Коэффициент пористости и объемной плотности водонасыщенных пород в  Западной Сибири

На этапе подсчёта запасов пористость коллекторов Кп определяется по материалам акустического каротажа (АК) с использованием эмпирических парных или многомерных зависимостей между К_п и интервальным временем _Dt.

Существует несколько методик определения пористости пород по данным АК.

- Определение пористости по экспериментальным зависимостям _Dt(К_п), полученным на представительной коллекции образцов пород с учётом условий их залегания, характерных для данного разреза. Однако, как показали наши исследования, зависимости _Dst(К_п) типа «керн-керн», установленные в разных петрофизических лабораториях на одной и той же коллекции образцов существенно различаются даже в примерно одинаковых условиях измерения _Dt.

Рис.1. Зависимость интервального времени от коэффициента пористости для отложений юры месторождений Западной Сибири

Это показывает, что в настоящее время пока нет единой методики измерения в лабораторных условиях интервального времени. Нет единого мнения и о влиянии температуры на скорость распространения упругих волн. В лабораторных условиях невозможно также смоделировать реальный фазовый состав жидкости в радиусе исследования АК. К тому же эти зависимости даже при полном учёте пластовых условий не совсем адаптированы к ним в связи с тем, что в лабораторных условиях Dt измеряется параллельно напластованию, тогда как в скважинных условиях (при каротаже) интервальное время измеряется перпендикулярно напластованию. При значительной акустической неоднородности это обстоятельство может повлиять на поведение зависимости _Dt(К_п).

В связи с этими ограничениями использовать зависимость _Dt(К_п) типа «керн-керн» для определения К_п с уверенностью нельзя.

- Определение коэффициента пористости по статистическим уравнениям (зависимости типа «керн-ГИС») интервального времени от пористости, установленным для определенных стратиграфических подразделений или пластов. При этом _Dt получают по АК, а К_п - по керну в интервалах с представительным керном. Такая зависимость, установленная для отложений юры, приведена на рисунке 1. В диапазоне пористости от плотных карбонатизированных до песчано-алевролитовых разностей зависимость описывается уравнением

Формула 1. Зависимость получена по представительному керну из пласта Ю₁ и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири.

Зависимость (1) получена по представительному керну из пласта Ю₁ и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири, имеет высокий коэффициент корреляции (r=0.98) и ее можно использовать для определения К_п коллекторов юры в пределах Среднеобской нефтегазоносной области и Уренгой-Пуровского района.

Зависимость на рисунке дополнена данными по пластам БП20 Харампурского и БП_8-14 Тарасовского месторождений. Как видно, точки по пластам БП хорошо согласуются с юрскими, что может свидетельствовать о возможности использования зависимости (1) и для определения пористости коллекторов пластов группы БП.

Ранее полученная в ЗапСибГеоНАЦ зависимость _Dt(К_п) для ачимовских отложений Уренгойского ГКМ имеет вид _Dt = 5.24 К_п + 172.42 и располагается несколько выше юрской. Статистическая зависимость К_п(_Dt) предпочтительнее, так как при ее использовании систематические ошибки минимальны.

- Определение коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ) достаточно распространено на практике. Выражение для К_п имеет вид

Формула 2. Определение коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ)

Как видно из уравнения (2), результаты определения К_п значительно зависят от достоверности параметров _Dt_ск и _Dt_ж.

Существует несколько способов определения _Dt_ск. Наиболее правильным следует считать _Dt_ск, определенное путем линейной экстраполяции зависимости К_п(_Dt) к нулевой пористости. По зависимости (1) _Dt_ск для юрских отложений будет равно 166 мкс/м.

Интервальное время в заполнителе порового пространства зависит от состава флюидов, температуры и давления (глубины залегания). Для условий Западной Сибири рекомендуется значение _Dt_ж принимать равным 610 мкс/м [1], которое, очевидно, характерно для однородных водных растворов. В реальных нефтеносных пластах в радиусе исследования АК находится остаточная нефть, а также смесь фильтрата бурового раствора и пластовой воды. Для такого заполнителя порового пространства _Dt_ж будет другим, что и подтверждается на практике. При рекомендованном _Dt_ж=610 мкс/м полученные значения Кп оказываются завышенными.

В связи с этим целесообразно определять _Dt_ж расчетным путем по уравнению (2), решая его относительно _Dt_ж по известным К_п по керну и _Dt по АК.

В частности, для отложений пласта Ю₁ Харампурского месторождения по выборке пластов с достоверным керном среднее значение _Dt_ж можно при нять равным 665 мкс/м.

При таком подходе к определению _Dt_ж в той или иной мере должно учитываться влияние глинистых частиц в породе.

- Определение коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании многомерных моделей. В частности, В.Г. Фоменко, С.Г. Шальновой и др. [2] предложена методика, сущность которой заключается в том, что по материалам нескольких месторождений Уренгойского нефтегазоносного района было получено уравнение, которое описывает связь между К_п, _Dt и a_пс:

Формула 3. Определение коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании многомерных моделей.

где 0.175с - комплексный параметр (обозначенный нами С), который в целом учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как _Dt_ск.

Авторы методики не указывают значение коэффициента пропорциональности с, а величина 0.175 в уравнении (3) рекомендована как константа для определения К_п всех стратиграфических комплексов Западной Сибири.

Однако, как показал опыт применения этой методики при подсчете запасов в ТТЭ (ЗапСибГеоНАЦ), значения коэффициента 0.175с и _Dt_ск необходимо уточнять для каждого объекта с учетом условий его залегания и литологических особенностей пород.

В связи с этим Г.В.Таужнянским, Е.Е.Селивановой, О.А.Соколовской и др. предложена и успешно применяется на протяжении многих лет методика уточнения коэффициента 0.175с в уравнении (3). Она заключается в том, что по пластам с высоким выносом керна (не менее 70-80%) и количеством исследованных образцов более 3-5 на 1 метр разреза при известных значениях К_п, _Dt и a_пс, уравнение (3) решается относительно коэффициента С. При таком подходе можно использовать также уверенные значения К_п по каротажу (например, по ГГК-П).

Уточненный таким способом коэффициент С для отложений юры Харампурского месторождения при _Dt_ск=166 мкс/м равен 0.258 и формула (3) примет вид

Формула 4. Формула (3) при уточненненном коэффициент С.

В общем коэффициент С имеет тенденцию к уменьшению вверх по разрезу. Для пластов ПК Харампурского месторождения он равен 0.139.

Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают с данными керна. Так, по пласту Ю₁ Харампурского месторождения по скважинам с АК получены следующие средневзвешенные значения К_п

Рис.2. Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают с данными керна.

Наиболее надежной считаем зависимость К_п(_Dt), при которой интервальное время определяется по результатам исследований в скважинах, а К_п устанавливается по данным представительного керна. В сильно глинистых пластах, по-видимому, лучшие результаты могут быть получены по методике К_п(_Dt,a_пс). Однако при использовании этой методики возникают некоторые сложности при расчете a_пс с выбором опорного пласта.

Таким образом, полученные авторами, а также усовершенствованные с учётом конкретных геологических условий известные методики определения пористости коллекторов месторождений Тюменской области по интервальному времени распространения упругой волны прошли апробацию и рекомендуются для практического применения.