Прогнозування нафтогазоводонасиченості порід різної літології та геодинамічного генезису у розрізах свердловин

Abstract

Мета. Метою роботи є розробка методики прогнозування нафтогазоводонасиченості порід у розрізах свердловин за даними акустичного (сейсмічного) каротажу (АК, СК) і кернових досліджень (КД) та апробація її для дослідження геологічних розрізів свердловин з породами різної літології та геодинамічного генезису. Методика. Основою методики є теоретично встановлені співвідношення між пружними параметрами порід, що враховують вплив діючого тиску (глибини), пористості, нелінійної пружності відповідно до структурних і розсіювальних особливостей гірських порід (шаруватості, мікро-пористості). З використанням параметричної бази даних для порід-колекторів конкретних територій та геологічних структур встановлюються емпіричні залежності між фізичними та колекторськими властивостями породи. Порівнюючи результати обчислення швидкостей за теоретичними та емпіричними залежностями зі фактичними даними АК прогнозується тип заповнювача пор. Для випадків відсутності даних АК (СК) для досліджуваних свердловин чи окремих інтервалів їх розрізів розроблено варіант методики з встановленням і використанням кореляційних співвідношень та даних гамма-каротажу (ГК). Програмне забезпечення для реалізації методики розроблено в середовищі Fortran i Excel. Результати. Розроблена методика апробована на даних сверловин ряду структур Західного нафтогазоносного регіону України (Залужанської, Ліщинської, Бучачської, Лудинської). Для окремих свердловин виявлено не зафіксовані попередніми дослідженнями тонкі (від 0,1 м) прошарки зі суттєвою пористістю і заповненням газом, водою, нафтою, а також прошарки з практично нульовою пористістю, які можуть слугувати екранами. Простежено зміни пружних (швидкостей пружних хвиль, модуля зсуву, стисливості, модуля об’ємного стиску, густини тощо) та колекторських (пористості) характеристик наявних у розрізах досліджуваних свердловин порід (глин, мергелів, алевролітів, вапняків, пісковиків, сланцевих товщ) в залежності від тиску (глибини). На основі цих даних спрогнозовано нафтогазоводонасиченість (пористість та тип заповнювача пор) досліджених горизонтів розрізів. Простежено відмінності у пружних та колекторських характеристиках порід різного віку, типу та геодинамічного генезису - теригенно-карбонатних (карбон, девон), карбонатних (девон, силур, кембрій), теригенних (девон, силур). Наукова новизна. Новизною дослідження є методичні підходи до математичного моделювання порід- колекторів як пористого пружного геофізичного середовища з використанням у теоретичних розрахунках параметра стисливості порід та емпіричних кореляційних співвідношень між пружними параметрами, пористістю та флюїдонасиченістю порід за даними АК і ГК. Новими є самі емпіричні кореляційні співвідношення, що пов’язують ефективний тиск, пористість і стисливість для сухої та насиченої рідиною породи. Вони придатні для дослідження геологічних розрізів конкретних свердловин, для порід різного типу та геодинамічного генезису. Також новим результатом є вперше спрогнозовані у розрізах низки свердловин тонкі нафто-, водо-, газонасичені шари і прошарки. За розрахунками також відстежуються зони низьких швидкостей. Практична значущість. Методика забезпечує надійне прогнозування фізичних характеристик і нафтогазоводонасиченості пластів порід різної товщини (включаючи тонкі пласти - від 0,1-0,2 м) у розрізах свердловин: коефіцієнта пористості, пружних модулів, виявлення за даними АК (СК, ГК) типу флюїдонасичення, виявлення пасток неструктурного типу. Побудовано вирази для обчислення коефіцієнтів до відповідних емпіричних співвідношень, справедливих для довільного геологічного регіону з наявною параметричною базою даних. Цель. Цель работы - разработка методики прогнозирования нефтегазоводонасыщения пород в разрезе скважин по данным акустического (сейсмического) каротажа (АК, СК) и кернових исследований (КД) и апробация ее для исследования геологических разрезов с породами разной литологии и геодинамического генезиса. Методика. Основой методики являются теоретически установленные соотношения между упругими параметрами пород, учитывающие влияние давления (глубины), пористости, нелинейной упругости с учетом структурных и рассеивающих особенностей горных пород (слоистость, микропористость). С использованием параметрической базы данных для пород-коллекторов конкретных территорий и геологических структур строятся эмпирические зависимости между физическими и коллекторскими свойствами породы. Сравнением результатов вычисления скоростей по теоретическим и эмпирическим зависимостям с фактическими данными каротажа прогнозируется тип заполнителя пор. Для случаев отсутствия данных АК (СК) для скважин или отдельных интервалов их разрезов разработан вариант методики с установлением и использованием корреляционных соотношений и данных гамма каротажа (ГК). Программное обеспечение для реализации методики разработано в среде Fortran и Excel. Результаты. Разработанная методика апробирована на данных скважин ряда структур Западного нефтегазоносного региона Украины (Залужанской, Лищинской, Бучачской, Лудинской). Для отдельных скважин выявлены не зафиксированные предыдущими исследованиями тонкие (от 0,1 м) прослойки с существенной пористостью и заполнением газом, водой, нефтью, а также прослойки с практически нулевой пористостью, которые могут служить экранами. Прослежены изменения упругих (скоростей упругих волн, сдвига, сжимаемости, объемного сжатия, плотности и т.п.) и коллекторских (пористости) характеристик имеющихся в разрезах исследуемых скважин пород (глин, мергелей, алевролитов, известняков, песчаников, сланцевых толщ) в зависимости от давления (глубины). По этим данным спрогнозировано нефтегазоводонасыщение (пористость и тип заполнителя пор) исследованных горизонтов разрезов. Прослежены отличия в упругих и коллекторских характеристиках пород разного возраста, типа и геодинамического генезиса - терригенно-карбонатных (карбон, девон), карбонатных (девон, силур, кембрий), терригенных (девон, силур). Научная новизна. Новизной этого исследования являются методические подходы с использованием в теоретических расчетах параметра сжимаемости пород и эмпирических корелляционных соотношений по данным АК и ГК. Новыми являются сами эмпирические корелляционные соотношения, связывающие эффективное давление, пористость и сжимаемость для сухой и насыщенной жидкостью породы для геологических разрезов конкретных скважин, для пород разного типа и геодинамического генезиса. Также новым результатом являются впервые спрогнозированные в разрезах ряда скважин тонкие нефте-водо- газонасыщенные слои и прослойки. По расчетам также отслеживаются зоны низких скоростей. Практическая значимость. Методика обеспечивает надежное прогнозирование физических характеристик и нефтегазоводонасы- щения пластов пород разной толщины (включая тонкие пласты - от 0,1-0,2 м) в разрезе скважин: коэффициента пористости, упругих модулей, выявления по данным АК (СК, ГК) типа флюидонасыщения, выявление ловушек неструктурного типа. Построены выражения для вычисления коэффициентов к соответствующим эмпирическим соотношениям, справедливым для любого геологического региона с имеющейся параметрической базой данных. Purpose. The aim of the work is developing the methodology of the prediction of oil-gas-water-saturation of rocks in open-casts of wells based on the data of acoustic (seismic) logging (AL, SL) and core research (CR) and its approbation for wells’ geological open-casts research of rocks of different lithology and geodynamic genesis. Methodology. The methodology is based on the theoretical relations between the elastic parameters of rocks, taking into account the influence of operating pressure (depth), porosity, nonlinear elasticity according to the structural and dispersive features of rocks (stratification, microporosity). The empiric dependences between physical and collector properties of rocks with the use of parametric database for rock-collectors of particular territories and geological structures are built. The type of rock pores is predicted by a comparison of the results of speed calculations according to theoretical and empiric dependences with the factual data of AL. In the case of AL (SL) data lack for the investigated wells or separate intervals of their open-casts, a version of the methodology with the establishment and use of correlation relations and gamma logging (GL) data has been developed. The software for the methodology realization is worked out in the Fortran and Excel environment. Results. The developed methodology has been tested on the well’s data of a number of structures of the Western oil-gas bearing region of Ukraine (Zaluzhans’ka, Lishchyns’ka, Buchachs’ka, Ludyns’ka). For separate wells there were detected not fixed by the previous research thin (from 0,1 m) layers with substantial porosity and filled with gas, water or oil, and also layers with practically zero porosity which can serve as screens. Changes of the elastic (the elastic waves’ velocities, the shear modulus, compressibility, the modulus of bulk compression, density, etc.) and collector (porosity) characteristics of the rocks in the open-casts of the investigated wells (clay, marl, siltstone, limestone, sandstone, shale strata) depending on the pressure were studied. On the basis of these data, oil-gas-water-saturation (porosity and the type of the pore filler) of the investigated horizons of the out¬casts has been predicted. The differences in elastic and collector characteristics of rocks of different age, type and geodynamic genesis, such as terrigenous-carbonous (Carbonian, Devonian), carbonous (Devonian, Silurian, Cambrian), terrigenous (Devonian, Silurian) were investigated. Originality. The novelty of the research consists in methodical approaches with the use of a compressibility parameter of rocks and empirical correlation relations in the theoretical calculations on the basis of the AL or GL data. New are the empiric correlation relations, linking effective pressure, porosity and compressibility for both types of rocks: dry and saturated by liquid for geological open-casts of particular wells, for rocks of different type and geodynamic genesis. Also the new results are thin oil-gas-water-saturated layers and interlayers which are predicted for the first time in the open- casts of a number of wells. By calculations zones of low velocity also are traced. Practical significance. The methodology ensures a reliable prediction of the physical characteristics and oil-gas-water-saturation of rocks layers of different thickness (including thin layers - from 0,1-0,2 m) by the data of AL (SL, GL) in wells’open- casts: the porosity coefficient, elastic modules; the type of pore saturation and detecting of nonstructural type traps. The expressions are built for the calculation of coefficients for the corresponding empiric relations which are good for any geological region with available parametric database.