CC BY
19
1. В карбонатных породах преобладают трещины, заполненные минеральным веществом. Трещинная емкость карбонатных пород не превышает 0,66 %, поэтому она не может играть существенной роли в общей емкости коллектора.
2. Зоны выщелачивания (каналы, каверны и полости) в карбонатных рифогенных породах чаще имеют изолированное строение и находятся на раз-ных этажах рифа. Очевидно, так же распределяется в теле рифа и нефтеносность.
3. Против пластов с глинистым материалом образуются искусственные каверны, диаметр скважины и величина ГК увеличиваются. Аналогичное увеличение диаметра скважин и минимальная величина ГК характерны для естественных каверн в «чистых» рифогенных карбонатных породах.
Получено ¡5.05.03 УДК 551.735
В.А. Слизовский, В.Д. Спасибко, В.В. .Мел ко.чу ко в
ПермНИПИнефть
ЗАВИСИМОСТЬ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ОТ ПЕРВИЧНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЛОМОЧНОГО МАТЕРИАЛА И ВТОРИЧНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ В ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДАХ
На основе расчета модуля аккумуляционной динамики дается методика прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) несчано-алевритовых порол и продуктивности скважин.
Для прогнозирования распространения песчано-алевритовых пород с их ФЕС как по площади, так и по разрезу необходим существенный отбор керна из продуктивных пластов. На практике отбор керна весьма ограничен из-за удорожания проходки скважины. В этих условиях необходима модель, восстанавливающая облик осадка для прогнозирования ФЕС и продуктивности скважин но имеющимся скудным данным.
Для количественной характеристики формирования терригенных отложений существует показатель, названный модулем аккумуляционной динамики Ш.М. Тюрин), который рассчитывается по формуле
МаО - Ма ■ О, где МаО- модуль аккумуляционной динамики, г/см2;
Ма - средний размер обломочного материала, см; О - удельный вес отложений, г/см3.
Здесь Май характеризует величину давления среды на частицы во время выпадения их в осадок из придонного слоя.
Доля участия каждой фракции в движении рассчитывается по формуле
Май ■С8п
= ...........1......100,
ЕМай. ■ С%г1
Cgi - динамические проценты;
Cgri - гранулометрические проценты. Гранулометрические проценты отражают массовую долю каждой фракции или количество зерен в шлифах, а динамические определяют долю участия каждой фракции в движении наносов. Полученные динамические характеристики пород разреза сопоставляются с аналогичными данными современных осадков и с учетом всего имеющегося геологического материала восстанавливают динамику терригенного осадконакопления.
В тех скважинах, где разрез не охарактеризован керном, используются данные гамма-метода. Хотя из терригенной части разреза отбирается небольшой процент керна, его достаточно для установления связи между данными ГК и модулем аккумуляции по формуле
МаГ) - а ■ AJj - b,
где MaD - модуль аккумуляции, г/см'-1 ДJj - двойной разностный параметр; a, b - коэффициенты регрессии.
Согласно динамической классификации современных осадков, по модулям аккумуляции восстанавливается облик осадка и строятся карты, где в изолиниях отражаются различия ФЕС песчано-алсвритовых пород для любого продуктивного пласта.
На коллекторские свойства продуктивных пластов, помимо первичного распределения обломочного материала, влияют вторичные минералы в породе. В песчано-алевролитовых породах могут быть развиты сидерит, кальцит, реже доломит. Наличие карбонатного цемента в породе может достигать 50%. По площади и по разрезу он имеет линзовидное распространение. По данным исследования керна установлено, что наличие в породе карбонатного цемента менее 5% мало влияет на ФЕС породы. А с увеличением карбонатности более 10% проницаемость резко падает и не превышает 0,1 мД.
Для повышения информативности геолого-промысловых данных, в том числе установления количества карбонатного цемента, используются показания НГК. Количество цемента рассчитывается по формуле
Ос = а > Jnj - Ъ,
где Ск - количество карбонатного цемента в породе, %; Уи/ - показание НГК, усд.ед., а, Ь - коэффициенты регрессии.
По полученным данным строятся карты карбонатности продуктивных пластов в изолиниях через 5%.
Сопоставление карт модулей аккумуляции и карт карбонатности позволит более достоверно проводить границы распространения песчано-алевритовых пород с их ФЕС, а в конечном итоге и дебиты скважин (таблица).
Дебиты жидкости скважин по классам коллекторов
Пласты с содержанием карбонатного
№ п/п цемента. %
Месторождения I ¡ласты Классы <5 5- 10 >10
Максимальные дебиты жидкости скважин.
г/су т
I 196 [ -
1 Баклановское Тл 11 162 : -
Ш 20 - -
I 182 - -
Юрчукское Бб II 67 - -
III 37 - -
IV 10 - -
I 79 - -
3 Архангельское Д1 I! 41 15 7
III 19 11 6
I 80 51 1 10
4 Ольховское Тл-Бб II 60 45 1 7
III 30 5
I 61 ~~............27............... 17
5 Ельннковское Тл-Бб II 23 1
III 19 - -
IV 7 - -
Изложенные методики опробованы на месторождениях Пермской области и Удмуртской Республики.
Исходя из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:
1. По модулям аккумуляции можно восстановить облик терригепных пород с их физическими свойствами в бескерновых участках разреза.
2. Обстановки терригенного оеадконакопления определяются в количественном выражении.
3. Дебиты жидкости в скважинах больше у тех пластов, которые образовались при колебательном движении среды, но сравнению с
аналогичными породами, но накопившимися при направленных движениях наносов.
4. Содержание в терригенной породе карбонатного цемента более 10% значительно понижает извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеизвлечения.
Получено 14.05.03 УДК 551.735
В.А. Слизовский, В.Д. Спасибко, В.В. Мелкомуков
Г1 ер м НИПИ нефть
ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА ОПОРНЫХ ПЛАСТОВ НА ДОСТОВЕРНОСТЬ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Рассмотрено влияние полноты сведений о цитологическом составе опорных пластов на достоверность определения пористости проницаемых пластов.
Терригенные породы визейского яруса представлены переслаиванием преимущественно однообразных по составу пород: аргиллитов, алевролитов, песчаников, причем их процентное соотношение в разрезе зависит от условий осадконакопления. Кроме вышеупомянутых пород, в разрезе встречаются незначительные по толщине и простиранию прослои каолинитовых глин, аргиллитов, углей или утлефицированных аргиллитов.
Несмотря на то, что эти породы играют второстепенную роль в формировании всей толщи, они оказывают существенное влияние на достоверность определения емкостно-фильтрационных параметров по данным промыслово-геофизических исследований.
Так, на величину двойного разностного параметра ¿J, (используемого при определении пористости и других показателей) в большей степени влияет изменчивость .цитологического состава опорных пластов tSJam, которые представлены унифицированными аргиллитами, аргиллитами гидрослюдистого состава, реже каолинитовыми глинами.
Опорный пласт сложен унифицированными аргиллитами, реже углями. Аргиллиты имеют темно-серую и черную окраску, с обилием утле-фицированного растительного детрита и шлама. Угли чернью, матовые, с включениями пирита, неравномерно глинистые. Величина естественной радиоактивности опорного пласта, сложенного углистыми аргиллитами, в среднем составляет 21 мкР/ч, а диаметр скважины увеличивается до 25-28 см.
