Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

Вторая глава.

Во второй главе описаны процедуры корреляции разрезов скважин, литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и оценки их фильтрационно-емкостных свойств.

На основании комплекса ГИС были прослежены отложения баженовской, георгиевской, васюганской (Ю₁², Ю₁^М, Ю₁^3Б, Ю₁^3В) и тюменской свит. Корректное прослеживание продуктивных пластов в межскважинном пространстве во многом зависит от грамотной привязки сейсмических и скважинных данных. Традиционно для этого используются данные вертикального сейсмического профилирования, скважинные данные (акустический и плотностной каротаж (АК и ГГК-п)). На практике далеко не всегда в скважинах измеряются скорость и плотность; и далеко не всегда присутствуют данные вертикального сейсмического профилирования. Кроме того, довольно часто измеренные показания АК и ГГК-п искажены в силу различных причин. Поэтому часто возникает необходимость в синтезировании показаний методов АК и ГГК-п по имеющемуся комплексу ГИС. На исследуемом месторождении данные АК в наличии в 9 скважинах, ГГК-п - в 3 скважинах. Стандартный подход - использование статистических зависимостей значений интервального времени и плотности от показаний других методов ГИС для изучаемого разреза - не дал положительных результатов. За исключением отложений баженовской свиты и пропластков углей, для которых удалось получить приемлемые зависимости, позволяющие рассчитывать интервальное время и плотность по данным нейтронного метода.

Автором для расчета показаний метода АК в песчаниках использовалось уравнение, предложенное М. Вили, А. Грегори, Л. Гарднером (уравнение среднего времени) для описания времени прохождения продольной волны в породе применительно к объемной модели породы, состоящей из скелетной части, цемента и флюида, заполняющих поровое пространство:

где DT, DT_ск, DT_гл, DT_ж - интервальное время прохождения продольной волны в породе, скелете породы, глинистом цементе и флюиде соответственно; K_п, K_гл - пористость и объемная глинистость соответственно. Для расчета плотности песчаников использовалось аналогичное уравнение:

где δ, δ_ск, δ_гл, δ_ж - плотность породы, скелета породы, глинистого цемента и флюида соответственно.

Доли порового пространства и глинистого цемента, необходимые для расчета интервального времени и плотности согласно уравнениям (1)-(2), оценивались по методу ПС. Определение остальных параметров в уравнениях (1)-(2) основано на знании минерального состава скелета породы, глинистого цемента, характеристик пластовых вод, а также учете пластовых условий.

Для расчета интервального времени и плотности в глинистых пропластках использовались уравнения, аналогичные приведенным выше, для модели породы, состоящей преимущественно из глинистых минералов, а также из зерен кварца и флюида. Такая трехкомпонентная объемная модель для глин используется по причине того, что редко встречается глина, состоящая только из зерен пелитовой фракции. Гораздо чаще наблюдается наличие более крупных зерен, преимущественно кварцевых в силу своей устойчивости к разрушению.

Корректность расчета кривых интервального времени и плотности оценена путем сопоставления расчетных и измеренных кривых (Рис. 1, цветная вкладка). Абсолютная погрешность расчетов значений интервального времени и плотности породы составила 10-15 мкс/м и 0.04-0.05 г/см³ соответственно (относительная 5-10 %). Использование предложенной методики позволило выполнить привязку сейсмических и скважинных данных во всех скважинах месторождения.

Выделение коллекторов на качественном уровне проводилось традиционно для терригенного разреза по прямым признакам. В качестве косвенного признака использовалось граничное значение пористости, определенное путем сопоставления общей и динамической пористостей. За значение критической пористости принято значение, при котором динамическая пористость больше 0, т.е. коллектор способен отдавать флюид. Корректность оцененного критического значения подтверждается отсутствием притоков в скважинах при пористости коллектора меньше критической.