. Относительное расхождение между приведенными величинами составляет всего 3 %.

Полученная сходимость результатов свидетельствует о целесообразности использования данных измерений полной емкости (Кпп) на пористых образцах керна методом Мельчера и определенной по ГИС, полной пустотности смешанного карбонатного коллектора для расчета коэффициента кавернозности (объема крупных пустот). Подобная информация нужна как для новых, так и давно разрабатываемых залежей. Ее наличие необходимо для оценки выработки запасов, более достоверного обоснования коэффициента извлечения нефти и осуществления мероприятий по его увеличению.

Abstract

Semilukian sediments of the Frasnian Stage of the Upper Devonian are the principal producing horizons of the Pripyat depression. The main reservoir storage capacity is represented by pores and solution cavities. Along with pores and cavities, fractures can also serve as the pathways for escaping fluids. Reservoir type is a cavernous-porous-fractured one. With such a type of the reservoir, the question concerning the share of cavernous-fractured constituent in its total capacity seems to be problematical. Cavernosity coefficient in these cases can be determined on the basis of data pertaining to absolute capacity measurements performed on porous samples of cores by Melcher method and from the full interstice of combination carbonate reservoir determined by geophysical well logging. Information on cavernosity coefficient is required to reliably evaluate oil recovery factor and to accomplish measures on its increase.

 

Таблица 1. Сравнение абсолютной поровой пустотности, измеренной на кавернозных и пористых образцах семилукского горизонта Припятского прогиба

Месторождение

По Котяхову

По Мельчеру

Количество определений

Для кавернозных образцов

Для пористых образцов

Абсолютное отклонение,

Относительное отклонение пппп)/Кпп,%

Количество определений

Восточно- Первомайское

30

14,8

11,2

3,6

2,0

158

+ 1,6

44

Озершинское

31

10,1

6,9

3,2

2,1

81

+ 1,1

34

Дубровское

49

7,3

4,1

3,2

2,4

55

+0,8

25

Речицкое

72

9,8

7,1

2,7

3,6

174

–0,9

33

Давыдовское

15

10,7

8,5

2,2

2,8

89

–0,6

27

Золотухинское

55

12,5

8,8

3,7

3,7

47

0,0

0

Малодушинское

34

9,5

6,5

3,0

4,9

85

– 1,9

63

Барсуковское

40

12,8

8,1

4,7

3,6

187

+ 1,1

23

Bceго:

326

_

_

__

_

876

__

Средневзвешенное

––

10,7

7,4

3,3

3,2

––

+0,1

3

Таблица 2. Сравнение коэффициентов кавернозности, рассчитанных разными методами

Месторождение

Полная пустотность по ГИС, %

Пористость полная по Мельчеру, %

Кавернозность полная, %

Кк (по ГИС и керну)

Кк (по Котяхову)

Абсолютное отклонение

Относительное отклонение, %

Восточно-Первомайское

8

2

6

0,75

0,76

+ 0,01

1

Озершинское

6,9

2,1

4,8

0,70

0,69

–0,01

1

Дубровское

9,4

2,4

7,0

0,74

0,55

–0,19

34

Речицкое

10,8

3,6

7,2

0,67

0,72

+0,05

7

Давыдовское

8,2

2,8

5,4

0,66

0,79

+0,13

16

Золотухинское

10,6

3,7

6,9

0,65

0,70

+0,05

7

Малодушинское

9,6

4,5

5,1

0,53

0,68

+0,15

22

Барсуковское

10,6

3,6

7,0

0,66

0,65

–0,01

2

Средневзвешенное:

     

0,67

0,69

+0,02

3

Примечание: Количество использованных определений по керну приведено в табл. 1.

Сайт создан в системе uCoz