Китай интенсивно развивает свою нефтяную промышленность. В последнее время много нефтяных залежей обнаружено в карбонатных разрезах палеоподнятия на территории республики. В статье предложены технологии определения коллекторских параметров для карбонатных коллекторов.
Технология нормализации данных ГИС
Для карбонатного коллектора широко применяется метод кросс-графика, основанный на изучении характеристики пористости с помощью софтвера 《Rockclass》 в платформе 《Petrophysics》, разработанной геофизиками объединения《Schlumberger》. Сначала для каждой скважины строятся кросс-графики ННК-ГГКП, ННК-АК и ГГКП-АК. Затем плотные чистые известняковые интервалы определяют по данным электрометрии, ГК. Если данные АК, ННК и ГГКП качествены, то точки из интервалов чистого известняка должны находиться на линии известняка или около неё. Иначе необходимо исправить данные ГИС.
Технология интерпретации пористости
В районе Чэндао карбонатные залежи имеют двойную структуру пористости, т. е., включают и поры, и трещины. Для определения величины пористости необходимо использовать различные материалы, включая результаты анализа кернов, данные опробований скважин, интерпретации данных ГИС и др. Результаты, полученные из анализа кернов, только представляют характер пористости матрицы. Ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) может одновременно представить такие параметры, как эффективную пористость, проницаемость, поры заполненные водой и другие характеристики. В районе Чэндао только в нескольких скважинах проведен ЯМК, из-за его высокой себестоимости. Поэтому определение коллекторских параметров осуществляется в основном, комплексными методами с помощью софтвера 《ElanPlus》 в платформе《Petrophysics》. Для того, чтобы полностью использовать данные ЯМК, проведен анализ пористости по ЯМК и кажущейся пористости, рассчитанной по данным АК, ННК и ГГКП. Отметим, что существуют хорошие зависимости между ними. Для скважин, в которых не замерен ЯМК, можно построить "комплексную кривую" ЯМК по зависимости между ЯМК и ННК или ЯМК и ГГКП. Эта "комплексная кривая" ЯМК участвует в антипредставлении《ElanPlus》вместе с другими данными ГИС. Таким образом, результаты ЯМК, полученные только в нескольких скважинах, успешно "используются" в скважинах, в которых нет данных ЯМК, и область применения данных ЯМК расширяется. Сопоставление результатов интерпретации и анализа кернов доказало надёжность и пригодность технологии для определения пористости карбонатных коллекторов.
Трещинная пористость обычно не выше 1%, даже учитывая существование каверн, сообщающихся с трещинами, она меньше 2% [1]. Как правило, трещинная пористость определяется по кривым двухстороннего бокового каротажа:
, (1)
По данным A.M.Sibbit и Q.Faivre (1984г.) [2]существует следующая модификация формулы (1):
, (2)
где Кr - коэффициент искажения; для горизонтальной, вертикальной и наклонной трещины Кr =1.2, 1.0 и 1.1. Для интервалов, где получены керны и проведен их анализ, можно считать, что результат анализа кернов представляет пористость системы матрицы, а результат интерпретации отражает общую пористость. Таким образом, разность результатов интерпретации и анализа кернов выражает величину трещинной пористости. Эта разность применяется для калибровки mf и Кr. Потому что, единичные эмпирические значения величины mf и Кr не всегда годятся для разных карбонатных залежей.
Технология интерпретации проницаемости
В карбонатных коллекторах проницаемость определяется совместным отражением пор и трещин. В районе Чэндао разработаны и использованы следующие методы определения проницаемости.
1. Определение проницаемости по ЯМК
В настоящее время распространено несколько уравнений для определения проницаемости по ЯМК. В районе Чэндао для ордовикской карбонатной залежи нефти нами выбрано следующее уравнение:
, (3)
где T2g - среднее значение Т2, мксек; С, m, n - эмпирические показателя. По анализу С, m и n составляют, соответственно, 1.639, 2.711 и 2.531.
2. Определение проницаемость по 《ElanPlus》
В софтвере《ElanPlus》предложен следующий алгоритм для определения проницаемости:
, (4)
; (5)
где n - число видов минералов, содержащихся в породе; Fi - показатель i-ого минерала; Wi － весовой процент i-ого минерала. Для доломита, известняка и других распространённых минералов в природе в софтвере《ElanPlus》представлены эмпирические значения. Однако эти представленные значения не общеприняты для карбонатных разрезов, вследствие их сложной структуры пористости и неопределённости состава породы. Для конкретного района нами предложено проводить калибровку показателей.
Заключение
С помощью многофункциональной платформы《Petrophysics》предложенные методы позволили повысить эффективность использования данных ЯМК и успешно применяются в районе Чэндао в КНР.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- Бо Сунчжан. Разработка карбонатных месторождений. - Пекин: Нефтяное промышленное издательство, 1996г.
- Чжоу Вэнь. Методы для оценки трещинных нефтегазоносных коллекторов. - Чэнду: Сычуаньское научное техническое издательство, 1998г.