Анализ характера насыщенности пород в неоднородном коллекторе на примере пласта АС10 Приобского месторождения

Неоднородность горных пород является фундаментальным свойством материи. М.В. Рац отмечал, что неоднородность присуща любой горной породе с момента ее возникновения и исчезает лишь с исчезновением самой породы. Проблема неоднородности горных пород и изменчивости их физических свойств на разных уровнях структурной организации вещества и при различных термодинамических условиях является фундаментальной для петрофизики [13]. Г.И. Петкевич подчеркивал, что при описании неоднородных и разномасштабных геологических объектов ощущается острая необходимость в применении новых подходов, совершенствовании понятий и терминов, введении формальных конструкций и количественных показателей.

Неоднородность привлекает внимание геологов всех специализаций (в том числе и петрофизиков) с момента зарождения наук геологического цикла. Большинство исследователей, занимающихся изучением петрографических, литологических, гидродинамических и др. особенностей горных пород, по сути, занимаются не чем иным, как исследованием неоднородности горных пород. Исключение не составляют и геофизики.

Одним из важных свойств геологической среды (ГС) является ее изменчивость во времени и пространстве. Изменчивость обусловливает неоднородность объекта, которая определяется различием его свойств в разных точках. Современное моделирование в цикле геологических наук предъявляет строгие требования к изучению и получению исходной информации. Прежде всего, это – детальная характеристика тонко- и микропрослоев породы и количественная оценка всех требуемых параметров этих прослоев. Параметры, изученные в отдельно взятой точке ГС, не всегда устраивают специалистов. В лабораторной практике исследование свойств пород выполняется именно по точечно-дискретному принципу, хотя далеко не всегда удается отобрать образцы для анализа из тонкого прослоя.

В работах [14, 15, 18–20 и др.] неоднократно отмечено, что, по существу, все петрофизические признаки носят унаследованный характер литолого-фациальной изменчивости. Это обусловлено неоднородностью, сформировавшейся в процессе диагенеза осадочных пород, протекающих в разных точках ГС по-разному (в неодинаковых условиях). Как следствие, дальнейший ход эпигенеза «накладывается» на процесс диагенеза. Отсюда возникает наследственность неоднородности горных пород, которая определяет изменчивость петрофизических (да и не только) признаков.

В настоящее время все большее значение приобретает исследование неоднородности горных пород в нефтяной геологии, поскольку основные запасы нефти и газа сосредоточены в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), осложненными неоднородностью строения. Наряду с решением вопросов методики, изучается влияние неоднородности пород-коллекторов на их емкостной потенциал, проницаемость, нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения. Исследуются также картина передвижения водонефтяного контакта, способы увеличения нефтеотдачи пласта, что очень важно для успешной разработки месторождения. Отмеченные параметры пород-коллекторов без учета неоднородности весьма сложно оценить даже приблизительно. Рядом исследователей [1 - 3, 5, 8] проделана большая работа по учету геологической неоднородности при проектировании разработки нефтяных месторождений. Однако в теории и практике подсчета запасов углеводородного сырья этот вопрос остается менее изученным и ограничивается лишь определением коэффициентов, характеризующих неоднородность, и типизацией по ним нефтяных залежей [5, 9]. Следует также обратить внимание на неоднозначную интерпретацию

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY понятий «геологическая неоднородность» и «достоверность запасов нефти и газа» [1, 5, 7, 9; 21-23].

Влияние неоднородности на продуктивность отложений отмечалось многими специалистами [4, 9, 13, 26 - 28]. Установлено, что увеличение степени неоднородности пород-коллекторов влечет к снижению продуктивности. В нефтяной геологии обычно различают микро- и макронеоднородность [6, 7, 10, 21].

Микронеоднородность горных пород изучается, как правило, в лабораторных условиях традиционными методами: в шлифах, на снимках растрового электронного микроскопа, капилляриметрических, рентгенофазовых и акустических установках, а также на устройствах, предназначенных для определения коэффициента открытой пористости и проницаемости. Это - основные методы. Существуют и специальные: иммерсионный, термический, рентгено-флуоресцентный, ИК-спектрометрический и др.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам и данные сейсмической съемки. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

Особое внимание геологи (геофизики) уделяют макронеоднородности при детальном расчленении продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Целью данной работы является попытка выявления природы неравномерной насыщенности углеводородами коллектора пласта АС10 и воздействия неоднородности на физические свойства горных пород.

Обсуждение результатов

Анализ характера насыщенности пород пласта АС10 выполнен для двух скважин Приобского месторождения.

При формировании пласта АС10 морской бассейн был резко дифференцирован по глубине. Это связано с его частичным обме- лением в восточной и юго-восточной частях района за счет накопления значительных масс терригенного материала. Кромка шельфа располагалась в пределах рассматриваемой территории. Количество поступающего в бассейн обломочного материала увеличивалось. Формирование песчаных тел в этот период связано как с накоплением обломочного материала на шельфе, особенно в его фронтальной части, так и с деятельностью турбидит-ных потоков различной гидродинамической активности. Песчаные пласты различного генезиса могут быть пространственно разъединены, соединяться «каналами» или представлять собой единое тело. Условия седиментации определили весьма прихотливый в плане и в разрезе характер распространения песчаных тел.

Область распространения песчаных тел в нижней части пласта АС10 относится к шельфовой зоне, которая была очень пологой и представляла, видимо, аллювиальнодельтовую равнину. Поступление материала происходило с юго-востока по двум каналам с перераспределением его вдоль фронтальной зоны. Морской бассейн в рассматриваемый период сохранял дифференцированность по глубине. На этапе завершения формирования пласта АС10 дифференцированность морского бассейна по глубине последовательно снижается, что связано с накоплением терригенного материала в предшествующее время. Количество поставляемого обломочного материала снижается, а в его перераспределении начинают преобладать бассейновые процессы, под воздействием которых формируются системы баровых тел. Деятельность турби-дитных потоков отмечается только в западной части площади, приуроченной к склоновой и пониженной части рельефа.

Из вышеизложенного становится ясно, что условия формирования пласта АС10 предполагают широкую изменчивость литолого-минералогического состава и текстурноструктурных особенностей.

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

BK, Ом*м

MINV, Ом*м

MNOR, Ом*м

2     10    50

GRprof, API GR, gAPI SP, mV 6  9 12 15

NKTM, us

PL, g/cm3

Нэф по ГИС = 4,1 м

0.1 0.5 2.5

Нэф по керну = 1,2 м

>х о Z m ф z EI

Ф m о

Кпр, мД

Кп, %

5 10 15 20

Рис. 1. Данные ГИС и фотографии керна в дневном и ультрафиолетовом свете пород пласта АС10 скважины 1 Приобского месторождения

Fig. 1. Geophysical logging data and core photographs in daylight and ultraviolet light for the rocks of AC10 formation in borehole 1 at Priobskoe field

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

BK, Ом*м    GRprof, API

MINV, Ом*м    GR, gAPI

MNOR, Ом*м   SP, mV

2  4  8 16 32 3  6  9 12 15

Кпр, мД

Кп, % 0.1 0.5 2.5 5 10 1520

R I I I

Нэф по ГИС = 10,8 м

Нэф по керну = 6,2 м

Рис. 2. Данные ГИС и фотографии керна в дневном и ультрафиолетовом свете пород пласта АС10 скважины 2 Приобского месторождения

Fig. 2. Geophysical logging data and core photographs in daylight and ultraviolet light for the rocks of AC10 formation in borehole 2 at Priobskoe field

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

На рис. 1, 2 представлено сопоставление данных ГИС с фотографиями керна в дневном и ультрафиолетовом свете для пород пласта АС10 двух скважин Приобского месторождения. В приведённых интервалах глубин общая эффективная толщина Н эф , выделенная по ГИС, составила 14,9 м, а по фотографиям керна в ультрафиолетовом (УФ) свете Н эф нефтенасыщенных прослоев составляет всего 7,4 м, что меньше на 50,0 %. Видно, что по фотографиям в дневном свете керн пласта АС10 в основной массе однороден. Однако фотографии в ультрафиолетовом свете проявили островное насыщение керна углеводородами. На фотографии в УФ свете чётко выделяются 2 зоны: яркое свечение (зона 1) и тёмное (зона 2).

Постараемся осмыслить, почему в визуально однородном по фотографиям в дневном свете керне проявляется островное насыщение УВ.

Литологически породы зоны 1 представлены песчаниками и алевролитами с гли-

нистым и карбонатно-глинистым цементом, а зоны 2 – алевролитами с глинистым и карбонатным цементом (рис. 3).

Для пород зоны 1 песчаная фракция изменяется от 40,4 до 59,2 % (среднее значение составляет 44,6 %), алевритовая – от 33,2 до 49,2 % (45,0 %), глинистая – от 7,3 до 12,7 % (10,3 %), карбонатность варьирует в пределах 2,5 - 9,6 % (4,9 %).

Для пород зоны 2 песчаная фракция изменяется от 23,6 до 47,9 % (среднее значение составляет 35,4 %), алевритовая – от 38,7 до 59,6% (50,4%), глинистая – от 10,5 до 24,1 % (14,2 %), карбонатность варьирует в пределах 4,6 - 30,9 % (9,3 %) (рис. 4).

Породы зоны 1 и зоны 2 обладают плохой сортировкой (рис. 5). Коэффициент сортировки часто используется как индикатор обстановки осадконакопления. Однако в большинстве случаев он дает только сравнительные характеристики.

Рис. 3. Классификационная диаграмма песчано-алевро-глинистых пород по Ф. Шепарду [12]:

1 - аргиллит; 2 - алевролит; 3 - песчаник; 4 - песчанистый аргиллит; 5 - алевритовый аргиллит; 6 - глинистый песчаник; 7 - глинистый алевролит; 8 - алевритовый песчаник;

9 - песчаный алевролит; 10 - песчано-алевритовый аргиллит

Fig. 3. Classification graphic chart of sandy-silty-clay rocks according to F. Shepard [12]: 1 - mudstone; 2 - siltstone; 3 - sandstone; 4 - sandy mudstone; 5 - silty mudstone; 6 - clayey sandstone;

7 - clayey siltstone; 8 - silty sandstone; 9 - sandy siltstone; 10 - sandy-silty mudstone

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

Размер фракций, мм

0.1

0.01

50.4

0.001

0.5

о

О 30

о го

го

о

20 V о о н га

14.2   30

Песчаная Алевритовая Глинистая

Сумма фракций, %

• □    Зона 1

• □    Зона 2

Карбонат-ность, %

Рис. 4. Распределение гранулометрического состава и карбонатности пород пласта АС10 Приобского месторождения

Fig. 4. Grain-size and carbonate content distribution in rocks of AC10 formation of Priobskoe field

Рис. 5. Сортировка пород пласта АС10 по Р.Л. Фолку и В.С. Уарду [24]

Fig. 5. Sorting of the AC10 formation rocks according to R.L. Folk and W.С. Ward [24 ]

Гранулометрический состав обломочных пород имеет определенное генетическое значение, поскольку отражает характер транспортировки и динамику среды осадконакопления. Парные сочетания гранулометрических коэффициентов используются для составления «генетических диаграмм», которые отражают с той или иной степенью достоверности динамические условия среды осадкообразования. Наиболее известны диаграммы Р. Пассеги и Г.Ф. Рожкова.

Динамическая диаграмма, разработанная Р. Пассеги, где в построении заложены такие характеристики, как медианный размер зерен M и размер зерен I сентиля С , мкм, отражающие максимальную грузоподъемность потока. Здесь учитывается способ транспортировки кластического материала качением частиц, сальтацией, переносом в виде градационной или однородной суспензии. Динамогенетическая диаграмма Г.Ф. Рожкова, основана на принципе механической дифференциации в природе частиц песчаной и алеври-

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY товой размерности (учтены и эоловые процессы). Диаграмма строится на соотношениях асимметрии и эксцесса, которые определяются по формулам статистических моментов [11].

Согласно диаграммам Р. Пассеги и Г.Ф. Рожкова отложения пласта АС10 в основном соответствуют осадкам взвеси и в меньшей мере осадкам перекатывания прибрежно-морского комплекса фаций (рис. 6, 7).

При анализе пористости и проницаемости породы выделенных зон относятся к разным петрофизическим типам (рис. 8). Подсчёт порового пространства в шлифах показал, что породы зоны 1 имеют более крупные поры относительно пород зоны 2 (рис. 9).

Для выявления природы неравномерной насыщенности коллектора УВ по выделенным зонам осуществлен совместный анализ результатов, полученных по размерам капиллярных каналов и пор, а также степени их заполнения глинистым и карбонатным материалом.

Размеры пор и поровых каналов и характер их распределения по величинам явля- ются одним из важных показателей в области петрофизики. От этих показателей во многом зависит распределение фаз в коллекторе. Петрофизические параметры зависят преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство. Известно, что чем более неоднородны размеры поровых каналов коллектора, тем больше остаточная нефтенасыщенность и тем меньше коэффициент вытеснения. Это явление в глинизированных коллекторах обусловлено прежде всего эффектом Лапласа [16].

С целью изучения особенностей структуры порового пространства по выделенным зонам выполнен анализ снимков растрового электронного микроскопа (РЭМ) (рис. 10). В породах зоны 1 отмечается преобладание межмикроагрегатно-зерновых, межзерновых и внутризерновых микропор, а также кавернозно-расширенных пор выщелачивания со средним размером 14 мкм, единичные сечением до 70 мкм, анизометричной и щелевидной формы, сообщающихся между собой посредством ультракапиллярных и узких щелевидной формы поровых каналов.

Г.Ф. Рожкова [17]

Fig. 6. Genetic S-M diagram by R. Passega [25]             Fig. 7. Dynamic genetic diagram by G.F. Rozhkov [17]

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

Кп, %

Рис. 8. Сопоставление абсолютной проницаемости по газу (Кпр) с открытой пористостью (Кп)

Зона 1, содержание пор - 10,6 %

Рис. 9. Подсчёт порового пространства по фотографиям шлифов в про- ходящем свете с «наложением маски»

Fig. 9. Calculation of pore space using thin section photographs in transmitted light with “mask overlay”

Fig. 8. Comparison of absolute permeability for gas (Кпр) with open porosity (Кп)

Зона 1

Зона 2

Рис. 10. Снимки РЭМ. Общее строение породы и особенности структуры порового пространства, увеличение 500х

Размер поровых каналов, мкм

Рис. 11. Распределение поровых каналов по размерам и их участие в фильтрации нефти

Fig. 10. Electron-scan microscope image photographs General rock texture and the pore space structure features, zooming of 500x

Fig. 11. Distribution of pore channels by size and their participation in oil filtration

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

В породах зоны 2 отмечается преобладание межзерновых и межмикроагрегатно-зерновых микропор, реже внутризерновых микропор, со средним размером 8 мкм, единичные сечением до 20 мкм, анизометричной и извили-сто-щелевидной формы, замкнутых и сообщающихся между собой посредством ультра-капиллярных поровых каналов.

Исследование структуры порового пространства методом центрифугирования выявило, что в породах зоны 1 преобладают поровые каналы размером от 1,62 до 3,90 мкм, а основная роль в фильтрации жидкости принадлежит поровым каналам с размерами от 3,90 до 9,41 мкм, в то время как в породах зоны 2 преобладают поровые каналы размером от 0,69 до 1,62 мкм, а в фильтрация жидкости в основном происходит по поровым

каналам с размерами от 1,62 до 3,90 мкм (рис. 11).

Анализ особенностей структуры порового пространства выявил, что породы зоны 1 имеют более крупные поры и обладают лучшими фильтрующими каналами относительно пород зоны 2.

На основании результатов распределения поровых каналов и их участия в фильтрации жидкости методом статистических моментов были рассчитаны средние радиусы поровых каналов и выполнено их сопоставление с абсолютной проницаемостью по газу (рис. 12). Метод статистических моментов базируется на строгой вероятностной теории оценивания статистических характеристик [16].

Кпр г, мД

• Скв. 1 (зона 1)

• Скв. 2 (зона 1)

^^^^^^^еЗона 1

0.01             0.1              1

Кпр г, мД

_ Скв. 1 (зона 2)

■ Скв. 2 (зона 2)

^^^^^^^еЗона 2

Рис. 12. Сопоставление среднего (Rср) ( а ), среднего эффективного (Rср эф) ( б ), среднего фильтрующего (Rср ф) ( в ) и максимального (Rmax) радиусов поровых каналов с абсолютной проницаемостью по газу (Кпр г) ( г)

Fig. 12. Average (Rср) (a), average effective (Rср эф) (b), average filtering (Rср ф) (c), and maximum (Rmax) (d) radii of the pore channels versus absolute permeability for gas (Кпр г)

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

Водонасыщенность, %

-•-Скв. 1 (зона 1) -е-Скв. 1 (зона 2)

-■-Скв. 2 (зона 1) -■-Скв. 2 (зона 2)

Рис. 14. Сопоставление давления сдвига (Ро) с абсолютной проницаемостью по газу (Кпр г)

Рис. 13. Графическое определение давления сдвига (Ро) для выделенных зон

Fig. 13. Graphic determination of shearing pressure (Ро) for selected zones

Fig. 14. Shearing pressure (Po) versus absolute permeability for gas (Кпр г)

Рис. 15. Заполнение порового пространства карбонатным материалом по фотографиям шлифов в проходящем свете

Ч ф

ч

1.0

0.8

0.6

с 0.4

0.2

0.0

1.0

0.8

ч ф

ч

0.6

0.4

0.2

0.0

Fig. 15. Pore space filling with carbonate material based on thin section photographs in transmitted light

ϕ = -0.0016Кп2 - 0.0032Кп + 0.9443 R² = 0.9309

Кп, %

η = -0.0005Кп2 - 0.0212Кп + 0.8505 R² = 0.8138

• •  Зона 1

• •  Зона 2

—•— Граница коллектор-неколлектор

Рис. 16. Сопоставление относительной глинистости (η) ( а ) и глинисто-карбонатности (ϕ) ( б ) с открытой пористостью (Кп)

Fig. 16. Relative clay content (η) ( a ) and clay-carbonate content (ϕ) ( b ) versus open porosity (Kp)

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

Из рис. 12 видно, что в породах зоны 1 основная часть фильтрующих каналов, соединяющих поры друг с другом, имеет средний радиус, изменяющийся в пределах от 2,9 до 5,6 мкм; а в породах зоны 2 – от 0,7 до 2,5. Анализ средних радиусов поровых каналов показал, что размер фильтрующих каналов зоны 1 в два раза превышает размер фильтрующих каналов зоны 2.

Давление с которого начинается вытеснение жидкости (давление сдвига) для пород зоны 1 изменяется от 0,177 до 0,375 кгс/см2 (среднее значение составляет 0,297 кгс/см2), для пород зоны 2 от 0,378 до 1,494 кгс/см2 (0,641 кгс/см2) (рис. 13, 14). При значениях давлений, меньших значений давления сдвига, вытеснения жидкости происходить не будет, и, как следствие, нефть не сможет вытеснить воду.

Анализ вещественного состава показал, что основополагающее влияние на размер фильтрующих каналов оказывает содержание глинистого и карбонатного материала в поровом пространстве пород (рис. 15).

Величины объёмной глинистости К гл и карбонатности К карб изменяются в следующих пределах: для пород зоны 1 К гл изменяется от 6,1 до 10,5 % (среднее значение составляет 8,5 %) и К карб – от 2,0 до 8,9 % (4,1%); а для пород зоны 2 К гл изменяется от 9,1 до 20,5 % (12,1 %) и К карб – от 3,3 до 31,1 % (8,4 %).

С целью выяснения степени заполнения порового пространства пород глинистым и карбонатным материалом был выполнен расчет коэффициента относительной глинистости η и глинисто-карбонатности φ и выполнено их сопоставление с открытой пористостью К п (рис. 16). Степень заполнения порового пространства глинистым и карбонатным

материалом для пород зоны 1 варьирует в пределах 35 - 54 % (42 %), а для пород зоны 2 – 45 - 92 % (57 %).

Из рис. 16 видно, что в породах зоны 1 степень заполнения порового пространства глинистым и карбонатным материалом значительно меньше, чем в породах зоны 2.

Заключение

На основании проведённого анализа мы приходим к выводу, что неравномерное насыщение УВ пласта АС10 обусловлено микронеоднородностью данных пород.

Отложения пласта АС10 соответствуют прибрежно-морскому комплексу фаций, условия формирования которого имели широкую изменчивость литологоминералогического состава и текстурноструктурных особенностей, что и обусловило микронеоднородность данных пород.

Высокое содержание глинистого и карбонатного материалов в поровом пространстве пород пласта АС10 оказало основополагающее влияние на размер фильтрующих каналов и, как следствие, определило неравномерное насыщение УВ.

Так как данные ГИС нацелены на изучение макронеоднородности, то состав цемента, его количество в поровом пространстве и насыщенность керна УВ в совокупности нивелировали электрическое сопротивление пласта АС10 в различных зонах насыщения, что и привело к искажению насыщенности коллектора в целом.

С целью повышения достоверности оценки насыщенности пород УВ пласта АС10 необходимо совокупное использование литолого-петрофизических и геофизических данных. Необходимо формировать системный подход для решения такого рода задач.

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY

MINING SCIENCE AND TECHNOLOGY oil and gas accumulations: Geology of oil and gas, No. 3, pp. 31-36. (in Russ.)