Для определения содержания полезного компонента и оценки фильтрационно-емкостных свойств горных пород в практике прикладной геофизики широко применяют различные петрофизические модели. Известно достаточно большое количество способов построения петрофизических моделей горных пород по их упругим, нейтронно-радиометрическим, электрическим и другим физическим характеристикам [ 1,2,3,7 ].

Традиционные петрофизические модели по электропроводности, например, используются как главная и практически единственная основа для подсчета запасов нефти и газа в недрах. Методика их применения для этих целей предполагает проведение специальных исследований на больших объемах кернового материала по представительным коллекциям, которые составляются для конкретных месторождений и залежей. Однако эффективность применяемых традиционных подходов в целом ряде случаев по тем, или иным причинам оказывается весьма низкой, вследствие неудовлетворительной точности и достоверности, и в особенности это проявляется при необходимости предварительной прогнозной оценки технологически извлекаемых запасов по конкретным продуктивным пластам.

Автором запатентован оригинальный способ [ 5 ], позволяющий отказаться от применения традиционного статистического подхода с применением регрессионных уравнений. Этот способ заключается в построении такой физической модели породы-коллектора, в которой значение искомого интегрального параметра определяют через долевые вклады, физические свойства, размеры и форму каждой составляющей смесь компоненты. При создании структурной компоновки из отдельных элементов размещают (n-1)-ю компоненту в пространстве, образующем вмещающую среду, и заполненном одной из компонент. Используя операции последовательного смешения и вложения, при этом по меньшей мере для одной n-компонентной смеси дополнительно создают обратную сопряженную n-компонентную смесь. В результате применения изложенных принципов и приемов может быть, например, сконструирована модель водонефтенасыщенного глинистого коллектора, представленного смесью четырех компонент, две из которых (жесткие зерна скелета и обладающая текучестью нефть) являются неэлектропроводными, а две другие обладают собственными электропроводностями и представляют из себя способную к перемещению воду и неподвижную пластичную "влажную глину", состоящую из пеллитовой фракции со связанной водой. Для удельной электропроводности такого коллектора (s _гл^вн) получен класс мделей вида:

Настоящая четырехкомпонентная модель водонефтенасыщенного глинистого коллектора может быть использована для определения фильтрационно-емкостных свойств горных пород (флюидонасыщение, пористость, глинистость, проницаемость).

Она успешно прошла испытания на месторождениях урана, разрабатываемых способом подземного выщелачивания, и на больших объемах фактического материала по различным месторожднниям и залежам нефти и газа. Получена хорошая сходимость результатов с независимыми, аттестованными в ГКЗ методами и методиками, используемыми при подсчете запасов, поэтому разработанные на основе этой модели программы в настоящее время включены в блок интерпретационных пакетов автоматизированной системы обработки методов ГИС “ПЛАСТ”, разработанной в ГАЗПРОМГеофизике.

При использовании этой модели, наряду с определением нефтегазонасыщенности коллекторов по значениям УЭС неизмененной части пластов, изучались ее возможности по наиблее полному охвату обработкой всей имеющейся информации, а именно, применительно к УЭС техногенно-измененной зоны пласта (промытая зона и зона проникновения). Предполагалось при этом, что сопоставление в рамках модели данных о флюидонасыщении в неизмененной части пласта и в зоне техногенных изменнеий позволит выйти на оценку извлекаемых запасов, эффективной пористости и проницаемости продуктивных пластов.

Очевидно, что использование такой четырехкомпонентной модели применительно к техногенно-измененной зоне заведомо ограничено случаем, когда сама эта зона, также как и неизмененная часть пласта, состоит не более чем из 4-х компонент, т. е. должны соблюдаються условия полного замещения пластовой воды фильтратом бурового раствора. Анализ обработанных материалов позволяет отметить, что на некоторых месторождениях (Уренгой) подобная ситуация в целом ряде случаев для значительной части пластов, по-видимому, действительно наблюдается в промытой зоне.

Автором был разработан и проанализирован класс таких моделей. Оказалось, что при конструировании подобных моделей гетерогенных сред, сотоящих из 3-х и более элементов, из которых по меньшей мере две компоненты различаются по физическим свойствам (например по электропроводностям, не равным 0 или ¥ ), в некоторых случаях можно подобрать такие пропорции между относительными долевыми вкладами отдельных элементов в смеси, при которых значения совокупного интегрального параметра будут иметь одинаковые величины, т. е. при определенных условиях существуют области, в которых различные среды эквивалентны по искомому параметру. На практике указанная ситуация может возникать при проходке скважиной пластов-коллекторов, в поровом пространстве которых в результате техногенного воздействия подвижная часть исходного порового флюида (например водонефтяная смесь) вытесняется замещаясь при этом в целом или поэлементно фильтратом бурового раствора или другой технологической жидкостью при ее закачке в пласты [ 4 ].

Эти обстоятельства приводят к тому, что использование построенной таким образом модели для решения по ней обратной задачи определения флюидонасыщения в зависимости от соотношения требований к точности и размеров областей эквивалентности может быть существенно ограничено, а в указанных областях и вовсе неприемлемо.

Применяя изложенный выше подход можно построить 5-ти компонентную модель вида :

При произвольном выборе w _в1 и w _в2 и выбранной структурной упаковке интегральные значения удельной электропроводности s _гл^вн будут размещаться во всем пространстве, ограниченном кривыми 1 ( шифр - r _в1 ) и 2 (шифр - r _в2 ). При этом значения Кв, отложенные на рис. 1 по горизонтальной оси, будут соответствовать -

а при w _в1 или w _в2 равными 0 модель по формуле 2 переходит в выражение 1.

Не трудно увидеть, что в этом случае для некоторых интервалов различным значениям Кв = Кв12 будут соответствовать одинаковые s _гл^вн , т. е. наблюдается эквивалентность по искомому параметру. Следовательно, при решении обратной задачи определения флюидонасыщения по УЭС зоны техногенных изменений с применением модели по формуле 2, для разрешения неопределенности необходимо знание дополнительной информации, например данных о количестве остаточной нефти или пластовой воды, фильтрата и др.. Поскольку получение достоверных сведений об этих параметрах для конкретного пласта непосредственно методами ГИС не реализуется практически, то при традиционном подходе к решению задачи в качестве априорной информации можно, например, использовать результаты статистической обработки петрофизических исследований, полученных по представительной коллекции образцов керна. Однако можно применить и другой прием, который заключается в использовании характера вытеснения фильтратом бурового раствора флюида, исходно содержащегося в порвом пространстве коллектора с учетом относительных фазовых проницаемостей входящих в него смесей, т. е. с помощью построения специальных моделей вытеснения [ 6 ].

Первоначальное содержание пластовой воды и нефти легко и однозначно определяется по значению УЭС неизмененной части пласта на основании 5-ти компонентной модели при w _ф = 0, которая переходит при этом в 4-х компонентную модель (формула 1).

Приведенные материалы позволяют сделать, по-видимому, некоторые выводы, важные для практики проведения геолого-геофизических работ.

Пятикомпонентные модели вытеснения существенно расширяют область применения предложенных нетрадиционных петрофизических моделей и позволяют определять характер флюидонасыщения по значениям УЭС коллекторов не только в неизмененной части пласта, но и в техногенно-измененной зоне без привлечения традиционной дополнительной петрофизической информации, которая в этом случае теперь может использоваться для оценки правильности и достоверности интерпретации, как источник независимого контроля, а при необходимости также и для подстройки модели.

Преимущества предлагаемого подхода заключаются в том, что он позволяет создать модели, которые при примененной технологии вытеснения могут использоваться для определения подвижной и остаточной как нефти, так и воды, а также эффективной пористости, за которую принимается количество проникшей в пласт вытесняющей компоненты, с последующим (если известен размер зерна скелета и пеллитовой фракции) переходом к оценке абсолютной проницаемости. Кроме того, исходя из реальной обстановки, она позволяет целенаправленно выбирать и учитывать параметры (УЭС) вытесняющей компоненты и методику проведения работ на скважине таким образом, чтобы при определении флюидонасыщения пород-коллекторов по их УЭС была достигнута наибольшая точность и достоверность.

Для практической реализации способа составлено необходимое программно-математическое обеспечение применительно к разработанным конкретным моделям по решению прямых и обратных задач на персональном компьютере.

В таблице 1 иллюстрируются возможности программно-математического обеспечения разработанного на основе пятикомпонентных моделей вытеснения применительно к материалам по одной из скважин месторождения Ловинское.

Из приведенной таблицы следует, что по зоне техногенных изменений программой успешно интерпретируеся около 85% пластов. Среди 5-ти необработанных пластов три ( 19 - 0 39, 26 - 7 22 и 29 - 1 20 ) являются исходно водонасыщенными и характеризуются одинаковыми в пределах точности значениями УЭС как для неизмененной части, так и для техногенно-измененной зоны пласта, поэтому они могут быть однозначно выделены как не представляющие интереса водоносные и непроницаемые интервалы. Два других ( 7 - 50 и 24 - 6 23 ) являтся исходно нефтесодержащими с Кнг =( 1 - Квп ) равными соответственно 29.3% и 41.1%. При этом в первом случае ( пласт 7 - 50 ) для зоны техногенных изменений зафиксировано значение УЭС равное 8.5 омм, которое меньше минимально возможного по модели значения равного 8.8 омм и соответствующего на 100% водонасыщенному состоянию пласта, т. е. когда вся пластовая ( WVSP=0.102 ) вода является остаточной, а исходная нефть ( WNSP=0.042 ) полностью замещена фильтратом бурового раствора. Во втором случае ( пласт 24 - 5 27 ) для зоны техногенных изменений значение УЭС равно 60 омм и оно, наоборот, больше максимально возможного рассчитанного для модели значения равного 54.9 омм, которое соответствует состоянию насыщения порового пространства ( WO=0.093 ) этого пласта остаточной нефтью (Wngo=WNSP=0.038) и фильтратом бурового раствора ( Wft=WVSP=WO-Wngo=0.055 ). Оба эти случая полностью не обрабатываются, покольку не укладываются в рамки предложенной интерпретационной модели. Анализируя приведенные в таблице 1 результаты по скважине можно сделать заключение о необходимости проведения испытаний в интервалах 8-ми пластов: 8-8 49b, 9-9 49a, 12-2 45v, 13-3 45b, 17-8 43v, 23-4 28, 27-4 28, 27-9 21b,28-0 21a. В остальных пластах существенных нефтепритоков ожидать не следует. Достоверность принятых при интерпретации окончательных решений, в особенности в случаях противоречивой неоднозначности, конечно существенно повышается при вовлечении в обработку всей информации по применяемому комплексу ГИС ( например данные кавернометрии, МКЗ, ЯМК и др. ).

В приведенной таблице, наряду с оценкой эффективной пористости, извлекаемого флюида и проницаемости, особый интерес представляют такие параметры, как Кнги1=Wngi/WO, а также Кнги2= Wngi/Wef, которые в совокупности со сведениями о проницаемости, по-видимому, могут быть использованы для прогнозной оценки на текущий момент качественного состава водонефтяной смеси, поступающей из пласта в ствол скважины, что особенно важно при построении гидродинамических моделей, поэтому представляется, что изложенные материалы свидетельствуют о широких возможностях предложенного способа и перспективности его практического использования при решении актуальных задач прежде всего в нефтегазовой геологии.

Список литературы :

Список рисунков:

Рис. 1 - Изменение УЭС(r ) глинистого нефтенасыщенного коллектора в зависимости от

количества и УЭС воды в водонефтяной смеси

Рис. 2 - Гипотетические пятикомпонентные модели вытеснения исходного порового флюида

Рис. 3 - Гипотетические пятикомпонентные модели вытеснения исходного порового флюида

с учетом заданных относительных фазовых проницаемостей при r _{ф > r пл в}

Рис. 4 - Гипотетическая пятикомпонентная модель вытеснения исходного порового флюида

с учетом заданного характера изменения относительных фазовых проницаемостей

А В Т О Р

Орлов Владимир Николаевич .

Окончил в 1962 г геофизический факультет МГРИ по специальности горный инженер-геофизик. Кандидат технических наук. Специалист в области геофизических методов для обслуживания предприятий подземного выщелачивания при разведке и эксплуатации месторождений урана. Круг научных интересов в последние годы - петрофизические модели и методы ГИС для определения емкостных и технологических характеристик пластов в гидрогеологии, нефтегазовой геологии, а также в геологии урана. В настоящее время - доцент кафедры скважинных и сейсмических методов МГГА.