F. Jerry Lucia
Carbonate Reservoir Characterization An lntegrated Approach Second Edition
With 233 Figures
~ Springer
Ф. Джерри Лусиа
ПОСТРОЕНИЕГЕОЛОГО
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА Интегрированнь1й подход
Перевод с английского Е. М. Синевой Под редакцией О. А. Ботвиновской, Ю. В. Меркушкиной, С. В. Охотиной, А. А. Таеритнева и В. М. Яценко
БИБ[IИОТЕКА 1 НЕФТЯНОГО
ИНЖИНИРИНГ А
УДК
ББК
622.27 33.36 Л862
Интернет-магазин
http://shop.rcd.ru
• • • •
физика математика
биология нефтеrазовые технологни
Лусна Ф.Дж. Построение геолого-гидродинамической модели карбонатного коллектора: инте грированный подход.- М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»,
Ижевский институт компьютерных исследований,
2010.-384
с.
Одним из важнейших условий добычи нефти и газа из карбонатных коллекторов является описание трехмерного распределения петрофизических свойств с целью повы шения качества прогноза фильтрации флюида с помощью компьютерного моделирова
ния. В настоящей книге особое внимание уделяется природе горных пород как фактору интегрирования геологических, петрофизических и геостатистических методов постро
ения модели продуктивного пласта, применимой для загрузки в программный комплекс для симуляции притока флюида. Второе издание книги содержит новую главу, посвящен ную методам nостроения модели и демонстрирующую новые примеры моделирования коллекторов различного тиnа
-
известняковых, доломитовых и коллею·оров со взаимо
связанно-каверновым nоровым пространством. Также переработаны и ~ополнены главы, в которых рассматриваются основные петрофизические свойства, структурно-текстур ные/петрофизические взаимосвязи, связи «керн-ГИС» и секвентная стратиграфия.
ББК
ISBN 978-5-93972-880-5
© Springer-Verlag, 1999, 2007 Перевод на русский язык: Ижевский институт компьютерных исследований, ©Оформление серии, ОАО «НК «Роснефть», 20\0
©
http://shop.rcd.ru http://ics.org.ru
20 l О
33.36
Оглавление
От редакционного совета
. . . . .
13
Предисловие к русскому изданию
15
Предисловие
17
ГЛАВА
1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6.
1.
20 20 20
Петрофизические свойства пород
Введение
. . . . Пористость . . . . . . . . . . . . . . . Проницаемость . . . . . . . . . . . . Размер пор и флюиданасыщенность . Относительная проницаемость .
25
29 39 43 44
Резюме
Литература
ГЛАВА
........... .
2.
.............. .
Классификация структурно-текстурных особенностей горных
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Терминология и классификация лорового пространства. . . . Структурно-текстурная/петрофизическая классификация . . . 2.3.1. Классификация межчастичного лорового пространства 2.3.2. Классификация кавернового лорового пространства . . Поровое пространство изолированных каверн . . .
пород
2.1. 2.2. 2.3.
Введение
Взаимосвязанно-кавернавое поровое пространство
2.4.
46
46 47 51 51 54 55 56
Соотношения между структурно-текстурными особенностями по-
род и их петрафизическими характеристиками
2.4.1.
. . . . . . . . . . . .
цаемостью
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Структурно-текстурные особенности известняков Структурно-текстурные особенности доломитов Сравнение известняков и доломитов Оценка проницаемости
2.4.2.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
56 56 62 66 67
Соотношения между структурно-текстурными особенно стями пород, пористостью и воданасыщенностью
2.4.3. 2.4.4.
56
Соотношения между межчастичной пористостью и прони-
Структурно-текстурные/петрофизические классы
. . . . . . . . . . . .
71 73
Петрафизические свойства изолированно-кавернового по рового пространства
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
76
ОГЛАВЛЕНИЕ
8
2.4.5.
Петрафизические свойства взаимосвязанно-кавернового по рового пространства
2.5.
Литература
ГЛАВА
3.1. 3.2. 3.3. 3.4.
.
80 82 87
Резюме
3.
. . . . . . . . . . . . .
Геофизические исследования скважин
Введение
91 91 91 92
. . ....
Исследование керна Анализ керна
............. . ................. .
Построение и анализ зависимостей «керн-ГИС>>.
3.4.1. 3.4.2. 3.4.3. 3.4.4.
Методика построения зависимостей «керн-ГИС» Гамма-каротаж Скважинные
. . . . . . . . . . . . . . . . ... . условия . . . . . . . . . . . . . . . .
3.5. 3.6. 3.7.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . Акустический каротаж . . . . . . . .
99 106
Методы определения сопротивления
115 124 126 128 129 133
Литология
Сканирование пласта
4.1. 4.2. 4.3.
Начальная водонасыщенность
4.
............. .
Структуры осадконакопления и петрофизика
Введение
. . . . . . . . . . . . . . . . . .
Секвенс-стратиграфический каркас Высокочастотные циклы
Высокочастотные секвенции
157
160
Резюме
165 167
5.
.
Построение
Введение
моделей пласта и
их импорт
. . . . . . .
......... .
в
программные
. . . . . . . . . 170 170
Геостатистические методы
5.2.1. 5.2.2. 5.3. 5.4.
147
..
Пример
гидродинамические симуляторы
5.1. 5.2.
136 136 137 145
Свойства карбонатных осадков
Литература ГЛАВА
........ .
Резюме
4.3.1. 4.3.2. 4.4. 4.5.
107
Определение проницаемости по данным ГИС
Литература
ГЛАВА
95 97
Вычисление пористости по данным нейтронного и плотностного каротажа
3.4.5. 3.4.6. 3.4.7. 3.4.8.
94 94
Вариография
. . . . . . . . . .
Условное моделирование
Масштабы изменчивости и осредненные свойства.
173 173 175 177
Моделирование коллекторских свойств разреза Лойер-Каньон методом аналогии
5.4.1.
Введение
188 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188
ОГЛАВЛЕНИЕ
5.4.2. 5.4.3. 5.4.4.
9
Создание модели
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 . . . . . . . . . . . 192 Экспериментальное моделирование процессов фильтрации . 193 5.5. Методика построения геолого-гидродинамической модели 198 5.6. Резюме 208 Литература . . . . . . . . . . . . . . . 21 О ГЛАВА
Известняковые коллекторы
. . . . . . . . . 213 . . . . . 213 Цементация, уплотнение и избирательное выщелачивание 216 6.2.1. Цементация карбонатом кальция . 2 16 6.2.2. Уплотнение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 6.2.3. Избирательное выщелачивание. . . . . . . . . . . . 221 6.2.4. Влияние диагенеза на распределение петрафизических свойств . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 6.3. Примеры известняковых коллекторов . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 6.3.1. Месторождение Честер (Оклахома, США), Миссисипский ярус . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 6.3.2. Меловые отложения месторождения Тубарао, шельф Бразилии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 6.3.3. Молдиковый грейнстоун пермского возраста, горы Гвадалупе (США) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 6.3.4. Меловая залежь месторождения Идд-эль-Шарги (Катар, Ближний Восток) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235 244 6.3.5. Верхнедевонские рифовые постройки, Альберта (Канада) Литература 248
6.1. 6.2.
ГЛАВА
7.1. 7.2.
6.
Структурно-'rекстурные слои фильтрации
Введение
7.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Доломнтовые коллекторы
Введение
........... . Доломитизация . . . . . . . . . 7 .2.1. Гидрологические модели 7.2.2. Доломитизация и петрафизические свойства 7.2.3. Распределение доломитов . 7.2.4. Кальцитизация доломитов . . . . 7.3. Эвапоритовая минерализация . . . . . . 7.3.1. Кальцитизация ангидрита и гипса 7.4. Примеры месторождений- доломитовые и известняковые коллекторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4.1. Коллекторы Ред Ривер, штаты Монтана и Северная Дакота (США) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4.2. Девонская залежь месторождения Эндрюс Саут, Западный Техас (США) . . . . . . . . . . . . . . . 7.4.3. Площадь Харад месторождения Гавар . . . . . . . . . . . . .
252 252 253 253 256 267 268 269 272 273 274 277 278
ОГЛАВЛЕНИЕ
10 Вертикальная
структур
последовательность
седиментационных
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
279
Описание структурно-текстурных особенностей и пет-
рофизические свойства
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
Привязка кривых ГИС
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
Расчет
вертикальных
свойств
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
профилей
Построение модели коллектора
7050
петрофизических
284 284 286
о о о о о о о о о
Примеры месторождений с доломитовыми коллекторами о
705010
Коллектор Сан-Андрее, Гейне, Техас структур
месторождение Семинол,
округ
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
Вертикальная
последовательность
280 282
287
седиментационных
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
287
Оnисание структурно-текстурных особенностей и петрофизические свойства
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
Привязка данных ГИС
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
Расчет
вертикальных
свойств
о о о о о о о о о о о о о о о о
профилей
петрофизических
Построение модели коллектора Моделирование процессов фильтрации
705020
Залежь в свите Клир Форк месторождения Саут Уоссон Вертикальная структур
290 294 297 298 303 305
последовательность седиментационных
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
306
Описания структурно-текстурных особеiiностей и петрофизических свойств о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о Нормализация данных ГИС и керна о о о о о о о о о о о о Расчеты свойств
вертикальных
nрофилей
петрофизических
о о о о о о о о о о о о о о
Построение модели коллектора Гидродинамическая модель о о о
705030
Коллектор в свите Клир Форк на месторождении Фаллертон Вертикальная структур
nоследовательность
307 312 314 315 316 320
седиментационных
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
320
Описание структурно-текстурных особенностей и петрофизические свойства
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
325
Нормализация различных структурно-текстурных осо бенностей пород, седиментационных структур и данных rис
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
Расчет
вертикальных
свойств
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о
профилей
петрофизических
Построение обобщающей модели месторождения Гидродинамическую модель фильтрации Литература
о
329 332 334 336 338
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА
8.1. 8.2.
8.
11
Коллекторы с каверново-связанным типом пор
Введение
. . . . . . . 344 . . . . .' . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 344
Мелкомасштабные явления выщелачивания, обрушения (смятия) и формирования микротрещин
8.2.1. 8.2.2.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346 . . . . . . . . . . . . 347
Влияние на петрафизические свойства
Коллекторы с системой мелкомасштабных взаимосвязан-
ных каверн
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348 Коллектор в свите Грейбург, месторождение Саут Коуден 348
8.3.
Крупномасштабное выщелачивание, обрушение и формирование трещиноватости
8.3.1. 8.3.2.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353 . . . . 358
Влияние на распределение петрофизических свойств
Коллекторы, характеризующиеся крупномасштабным взаи-
мосвязанно-каверновым поровым пространством
. . . . . . 362
Месторождения, приуроченные к свите Сан-Андрее, За падный Техас
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362
Коллектор Миссисипского возраста, месторождение Элк Бэйсин
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366
Месторождения, приуроченные к свите Элленбургер нижнеордовикскоrо возраста
. . . . . . . . . . . . . . . . 368
Месторождения, приуроченные к рифам силурийского возраста.
Литература
.
Предметный указатель
373 375 378
ОТ РЕДАКЦИОННОГО СОВЕТА
14
Достоинством данной книги является ее полное и в тоже время простое
и понятное изложение как теоретических концепций происхождения карбонат ных пород, приемов геостатистического моделирования, так и большого количе ства примеров и иллюстраций, основанных на результатах многолетних исследо ваний автора и его коллег.
Можно с уверенностью сказать, что «Построение геолого-гидродинамиче
ской модели карбонатного коллектора» не станет книгой «в стол», а окажется полезной для широкого круга специалистов, занимающихся изучением карбо натных пород и их моделированием.
Главный геолог
Н. А. Малышев
Корпоративного научно-технического центра ОАО «НК «Роснефть», доктор геол.-мин. наук Начальник управления геологического моделирования месторождений Корпоративного
научно-технического центра ОАО «НК «Роснефть»
Е.М. Бирун
Предисловие к русскому изданию
Карбонатные коллекторы обычно очень сложны по строению, и их пове дение труднопрогнозируемо из-за высокой степени неоднородности. Неоднород
ность не зависит от масштаба исследований: изучаете ли вы шлифы или крупные образцы керна, диаграммы ГИС или схемы интерполяции между скважинами, месторождение или даже весь район,
-
во всех случаях обнаружится неодно
родность. В результате описание шлифов может получиться очень детализиро ванным и сложным. Результаты лабораторных исследований пористости, про ницаемости, капиллярного давления, относительной проницаемости и других
свойств могут в значительной степени различаться даже в близко отобранных образцах керна. Изменчивость минералогического состава и структуры пор пр.: вращают определение пористости, проницаемости и воданасыщенности по дан
ным ГИС в очень трудную задачу. Экстраполяция данных, полученных в сква
жинах, на межскважинное пространство и на месторождение в целом требует знания неоднородности в масштабе месторождения, для чего необходимо прове дение геологических исследований. Неоднородность в рамках целого месторож
дения определяется обстановкой накопления карбонатных осадков, их диаrенети ческими преобразованиями и строением стратиграфического разреза. Указанные геологические факторы различаются по сложности, и геологическая неоднород
ность также меняется от месторождения к месторождению. Все эти факторы должны учитываться в ходе построения статической модели карбонатного кол лектора.
Иитегрированный подход к построению геолого-<"uдродиналшческой .\юде.7и
карбонатного коллектора основан на особом внимании к природе горных пород как фактора, определяющего (интегрирующего) упомянутые выше неопределен ности для построения модели коллектора, которая удовлетворяет требованиям ввода в программы гидродинамических симуляторов. В основе этого подхода
лежит предположение о том, что связь между петрафизическими измерениями и трехмерной моделью коллектора заключена в геологическом описании парово го пространства. Данная книга начинается с обзора фундаментальных петрафи
зических свойств и их взаимосвязи со структурно-текстурными особенностями горных пород. Далее в едином комплексе рассматриваются геологические описа
ния и вычисления на основе данных ГИС. В последующих главах обсуждаются структурно-текстурные особенности горных пород, условия осадканакопления
карбонатов, фациальные обстановки и секвентная страгиграфия. Глава
5
касает
ся петрафизической изменчивости и ее связи со строением стратиграфического
16
ПРЕДИСЛОВИЕ К РУССКОМУ ИЗДАНИЮ
разреза, также здесь представлен порядок действий по созданию модели кол лектора. В последних трех главах представлены примеры использования метода структурно-текстурного анализа для исследования коллекторов различного ти па- известняковых, доломитовых и коллекторов со взаимосвязанно-каверновым
поровым пространством. Целью книги является создание у студентов, геологов,
геофизиков и разработчиков общего представления о процессе построения гео лого-гидродинамической модели карбонатного коллектора. Джерри Лусиа
2010
г.
Предисловие
Эта книга предназначена для геологов, геофизиков, петрафизиков и инжене
ров. Она поможет им разобраться в построении геологических моделей, которые затем могут быть преобразованы в реалистичные модели процессов фильтрации
пластовых флюидов в карбонатных коллекторах (гидродинамические модели). Если в первом издании этой книги основное внимание было уделено методоло
гии построения возможно более точных моделей карбонатных коллекторов, то во втором издании описание этих методов пополнилось результатами исследований, полученными со времени выхода в свет первого издания. Каждая глава содержит
новые данные (в частности, касающиеся каротажа и геостатистики). Важно от метить, что для иллюстрации возможностей применения указанных методов ;'L'1Я
построения моделей продуктивного пласта в нынешнее издание включены и р.: зультаты некоторых новых полевых исследований.
Так же, как и в первом издании, основной упор делается на интегрирован11е геологических и технических данных. Взаимосвязь между петрофизическими свойствами горных пород и их структурно-текстурными особенностями являет ся основным связующим звеном между геологическими и гидродинамическими
моделями продуктивного пласта. Исследование структурно-текстурных особен ностей горных пород показывает, что в то время как фильтрационные свойства горной породы зависят от разнообразия геометрии порового пространства, само поровое пространство в значительной степени определяется геологической исто
рией соответствующей горной породы. Именно поэтому интеграция геологиче ских и технологических данных о горной породе происходит на основе изучения ее структуры и текстуры.
Не удивительно, что такой исследовательский подход называется «методом
структурно-текстурных особенностей». Поскольку этот метод обязан своим по явлением опубликованным работам Дж. Э. Арчи (Гас), я рекомендую читателю ознакомиться с его публикациями, ссылки на которые можно найти в конце этого предисловия. Автор хорошо знаком с трудами Гаса, так как в
1954
году сам Гас
принял автора на работу в «Шелл Ойл», где автор и проработал несколько лет под началом Гаса в исследовательской лаборатории компании «Шелл Девелопмснт» в Хьюстоне. Новаторская идея Гаса о взаимосвязи между петрафизическим свой ствами и структурно-текстурными особенностями горной породы в дальнейшем получила свое развитие в работах Рэя Мюррея и автора этой книги примени
тельно к карбонатным породам и в работах Роберта енейдера применительно к терригеиным отложениям.
В настоящей книге я показываю существующие возможности применения данного метода к известнякам, доломитам и коллекторам, пустотное простран-
ПРЕДИСЛОВИЕ
\8
ство которых образовано соприкасающимися и взаимосвязанными порами и ка вернами. Главы реорганизованы таким образом, чтобы вместить в себя резуль таты научных исследований, достигнутые за последние девять лет. При модели ровании коллекторов в первую очередь обращают внимание на создание трех мерных изображений петрофизических свойств, пригодных для загрузки в про граммный комплекс для построения гидродинамической модели. В связи с этим, так же как и в первом издании, первая глава посвящена обзору петрофизиче
ских данных и способам их получения. Во второй главе дается характеристика взаимосвязей между структурно-текстурными особенностями породы и ее по ристостью, проницаемостью и насыщенностью, которые лежат в самой основе
метода структурно-текстурных особенностей, применяемого для целей постро ения геологической модели пласта-коллектора. В главе
3
объясняются методы
расчета межзерновой пористости, проницаемости и начальной водонасыщенно сти с использованием структурно-текстурного подхода, расчета проницаемости
по пористости и моделирования капиллярного давления. Новым в этой главе яв
ляется подробное рассмотрение возможностей использования данных каротажа для выделения геологических и структурных фаций. В главе
4
рассматривает
ся использование секвентной стратиграфии и седиментологических моделей для характеристики расположения структурно-текстурных особенностей горной по роды в трехмерном пространстве. Поскольку характер распределения пор в пла сте по их размерам определяется особенностями не только осадконакопления, но и диагенеза, главы
6, 7
и
8
содержат общие сведения о диагенезе известняков,
доломитизации и диагенезе под влиянием атмосферных процессов. Глава
5-
это
новая глава, в которой основное внимание уделяется распределению петрофизи ческих свойств в трехмерном пространстве с помощью геостатистических мето дов, ограниченных структурно-текстурными слоями фильтрации, и секвентной
стратиграфии. В главе
6
можно ознакомиться с примерами того, как предлагае
мая методика позволяет охарактеризовать коллекторы, сложенные известняками,
в главе
7-
коллекторы, сложенные доломитами, а в главе
8-
коллекторы, сло
женные породами, пустотное пространство которых образовано соприкасающи мися и взаимосвязанными порами и кавернами.
В этой книге собраны результаты исследований, которые проводились в те чение последних двадцати лет, главным образом, автором и его коллегами из Бю
ро экономической геологии Техасского университета (г. Остин, США), которое не так давно вошло в состав Факультета наук о Земле им. Джексона. Я выражаю признательность моим собратьям-геологам Чарли Керансу и Стиву Руппелю за предоставленную мне возможность опубликовать результаты некоторых из про ведеиных ими исследований горных пород, как выходящих на поверхность, так и залегающих на глубине. Я также выражаю благодарность моим коллегам ин
женерам Джеймсу Дженнингсу и Фреду Вану, за их вклад в создание этой книги. Без помощи Джеймсу Дженнингсу мне было бы гораздо сложнее постичь смысл петрофизической изменчивости в карбонатах и освоить применение геостатисти ческих методов для распределения и генерализации петрофизических свойств.
Мы с коллегами, как одна команда, трудились над разработкой представленных
ПРЕДИСЛОВИЕ
19
в этой книге методов построения геолого-гидродинамических моделей пластов коллекторов.
Наши исследования фимамсировались спонсорами из Исследовательской ла боратории по геолого-гидродинамическому моделированию карбонатных кол лекторов в Бюро экономической геологии. Ряд компаний спонсируют деятель
ность лаборатории все
16
лет ее существования: это «Шевронrrексако», «Экс
он/Мобил», «Бритиш Петролеум», «Шелл/Продакшн Девепопмент Оман», «Ал тура/Окси Пермиан», «Маратом» и «Сауди Арамко». Поддержку лаборатории также оказывают «Коноко/Филлипс», «Анадарко», «Статойл», «ЭНИ», «Тоталь», «Норск Гидро», «Киндер Морган» и «Пионер». Эта книга никогда бы не увидела свет без компетентной помощи моего ре
дактора Аманды Мастерсон. Если в этой книге остались какие-то ошибки, то это произошло потому, что я так и не исправил выделенные ею места.
Ф. Джерри Лусиа
Остин, Техас
Май
2007
г.
Литература
[ 1] Archie G. Е. ( 1952) Classification of carbonate reservoir rocks and petrophysical considerations. AAPG Bulletin 36, 2:278-298. [2] Archie G. Е. ( 1942) The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. Trans AIME, 146:54-62. [3] Archie G. Е. (1950) Introduction to petrophysics of reservoir rocks. AAPG Bulletin 34, 5:943-961.
ГЛАВА
1
Петрофизические свойства пород
1.1.
Введение Основной целью построения геолого-гидродинамической модели коллекто
ра является создание трехмерного изображения результатов определений пет рофизических свойств. В 1той главе представлен обзор основных определе ний и методов лабораторных измерений петрафизических свойств горных по род-пористости, проницаемости,относительной проницаемости, капиллярных
свойств и насыщенности. Связующим звеном между этими свойствами является распределение пор по размеру.
1.2.
Пористость Пористость
-
это важное свойство горных пород, поскольку она является
тем фактором, который определяет объем потенциального скопления углеводо
родов. Пористость карбонатных коллекторов изменяется от пористость доломитовых коллекторов составляет в среднем
вых-
1% до 35 %, в США 1О %, а известняко
12% [19].
Пористость рассчитывается как отношение объема пор в породе ко всему объему породы:
Пористость
=
Объем пор Полный объем породы
Полный объем породы
-
=
Объем минерального скелета породы
Полный объем породы
(1)
Коэффициент пористости (в долях) используется при инженерных расчетах. Однако геологи обычно измеряют пористость в процентах. Определение «Эф фективная пористость» или «связанное поравое пространство»
-
это общепри
нятые термины для обозначения пористости, при которой возможно движение флюидов. Однако следует заметить, что все поры в той или иной степени кон тактируют друг с другом. Основной вопрос заключается в том, как именно осу ществляется этот контакт. На этом и будет сделан основной акцент в данной книге.
Пористость
-
скалярная величина, поскольку она зависит от полного объ
ема, который определяется размером исследуемого образца. Так, пористость
1.2. карлсбадских пещер составляет
'
ПОРИСТОСТЬ
100 %,
21
если принимать их за полный объем, то-
~ ~ гда как пористость всеи толщи пород, содержашеи эти пещеры, намного меньше
и зависит от того, какой объем окружающих пещеры пород включен в полный объем, взятый для расчета. Определяя пористость пород с использованием «гра
ничных значений» полного объема, получаем в результате величину пористости примерно в
0,5%
(Сасовский, личное сообщение). Таким образом, пористость
всегда выражается числом, величина которого зависит от полного объема вы бранного образца. Термин «пористость» зачастую неправильно используется как синоним
«порового
пространства»,
ты в породах. Пористость
-
которое,
на
самом деле,
описывает
пусто
это результат измерений и поэтому не может быть
видимой, в то время, как то, что мы наблюдаем в породе
-
это поровое про
странство или поры. Неправильное использование указанных тер!l.шнов нередко ведет к неразберихе, особенно при обсуждении «происхождения пористоспш, хотя на самом деле при этом имеется в виду происхождение порового nростран
ства или история изменений nористости. Пористость определяется визуальными методами или в ходе лабораторных измерений. Визуальные методы определения суммарной пористости, в лучше!\! случае, дают приблизительные значения, поскольку количество видимых пор за висит от метода наблюдения- чем выше увеличение микроскопа, тем лy•IIIIL" t<JI-
димость порового пространства. Обычно пористость определяется методом вн зуальных исследований шлифов породы под микроскопом низкого увеличения. Классификация Арчи
[2]
является методом, позволяющим совместить текстур
ные критерии и видимый объем пор для определения общей пористости. Види
мое поровое пространство шлифа может быть измерено методом подсчета точек (подсчета видимых пор) или с использованием компьютерных программ анализа
изображений для расчета поровоrо пространства. Сам шлиф при этом берется как полный объем. Визуальная оценка может быть очень примерной, если при этом не сравнивать ее со значениями, полученными методом подсчета точек. Как пра вило, в первом случае значения могут быть вдвое больше. Значения пористости, измеренные в лаборатории, обычно выше полученных при визуальной оценке вследствие того, что очень маленькие поры не видны при непосредственном на
блюдении. В случаях, когда все поры
-
крупные, как, например, в грейнстоунах,
значения, полученные с помощью метода подсчета точек, сопоставимы с данны
ми визуальных измерений.
Вычисление пористости горных nород по образцам в лабораторных услови ях требует знаний о полном объеме породы и либо об объеме пор, либо об объеме минерального скелета породы. Полный объем обычно измеряется по коли•1еству (объему) вытесненной несмачивающей жидкости (такой, как ртуть) или с помо щью прямых измерений на образцах правильной формы. Объем пор может быть полу•1ен различными способами. Если известен минералогический состав образ ца, то объем минерального скелета породы может быть рассчитан по плотности
зерен и весу образца. Тогда для определения объема пор нужно из полного объ ема вычесть объем минеральной составляющей. Наиболее достоверным мето дом измерения пористости считается метод с использованием расширяющегося
22
ГЛАВА
1
гелия (газоволюметрический метод). Высушенный образец породы устанавлива ется в камере известного объема. В камеру нагнетается постоянный объем газа и измеряется давление при наличии и отсутствии в ней исследуемого образца. Разница значений давления определяется объемом пор. Для каждого образца за писывается плотность зерен породы, и точность полученных в результате изме
рений значений пористости может быть оценена по близости показателей этой плотности и известной плотности минерального скелета породы. Если, напри мер, определенная по исследованиям плотность доломитового образца ниже
2,8,
то полученные значения пористости, видимо, слишком низки. Для определения
значений пористости также используется нагнетание ртути под очень высоким давлением (в измерителе пористости, порозиметре). Однако в этом методе разру
шается образец, поэтому обычно он используется только в специальных случаях. Измерение суммарного объема флюида, извлеченного из порового пространства, является старым методом определения объема пор. Он отличается невысокой точностью результатов и в настоящее время не применяется. Однако еледут пом нить,
что измерения пористости,
проведеиные сравнительно давно, возможно,
были сделаны именно этим неточным способом. Для получения точных результатов измерения пористости образца крайне важно полное удаление всех флюидов (экстрагирование образца). Любой неиз влеченный флюид будет учитываться как часть минеральной составляющей по роды, что приведет к получению заниженных значений пористости. В качестве
примера такого неполного удаления флюидов взяты исследования, проведеиные на месторождении Семинол в отложениях свиты Сан-Андрее
[ 15].
Значения по
ристости, полученные в ходе анализа 11олноразмерного керна, оказались подозри
тельно низкими, поэтому
11
образцов полноразмерного керна были заново про
анализированы путем выпиливания трех цилиндрических проб диаметром
2,5
см
из каждого образца и последующей очистки этих проб в промышленной лабора тории, при этом особое внимание было уделено удалению воды и нефти из про
бы. Во всех образцах, кроме одного, средние значения пористости оказались на две единицы выше по сравнению с результатами, полученными в ходе изме
рений по полноразмерному керну (рис.
1.1 ).
Воздействие высоких температур на образцы, содержащие гипс, в лабора торных условиях приводит к дегидратации гипса и его переходу в полугидратную
форму 1 , называемую бассанит (см. формулу (2)). При этом образуется поровое пространство и выделяется свободная вода, причем оба этих фактора обуслов ливают появление значительных ошибок в измерениях пористости (табл.
l). По 2,70)
ровое пространство образуется потому, что бассанит (имеющий плотность
обладает меньшим объемом, чем гипс (плотность вень температуры в ходе анализа керна ниже изменение пористости
2,35) [5]. Важно сохранять уро 70 °С, чтобы предотвратить такое
[ ll ].
Гипс(СаSО4 ·2Н20)+ Температура= Бассанит(СаSО 4 ·0. SH20) 1 Т.
+ 1. 5Н20.
е. содержащую две молекулы гиnса на одну молекулу воды.- Пp!LII. перев.
(2)
ПОРИСТОСТЬ
1.2.
..-..
-
":::R о
23
20
>< С\1
:::1
С\1
=~ :01.0 = = о>< 01)
о.
01)
:с
15
0..:.: 01)
CJ
м
:r
:г
01)
:с
:с
= = 10 ~ ~ о.
1:::(
1CJ
:с
CJ :с
:::1
о.>< о -,.Q t:
= == 11:: :с
~
=
м
5
С\1
=
01)
о о. :с
•
Значения пористости по цилиндрическим образцам керна
х
Средние значения пористости,
полученные в цилинрических образцах
1-.
Максимальная ошибка данных по керну
С\1
о.
~
о
t'"!
6
8
10
12
14
18
16
Значения пористости, измеренные в полноразмерном керне(%) Рис.
1.1.
График сравнения значений пористости, полученных в ходе анализа полно
размерного керна, и значений пористости, определенных по цилиндрическим образцам, взятым из того же керна и подвергнутых дополнительной очистке. Значения пористости
по полноразмерному керну оказались меньше на
0-4 %.
Измерения пористости должны производиться при давлении, соответствую
щем пластовым условиям, поскольку карбонатные породы обладают способно стью сжиматься и соответственно, значения пористости уменьшаются по мере
увеличения давления. Общепринятый лабораторный метод заключается в том, чтобы увеличивать давление обжима образца (эффективное давление) и в то же время сохранять постоянное поровое давление. Результаты исследований по казали, что уменьшение значений пористости обычно очень мало в палеозой
ских и многих мезозойских коллекторах
(2 %)
(рис.
1.2),
и измерения пористости
в пластовых условиях, как правило, оказывались достаточно точными
[10].
Одна
ко в случае высокопористых карбонатных пород должна проводиться проверка
возможности уменьшения значения пористости при увеличении эффективного давления.
Обычно поры в осадочных породах относятся к межзерновому типу. Пока затели межзерновой пористости зависят не от размера самих зерен, а от их сор
тировки. Значения межзерновой пористости в единице объема округлых зерен, характеризующихся кубической упаковкой, могут составлять
47.6%
(рис.
1.3, А).
Кубическая упаковка обеспечивает наибольшее количество открытых пор. Наи
более закрытая (плотная) упаковка округлых зерен- ромбическая. В этом случае
ГЛА ВА
24 Таблица
1.
1
Увел ичение значений nористости в образцах гиnсасоде ржаще го дол о tита
в результате воздействия высоких тешератур (по Пористость
Содержание гипса
[ 11 ], %) Увеличение
При низкой
При высокой
температуре
температуре
2,8 6,4 2,5 3,4
3,7 11 ,2 8,4
0,9 4,8 5,9
8,9
55
4,3 11 ,0 14,6 14,9
значения пористости составляют
25,9 %
пористости
на единицу объема (рис.
1.3, В) .
Эффект
влияния сортировки з ерен на величину пористости можно проследит ь на приме
ре несце tентированных песчаников. Если пористость очень хорошо отсортиро ванных несцементированных nесчаников достигает
ванных - всего
42 %,
то в nлохо отсортиро
27 % [6].
Типичные палеозойские карбонаты
• (пермский бассейн , Западный Техас, США)
х
Юрские карбонаты (Саудовская Аравия)
136
о
[ 1О]
272
408
Результирующее давление (атм) Рис .
1.2.
Влияние э ффективного да вления на пористость в палеозо йских и юрских кар
бонатных коллекторах. Уменьшение пористости определ яется как частное от деле ния nористости nри э ффективном да вле нии на nористо сть при атмосферном давле нии.
В карбонатных отложениях форма зерен и наличие межзерновых пор а так же их сортировка, оказывают значительный эффеt..-т на вел ичину nористости . На
л ичие парового nространства между ракушками и пел оида tИ , которые образу ют зерна карбонатных осадков
nовышает значения пористости по сравнению
с тем и , которые можно бы л о бы ожидать при одной тол ько стости
[8].
tеж зерновой nори
Влияние, оказываемое сортировкой на пористость карбонатных nо
род, прямо nротивоположно тому которое обнаружено в кремнисто-обломочных породах . Пористость в современных ооидных rрейнстоунах составл яет в сред-
1.3. А
Пористость Рис .
1.3. Сравн е ние
25
ПРОНИЦА Е МО СТ Ь
в
Пористость
4 7%
26%
nоказ ател ей nористости nри кубической {А) и ро ·t б нч еской (В) уnа
ковках округлых зер ен пород ы . Пористо сть з ависи т от вида уnаковки , а ра з мер пор опр е деляется разм ером и ви дом упаковки округлых зерен пород ы .
нем
до
45 %, но по мере уменьшения степени сортировки этот показател ь возрастает 70 % [9]. Этот рост в основном обусловлен иглобраз ной формой оче нь м ел
ких кристал лов арагонита . В резул ьтате, очеви д ной вз аимосвя з и м ежду nuристо
стыо , размером зерен и ви дом их сортировки в карбонатных породах уста новить не удалось.
Хотя очевид ной взаимосвязи между nористостью и структурно-текст р!!Ы ми особенностями nород не сущест вует, опытным nуте 1 достоверно уста нов лено , что размер меж зерновых пор уменьшается с уменьшением размера зерен
и nовыше1шем плотности их уnаковки. Пори стост ь также уменьшается с воз
растанием стеn ени уn л отнения уnаковки зерен , что обусловлено зависимостью раз меров меж з ерновых пор от размеров з ерен , степени их сортировки и межзер
новой nористости . Раз мер и объем межзернового парового nространства оnреде ляется условиями осадканакоnл ения и историей nоследующих преобразований осад ков .
1.3.
Проницаемость Проницаемость
-
важный парам ет р , nотому что является свойством поро
ды , связанным с дебитом добычи угл еводородов . Значения проницаемости ко лебл ются в широких nределах от
0,0 l
миллидареи (мД) до
l
дарси и бол ее.
Проницаемость величиной О, 1 мД обычно считается минимально допустимой для разработки нефтяных залежей . Высокопродуктивные коллекторы обычно ха рактеризуются проницаемостью порядка
1 дарси .
Проницаемость выражается из закона Дарен :
(3) где
Q-
( Ь.Р )/ L
объем потока фл юи да
-
k np -
проницаемость, ~t -
град иент давл ения в горизонтал ьно
речного сечения образ ца . Проницаемость
свойство фл юида , а ( Ь.Р )/ L
-
-
вяз кость флюида,
1 образце, А - площадь попе
это свойство n ороды , вяз кость
это nоказатель фил ьтрационного n отенциал а .
ГЛАВА
26
1
Проницаемость измеряют в лабораторных условиях, помещая образец из вестной длины и диа tетра в воздухонепроницае tый цил:индр («кернодержатель
Хасслера>>) в горизонтальном положении. Флюид известной вязкости нагнетает ся в образец, у которого измерены длина и диаметр. Образец представляет собой либо по норазмерный керн ром
2,5
обычно
-
длиной
15,2
см, либо цилиндр диамет
см, выпиленный из керна. Между разны 1и концами образца создается
перелад давления и замеряется объем потока флюида через образец, а проница емость рассчитывается с использованием уравнения Дарси (рис. ло
1.4).
Как прави
в качестве флюида используют воздух или соляной раствор. Когда скорость
фильтрации высока, то результаты достаточно близки. Если же скорость фильтра ции низка , то при пропускании воздуха через образец nолучаются более высокие показатели проницаемости , чем в опыте с соляным раствором. Это объясняет ся тем, что газ создает гораздо меньшее трение о стенки пор (не «прилиnает»
к ним), чем жидкость, а способность газов скользить вдоль стенок пор приводит к зависимости показателей проницае юсти от величины давления. Этот фено
мен носит название юффект Клинкенберга» и особенно важен для исследований низкопроницаемых пород.
Q Р~1с.
1.4.
Метод измерения nроницаемости в цилиндрическом образце керна в лаборатор
ных условиях (см . объяснения в тексте). Образцы расnолагаются гори з онтально с целью устранить влияние силы тяжести.
Проницаемость можно также измерять с помощью специального прибора
называемого «мини-пермеаметр»
[ 12].
Это приспособление создано для исполь
зования на гладких поверхностях , таких, как обнажения пород или спилы керна , и позволяет быстро и снебольшими затратами получить тогочисленные резуль
таты измерения проницаемости . Этот метод, однако, характеризуется меньшей точностью, чем метод с использованием кернадержателя Хасслера . Требуемое оборудование состоит из баллона для сжатого газа, индикатора давления и от резка пластикового шланга со специальным наконечником или коиусаобразны 1
датчиком, сконструированным так , чтобы плотно прилегать к образцу породы . Для расчета проницае юсти исnользуют данные о давлении газа и его объеме, прошед шем через образец поро ы . Измерения должны производ иться иа образцах, находящихся под некоторы 1
эффективным давлением предпочтительно равным давлению, которое коллекто-
ПРОНИЦАЕМОС Т Ь
1.3.
27
ры испытывают в пластовых условиях . Это особенно важно в случаях, когда в образце присутствуют мелкие трещины и стилолиты , потому что при отсут
ствии эффективного давлени я эти элеме нты могут стать каналами для прохожде ния флюидов, что может привести к получению неоправданно высоких значений проницаемости.
Проницаемость -это векторная и скалярная величина . Горизонтальная nро ницаемость может различаться в разных наnравлениях. Верт11кальная nроница
емость обычно ниже, чем горизонтальная. Поэто!\·tу проницаемость часто изоб
ражается в виде вектора в координатах Х, У и керна в случаях анализа полноразмерного
Z.
В отчетах по исследованиям
керна приводятся три значения про
ницаемости: два в горизонтальном направлении и одно по вертикали. При ис следовании цилиндрических образцов определяется только одно горизонтальное значение проницаемости . Направления измерений горизонтальной проницаемо
сти выбираются под углом
90°
друг к другу и обы
мальной nроницае юсти и проницаемости в перпендикулярном к максиll·tуму на правлении.
Величина проницае юсти зависит от объема исследуемого образца так же. как и от ориентировки. Закон Дарси показывает, что проницаемость завис11т от площади поnеречного сечения образца и перепада давлени я на участке задан ной длины. В карбонатных коллекторах проницаемость варьирует в зависимое 11
от размера образца. Наиболее ярко проблемы, создаваемые выбором образца, мо гут быть nрои ллюстри рованы на примере образца керна с крупными кавернами , взятого из карбонатной
постройки силу
рийского возраста (рис.
J.5). В этом об
разце
на
nроницаемость ,
быть
оtrень
количества
анализ
скорее
высокой
соприкасающихся
керна
показывает
всего ,
из-за
долж
большого каверн,
величину
но
про
ницае юсти менее О , J мД. Это значени е получено на цилиндрическом образце дли
ной
2,5
тому,
см , который был исnользован по
что
емости
на
провести
из tерение
по tноразмер ном
проница
керне
было
бы очень трудно . Поэтому для того, что бы можно было использовать результаты лабораторны х исследований Рис .
1.5.
керна, очень
Образец керна , содержащий крупные
каверны , отобран ный и з силурийских рифов
в штате Мичиган (США). В результате изме рения проницаемости на цилиндрическом об
разце керна получено значен н е менее О
1 мД,
что является очевидноi-1 недооценкой реаль ной проннцаемости в зто ·t образце.
28
1
ГЛАВА
важно знать, на каких образцах они были проведены. Как правило, не следует исподьзовш11ь данные 110 керну из карбонатных ко;ыекторов, если исследователь
ue
са.\1 не виде1 этот керн и
наблюдал за процессо.н отбора образцов.
Величины проницаемости могут быть получены в процессе испытания сква жины с использованием кривых восстановления давления. Давление в скважине уменьшается в результате отбора флюидов, затем скважина останавливается и за меряется скорость нарастания (восстановления) давления. Она зависит от эффек тивной проницаемости коллектора. Средняя эффективная проницаемость иссле дуемого интервала рассчитывается по уравнению
изменение давления ) 302 84 (qJ.IBo) (4) наклон кривои т логарифмический интервал времени = ' knph ' u
(
где q- дебит (м 3 /сут), f1- вязкость (сантипуаз, сП), В0 - объемный коэффици ент нефти, ~:пр- проницаемость (мД), /~-эффективная толщина коллектора (м). Анализ кривых восстановления пластового давления служит для оценки эф
фективной проницаемости, пластового давления и степени нарушения проница емости в призабойной зоне пласта (екни-фактора) (рис.
1.6).
Такие кривые могут
быть получены путем замеров дебитов с помощью испытателя пласта на буриль
ных трубах или в добывающей скважине после того, как последняя была оста новлена на какой-то период. Изменения дебита и давления подвергаются анализу с помощью диаграммы восстановления пластового давления, предложенной Хор
нером. Диаграмма отражает изменения значений давления в бесконечно малые
промежутки времени (t + Ь.t) / Ь.t. Пластовое давление в коллекторе определяется методом экстраполяции прямолинейных участков кривой до О (с шагом в
1).
Вли
яние екни-фактора оценивается по темпу восстановления давления до начальной величины. Проницаемость характеризует «способность флюида проникать через пористую среду». Единицей измерения этой способности является «проницае
мость на метр» (~: 11 ph). Значения эффективной проницаемости обычно получают
• • •
Измеренные величины Интерполяция
~
• •• 4
... ........ ~~
.......... .._.,
~
Р*
2
3
о
+ 6-t fit t
Рис.
1.6.
Типичный график Хорнера для восстановления пластового давления (но
Угол наклона кривой является функцией соотношения «nроницаемость
вала» (k"P/1 ).
-
[7]).
длина интер
1.4. путем деления
knph
РАЗМЕР ПОР И ФЛЮИДОНАСЫЩ!::ННОСТЬ
29
на веJУI:икальную протяженность испытываемого интервала.
Неточные замеры протяженности интервала испытания и объема исследуемого коллектора могут привести к значительным ошибкам в определении эффектив ной проницаемости.
1.4.
Размер пор и флюидонасыщенность Размер пор является связующим фактором между проницаемостью и насы
щенностью коллектора углеводородами. Обычно в моделях проницаемости поро вое пространство описывали как функцию радиусов совокупности капиллярных каналов. Количество капиллярных каналов приравнивали к пористости, а прони
цаемость зависела от пористости и квадрата величины радиуса пор (формула по
[1],
с.
97).
Козени
[14]
(5),
заменил площадь поверхности порового пространства
на радиус пор и разработал широко известное ныне уравнение Козени, которое определяет соотношение между проницаемостью и пористостью, величиной по
верхности (в квадрате) и постоянной Козени (формула ?
knp = 7rr- /32.
или
2
(6)).
k = k11 1' /8,
knp = kп/kzS~.
(i'i) ((i)
Обычной практикой является оценка проницаемости с использованием про
стых формул расчета проницаемости по пористости, полученных по данным исследований керна. Однако для карбонатных коллекторов график зависимости между пористостью и проницаемостью, как правило, отличается большим раз
бросом данных (рис.
1. 7).
Это указывает на то, что кроме пористости существуют
и другие факторы, которые важны для моделирования проницаемости. Эти урав нения демонстрируют, что размер и распределение порового пространства, или распределение
пор по размеру, так же важны для оценки проницаемости, как
и пористость. В общем случае можно сделать вывод, что без учета распреде.7е ния пор по раз.,неру иевоз.но.жно увидеть связь ,1/е.жду пористостью и проница еностью в карбонатных породах. Размеры пор могут быть определены по кривым «ртутного капиллярно
го давления», которое создается при нагнетании ртути (несмачивающая фаза) в образец, содержащий воздух (смачивающая фаза). При повышении давления под действием нагнетаемой ртути получается диаграмма зависимости между ве
личиной давления нагнетания и объемом закаченной ртути (ртутное насыще ние) (рис.
1.8).
Ртутное насыщение может быть графически отражено в про
центах от объема пор или от полного объема породы. Эта кривая называется «кривой отбора жидкости». По мере снижения давления нагнетания смачива ющий флюид (воздух или вода) начинают проникать в поровое пространство
и вытеснять несмачивающую фазу. Этот процесс называется пропиткой (им бибицией), а график, отражающий зависимость между давлением и насыщением в ходе уменьшения давления нагнетания,- «кривой пропитки» (кривой имбиби ции) (рис.
1.8).
30
ГЛАВА
-
1000
:::0
100
..Q
§
.
&
.....
....
.. ... ~. ...
... .
...... , ....
. .;.
\.
~,
...
..
о
Q)
..
,.. . .. .. ............... ..... .,,.. ..,..:......'........ . . .. ....,.. ... :·.:·:.: . , •...•••• . .. .'t••,.....•!...,.•• ..... .......... ••.,.:ts •• , • ..... . ., ....::!: .. ·. ••..,.. • ··.:·· ......,.. .... . . . . . ... .. ... ....:.. ... ... ....
...
t> :::0
..
t"..
1::::(
1
10
..
......
:s:
о с..
t:::::
..
...
'
•\
.................:. t ~:., •
..
•
:I:
...
1. : ........ · ; . .; : · : , · ·
::; .:·•••
. . . . . . . .•
t
·~
...
0,1L-~~~~~~·~·~--~~----~----~--_J
0,05
О, 1О
О, 15
0,20
0,30 0,40
Пористость (доли ед.) Рис.
1.7.
Схема зависимости пористости и проницаемости в карбонатных породах, ил
люстрирующая
отсутствие свя·зи между пористостью и проницаемостью в случае ис
ключения из расчета дополнительного фактора
:::0
g
-
распределения пор по размеру.
136
:s:
t
109
1:.:
:s:
:I:
o:s
t:1:
82
1-.
o:s
Кривая пропитки
:I: Q)
:s:
:I:
Q)
54
t::
= o:s
t:(
Q)
о
=
Переходный
27
этап
~
а ()
~ Рис.
1.8.
Завершающий о
100
этап
80
60
40
20
о
Насыщение породы ртутью (% от объема пор)
Типичные кривые капиллярного давления, показывающие графики проnитки
и вытеснения смачивающей фазы. Данные для кривой вытеснения получены методом увеличения давления, а данные для кривой nроnитки
-
методом снижения давления.
Значения размера пор, полученные указанным методом, известны как «раз
мер парового канала». Этот параметр определяется как размер пор, которые со единяют более крупные поры. Он основан на предположении о том, что поровое пространство между частицами породы (межчастичное) может быть визуально представлено в виде комнат, соединенных дверьми. «Двери» налы, которые соединяют более крупные поры
-
<<комнаты».
-
это поровые ка
1.4.
РАЗМЕР ПОР И ФЛЮИДОНАСЫЩI::ННОСТЬ
31
Ртутное насыщение зависит, во-первых, от величины поверхностного на
тяжения между водой и ртутью, во-вторых, от связующих сил между флюидами и минералами, образующими стенки пор, в-третьих, от разности давлений между ртутной и водяной «фазами» (капиллярного давления), и, в-четвертых, от размера
поровых каналов. Последний параметр рассчитывается по формуле
Гс
=
0.145(2а
cos О/ Р,.),
(7)
где r·c- радиус порового канала (мкм), 2 а- поверхностное натяжение (lo-:J Н/м), Ре
-
капиллярное давление (абсолютное давление, атм),
0,145 -
коэффициент
перевода в микроны.
Поверхностное натяжение между фазами является результатом взаимного притяжения молекул жидкостей. Его можно выразить зависимостью между дав
лением вдоль границы соприкосновения флюидов и радиусом кривизны этой границы (рис.
1.9):
(R) где (Р1 -
Р2 ) -
поверхностное
Формулу
перепад давления вдоль мениска (капиллярное давление), rт натяжение,
(8)
1·1 -
радиус
кривизны
-
границы между жидкостямтт.
можно вывести, исходя из представлений о полусфеrнчест,щi
нижней части капли воды, которая вытекает из небольшого крана за мгновение до того, как она упадет. Молекулы внутри капли притягиваются друг к другу с одинаковой силой, но молекулы, находящиеся на поверхности капли, испыты вают притяжение в двух направлениях
-
к центру капли и к другим молекулам
поверхности, что приводит к возникновению результирующей силы, направлен
ной внутрь капли (формула
F
Если
l-
(9)).
суммарная сила, действующая на каплю в направлении вниз, то:
(9) где тrт[
площадь поперечного сечения капли, (Р1
-
-
Р2)
- разность между
давлением внутри капли (давление воды) и давлением вне капли (атмосферное давление).
Если
F
Т -связующие (когезионные) силы, которые держат молекулы капли
вместе и направлены вверх, то:
где т 1 -
радиус кривизны поверхности жидкости, 2тгr· 1 -
длина окружности
капли (периметр капли в разрезе), а- поверхностное натяжение.
В состоянии равновесия
~Микрометр, микрон.
F
Т=
F
l,
соответственно:
32
ГЛ АВА
.. .:... .. . .., • .),
: . . t.
...
...
F = F
?
1Г1'i6.Р
Т = 21Гr 1 О'
D..P = 20' rJ
Рис .
1.9.
Связующие (коге з ионные) си л ы и определ ение поверхностного натяжения .
или
(11) Несмотря на то , что свя зующие силы «скреnляют» капли жидкости вместе,
силы сцепления (адгезионные) между тверд ым веществом и жидкостыо сnособ ствуют растеканию последней . Когда флюид встречается с твердой поверхно стыо, он стремится ил и растечься по ней или сформировать на ней шар , причем угол между т вердой поверхностью и кривиз ной жидкого шара будет з ависеть от влияния сил адгез ии. Угол касания м ежду жи дкостью и твердой поверхностью
будет менее ше
90° -
в сл учае, есл и жидкость растеклась по поверхности , и бол ь
90°
есл и жидкость собралась в форме шара. Если угол касания меньше
прямого , то флюи д относится к тиnу смачивающих , а если бол ьше чивающих (рис.
-
то несма
J.10) .
Силы сцеnления между твердой поверхностью и водой превышают ана л огичные сил ы между твердой поверхностью и во здухом твердой
капилл ярной
трубкам (рис.
1.1 1).
систем е,
что
выз ыва ет
Величина этих сил равна
подъем
в воздушно-вод но
вод ы
по
каnилл ярны t
·о · (}, что, в свою очередь
рав
но отношению рад иуса капилл ярной трубки к радиусу криви з ны поверхности
жи д кости (формула
(12)):
cos (:)где 1't -
тс
/1' , ,
ИЛИ
1't = 1'cf СО · О ,
(J 2)
радиус кривиз ны поверхност и жид кости (радиус м ениска) , 7'с -
ус каnи ллярной трубки ,
cos (} -
ради
сила сцепления между твердой поверхностью
и жи дкостью .
Капи ллярное давление разл ично на раз ных участках контакта между возду хе 1 и водой . Его можно выраз ить в виде соотношения между nоверхностным натяжением
(<7)
и радиусом кривизны поверхности между эти ш двумя фа з а
ми (т 1 ):
т 1 = 2rт /( Р1 -
? 2)
(см . фор tулу
(7)).
Подставл яя вышеуказанное уравнение дл я т 1 в формулу
2а cos (}/те
= ( Р1
(12),
nол учаем:
- Р2 ) = абсолютное каnилл ярное давление ( Ре),
33
1.4. РАЗМ Е Р ПОР И ФЛЮИДОНА ЫЩЕННОСТЬ Несмачивающая
Смачивающая
жидкость
жидкость
Жидкость
Рис .
1.1О.
Силы сцепления (адгезионные) и определение смачиваемости . Если силы сцеп
ления между жидкостью и поверхностью слабее связывающих (когезионных) сил между
(8 > 90°), то < 90°) - смачивающей .
каплями жидкости
чае
(8
жидкость считается несмаLJИвающей . В nротивном слу
или
(13) где rc - радиус поровых каналов (мкм) а - поверхностное натяжение (lо-:з Н/м), Ре
-
абсолютное капиллярное давление (атм),
0,01 -
коэффициент перевода
в микроны .
Размеры поровых каналов рассчитываются для каж-
дой
точки
кривой
графика
капиллярного
давления
и представляются в виде диаграммы накопленной ча
стоты (рис.
Воздух
Такие диаграммы характеризуют ста
1.12).
тистическое распределение лоровых
каналов по разме
ру в исследуемых образцах , но не имеют отношения
к их пространствеиному распределению. Кроме того, эти кривые характеризуют не все поры в образце, а толь ко поравые каналы. Однако были разработаны специ
Вода
альные методы получения раз 1еров более крупных пор с помощыо метода нагнетания ртуrи. Распределение раз меров
пор
в
том
в детной книге
смысле ,
в
каком
оно
используется
определяется как пространствеююе
Рис .
1. 11 .
Соотношения
капиллярных
давлений
в каnиллярной трубке.
распределение раЗJнеров всех пор в породе включая разнеры поровых каналов.
Для того чтобы можно было установить связь между размерами поровых каналов , определенных на основе ртутной капилляриметрии , проницаемостью
и пористостью, о которой мы говорили выше, необходимо выбрать «нормализую ший размер пор»
[21 ].
Установлено, что наиболее точные результаты получаются
при изучении размеров поровых каналов при ртутном насыщении Общие формулы ,
устанавливающие связи
между пористостыо ,
35% [13, 18]. проницаемо
стью и размером поровых каналов при различных значениях насыщения ртутью
кремнисто-обломочных пород, опубликованы в работах Питтмана грамме, построенной с использованием
35 %-ноrо
[18].
На диа
насыщения ртуть ю (рис.
1.13),
видно, что проницаемость больше зависит от размера поровы х каналов , чем от пористости. В силу того, что указанные уравнения получены для кремнисто-
ГЛАВА
34
1 в
А
25 ,.-... ~ о '-'
20
0..
15
о
13бrо----------------~
с::
~
Q)
~
10
о
5
о
0+----.~~~--~----~
0,01
0,1
10
\_
100
100
80
Размер поровых каналов (мкм)
60
(% от Рис.
1. 12.
40
20
о
Насыщение пор ртутью
объема пор)
Диаграмма расnределения различных размеров поровых каналов (А), постро
енная на основе кривой капиллярного давления при ртутном насыщении
(8).
обломочных пород, в них учитывается только межзерновая пористость, а не обя зательно общая:
Log(1':35) = 0,255 где тзs
-
+ 0,565Log(k,,p) -О 523Log(kп) ,
радиус поровых каналов при
прониuаемость (мД),
k11
-
35 %-ном
насыщении ртутью (мкм), kпр -
межзерновая пористость (доли ед.).
Аналогичная формула была опубликована
[13] .
Она носит название «равен
ство Уинланда» и используется в нефтяной промышленности чаще, чем формула
10000 Log(rз5) = 0 255+0 565Log(kпp) - 0 ,523Log(k")
Ei :Е '-'
.с
t)
Размер поровых каналов при 35 % -ном насыщении
1 000
породы ртутью (1\·rм)
100
о
:Е
~ ::1
10
:s: х
8.
t::
1,0 0, 1
Пористость (доли ед.) Рис .
1. 13.
Диаграмма зависимости пористости , nроницаемости и размера поровых кана
лов дл я кремнисто-обл омочных пород, nостроенная прн
35 %- ном
насыщении ртутью ,
дл я определения размера поровых каналов по кривым капиллярного да вления
[ 18).
1.4.
РАЗМ~Р ПОР И ФЛЮИДОНА
ЫЩЕННОСТЬ
35
Питмана
Насыщенгюсть коллектора углеводородами зависит от размера пор, а также от капиллярного давления и капиллярных сил. Аккумуляция нефти в ловушке
и формирование залежи происходят только тогда, когда nреодолено nоверхност ное натяжение между водой и нефтью. Это означает, что давление в нефтяной фазе обязательно должно быть значительно выше давления в водяной фазе. Если
давление в нефти лишь немного nревышает аналогиwый параметр в воде, то ра диус кривизны поверхности контакта между жидкостями будет большим и нефть
будет сnособна проникнуть только в крупные nоры. По мере возрастания давле ния в нефти этот радиус уменьшается и нефть правикает в более м елкие поры (рис.
1.14). Давление
Непроницаемая
Глубина
локрышка коллектора
Увеличение степе ни нефтенасыщенности по мере роста
Высота
каnиллярного давления
залежи
с Капиллярное давление
ДавлеiU!е в водной
фазе Вода
__
Уровень нулевого
Нефть ---='r='~
_ __...._ _
капиллярного
Зерна породы
давления
Рис .
1.14.
Диаграмма , nоказывающая процесс замещения смачивающего флюида (воды)
несмачивающим (нефтью) в порах небольшого размера по мере линейного возрастания каnиллярного давлеtшя при увеличении высоты залежи . Размер лор оnределяется по ра з
мерам зерен и их сортировке. (А) Только самые крупные nоры в основании залежн со
держат нефть . (В) Более мелкие поры запопt1яются нефтью по и каnиллярного
·tepe
увеличения высоты
авления. (С) Самые ·tелкне поры насыщаются нефтью в верхней части
залежи .
В сетественных условиях разность давлений (капиллярное давление) созда ется в результате различий в плотности вод ы и нефти. Этот ф еномен носит на
звание эффекта nлавучести. П ри нулевом капиллярнОI'.•I давлении (zего
pressure - zcp)
capillary
давление в коллекторе равно давлению в водно й фазе (рассчи-
ГЛАВА
36
l
тываемое умножением глубины на плотность воды). Выше уровня
zcp
давле
ние в водной фазе будет уменьшаться на величину, которую можно определить, умножая высоту над уровнем нулевого давления на плотность воды. При этом
давление в нефтяной фазе будет уменьшаться на величину, равную произведе нию высоты над уровнем нулевого давления на плотность нефти.
Давление в водной фазе:
Рв = Pzcp- Но.
(14)
Давление в нефтяной фазе:
Рн = Pzcp- НРн·
(15)
В любой точке нефтяного столба разница давлений в воде и нефти (капил лярное давление)
-
это разность между удельными весами двух флюидов, умно
женная на высоту нефтяного столба:
(16) где Н
-
высота над уровнем нулевого капиллярного давления, р 11
нефти, Рв
-
плотность воды,
0,098 -
-
плотность
коэффициент перевода в метры.
Данные измерений капиллярного давления при насыщении ртутью могут
быть преобразованы в значение высоты над уровнем нулевого давления (высо ту залежи) путем перевода значений поверхностного натяжения и угла контакта между двумя флюидами, использованными в лабораторных условиях, в значения
для флюидов, находящихся в пластах исследуемого коллектора. Формула этого преобразования может быть заимствована из капиллярной теории:
(О"соsе)нjв/тв Х (Рс)рт/воздjтв
н-~--~--~--~--~~~-
(17)
- 0,098(р 8 - Р11) Х (О"соsе)ртjвозд/тв'
где в/н/тв- система, включающая воду, нефть и твердый материал, ртjвозjтв система, включающая ртуть, воздух и твердый материал.
Типовые коэффициенты перевода капиллярного давления из ртутио-воздуш ной системы в водно-нефтяную систему, существующую в реальных коллекто рах, приведены в таблице Таблица
2.
2.
Типовые коэффициенты nеревода каnиллярного давления из ртутио-воздуш
ной системы в пластовые условия
Лабораторные условия
-
водно-нефтяную систему
Пластовые условия
Ртуть, воздух
Вода, нефть
и твердый материал
и твердый материал
а = 480 · 10- 3 Н/м
а = 28 · 10- 3 Н/м
е= ноо
е= зз-55°
Плотность, г/ см 3 Вода (р 8 )
Нефть
1,1 (Рн) 0,8
Кривые капиллярного давления описывают характер насыщения несмачива ющей фазой, а также размер поровых каналов. График зачастую разделяется на
1.4.
РАЗМЕР ПОР И ФЛЮИДОНАСЫЩЕННОСТЬ
37
несколько фаз: на начальную фазу (фазу закрытия), при которой заполняются пу
стые места на поверхности' образца; промежуточную фазу, когда большая часть лорового пространства уже заполнена; и предельную фазу, на которой лишь са
мые малые поры остаются свободными от насыщения несмачивающим флюидом (рис.
1.8).
Эта концепция также используется при описании коллекторов. Однако
с появлением ртутных порозиметров высокого давления стало очевидным, что
насыщение несмачивающим флюидом продолжает возрастать даже выше про
межуточной зоны в результате проникновения флюида в самые мелкие поры, правда, в гораздо более медленном темпе, чем происходило заполнение крупных
пор на предыдущей (промежуточной) стадии. Характер системы в нижней (подошвенной) части пласта (коллектора) мо жет быть описан кривыми вытеснения или пропитки, которые зависят от истории изменения давления в течение некоторого периода времени в коллекторе
[16].
Если давление
по каким-то геологическим причинам уменьшалось, то пластовая
вода должна была заполнить поровое пространство и вытеснить нефть. Неко торое количество нефти должно было остаться закупоренным в порах, потому
что давление в нефтяной фазе было недостаточным для того, чтобы преодолеть капиллярные силы. Эта закупоренная нефть называется остаточной. В этой ситу ации коллектор находится в состоянии пропитки, и для описания распределен 1• }1
флюидов в нижней части коллектора должна быть использована соответствую
щая кривая. Переходная зона вытеснения замещается более тонкой переходной зоной пропитки и зоной наличия остаточной нефти. Различие в плотностях воды и углеводородов создает различия давлений в столбе воды и столбе углеводородов. Градиент давления в коллекторах мо
жет быть использован для определения высоты над уровнем zcp (нулевого ка пиллярного давления). Многократные замеры пластового давления в скважине
могут быть получены с помощью испытателя пластов
[20].
Прибор может из
влечь несколько проб флюида за один спуск, но главное его преимущество
-
способность делать многочисленные замеры давления на разных глубинах. Этот прибор позволяет получить большое количество значений давления в выбранных интервалах, что позволяет рассчитать градиент давления. Эти данные могут быть использованы для определения уровня нулевого капиллярного давления и выде
ления гидродинамически изолированных участков пласта (рис. 1.15). Давление в водонасыщенном пласте 3 зависит от степени связи столба
флюи
да с земной поверхностью. В открытой системе давление флюида равно произве дению глубины на плотность флюида и называется гидростатическим (рис. Градиент гидростатического давления примерно равен
0,098
1.16).
атм/м. Горное дав
ление зависит от веса вышележащих отложений и характеризуется градиен
том
0,223 атм/м. Отклонения от - происходят тогда, когда
ление
гидростатического давления
-
аномальное дав
пластовый флюид испытывает давление со всех
сторон, не уравновешиваемое гидростатическим давлением. Повышенное давле
ние
-
это наиболее часто встречающийся вариант аномального давления. Его
-1 Пластовое давление в водонасыщенном коллекторе. -При. н. перев.
38
ГЛАВА
в
А
1
2
1
ДавлениеРис .
1. 15.
ления
Днагра
·• ra,
и лл юстрирующая испол ьзование градиента давления для выде
гидрод инамнчески
изолированных
колл екторов и
{А) График изменения давления с глубиной в скважинах
водонасыщенных
1
и
2
горизонтов .
показанных на рисун
ке (В) . Пересечения графиков с линией регионального градиента nластового давления (глубины
cl 1
и
cl2)
указывают на наличие изолированных коллекторов , каж ый из кото
рых имеет собственный водОJiефтяной контакт. (В) Раз рез жение скважин
глубины отбора nроб и
локазывающий местоnоло
кранирующего разлома , разделяющего залежь
на два резе рвуара .
причиной могут быть :
2)
1)
тектоническое сжатие ;
уплотнение в процессе быстрого nо гружен и я осадков ;
3)
генерация и
tи грация углеводородов
[17] .
В исклю
чительных случаях давление флюида может равняться и даже превышать горное давление. Давление может быть и ниже гидростатического, однако это
-
нети-
Абсолютное давление (атм)
\ \
\ Аномально
\
\
низкое давление
\
Аномально высокое
\
\
\
\
давление
Горное давление
' Гидростатическое давление
Рис .
1.16. Диаграмма,
иллюстрирующая различные тиnы давлений - горное, нормальное
гидростатическое, аномально высокое и аномально низкое (по
[7]).
1.5.
ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ
39
пичная ситуация. Пониженное давление часто связано с эрозионными процесса
ми, которые приводят к увеличению объема пор в результате упругой деформа ции пород при снижении горного давления
1.5.
[4].
Относительная проницаемость Нефть, газ и вода присутствуют в залежах в различных соотношениях. Изме
рения проirИцаемости, тем не менее, обычно производятся с применением лишь одного флюида
-
как правило, воздуха или воды , поэтому результаты долж
ны быть скорректированы в зависимости от степени насыщенности коллектора
водой, нефтью и газом. Эта коррекция необходима , так как в Сltтуации , когда несмачивающий флюид, например, нефть
проникает в уже насыще нный водой
коллектор , он заполняет лишь центральную часть cal\·tыx крупных пор , соединен
ных между собой , в то время как вода «ОбволакиваеТ>> стенки крупны х пор и за полняет самые мелкие из них. Такое распределение флюидов приводит шению порового пространства, через которое нефть или вода
· ум ень
югут мигрировать.
При закачке воды (или пропитывании ею) в гидрофильную систему пор нефть в результате воздействия капиллярных сил оказывается закупоренной в п орах . имеющих наименьшую площадь соединения с другими порами . Такая нефть на зывается остаточной нефтью при заводнении (рис.
1. 17).
А. Межчастичное поровое пространство заполнено водой .
В. Миграция нефти
Снесмачивающий флюид) в поровое пространство.
Вода (смачивающий флюид) покрывает стенки пор.
С. Поступление воды приводит к закупорке остаточной нефти под влиянием капиллярных сил в порах с наименьшими лороными каналами .
Рис.
1. 17.
Диаграмма , иллюстрирующая распределение нефти и воды в насыщенной во
дой nороде в трех ситуациях : (А)
100 % -а я
насыщенность водой , (В) з акачка несмачива
юшего флюида (нефти) , (С) закачка с ·tачиваюшего флюида (воды).
ГЛАВА
40
Относительная проницаедюсть
-
1
это та же проницаемость, но измерен
ная в условиях насыщенности коллектора определенным флюидом и выраженная в долях от полной (абсолютной) проницаемости. Абсолютная проницаемость
это проницаемость пород, на
100%
заполненных каким-либо одним флюидом.
В гидрофильных породах только вода может полностью занять все поры и про
ницаемость, измеренная при заполнении породы минерализованной пластовой водой, обычно принимается за абсолютную. Однако проницаемость углеводород содержащих пород при наличии в порах остаточной воды зачастую используют в качестве абсолютной при исследованиях, связанных с разработкой продуктив ных пластов. Эффективная проницае.мость
-
это проницаемость для одного
флюида при наличии в породе другого флюида. Эффективная проницаемость всегда ниже абсолютной и изменяется при изменении насыщенности. Так, ес ли порода, полностью насыщенная минерализованной пластовой водой, имеет
про ни цаемость
50
мд, а при наличии
50 %
нефти
- 1О
мД, то относительная
проницаемость этой породы при насыщенности пластовой водой и нефтью в про
порции
1: 1 будет
равна
от насыщенности (рис.
0,2. Графики зависимости относительной проницаемости 1. 18) крайне важны, поскольку могут быть использованы
для прогноза изменений дебита скважин в зависимости от степени насыщенно
сти коллектора водой. Эти показатели отражают фундаментальные понятия при создании моделей фильтрации флюидов, а изменения относительной проницае
мости оказывают значительный эффект на окончательный проrноз добычи. Существуют два основных метода измерения проницаемости для различных
стадий насыщенности с целью получения значений относительной проницаемо
сти
-
для установившегося (стационарного, стабильного) и неустановившегося
1,0
Относительная про ни цаемость
по нефти, Кпр о•н
0,8
~о ::0:
§ :s:
::
"·
06 '
0,4
8.
с
gj
:; ~:s:
0,2
u
о
5 Рис.
1.18. Типовой
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Водонасыщенность (доли ед.)
график относительной проницаемости. для которого абсолютная про
ницаемость взята по нефти при наименьшей возможной водонасыщенности.
1.5.
ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ
41
А. Метод неустановившегося nотока
Вода
Нефтенасыщенный образец
---+-Нефть Вода
В. Метод установившегося потока
Нефть Вода
Рис.
1.19.
Применеине методов установившегося и неустановившсгося потока для изме
рения двухфазной (вода и нефть) относительной проницаемости.
(нестационарного,
нестабильного) потока (рис.
1. \9).
Первый метод считае·J ~:я
наиболее точным, но он занимает продолжительное время и дорог, потому что предусматривает одновременное нагнетание в образец воды и нефти до тех пор, пока скорость истечения флюидов не сравняется со скоростью их поступления.
Второй метод (для неустановившегося потока) менее точный, но более быстрый, потому что в нем используется нагнетание воды в нефтенасыщенный образец керна. Соотношения между относительной проницаемостью и насыщенностью,
полученные при использовании этих двух методов, обычно сильно различаются. Существует еще и третий метод, быстрый и сравнительно недорогой, заключаю щийся в измерениях проницаемости при остаточных водо- и нефтенасыщенно стях. Он называется методом конечной точки. Серьезной проблемой при измерениях относительной проницаемости в ла бораторных условиях является моделирование пластовых условий в исследуе мых образцах. Поверхность пор, особенно в карбонатных породах, чувствитель
на к изменению насыщающих флюидов, что может повлиять на тип смачивае мости пород. Тщательно разработанные методы позволяют сохранить начальную смачиваемость породы, и от эффективности применеимя этих методов зависит точность любых измерений относительной проницаемости. В настоящее время считается, что многие карбонатные коллекторы обладают смешанной смачивае
мостью: стенки одних пор смачиваются нефтью, других
-
водой. Однако наибо
лее вероятно то, что в период миграции нефти коллекторы были гидрофильными.
Высота залежи (выражаемая капиллярным давлением), относительная прони цаемость и степень насыщенности взаимосвязаны, что отражено на рис.
1.20 [3].
Нефть приобретает подвижность только при достижении значения нефтенасы щенности (определенного по кривой относительной проницаемости), соответ
ствующего высоте залежи (определенной по кривой капиллярного давления). Это
ГЛАВА
42
Скважина А
Скважина А
~Скважина В
Скважина В
!
1\ 1\ 1\ 1\ 1\ 1\ 1\ \ .......
Добыча нефти
\ ..
гг------------~~~
\
1 ' ··· ··- ..• ..• ..•
" 1-
Добыча водонефтяной
········-··-··-··r··-··-··-·1
смеси
Добыча воды
100 1, О ......------!-----------_.__----, Оrносительная
nрониuаемость
0,8
по нефти , /{"Р· отн. н . 1
0.6
1
1. j
0,4
Относительная nроницаемость
по воде,
0,2
K" 11.crn•. в.
0,0 +----т-.!L..-т----...-----=~----1 0,2 1,0 0,4 0,0 0,6 0,8 Водонасыщенность (доли ед.)
Рис.
1.20.
Упрощенная схема , иллюстрирующая соотношение между относительными
прониuаемостями по воде и нефти , капиллярным давлением, выраженным через вьtсо ту залежи , водонасыщенностью и размероl\·1 пор. Влияние , оказываемое размером пор,
показано с nомощью двух кривых капиллярного давления (для скважин А и В) в кар бонатных nородах с различными размерами пор . Различные размеры пор обусловлива
ют различный состав nритока: в скважине В ;
2)
1)
безводная нефть в скважине А и подонефтяная смесь
водонефтяная смесь в скважине А и вода в скважине В .
состояние зачастую определяет местоnоложение воданефтяного контакта на ме сторождении. Нефть и вода добываются одновременно выше указанного уровня залежи до тех пор, пока относительная проницаемость для воды не станет крайне
малой и не начнется поступление чистой нефти. Высота залежи, при которой это
1.6. РЕЗЮМЕ
43
происходит, определяется по кривой капиллярного давления. Интервал между
зонами добычи нефти и воды ' обычно называется переходной зоной . Выше этого интервала следует ожидать добычу безводной нефти.
1.6.
Резюме Соотношения между петрафизическими свойствами пород
-
такими, как
пористость, проницае юсть, относительная проницаемость и степень насыщен
ности флюидами
-
связаны с размерами пор. Пористость является основным
свойством коллекторов. О н а рассчитывается как частное от деления объема пор на общий объем породы . Видимые поры относятся к термину «поровое про странство»,
а
не
«пористость»,
поскольку
«пористость»
-
это
числ о
и
види
мым быть не может. Термин «размер пор» относится как к размеру и сорт и ровке частиц, образующих петрастуктуру породы, так и к пористости. Степень
насыщеююсти породы флюидшпt
-
например, водой или нефтью
-
это функ
ция размера пор, пористости и капиллярного давления. Капиллярное давление напрямую связано с высотой залежи через разность плотностей насыщающи х
флюидов. Проиицае.мость зависит от пористости и раз 1ера пор. Относите.rrьная проницае.мость зависит от абсолютной проницаемости и степени насыщенносп1
флюидами , причем оба эти параметра связаны с раз tером пор. Размер пор измеряется различными способами. Хотя иногда размер и вид пор можно определить даже визуально, наиболее точны 1 является метод нагне тания ртути в образец породы под различным давлением. Радиус поровых кана
лов может быть выражен через давление нагнетания, поверхностное натяжение
между флюидами и силы сцепления между флюидами и стенками пор. Это соот
ношение приведено
n формуле (13)
и повторено здесь:
1·с = О 01 (2стсоs8/Рс)·
(13)
Капиллярное давление в коллекторе, насыщенном углеводородами, зависит от разницы между давления 1 и в водной и утлевадородной фазах , которая, в свою
очередь, является функцией высоты над уровнем нулевого каnиллярного давле
ния . Используя данные о nлотностях nоды и углеводородов
n формуле (13)
мож
но nреобразовать кривую каnиллярного давления в nысоту залежи. Результирую щий график покажет изменение степени воданасыщенности по мере увеличения последней. Исключительно важным при построении геолого-гидродинамической
мо
дели коллектора является расnределение nетрафизических свойств в трехмер ном nространстве. Лабораторные измерения этих пара 1 етров не дают простран ственной информации в масштабах всего коллектора. Измерение nроницаемости по различным наnравлениям дает такую инфор 1ацию только для длины иссле дуемого керна , но не для всего коллектора. «Одно 1ерная» информация (только по горизонтали или только по вертикали) может быть nолучена в результате де тальных измерений вдоль образца керна
но, оnять же, эта информация недо-
44
ГЛАВА
1
статочна для описания коллектора в целом. Петрофизические параметры долж
ны быть увязаны с геологическими и геофизическими данными для того, чтобы их можно было представить в трехмерном пространствеином виде. Такая связь осуществляется через размер пор, который зависит от пористости и структурно текстурных свойств породы. Пористость измеряется с помощью различных визу альных или лабораторных методов, а также
-
косвенно
-
по данным геофизиче
ских исследований скважин и сейсморазведки. Описание структурно-текстурных особенностей породы является ключевым при распределении параметров в трех мерном пространстве, поскольку структурно-текстурные особенности породы напрямую связаны с трехмерными геологическими моделями. Методы получе
ния подобной информации обсуждаются в главе
2.
Литература
[ 1]
W., Bass D. М. Jr.. Whiting R. L. ( 1960) McGraw-Hill, New York, 610 рр.
А тух J.
Petroleшn
reservoir engineering.
[2] Arcble G. Е. (1952) Classification of carbonate reservoir rocks and petrophysical considerations. AAPG Bull 36, 2: 278-298. [3] A1ps J. J. ( 1964) Engineering concepts useful in oil finding. AAPG Bull 43, 2: 157-165. [4] Bachu S.. UndeJ·schultz J. R. ( 1995) Large-scale underpressuring in the Mississippian-Cretaceous succession, Southwestem Alberta Basin. AAPG Bull 79, 7: 989-1004. [5] Bebout D. G., Lucia F. J., Hocott С. F.. F ogg G. Е., Vander Stoep G. W. (I 987) Characterization of the Grayburg reservoir, University Lands Dune field, Crane County, Texas: The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology Report of Investigations No. 168, 98 р. [6] Bem·d D. С., Weyl Р К. ( 1973) Influence of texture on porosity and in unconsolidated sand. AAPG Bul! 57: 349-369.
permeaЬility
[7] Dake L. Р (1978) Fundamentals of reservoir engineering: developments in petroleшn science, 8. Elsevier, Amsterdam, 443 рр. [8] Dunham R. J. ( 1962) Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Наш WE (ed) Classifications of carbonate rocks - а Symposium. AAPG Mem 1: 108-121. [9] Enos Р, SmtJatsky L. Н. (1981) Роге networks in Holocene J Sediment Petrol 51, 3: 961-985.
[10]
Hmш·i
carboпate
sediments.
Z., Sang Shu-Tek. Sane1· S. (1995) Pore-coшpressiЬility study of АrаЬiап carbonate reservoir rocks. SPE Format Eval 10, 4: 207-214.
ЛИТЕРАТУРА
[11]
45
Нш-d В.
G., Fitc/1 J L. (1959) The effect of gypsum on core analysis results. J Pet Technol 216: 221-224. '
[12] Hu1·st А., Goggin D. (1995) Probe permeametry: an overview and AAPG Bull 79, 3: 463-471.
ЬiЬiiography.
[ 13] Kolodizie S. Jr. (1980) Analysis of роге throat size and use of the WaxmanSmits equation to determine OOIP in Spindle Field, Colorado. SPE paper 9382 presented at the 1980 SPE Annual Technical Conference and ExhiЬition, Dallas, Texas. (14] Kozeny J S. (1927) (no title
availaЬie).
Ber Wiener Akad Abt Iia, 136:
р.
271.
[ 15] Lucia F J. ( 1995) Rock fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bull 79, 9: 1275-1300. [ 16] Lucia F J. (2000) San Andres and Grayburg SPE 59691, 7 р.
imЬiЬition
reservoirs. SPE paper
[ 17] Osbome М. J, Swш·brick R. Е. ( 1997) Mechanisms for generating overpressure in sedimentary basins: а reevaluation. AAPG Bull 81, 6: 1023-1041. [ 18] Pittman Е. D. ( 1992) Relationship of porosity and permeability to various parameters derived from mercury injection-capillary pressure curves for sandstone. AAPG Bulletin 72, 2: 191-198.
[ 19]
Sclmюker J
W., K1ystinic К. В., Halley R. В. ( 1985) Selected characteristics of limestone and dolomite reservoirs in the United States. AAPG Bul\69, 5: 733-741.
[20] Smolen J. J .. Litsey L. R. ( 1977) Formation evaluation using wireline formation tester pressure data. SPE paper 6822, presented at SPE-AIME 1977 Fall Meeting, Oct 6-12, Denver, Colorado. (21] Swanson В. J. ( 1981) А simple correlation between capillary pressures. J Pet Technol Dec: 2488-2504.
permeaЬility
and mercury
ГЛАВА
2
Классификация структурно-текстурных особенностей горных пород
2.1.
Введение Целью построения геолого-гидродинамической модели коллектора является
описание пространствеиного распределения таких петрофизических параметров, как пористость, проницаемость и насыщенность флюидами. В главе
1 показано, 2
что данные параметры взаимосвязаны друг с другом через размер пор. В главе мы расширим этот анализ
-
от единичных пор перейдем к пространствеиному
распределению пор по размеру в горной породе и покажем, как это распределе
ние связано со структурно-текстурными особенностями породы. Геофизические исследования, результаты исследования керна, данные по добыче и восстановле нию давления, а также контроль методом меченых атомов обеспечивают полу
чение количественных показателей петрофизических параметров в районе сква жины, но эти параметры обычно линейные, одномерные. Позтому для отобра
жения петрафизических свойств в трехмерном пространстве скважинные дан ные должны использоваться совместно с геологическими моделями. Изучение
связей между структурно-текстурными особенностями породы и распределени ем пор по размеру (и, следовательно, петрофизическими свойствами) является ключевым для количественного представления геологических моделей с целью использования их в программных гидродинамических симуляторах (рис.
2. 1).
Геологические модели, как правило, основываются на наблюдениях, резуль таты которых выражаются в терминах моделей осадконакопления и секвенций.
Основными источниками информации для этих интерпретаций являются данные исследования пластов, анализа керна, каротажа и сейсморазведки. Гидродинами ческие модели основаны на геофизических расчетах и на усредненных данных о свойствах пород, полученных в результате анализа керна. Количественные ха
рактеристики этих моделей и интерпретируемая геологическая информация свя заны между собой структурно-текстурными свойствами пород вследствие того, что структура пор является фундаментальным фактором, влияющим на петрофи
зические свойства. Структура пор
-
это результат пространствеиного распреде
ления процессов осадконакопления и диагенеза.
Целью этой главы является определение важных геологических параметров, описание и картирование которых позволит точно определить количественные
петрофизические параметры геологических моделей карбонатных коллекторов.
2.2.
ТЕРМИНОЛОГИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА
47
СТРУКТУРНО-ТЕКСТУРНЫЕ
·ОСОБЕННОСТИ ПОРОД
Пористость Л роницаемость
Диагенез
Насыщенность
Добыча Давление
Контроль методом меченых атомов
Рис.
2.1.
Комплсксирование пространствеиной геологической информации с колнче
ственными данными путем изучения структурно-текстурных особенностей пород.
При этом будут использованы:
1)
описание соотношений между структурно
текстурными особенностями карбонатных пород и петрафизическими свойства ми,
2)
представление петрафизической классификации парового пространства
в карбонатных коллекторах.
Терминология н классификация ворового пространства
2.2.
Для того чтобы можно было комплексно использовать информацию, полу ченную в ходе геологического изучения и разработки продуктивных пластов,
поравое пространство должно быть определено и классифицировано в терми нах структурно-текстурных особенностей пород и их петрафизических свойств. Арчи
[2]
первым сделал попытку связать структурно-текстурные особенности
пород с их петрофизическими свойствами применительно к карбонатным поро дам. Созданная им классификация делала акцент на оценке пористости, но была также применима для ориентировочной оценки проницаемости и капиллярных
свойств. Арчи сделал вывод, что не все поравое пространство может быть визу ально изучено с помощью микроскопа с
1О-кратным
увеличением и что структу
ра поверхности частиц породы отражает величину пористости ее матрицы (ми
нерального скелета). Следовательно, поравое пространство можно подразделить на (а) характеризуемое видимой пористостью и (б) характеризуемое пористостью матрицы породы (рис.
2.2).
Ме.юподобная структура указывает на то, что мат
ричная пористость составляет примерно чесl\ая) стру11.-тура мерно
2 %.
-
примерно
7%,
15 %,
сахарообразная (.накрокриста.7ли
а 1\О.\111актная (n1mmюя) cmp\'кmypa
-
при
Видимое поравое пространство описано в соответствии с размером
пор: «А» означает отсутствие видимых пор, «В», «С» и
«D»- категории
ра-змера
48
ГЛАВА
пор
по мере
2
их увеличения от микроскопических до
размеров, превышающих
размер сечения исследуемого образца. Соотношение между пористостью и про ницаемостью и характер
капиллярного давления также
зависят от текстурных
особенностей породы. ТИПЫПОР МЕЖЗЕРНОВЫЕ
МОЛДИКОВЫЕ
КАВЕРНОЗНЫЕ
МЕЖКРИСТАЛЛИЧЕСКИЕ
ВНУТРИФОССИЛЬНЫЕ 1
ТРЕЩИННЫЕ
ПОДКРЫШКОВЫЕ2
ОБРАЗОВАННЫЕ ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ТРЕЩИН В РЕЗУЛЬТАТЕ РАСТВОРЕНИИ ЧАСТИЦ ПОРОДЫ
ОРИГИНАЛЬНАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ АРЧИ
(2]
В МАТРИЦЕ ПОРОДЫ ВИДИМЫЕ (А, В, С, ЛУСИА
МЕЖЧАСТИЧНЫЕ
D)
1
(20, 22) КАВЕРНОВЫЕ
ИЗОЛИРОВАННЫЕ
ВЗАИМОСВЯЗАННЫЕ
ШОКЕТ И ПРЕЙ (20, 22] НЕ СВЯЗАННЫЕ
СВЯЗАННЫЕ СО СТРУКТУРОЙ ПОРОДЫ
Рис.
2.2.
СО СТРУКТУРОЙ ПОРОДЫ
Петрафизическая классификация тиnов пор в карбонатных породах, использо
ванная в данной работе
[20], в сравнении [7] относительно
цепцией Шокетта и Прея
с исходной классификацией Арчи
[2]
и кон
свойств, связанных со струкrурой nороды.
Хотя предложенный Арчи метод все еще используется для оценки петрофи зических свойств, применять его для построения геологических моделей затруд
нительно, поскольку эта классификация не может быть выражена в терминах осадконакопления или диагенеза. Основная трудность заключается в том, что этот метод не позволяет сделать четкого разделения
между видимым поровым
пространством межчастичного типа и другими его видами, например, вторичны1 Связанные
с nустотами растворения остатков искоnаемых организмов. - Прu.11. перев. вторичным кальцитом.- Прюt. перев.
2 Заnолненные
2.2.
ТЕРМИНОЛОГИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА
49
ми порами, обусловленными растворением компонентов породы. Исследования парового пространства в карбонатных породах
[7, 20, 30]
показали важную вза
имосвязь между поровым пространством и условиями осадканакопления и диа
генеза, а также разделение между межчастичным
( межзерновым
и межкристал
лическим) и другими видами парового пространства. Понимание важности этих факторов привело к модификации классификации Арчи.
Петрафизическая классификация пористости карбонатных пород, представ ленная Лусиа
[20, 22],
акцентирует внимание на петрафизических аспектах по
рового пространства в карбонатных породах, так же, как и классификация Ар
чи. Однако, сравнивая описания матрицы породы с лабораторными измерениями пористости, проницаемости, капиллярных свойств и предложенным Арчи пара
метром т, Лусиа парового
[20]
показал, что наиболее эффективным является разделение
пространства
на два
основных
типа
-
находящееся
между зернами
и кристаллами (межчастичная пористость) и все остальные виды парового про странства, объединямые общим термином «каверновая пористость» (рис.
2.2).
Каверновая пористость далее подразделяется в работах Лусиа
[20]
пы на основе того, как каверны соединяются между собой:
каверны, которые
1)
на две груп
соединяются только посредством сети межчастичных пор (изо.шрованные),
2)
ка
верны, создающие целую систему взаимосвязанных пор (взаи.мосвязанные).
В работе
[7]
обсуждены геологические концепции описания парового про
странства в карбонатных породах и предложена классификация, широко приме няемая в настоящее время. Авторы сделали акцент на важности генезиса пора вого пространства, поэтому подразделение на классы в их классификации носит
генетический, а не петрафизический характер. Они разделили поравое простран
ство карбонатных пород на два класса: связанное со структурой породы и не свя занное с ней (рис.
2.2).
Внутриполостные (образованные в результате растворе
ния компонентов породы, молдиковые) и внутричастичные поры относятся по классификации Шокетаи Прея
[7]
к первому классу и входят в единую группу
с межчастичными и межкристаллическими порами. Однако Лусиа
[20]
показал,
что внутриполостные и внутричастичные поры оказывают на петрафизические свойства влияние, отличное от того, какое оказывают межчастичные и межкри сталлические
поры,
и,
следовательно,
пы. Терминология, применяемая Лусиа ведена на рис.
and
Прея
[7].
2.3,
они должны
[20]
входить
в различные груп
при классификации типа пор, при
где она сравнивается с аналогичной классификацией Шокета
Хотя большинство терминов, предложенных последними авторами,
также используется и Лусиа, межчастичная и каверновая пористости получили
другие определения. Лусиа
[20]
продемонстрировал, что поровые пространства.
расположенные между зернаl\ш (межзерновая пористость) и между кристаллами
(межкристаллическая пористость), сходны по своим петрафизическим характе ристикам, поэтому необходим специальный термин, который описывал бы оба эти типа. Термин «межчастичный» был выбран вследствие своего широкого, обобщающего смысла. Классификация Шокета и Прея
[7]
не имеет термина, ко
торый бы объединял эти два вида петрафизически похожих пор. В ней термины «межчастичный» и «межзерновый» являются просто синонимами.
ГЛАВА
50
2 Аббревиатуры
Классификация
Термин
Lucia IP
Межчастичное Межзерновое
IG
Межкристаллическое
IX VUG
Каверн о вое Изолированно-каверновое Молдиковое Внутричастичное Внутризерновое Внутрикристаллическое Внутрифоссильное Внутризерновая
Классификация
Choquette and Pray [7] ВР вс
VUG
sv
мо
мо
WP WG
WP
wx
WF
igJlф
микропористость
Подкрышкавое Взимосвязанно-каверновое Трещинное Связанное с трещинами,
SH
SH
TV FR SF
СН*
cv
cv
BR FE
BR FE
FR
увеличенными при растворении частиц породы
Пустоты выщелачивания Брекчиевидное 3 Фенестровое (окончатое) *Канальное
Рис.
2.3.
Сравнение терминологии, используемой для классификации типов пор (поро
вого пространства), применяемой в данной книге, и в работеШокетаи Прея
Каверновая пористость, по определению Лусиа
[20],
[7].
характеризует поро
вое пространство, образовавшееся при соприкосновении граней зерен или кри сталлов, или значительно более крупное, чем зерна и кристаллы, т. е. поровое пространство, не являющееся межчастичным. Каверны
-
это часто встречаю
щийся результат растворения зерен, погребеиных остатков организмов, стенок трещин или крупных полостей неправильной формы. Хотя трещины могут обра зоваться и не в результате процессов осадконакопления или диагенеза, трещин ная пористость включена в эту группу, потому что это определяет уникальность
пористости в карбонатных коллекторах. Данное определение каверн несколько отличается от строгого определения, предложенного в
[7]
и относящего каверны
к трудноописываемым (трудно формализуемым) порам, не связанным со структу рой породы. Но это определение полностью соответствует терминологии Арчи,
и в нефтяной промышленности использование термина «каверновая пористость» позволяет более широко применять его для описания видимого порового про странства в карбонатных породах. 3 Межобломочное
nоровое пространство в брекчии. - Пpu,\t. перев.
2.3.
СТРУКТУРНО-ТЕКСТУРНАЯ/ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ
51
Структурно-текстурная/петрофизическая классификация
2.3.
' В основе классификации Лусиа, так же как и классификации Арчи, лежит идея о том, что распределение пор по размеру, являющееся пространствеиным распределением пор в породе, определяет проницаемость и характер насыщенно
сти и что такое распределение связано со структурно-текстурными особенностя ми породы. Для того чтобы найти соотношение между структурно-текстурными
особенностями карбонатных пород и распределением пор по размеру, важно вы яснить, принадлежит ли поровое пространство к одному из трех главных классов:
межчастичному, изолированно- или взаимосвязанно-каверновому. Каждый класс имеет различный тип распределения пор по размеру и взаимосвязей между ни ми. Как показано в главе
l,
размер межчастичных пор контролируется размером
и сортировкой частиц, а также объемом межчастичного цемента; при данных размере и сортировке частиц размер межчастичных пор уменьшается пропорцио
нально объему цементирующего вещества. Размер пор при наличии изолирован ных каверн может варьировать в зависимости от их происхождения
-
от крупных
до микропор в самих зернах.
2.3.1.
Классификация межчастичного поровоrо пространства
В условиях отсутствия кавернавой пористости распределение пор по разме ру в карбонатных породах может быть описано в терминах размера частиц и их
сортировки, а также межчастичной пористости (рис.
2.4).
Лусиа
[20]
показал,
что размер частицвнекавернозных карбонатных породах с проницаемостью вы ше О, l мД может быть связан с капиллярным давлением вытеснения ртути, под тверждая, что размер частиц определяет размер самых крупных пор (рис.
2.5).
В то время как давление вытеснения характеризует наиболее крупные поры, вид кривой капиллярного давления указывает на размер наиболее мелких пор и за
висит от межчастичной пористости
[20].
Зависимость, отражающая соотношение между давлением вытеснения и раз мером частиц (рис.
2.5),
имеет гиперболический характер, что предполагает важ
ность выделения граничных размеров частиц, равных
l 00
и
20
мкм. Лусиа
[20]
показал, что три области проницаемости могут быть выделены с помощью имен но этих границ. Это, в свою очередь, свидетельствует о том, что выявленные
соотношения ограничены частицами размером менее
500
мкм (рис.
2.6).
Выделение указанных трех областей проницаемости основано на данных межкристаллической пористости, замеренной преимущественно в доломитах. В настоящей работе, включающей значительно больше данных по известнякам,
показано, что участки с различной проницаемостью могут быть лучше описаны с
использованием
геологических
терминов,
если
принимать
во
внимание раз
мер и сортировку частиц породы. Подход к определению размера и сортировки
частиц, примененный в данной петрафизической классификации, сходен с прин ципом разделения пород на содержащие глинистый цемент и несодержащие его,
который применил при создании своей классификации Данхэма
[ ll ].
Однако по-
1..1>
N
МЕЖЧАСТИЧНОЕ ПОРОВОЕ ПРОСТРАНСТВО Размер 11 сорп1роокз част11ц (матр11ЧIIЗЯ ВЗЗIIМОСUЯЗЬ)
ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ГЛИНИСТАЯ ПОРОДА
ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ЗЕРНИСТАЯ ПОРОДА
ГР Е Й Н СТОУН
ПАКСТОУН Рrомер пор
Размер пор
. . 111 ко11тролt1руется
";f. .с
1-
u
"'~~
о
"'< ::r :r ;:;:
1-
u < :r
f:,
размером кристаллов доломнта
l\ f 1
Рrомср COCДIIIIЯIOЩIIXeя ПОр КО11тр0Л11руется
Долом.1т
=
~ ~ ~ ~ Q (f ~
кpttcтansюu
а
20
;;
"'n \::::::;:/
G
Кр11СТ3ЛЛОR
мкм
-
МСJt."ЧЗСТИЧiiОС nороное nростран-
"v~"'uv~
.. 1 .v~•t•u ••-
СТВО IIЛII цe>tCIIT СТВО ИЛИ цемеНТ Размер nop ко11тролирустся
размеромкр~~нсталлов
Размер кристаллов больше 100 мкм
R
Межкрltстал-
норооое nространство
nоровос пространс тво
Приме•tЗIIИС : масштаб paвc tt
100 мкм
--..----------- - ~~..Л
1,
20-100 МКМ '=' ~
О О
-/f
- 111
'-'
-
~
<=> c;..--G 11
~ С::
Размер ~~ ~ ~ кристаллов больше 100 мкм
Межкр11стал л ичсское
-
-
-
;шчсское
Пр11мечаю1е : масштаб равен
100 мкм
Геолоrо-петрофизическая классификация межчастичного лорового пространства в карбонатных породах с разделением
rю размеру и типу сортировки зерен и кристаллов . Объем межчастичного лорового пространства важен, потому что он отражает распределение пор по размеру.
>
CD )>
N
менее
100
~
2.4.
г-
дм•"'" gюо~~ ~ менееrазмсрмкм @О ОО- уо <=> Размер ~ G
@
Рис.
размерОМ I'II IIIIIICТЬIX 'IЗСТIЩ
-<-•-<.....
r-1" , " , , _. . .
1
nоровое простран- поровос npocrpaнство ttлtl цемент стоо или цеме11т .
С>..
t::
":=GJ D
х
М АД СТОУН
Размер cocдtlttЯ ющихся нор коитрол11руется
11
1'1ШIHtCTЬIX ЧЗСТitЦ
Межчастlt
о
t>:s:
размером зерен
"" :;=;:=""""""'"
ВАКСТОУН
ПАКСТОУН
контролttруется
2.3.
СТРУКТУРНО-ТЕКСТУРНАЯ I ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ КЛА
СИФИКАЦИЯ
53
12,7 ,.-..
:2:
Е,
•2 Пористость (%)
11 ,2
:2:
о
>< » 1::( 9,8
м
о
= :s::
~
8,4
:s:: :r: Q) :r: (.)
7,0
t>:
С!)
!-< :а
= :s::
5,6
Q)
:r:
С!)
r:::
"'=
4,2
1::(
С!)
о
:r:
2,8
!-<
2
r:::
о
(.)
\0
1,4
<: о
20
о
40
60
80
100
120
140
Средний размер частиц (мкм) Рис.
2.5. Соотношение
между давлением вытеснения рrути и ередни
·• размером частиц
породы для некавернозных карбонатных пород с проницаемостыо выше О , 1 мД
[20].
Давление вытеснения определено методом экстраполяции кривой капиллярного давле ния до состояния нулевой насыщенности рrутыо .
следняя акцентирует внимание лишь на структуре, образовавшейся в результа те nроцессов осадконакоnления, в то время как nетрафизическая классифи ка ция основывается на современном строении породы , которое учитывает влияние
процессов как осадконакоnления , так и диагснеза. Следовательно, для того, что бы классификация Данхэма была nрименима в качестве петрофизической, в нее должны быть внесены небольшие изменения. Вместо разделения nород на содержащие и несодержащие глинистый це мент, как это сделано в классификации Данхэма ственно
зернистые
породы
и
преимущественно
они разделены на преиму ще глинистые;
эти термины
под
черкивают значение структурно-текстурных факторов, влияющих на размер пор
(рис.
2.4).
сутетвис
Важное качество
открытых
или
nреи 1ущественно зернистых пород
закрытых
1ежзерновых
пор
и
отсутствие
-
это при глинистого
цемента. Важным качеством преимущественно глинистых пород является то, что участки между зернами заnолнены тонкоглинистыми част ицами даже в слу
чае, когда зерна образуют поддерживающий минеральный скелет n ороды.
ГЛАВА
54
1 1
РАЗМЕР ЧАСТИЦ х
более
о
100 мкм 20-100 мкм
•
менее 20 мкм
/х
х
/
1 1 1 1
2
х
х
хх х
о
-t /
х
/ /
' "
1х 1 1 1 1 1 х
х
х
• •
х
•
J 10
•
Рис.
2.6. Соотношение между пористостью
-
(%)
и проницаемостью по воздуху при различных
размерах частиц в некавернозных карбонатных породах
Грейнстоун
40
20
МЕЖЧАСТИЧНАЯ ПОРИСТОСТЬ
[20].
яркий пример преимущественно зернистой структуры, хо
тя по классификации Данхэма пакстоун сближает границы между крупными межзерновыми порами в грейнстоуне и маленькими межчастичными порами в вакстоуме и мадстоуне. Некоторые виды пакстоуна характеризуются наличием межзернового порового пространства и при этом содержат глинистые частицы,
в других видах межзерновое пространство заполнено тонкой глиной. Структур ный класс пакстоунов может быть разделен на два класса: преимущественно зернистый пакстоун, который характеризуется наличием межзернового лорового пространства или цемента, и преимущественно глинистый пакстоун, в котором
межзерновые поры заполнены глинистыми частицами (рис.
2.3.2.
2.4).
Классификация каверноного пороного пространства
Добавление кавернового лорового пространства к межчастичному меня
ет петрофизические характеристики, поскольку меняется характер связанности лорового пространства
-
все поровое пространство оказывается соединенным
2.3.
СТРУКТУРНО-ТЕКСТУРНАЯ/ПЕТРОФИЗИЧЕС'КАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ
55
каким-либо образом. Изолированные каверны определяются как поровое про-
,
странство, соединенное только посредством межчастичного порового простран-
ства. Взаимосвязанные каверны определяются как поровое пространство, кото
рое формирует систему пор, связанных между собой независимо от межчастич ного порового пространства (рис.
2. 7).
Поровое пространство изолированных каверн
Изолированно-каверновое поровое пространство ство, которое является:
1)
--
это поровое простран
соизмеримым по размеру с частицами породы или зна
чительно более крупным, чем эти частицы (обычно более, чем вдвое) и
2)
соеди
ненным между собой только посредством межчастичного порового пространства (рис.
2. 7).
Изолированные каверны по своему происхождению-- типичные пусто
ты, связанные со структурой породы. Внутрифассильное поровое пространство (такое, как оставшееся от «жилой камеры» в раковине гастроподы)4 , реликты вы щелоченных зерен (такие, как ооидные слепки и отпечатки бывших скелетных зерен) а также внутризерновые микропоры являются примерами изолированных
внутричастичных каверн, связанных со структурой породы. Каверны, образовап шиеся в результате растворения кристаллов эвапоритов и связанные с рас1 Вt)рL'
нием ископаемых организмов, найденные в преимущественно глинистых поро дах, служат примерами изолированных каверн, связанных со структурой породы,
которые по размеру значительно больше частиц породы. В преимущественно глинистых породах подкрышкавое
поровое пространство,
как правило, намно
го превышает по размеру частицы породы и пористость классифицируется как изолированно-каверновая, в то время как в преимущественно зервистых породах
поровое пространство этого вида по размеру близко к размеру частиц и класси фицируется как межзерновая пористость. В преимущественно зернистых породах смятие зерен с крупными внутри зерновыми порами под давлением вышележащих пластов может улучшить связь
между межзерновым и внутризерновым поровым пространством, поскольку в хо
де этого процесса растрескиваются стенки зерен. В крайних случаях зерна могут быть разрушены до такой степени, что распознать их уже невозможно и различие
между внутри- и межзерновым поровым пространством фактически стирается; в этом случае обломки зерен превращаются в днагенетически образованные ча стицы. В похожей ситуации центральные части кристаллов доломита могут быть выборочно растворены, при этом кристаллы, составляющие скелет доломитовых
пород, разрушаются и переходят в состояние днагенетически образованных ча стиц, состоящих из обломков этих кристаллов. Преимущественно зернистые породы могут содержать зерна с внутризер нистой микропористостью
[14, 29, 31].
Даже несмотря на то, что поры имеют
небольшой размер, внутризерновая микропористость классифицируется как при надлежащая к изолированно-каверновому типу, потому что поры находятся внут
ри частиц породы. Породы с преимущественно глинистой структурой также мо4 Место
в раковине, которое было занято телом моллюска. - Прю1. перев.
ГЛА ВА
56
гут содержать зерна с микроnорами не явл я ются уникальными ,
2
но с nетрафи з ической точки зрения они
nотому что поры ,
оnределяющие микроnористость
в гл инистой матрице nороды и в зернах , сходны по размеру.
Взаи.мосвязанно-кавериовое 110ровое простраиство
Системы взаимосвя занных пор образуют nоравое nространство , которое
l)
з начител ьно круnнее размера частиц nороды и
имосвязанных пор бол ьшой nротяженности (рис .
2) формирует систему вз а 2.7). Контактирующие друг
с другом каверны обычно образуются вне матрицы породы . Такие nустоты , как каверноз ные, связанные с разрушением брекчий , обычными и увел ичен ными в процессе растворения породы трещинами , в основном формируют си стему взаимосвязанных пор в масштабе всего коллектора и образуют типичное в з аимосвя занно-кавернавое поравое пространство. Поравое пространство фене
стрового типа обычно также свя зано со всей тол щей коллектора и входит в одну груnпу с взаимосвя з анными кавернами
частиц породы ил и их сортировкой
nотому что оно не свя з ано с раз tером
[28] .
Трещинная пористость входит в груnпу взаимосвя занно-кавернавой пори стости в си л у важности ее вл ияния на nроницаемость во многих карбонатных
коллекторах и , сл едовательно
она должна быть включена во все nетрафизиче
ские кл ассификации nарового nространства. Хотя образование трещин зачастую связано с тектоническими причинами и nоэтому не относится к геологии карбо
натных пород, днагенетические npoueccы, обычные для карбонатных коллекто
ров , такие, как образование карста
(15],
могут привести к образованию широкой
системы трещин и свя з анной с ней пористости. Данная классификация фокуси руется бол ьше на петрафизических свойствах , а не на генез исе, и nоэтому дол ж на вкл ючать трещины как од ин из т ипов пор , нез ависимо от их происхождения.
2.4.
Соотношения между структурно -текстурными особенностями пород и их петрофизическими характеристиками
2.4.1.
Соотношения между межчастичной пористостыо lt пронtщаемостью
Структурио-текстурuые ocoбelt ltocmu извесm1mков Примеры структурно-текстурных особенностей и з вестняков , характеризую
щихся небол ьшой кавернавой nористостью , nоказа ны на рисунке rрейнстоуна (рис.
2. 8, а , Ь)
2.8. В
матрице
расnределени е пор по размеру контрол ируется раз 1е
ром и сортировкой зерен nороды , а также объемо
1
межзернового це tента , ко
торый отражается на вел ичин е м ежчастичной пористост и . В nреимущественно з ернистых nакстоуна х распр еделение пор по раз меру з ависи т от р аз мера зерен
межчастичного це tента
(рис . унах
а также ра з м ера
и nористост и меж з ернового микрита
2.8, с, d). В преи tущественно гл инистых (рис . 2.8, е, f, g) подобно е расnредел ени е
nакстоунах , вакстоунах и мадсто контрол ируется раз t ером частиц
N
:t.
КАВЕРНОВОЕ ПОРОВОЕ ПРОСТРАНСТВО
(') -!
ИЗОЛИРОВАННЫЕ КАВ ЕРНЫ
ВЗАИМОСВЯЗАННЫЕ КАВЕРНЫ
КОНТАКТ ТИПА «КВЕРНА-МАТРИЦА -КАВЕРНА»
КОНТАКТ ТИПА «КАВЕРНА-КАВЕРНА»
::s:
Преимущественно
Преимущественно
зе рtrистая структура
глинистая структура
Примеры
:а
<(
са
о..
Молдико-
t::i
вые nоры
~ ~
::S:'-"
u~ ~<(
:r:~
:I:UJ <(СО
М<(
gз::.:
~
Молд иковые nор ы
в..утр"- ~ фоссильQ ~ ныеnоры 0 _Q
..li
u
Вн утри-
Е-
зе рновая
о
u
:s: а..
о
t::
:r: [;
и nреимущественно rлинистои структурами
микроnористост ь
Примеры
©лf, ·~
~~, @) .i'l
Внутрифоссильные nоры
u Е-
-!
Породы с nреимущественн~ зернистой
Примеры
:r: :r:
::s:
А
'< "'Q ГГ1
2
о
"'Q
'<
Поры, '•:J ричным :Ооо
~
с- ~
заnолнен- 1 ' ,- ~ ~ ные вто-
кальцито м
~~-~ 1
~~,-
· =~-~
К•"'Р"ОЗ"О' ~ БР'"""""д"ое~
о (') о С71
lf\
Трещинное
Трощ•ооы,
увеличенные
cn 1
()
-!
;
ln
nри растворе -
·
·
нии частиц nороды
Фенестровое
___,,.
~~
m
:s: :s: ::J
ГГ1
-!
""'
о
е
:s: :s:
w
..с ГГ1
А
:s:
Мщ"'J><- в щины ,
соединяющие
молдиковые
:с :с
о
т
х
> > ""' А -!
.,.,
_
nоры
ГГ1
""' ::s:
(')
-!
::s: ::s: А
-
Рис .
2.7.
-
Гсолоrо- nетрофюическая класси фика ция каверновоrо nopoвoro nространства. основанная на характере контакта между
кав ернами. Объем изолированных каверн важен дл я оnисания расnределення ра1мсров пор .
::J
о
""'
~
Vl --.J
ГЛАВА 2
58
микрита и объ мом межчастичных лор в глинистой составляющей. Мелкие ло ры зачастую относятся к микроnористости и видны в ск~нирующий электронный
микроскол (СЭМ) (рис. На рисунке
2.8 l1).
2.9, а
локазан
график зависимости
tежду лроницаемостыо
ло воздуху и межчастичной лористостью на nримере rрейнстоунов. Данные за
имствованы из работы
в которой рассматривается
Cboquette and Steinem [8]
оолитовая формация Сен-Женевьев ка 1 нноугольного возраста , и из nублика
ции Лусиа
et al. [27]
зерен колеблется от
о формации Араб Д юрского возраста . Размер оол итовых
500
до
200
ласти с размерами зерен свыше мер
лор
и
величина
мк 1. Точки на графике концентрируются в об 1км. В nределах области грейнстоуна раз
100
nроницаемости
уменьшаются
nропорционально
уменьше
нию межзерновой лористости , nроисходящему в результате цементации и уплот нения пород .
На рисунке
Ь представлен график зависимости nроницаемости и
2.9
!еж
частичной пористости для преимущественно зериистых пакстоунов . Использо
ваниые данные были приведены в работах
сти для месторождения Гавар до
100
[27]
[9, 23, 27].
Вел ичины nроницаемо
находятся в области зерен размером от
20
мкм. Петреструктура здесь представлена преимущественно зернистыми
пелоидными nакстоунами , имеющими размер зерен
мк ·1. Объем
150-300
зерновых известковистых глин варьирует от нескольких nроцентов до
nолного объема nороды. Данные лриведенные Лусиа
and
Coпti
[23]
tеж
40%
от
для образ
цов керна из фор tации Вулфкэмп в Западном Техасе, nозволяют выделить два участка концентрации значений проницаемости тервал менее
20
-
интервал
20-100
мкм и ин
мкм , и оnисывают указанные лороды как тонкозернистые nре
имущественно зернистые nакстоуны с размером зерен
80- 100
оnисаны ко л е"-rоры мелового возраста на шельфе Бразилии
мкм. В работе
[9]
nредставленные
оонд но-онкои ными преимущественно зернисты tи лакстоунами . Ооиды имеют раз tеры около
400
1к 1 в
из вестковистых глин
- 5
иа ·tетре, онкои ы
- 1- 2
мм в диаметре, а частицы
мкм. Значения nроницаемости
ло ученные д я это
го вида летроструктуры , лриурочены в основном к области с величиной зерен
от
100 до 20
1км, ближе к его верхней границе из-з а влияния больших размеров
онкоидов . Размер зерен и объем межчастичных известковистых глин значительно варьируют в nределах толщи nреимущест венно зернистых пакстоунов и оnреде
ляют nоложение точек на графике в nределах области
20- 100
tкм . В nределах
об асти nреимущественно зернистых пакстоунов раз 1ер лор и nроницае юсть уменьшаются nролорционально уменьшению межчастичной nористости , кото рое является результата
На рисунке по воздуху и
2.9. с
1 цементации и уnлотнения пород.
nриведен график зависимости
tежчастичной nористостью
1еж у проницаемостыо
1я вакстоунов мадстоунов и nреиму
щественно зернистых лакстоунов из кол екторов формации Араб Д
[27]
с уче
то 1 некоторой неоnубликованной информации по мел овым коллекторам Ближ
него Востока . Структурный диаnазон nростирается от мадстоунов с кристаллаl\·tи размером в ере не ·t около
5 мкм
держащих nелоиды размеро 1
до преимущественно зернистых nакстоунов , со
80- 300
мкм . Значения прониuаемости в основно 1
2.4.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРаФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
59
(Ь)
(с)
(е)
Рис .
2.8.
(f)
Примеры некавернозной матрицы карбонатов . (а) Грейнстоун. (Ь) Грейнстоун,
с небольши IИ изолированными кавернами. (с) Преимущественно зернистый пакстоун .
(d)
Крупнозернистый преимущественно зернистый пакстоун. (е) Преимущественно гли
нистый пакстоун. ными кавернами .
(f) Преимущественно глинистый nакстоун с небольши~tи изолирован (g) Вакстоун с микропористостью . (h) Фотография микропористости
в вакстоуне , полученная с помощью сканирующего электронного микроскопа .
60
ГЛАВА
2
1
; Крупнозсрннсть1Й
104
,........ е::!
,........
~ .......
....... 1000 ::Е .а
!:)
100
о
104
~ :::1 :s:
'------.
а Мелкозернистый
преимущс:ственно
1000
х Преимущественно _ ЗS!НIIСТЫЙ П8КСТО Н j
::с о
~
t::
•
t::
0,1 ~...-.--..__.L....U~~~-Iн--..L-."1 о.о 1 0,05 о, 1 0.4
О, 1.___..._......_~......._~'::-----'---''-=' о.о 1 0,05 о, 1 0,4
Межчастичная пористость (доли ед.)
Межчастичная пористость (доли ед.)
(с) 1о4 .---т--..,--,г-г-т-гттт---т-...,.-,
(d)IO~
~
-
1000
.а
/Кла~с 1 2 K1ccl 1
1000
.а
!-
100
3
;:;: cu ~
(.)
о
100
1 vКла
се
::Е
cu
~
10
:::1
10
:s:
:s:
с.
•
o.1~-~..,..~!Wt~___.J-ч
0,01
Межчастичная пористость (доли ед.)
2.9.
t::
.
~ /.0,05 ~ 1
•
0,1 0,0 1
3
'/ ~ ~
1/
:с о
::с о с.
t::
х
10
::с о с.
•
с.
о
2
:s:
•
(.)
1
Класс
;:;:
10
!-
/Класс 1 1
зернистыи пакстоун
100
о
::Е
Рис.
зернист~и пакстоу11
.а
!:)
~ ._,
преимущ~_ственно
(Ь)
(а)
О,
•
0.4
Межчастичная пористость (доли ед.)
Зависимость прониuаемости по воздуху от пористости для некавернозного
известняка в сравнении с тремя участками различной проницаемости, показанными
на рис. ум
[27).
2.6.
(а) Ооидный rрейнстоун, формация Миссисипи
и юрский грейнето
[8],
(Ь) Юрский пелоидный преимущественно зернистый пакстоун
ный преимущественно зернистый пакстоун мелового возраста
щественно зернистый пакстоун, формация Вулфкэмп
[23].
[9],
[27],
онкоид
пелоидный преиму
(с) Вакстоуны и мадстоуны
мелового возраста (неоnубликованные данные, [29]). (d) Кокколитовый 5 мел. мелового возраста
[33].
сосредоточены в области размера зерен менее
20
мкм. Мадстоуны определяют
нижнюю границу этого диаnазона, а преимущественно зернистые пакстоуны
-
верхнюю. В пределах этих nакстоунов размер зерен и nроницаемость уменьша ются nропорционально уменьшению размеров межчастичных пор, что является результатом цементации и уплотнения пород.
На рисунке
2.9, d
представлен график зависимости между проницаемостью
по воздуху и общей пористостью для отложений кокколитового мела Северного моря
[33].
Средний размер зерен кокколита-около
1 мкм.
Большинство точек
графика (значения проницаемости) располагаются на участке с размерами зерен до
20
мкм, что является результатом намного меньшего размера пор, определяе
мого размером частиц менее 5 Зернис10-авгитовый.
5
мкм.
- Пр11.11. 11ерев.
2.4.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРОФИЗИЧЕС'КИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
На рис.
2.1 О
61
по казаны все данные для известняков в различных областях
проницаемости. ГрейнстоунЫ, преимущественно глинистые вакстоуны и мадсто уны оказывают основное влияние на распределение областей концентрации зна чений проницаемости. Преимущественно зернистые пакстоуны располагаются в интервале между rрейнстоунами и известняками с преимущественно глини
стой структурой. При размерах зерен свыше
500
мкм области распределения
грейнстоунов и пакстоунов перекрываются. При размерах зерен менее
l 00
мкм
преимущественно зернистые пакстоуны перекрываются уже с преимущественно глинистыми породами, так же как и на участках, на которых разделение меж
ду этими двумя типами пород нечеткое. Области значений проницаемости для глубоководных меловых отложений располагаются ниже интервала преимуще
ственно глинистых пород и образуют отдельную область в поле зависимости проницаемости от пористости.
Несмотря на значительный разброс данных, грейнстоун, преимущественно зернистый пакстоун и преимущественно глинистые породы могут быть довольКласс
•
Грейнстоун
+
Преимущественно зернистый
1
Класс
2
Класс
3
пакстоун
1000
<>
Преимущественно глинистые 1-++-H~~~--f'Ч---t----:1 породы
.& Мел
+
•
"'<> О, l
••
L _ _ _............~~IIOCI~~~-М..---,t;.=--....-4-_!_---.&---J
0,01
0,05
0,1
0,4
Межчастичная пористость (доли ед.)
Рис.
2.1 О.
Сводный график зависимости между пористостью и проницаемостью по воз
духу для кавернозных известняков в сравнении с тремя областями значений проница емости, указанными на рис.
2.6.
Данные по меловым породам свидетельствуют о том,
что для них должна быть выделена особая зависимость между пористостью и проница емостью.
62
ГЛАВА
2
но четко разделены на три области значений проницаемости. Учитывая, что раз
мер и сортировка зерен играют определяющую роль в В!>lделении этих областей можно сказать
что межчастичная пористость определяет проницаемость в пре
делах определенной области в силу того, что размер пор связан с объемом меж частичного порового пространства, а также с размером и сортировкой частиц. Последовательное изменение межзерновой пористости в результате цементации уплотнения и процессов выщелачивания приводит к соответствующим ниям
в распределении
юсти. Следовательно
пор по размеру и, как результат,
измене
изменению проницае-
проницаемость известняков, характеризующихся низкой
каверновой пористостыо зависит от межчастичной пористости и размера и сор тировки зерен.
Структурио-текстур11 ьtе ocoбeюtocm ll дoл0;1tll iii 08 Пример структурно-текстурных особенностей доломитов обладающих низ кой
кавернсвой
значите ьно
пористостью,
изменить
приведен
структуру
на рис .
пород.
2.11.
Определить
Доломитизация структуру
может
известняков
обычно нетрудно. Однако если порода была доло tитизирована наложение кри
сталлов доломита зачастую нарушает начальную известняковую ст руктуру. Пер воначальную
структуру
в тонкокристаллических
доло 1Итах
расnознать
легко.
Однако по мере увеличения размеров кристаллов определить nервоначальную структуру породы становится все труднее и труднее .
Кристаллы доломита
(в данной
классификации
называемы
обычно имеют размеры от нескольких микронов до более чем
стицы микрита, как правило , бывают до
20
частицами)
200
·tкм . Ча
·tкм. Таким образом доломитиза
ция карбонатных преимущественно глинистых пород может nривести к увеличе
нию размеров частиц от менее чем кристаллов
(рис .
доломита
2.1 1, e-h).
ведет
к
20
пропорциональному
График зависимости
цае юстью (рис.
2.12
tкм до размеров свыше
tежду
увеличению
мкм а рост
размера
пор
tежчастичной пористостыо и прони
а) демонстирует nравило, по которо
ty
в nреимуществен
но глинистых породах проницаемость возрастает по мере уве
кристал ов доломита и
200
ичения размеров
соответственно , раз tеров пор . Тонкокристаллические
(средний размер кристаллов
- 15
tкм) nреимущественно глинистые доломиты
из месторождений Фармер и Т йлор Линк в пермском бассейне (США)
[8,24, 26)
находятся в области значений проницаемости , соответствующей размерам зерен
менее
20
мк 1.
реднекристаллические (средний раз
·tep - 50
мкм) пр имуще
ственно глинистые доломиты из месторождения Дюн в том же пермском бас сейне
[5] -
в области, соответствующей размерам
20-100
tкм . Крупнокристал
лические доломиты и з сектора Харад на месторождеtши Гавар
[27]
крупнокри
сталлические преимущественно глинистые доломиты из месторождения Эндрюс Саут (пермский бассейн)
[ L9]
размерах зерен более
мк 1.
100
находятся в области значений проницаемости nри
Грейистоуны обычно состоят из зерен , значительно превышающих кристал лы доло tита по размеру (рис.
2.11
а, Ь)
nоэтому их
оломитизация не ока-
2.4.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРаФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
(а)
63
(Ь)
1 мм
Рис .
2. 11 .
Примеры некавернозных доломитов. (а) Среднекристаллический ооиднь1й до
лоrрейнстоун . (Ь) Круnнокристаллический долоrрейнстоун. (с) Мелкоnелоидный средне кристаллический nреимущественно зернистый долоnакстоун с пойкилотоnным ангидри
том (белого цвета) .
(d)
Пелоидньrй среднекристаллический nреимущественно зернистый
долоnакстоун с nойкилотоnным ангидритом (белого цвета). (е) Тонкокристаллический доловакстоун .
ловакстоун .
(f) Среднекристаллический доловакстоун. (g) {11) Круnнокристаллический доломит.
Крупнокристаллический до
64
ГЛАВА
2
зывает заметного эффекта на распределение пор по размеру. Этот принцип продемонстрирован
на рис.
2.12, Ь,
показывающем ~ависимость межчастич
ной пористости и проницаемости в доломитизированных грейнстоунах. Раз мер
зерен
в
Дологрейнстоунах
составляет
200
мкм.
Тонкокристаллические
(из месторождения Тэйлор Линк, пермский бассейн), среднекристаллические (из месторождения Дюн, пермский бассейн) и крупнокристаллические (из об
нажения на Уступе Алджерита, штат Нью-Мексико) дологрейнстоуны находят ся в области значений проницаемости, соответствующей размерам зерен свы ше
мкм.
100
(а)
(Ь)
104
-
~и~щественно
,-..
t::::[
•
.6 1000
"'' ые доломиты Крупные кристаллы
t::::[
.6 1000
><~едНIIС кристаллы а
.а
елкис
(-о
(J
о
КлассЗ
100
::Е
.а
G о
100
:Е
Q)
§
10
о с.
1,0
= =
4
10
~
10
о с.
1,0
=
=
t:::
t::: 0,11
5
10
0,1
40
Межчастичная пористость
5
1
40
10
Межчастичная пористость
(%)
(%)
(с) 104
-
~· Тошю- и ~реJщеrqjистал- /к 1 лическии 1 11 Кл 1 преимущ~ствснн асс 31000 [ зершsстыи 1 К ас 2 t::::[
долопакстОУ.Н
.а (-о
(J
о
100
~
:::1
10
о с.
1,0
:Е
= =
~
f.l v
~
Е
0,1
1/. 5
1
·v 10
Межчастичная пористость Рис.
2.12.
Класс
3
·. ~~ v v
Е
t:::
lt
40
(%)
График зависимости проницаемости по воздуху от пористости для некавер
нозных доломитов в сравнении с тремя областями значений проницаемости, приведен ными на рис.
10-500
2.6.
(а) Преимущественно глинистые доломиты с кристаллами размером
мкм. (Ь) Дологрейнстоуны (средний размер зерен
мита размером
15-150
200
мкм) с кристаллами доло
мкм. (с) Преимущественно зернистые долопакстоуны с тонко- и
среднекристаллическими доломитами.
Измерения межчастичной пористости и проницаемости в тонко- и средне кристаллических долопакстоунах с преимущественно зернистой структурой при
ведены на графике на рис.
2.12, с.
Средний размер зерен составляет
Образцы взяты из свиты Сан-Андрее на месторождении Семинол
(35]
200
мкм.
и из фор-
2.4.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
65
мации Грейбург6 на месторождении Дюн в пермском бассейне [5]. Приведеиные данные находятся в области значений проницаемости, соответствующей разме рам зерен
20-100 мкм. На рис. 2.13 показавы
области значений проницаемости, построенные с уче
том всех имеющихся данных по доломитам. Дологрейнстоуны и крупнокристал
лические доломиты соответствуют области с размером кристаллических частиц свыше
100
100
мкм. Распознать зерна в доломитах с размером кристаллов свыше
мкм крайне затруднительно. Однако из-за того, что все крупнокристалличе
ские доломиты попадают в область значений проницаемости, соответствующую размерам частиц свыше
100
мкм, первоначальная структура породы мало изме
няется с петрофизической точки зрения. Тонко- и среднекристаллические пре имущественно зернистые долопакстоуны и среднекристаллические преимуще
ственно глинистые доломиты попадают в область значений проницаемости при размерах частиц стые доломиты
-
20-100
мкм, а тонкокристаллические преимущественно глини
в область при размере частиц менее
20
мкм.
104 •
Класс
l
Х Класс2
D
Класс
3
1000
.....
~ '-' ..Q
Класс
3
100
!:>
о
~
""::r:s: :с
10
о
с.
t::
Межчастичная пористость
Рис.
2.13.
(%)
Сводный график зависимости проницаемости по воздуху от пористости для
некавернозных доломитов в сравнении с тремя областями значений проницаемости, ука занными на рис.
2.6.
Области значений проницаемости для доломитов на графике определяют ся размером кристаллов доломита, а также размером и сортировкой зерен ис1'Фация
Карлсбад, группа Артезия.- Прu.11. 11ерев.
ГЛАВА
66
2
ходных известняков. В пределах каждой области размер пор и проницаемость
определяются величиной межчастичного порового прос"!ранства. Систематиче ские изменения величин межзерновой и межкристаллической пористости в про цессе цементации доломитов и их уплотнения в процессе погружения приводят к соответствующему изменению в распределении пор по размеру, что, в свою
очередь, ведет к систематическим изменениям проницаемости. Таким образом, межчастичная пористость определяет проницаемость7 в пределах области значе ний проницаемости, которая находится в зависимости от размеров и сортировки кристаллов доломита и зерен известняка.
Сравнение известняков и доло.мипrов Результаты анализа структурно-текстурных особенностей известняков и до
ломитов были объединены и представлены на графике зависимости проницаемо сти от пористости (рис.
2.14). Области классы (1, 2 и 3),
значений проницаемости были разделены
на петрофизические
характеризующие структурно-текстурные
особенности пород. Области, соответствующие различным классам, подобны ис ходным областям значений проницаемости, за исключением того, что верхняя граница области для зерен размером более
100
мкм и нижняя граница области
для зерен размером менее
20 мкм были сдвинуты для того, чтобы включить но 1 включены петроструктуры трех пород: ( 1) грейнстоунов, (2) доломитизированных грейнстоунов и (3) крупнокристаллических доломитов, вые данные. В класс
которые могут быть представлены дологрейнстоунами, преимущественно зерни стыми долопакстоунами или преимущественно глинистыми доломитами. В це
лом размер зерен и кристаллов в пределах области этого класса увеличивается от правой границы к левой от частиц
500
l 00
до
500
мкм. Верхняя граница области (размер
мкм) четко не определена. Верхний предел этой области значений
проницаемости установлен примерно, потому что по мере увеличения размеров частиц величина угла наклона линии зависимости между пористостью и прони
цаемостью стремится к бесконечности, а сама зависимость между этими двумя параметрами
-
к нулю.
Три другие петроструктуры составляют участок второго класса: щественно зернистые пакстоуны,
ственно зернистые долопакстоуны
( 1) преиму (2) тонко-среднекристаллические преимуще и (3) среднекристаллические преимуществен
но глинистые доломиты. Размер зерен пакстоунов и преимущественно зернистых долопакстоунов составляет
80-400 мкм. Размер 20-l 00 мкм.
кристаллов преимущественно
глинистых доломитов составляет Класс
3 объединяет структурно-текстурные особенности двух
имущественно глинистых пакстоунов, вакстоунов и мадстоунов и
пород:
(2)
( 1) пре
тонкокри
сталлических преимущественно глинистых доломитов. Анализ шлифов свиде тельствует о том, что проницаемость растет по мере увеличения размера зерен
в пределах области значений. 7 Т.
е. положен не 1очек на графнке ·зaвtJCttмocпt пористости н нроннцасмоt'l и. - Пр11.11. перен.
2.4.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРаФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД Класс
1 Класс
+
67
2
Класс
1 • Класс 2 D Класс 3
\000
Оси преобразований
+
• +
++
+
• •
Класс
3
+
+
+
D
D
•
+ D
О, 1-t----se~___.g..ar~~au.КИ~..---~e--,._+-...,----1
0,05
0,01
0,1
0,2
0,3
0,4
Межчастичная пористость (доли ед.) Рис.
2.14.
Сводный график зависимости между пористостью и проницаемостью по воз
духу для известняков и доломитов с межчастичной пористостью, nоказывающий пре образования «пористость-проницаемость» по методу регрессии главной оси по данным
геостатистики для каждого класса (пунктирные линии). См. уравнения в тексте.
Оценка 11роницае.мости
Формулы расчета проницаемости по межчастичной пористости могут быть получены для каждого из трех петрофизических классов. Ниже приведены преобразования по методу регрессии главной оси для каждого петрофизиче
ского класса, рассчитанные на основе данных, представленных Лусиа (рис.
2. 14 ).
Хотя новые данные, представленные на рис.
2.14,
( 1999)
предполагают
несколько отличные формулы, псрвона•1альные формулы по-прежнему могут быть использованы.
Класс
1 k пр = (45 ' 35 х 10~) k~.ri:П n.м •
Класс
2 krrp
= (2.040 Х 101i) k~::. 8 •
Класс 3 kнр = (2.884 х 10:1) k~:?t7 ·o;. где kпр -
коэффициент проницаемости (мД},
kn м
-
коэффициент пористости
(доли ед.)
Хотя восемь петроструктур были разделены на три петрофизнческих класса, в природе четких границ между ними не существует. В реальности существует
68
ГЛАВА
2 (а)
~ 100~-r------~;---~тr~~-~~---4
-t .а
~
§
10~-+--+--
:s: :ж:
8.
1,01------1~-f---+
t:: 0,1 .__......___.L.,_-L.-"-------'---...1.---' 0,05 О, 1 0,2 0,3 0,4 Межчастичная пористость (доли ед.)
(Ь)
1000
~ ,_,
1OOt----+----+-+-
.а
t
~
§
lOt---+---1--
:s: :ж:
8.
t::
1,о t---+---.,_
0,2 Межчастичная пористость (доли ед.)
1ООQ.....--т-----..,..-----,,---.......----. (с) 0.05
О, JL--~~..L......o...J.~-"------'----'-----'
0,2
0,3
0,4
Межчастичная nористость (доли ед.) Рис.
2.15.
Последовательность преобразований «nористость-проницаемостм для струк
турно-текстурных особенностей различных пород. (а) Последовательность для некавер нозного известняка. (Ь) Последовательность для некавернозного доломита. (с) Струк турно-текстурный
«индекс»
изменяется
от
0,5
до
4
в
зависимости
от
средних
и граничных в своем классе значений преобразований «Пористость-проницаемость».
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРаФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
2.4.
69
непрерывное изменение размеров и сортировки зерен от мадстоунов к грейнстоу
нам, что отражается на проriорциях глинистых частиц и зерен и на размере самих зерен (рис.
2.15, а).
Точно так же, существует непрерывная последовательность
в увеличении размеров кристаллов доломита от глинистых доломитах (рис.
2.15, Ь ).
5 до 500 мкм
в преимущественно
Следовательно, наблюдается полная непре
рывность отношения «пористость-проницаемость» в пределах петрафизического класса.
Для построения модели такой непрерывности каждой границе всех петро физических классов были даны числовые значения
(0,5, 1,5, 2,5
и
4)
(рис.
2.15, с),
а также были получены преобразования «пористость-проницаемосты>. Эти пре образования, вместе с преобразованиями трех петрафизических классов, были использованы для вывода уравнений, которые связывают проницаемость и меж
частичную пористость с последовательностью петрафизических классов при по мощи множественных линейных регрессий. Такая последовательность петро физических классов носит название структурно-текстуриый «индекс» (СТИ). Результирующая формула пересчета приведена ниже
[13, 27].
Log(k11 p) =(А- BLog(CTИ)) +((С- DLog(CTИ))Log(k 11 .м)), где А
=
9,7982,
В
=
12,0838,
С
=
8,6711, D 0,5
текстурный «Индекс», величина меняется от
= 8,2965, до
4,
СТИ- структурно
kn.м -
коэффициент меж
частичной пористости Известняки и тонкокристаллические преимущественно глинистые долосто
уны попадают в интервал значений СТИ от
2,5
до
4
(рис.
2.15, с).
Величи
на СТИ уменьшается по мере увеличения размеров кристаллов доломита от до
20
5
мкм в преимущественно глинистых доломитах или увеличения разме
ров зерен в известняках с преимущественно глинистой структурой. Преимуще ственно зернистые пакстоуны, тонко- и среднекристаллические преимуществен но зернистые долопакстоуны, а также среднекристаллические преимущественно
глинистые доломиты соответствуют значениям СТИ от
1,5
до
2,5
(рис.
2.15, с).
Эти значения уменьшаются по мере увеличения размеров кристаллов доломита от
20
до
100
мкм в преимущественно глинистых доломитах, а также по ме
ре увеличения размеров
зерен
и
сокращения
количества межзернового
микри
та.8 Грейнстоуны, дологрейнстоуны и крупнокристаллические доломиты соот ветствуют интервалу значений СТИ от
снижаются при увеличении ДО
500
0,5
до
размеров зерен
1,5 и
(рис.
2.15, с).
Значения СТИ
кристаллов доломита от
100
МКМ.
Как уже обсуждалось в главе
1,
Питтман
[32]
и Винланд
[ 17]
опубликовали
данные о петрафизических связях между межчастичной пористостью, проница емостью и капиллярным давлением в основном для силикокластов (кремнисто
обломочных пород), но применимые и для карбонатов. Они сделали вывод о том, что величина поровых каналов, замереиная при
хВ известняках.- Прtш. перев.
35 %-ном
насыщении ртутью,
ГЛАВА
70
2
дает наилучшую связь между пористостью и проницаемостью. Уравнение Питт
маи
[32]
приведено ниже.
Log(R35) = 0,255 где
+ 0.565log(kпp)- О. 523log(k
11 ),
R35 - величина поровых каналов, замереиная при 35 %-ном насыщении рту knp - проницаемость (мД), kп - пористость. Поскольку опубликованные
тью,
данные получены при изучении кремнисто-обломочных пород, пористость долж на учитываться как межчастичная.
Приведеиное
рис.
2.16,
выше
уравнение
представлено
в
графической
форме
на
где оно сравнивается с участками, соответствующими различным пет
рофизическим классам, описанным ранее в данной работе. Несомненно, что по лученные Питтманом соотношения между размером поровых каналов, пористо
стью и проницаемостью не согласуются с приведеиными в данной классифика
ции определениями петрафизических классов. Также очевидно, что в пределах каждого петрафизического класса размер поровых каналов уменьшается по ме-
Log{R35) = 0.255+ 0.565Jog(k11p)-O, 523log(kп) Размер поровых каналов (мкм)
20 1000
,.....,
100
t:::{
:::;:
"-' .с
1-
(,) о
:::;:
~ :s:
10
:с
о
с.
с:
0,1
2
4
6
8
10
Межчастичная пористость
Рис.
2.16.
20
30
(%)
График сравнения петрафизических классов и размеров nоровых каналов nри
различных значениях nористости и проницаемости.
2.4.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
71
ре снижения межчастичной пористости. Восемь припятых за основу петро
структур, описанных выше, тяготеют к специфическим петрофизическим клас сам, а не к размеру поровых каналов. Следовательно, прямой связи .иежду размером пор и структурно-текстурньши особенностющ карбонатных пород не обнаружено.
2.4.2.
Соотношения между структурно-текстурными особенностями пород, пористостью и подонасыщенностью
Как было по казан о в главе
l,
насыщенность флюидами зависит от разме
ров поровых каналов и капиллярного давления (высоты залежи). Существует несколько
методов определения
щенностью и высотой залежи
зависимости
[1,4, 12, 18].
между размером
nop,
водонасы
Эти методы сопоставляют размер пор
с отношением между проницаемостью и пористостью
(knp/ kп)
и делают попыт
ку применить усредненные значения капиллярного давления в целях упрощения
такой зависимости, используя отношение
k11 p/kn
как параметр нормализации.
Используемая Левереттом [ 18] «.l -функция»9 является наиболее часто применяе мым способом усреднения данных капиллярного давления. Стандартная фор11.1ула для расчета
«J -функции»
приведена ниже.
где~·- капилJiярное давление (абсолютное давление, атм), натяжение (дин/см),
knp-
проницаемость (мД),
k,,
(J-
поверхностное
-коэффициент пористости
(доли ед.)
Применяемая
Leverett
J-функция соотносит водонасыщенность с капил
лярным давлением. которое является функцией высоты залежи и коэффициен та (kпp/kn) 1 1 2 , который зависит от размера пор. На рис. 2.16 дана иллюстрация предположения о том, что размер пор может зависеть от петрофизического клас са пород и межчастичной пористости, равно как и от коэффициента (knp/kn) 112 . Следовательно, изменение значений межчастичной пористости в пределах участ
ков, соответствующих каждому петрофизическому классу, означает изменение
размера пор, тогда водонасыщенность высоты залежи (Н), пористости
(k")
(k8 )
должна ставиться в зависимость от
и петрофизического класса (ПК):
Приведеиные уравнения неприменимы для карбонатов, характеризующихся значительным объемом каверновой пористости, например, грейнстоунов с внут риполостной пористостью или пород с преимущественно зернистой структурой, обладающих широко развитой межзерновой микропористостью. 9 Функция
Баклея-Левсретта. - Прюt. перев.
ГЛАВА
72
2
Для количественного выражения характеристик насыщенности флюидами
для трех петрафизических классов была создана серия кривых капиллярного давления при различных значениях пористости для каждого класса. Данные бы ли получены по известнякам и доломитам. ДЛя каждого класса кривые были сгруппированы и по ним посчитана средняя пористость. Коэффициенты насы щения ртутью были усреднены для каждого значения давления нагнетания. Так
же для каждого класса были построены графики высоты залежи (капиллярно го давления), степени насыщения ртутью и пористости. Давление нагнетания ртути было преобразовано в высоту залежи с помощью типичных для данно го класса значений и уравнений, описанных в главе
1.
Уравнения, связывающие
коэффициент воданасыщенности с пористостью и высотой залежи, были выве дены с использованием множественных линейных регрессий, при этом фикси ровзлись значения коэффициента воданасыщенности как зависимой переменной и капиллярного давления и пористости
-
как независимых переменных. Коэф
фициент водонасыщенности, описываемый указанными уравнениями, является начальным, при этом коллектор находится в состоянии дренажа (извлечения жид кости), а не пропитки. Результирующие уравнения представлены ниже, а также проиллюстрирова
ны на рис.
2.17. 1 745 Класс 1: k во-о •015244 х н- 0 • 316 х kn • • 1 44 Класс 2: kво =о •08657 х н- 0 .4°7 х kn • 0•
1 210 Класс 3: k во-о ' 3353 х н- 0 • 505 х kn • • где
kп
k90
-
жет
-
коэффициент начальной водонасыщенности, Н- высота залежи (м),
пористость (в основном, межчастичная) (доли ед.). Высота залежи мо быть преобразована в значения капиллярного давления по формуле 10 ПК =
= Н/0,2402. Четвертое уравнение было создано специально для пород, характеризую
щихся СТИ, равным
4,
с использованием данных по свите Шуайба мелового
возраста (Ближний Восток):
СТИ4 k 80 = 2,177 х н- 0 • 7 х k;;- 1•0 • Соотношения между пористостью, начальной воданасыщенностью и пет
рофизическим классом могут быть показаны на примере коллектора с высотой залежи
150
метров (что соответствует ртутному капиллярному давлению
44
атм)
с использованием кривых зависимости насыщенности и пористости для каждо
го петрафизического класса. Полученные результаты (рис.
2.18)
показывают, что
для карбонатов с незначительной каверновой пористостью на графике зависи мости пористости и воданасыщенности можно выделить три петрафизических 10 Капиллярное
давление. - Прttм. перев.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
2.4. (а)
k ==о 015244 х
н-f},з 16
1 х k- 1 ·745 n
во ' 610nr~~~~~~~-.~т, Пористость
..-..
::е '-'
0,05
1
460 Н+++----t,.-o.o75'---+---t
=
о, н)
!Е
Q)
~ 300 Ж--t--+t:::>'"""-+-7-'0,15 ____1----i м 0,20
~ ::а ~
k80
-= ::е
Петрофизический класс
460
~ 300 м
3
150
Петрофизический класс 4 0 • 7 хk- 1 • 0 k во =2177хн' п
(d)
kво =0,3353х н- 0 • 505 х k; 1 •210 610
0,4
0,6
о~~~~~~~~~~~.
о
0,8
Коэффициент водонасыщенности Рис.
2.17.
xk; 1 •440
~
::а ~
0,2
2
..-..
С)
0о
==0,08657xH- 0 •407
610~~~~~~~-=~----~
Е-о о
(с)
Петрофизический класс
«$
150
С)
(Ь)
Петрофизический класс
73
0,2
0,4
0,6
0,8
Коэффициент водонасыщенности
Модели начальной водонасыщенности, основанные на данных о капиллярном
давлении, для специфических петрофизических классов. (а) Класс
ны. (Ь) Класс
2-
среднекристаллические доловакстоуны. (с) Класс
лические доловакстоуны.
(d)
Класс
4-
1-
долоrрейнстоу
3-
тонкокристал
микрокристаллические мадстоуны и вакстоуны
из свиты Шуайба (Ближний Восток).
класса по «участкам насыщенности», сходным с областями значений проница емости. Это наблюдение подтверждает исходное предположение о тол-t, что и проницае.мость, и водонасыщенность контролируются распределением пор по размеру и что последний фактор .может быть описан в рамках структурно
текстурных особенностей пород и коэффициентов пористости в карбонатах с незначите.льной коверновой пористостью.
2.4.3.
Структурно-текстурные/петрофизические классы
Три структурно-текстурные группы предопределяют наличие трех петро физических классов. Рис.
2.19
иллюстрирует соотношение между структур
но-текстурными особенностями и петрофизическими классами. Грейнстоуны, дологрейнстоуны и крупнокристаллические доломиты имеют сходные петрофи-
74
ГЛАВА
__.._ ~
'-'
2
100
:s:
f-
u
о
::
5
3'
:;;
u
Класс
«!
::
о
~
2
10
а:>
f-
:: :s: ::! :s:
(\.)
-& -& (")
~
20
10
5
Пористость Рис.
2.18.
30
40
(%)
График зависимости пористости и коэффициента подонасыщенности для трех
петрафизических классов (трех групп петроструктур) при высоте залежи циент подонасыщенности (рассчитываемый как
«1
150 ·1. Коэффи
- насыщенность ртутью») и значения
пористости взять1 из кривой капиллярного давления , приведеиной на рис.
зические свойства и выделяются в один класс (класс
1).
2.17.
Преи мущественно зер
нистые пакстоуны, тонко- и среднекристаллические nреимущественно зер нистые долоnакстоуны и среднекристалличесике nреимущественно глинистые доломиты
составляют класс
2.
Известняки с преимущественно глинистой структурой (nре
имущественно зернистые пакстоуны, вакстоуны и мадстоуны) и тонкокристалли ческие nреимущественно глинистые доломиты также имеют nохожие nетрафи зические свойства и объединяются в класс
3.
Уравнения , связывающие между
собой пористость, проницаемость, воданасыщенность и высоту залежи (каnил лярное давление), nриведены ниже. Класс
1
kllp
= (45 35
>< 10
)kII .M ·537 >
k н о = о ' 015244 >< н -о , зlа >< Класс
2
/,; = (2 040 >< нр
Класс
65 7 >< н - 0.4 07 ><
knp = (2.
4 >< 10 3 ) k~:~ 75
k
во
11
•
10 6 )kGп.м , ЗS
kво = о о
3
k - 1,745
k;;-1.44 0.
= о 3353 >< н - о.5оs >< kl .2lo 11 •
Общая формула nересчета nроницаемости выглядит следующим образом:
Log(k 111 )
=( А - BLog(CTИ)) +( ( С - DLog ( CTИ ) )Log(kn . J).
ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ КЛАССЫ ПОРОДЫ С ПРЕИМУЩЕСТВЕННО
ПОРОДЫ С ПРЕИМУЩЕСТВЕННО
ГЛИНИСТОЙ СТРУКТУРОЙ
ЗЕРНИСТОЙ СТРУКТУРОЙ
ГРЕЙНСТОУН
ПАКСТОУН
ПАКСТОУН
ВАКСТОУН
МАДСТОУН
N ~
..., ""' '< ;<: ...,
(")
'< Масштаб (размер кубика) :
""'
:I:
100 мкм
S!: m о
n
о 111
m :I: :I:
о (")
...,
:s: :s: ~
..., ""' о Г-1
е
:s: :s:
w
..с
m
(")
;<:
:s:
m
>< >
""' > ;<:
...,
Размер~~~~ Размер~ ~~
""' Q :s:
100 мкм
:s:
кристал-
кристал -
лов
ЛОВ
более
более
-
-
100 мкм
-
-
-
m
;<: ~
о
Рис.
2.19.
Блок-диаграмма, иллюстрирующая соотношения между структурно-тскстурными особенностями пород и петрофизиче-
скими классами. Классы
Lи 2
состоят из трех nетраструктур каждый, класс
3-
из двух.
""'
о
:t::> -..J U\
76
ГЛАВА
2.4.4.
2
Петрофизические свойства изолированно-кавернового nорового nространства
Добавление изолированно-каверновой пористости к межчастичной изменя ет петрафизические характеристики поскольку изменяется сам способ контакта пор между собой
-
в той или иной степени все nоры оказываются соединен
ными. Примеры изолированно-кавернового парового пространства приведены
на рис.
2.20.
Изолированные каверны не соединяются между собой. Они кон
тактируют только
посредством
межчастичного
nарового
nространства
и,
хотя
наличие изолированных каверн увелиtrивает общую пористость, оно не ока зывает заметного влияния на рост nроницаемости
Рис.
[20].
2.21
а графиче
ски подтверждает этот nринциn. Проницаемость грейнстоунов с внутриполост
ной пористостыо оказывается ниже, чем можно было бы ожида1ъ вся пористость относилась к тиnу межчастичной и
если бы
nри постоянной пористо
сти, проницаемость увеличивается по мере уменьшения объема изолированно каверновых пор
[23].
То же nравило выnолняется и для крупнокристалличе
ских доловакстоунов (рис.
2.21, Ь) -
данные по эти 1 лородам располагаются
на рисунке слева от области, относящейся к классу ям изолированно-каверновой nористости
данными по эоценовым грейнстоунам
[20].
[6] .
1
соответственно значени
Тот же принциn nодтверждается
Межчастичная пористость оценива
ется по каждому маленькому отрезку методом детального подсчета точек . Ес ли исnользовать величину межчастичной nористости
ся в области, соответствующей классу ласти для класса
2
(рис.
2.21, с).
1
то данные расnолагают
а если общей пористости
-
то в об
В nриведеином примере общая nористость
включает вторичную пористость связанную с пустотами ископаемых организ юв
(внутрифоссильную)
внутризерновую микроnористость и межзерновую. Оои
ные грейнстоуны мелового возраста из коллекторов на шельфе Брази ии
характеризуются небольшой
tежзерновой пористостыо и значительной внутри
зерновой микропористостью (рис.
руются в области класса
3
[9]
2.21 , d).
Данные по эти
1 породам
концентри
и ниже вследствие очень низкой межзерновой по
ристости.
Первоначальная воданасыщенность в карбонатах с изолированными кавер нами зависит от размеров межчастичных пор и , в поро
зернистой структурой
ах с преи 1ущественно
от размера пор, сое иняюших изолированные каверны
с межчастичным поровым пространством . В случае внутризерновой микропори стости поры отличаются малыми размерами и их связь с межчастичны 1и порами
всегда осуществляется через микропоры. Реликты выщелоченных зерен и пу стоты , связанные с деятельностью ископаемых организмов
как правило , имеют
крупные размеры , и контакт между ними зависит от разJ\·tеров парового простран
ства в периферийных частях зерен
окружающих релипы или «жилую камеру»
бывшего живого организма. Поравое nространство образованное гастроnодами или фораминифера 1и
как nравило , крупное и соединено с межчастичным по
ровым пространством широкими открытыми каналами . Реликты выщелоченных зерен такие как ооидные слепки обычно окружены микропорами в случае ее-
2.4.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРеФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
1 мм
0,5 мм
(t)
(е)
1 мм
1 мм
(g)
(h)
0,5 Рис .
2.20.
77
20мкм
мм
При 1еры изолированно-кавернового лорового пространства . (а) Ооидные
слепки в ооидно-каверновом грейнстоуне. (Ь) Ооидные слепки и межзерновое поровое пространство в грейнстоуне. (с) Внутрифоссилъное поровое nространство в фузушtно вых лакстоунах с преимущественно зернистой структурой.
{d)
Внутрифоссильное по
ровое пространство , связанное с фораминиферами , с крупными открытыми каналами , соединяющими
ero
с межчастичным лоровым пространством. (е) Каверны в зернах ми
нерального скелета в кавернозном скелетном грейнстоуне . зерен вакстоуна .
(g)
(t)
Реликты выщелоченных
Ооидный грейнстоун с внутризерновой микроnористостью.
(h)
Фо
тография внутризерновой микролористости , сделанная с nомощью сканирующего элек тронного фотомикрографа , nоказывающая микроnоры в кальцитовой матрице, состоя щей из з ерен ромбовидной формы размером
5
мкм
ГЛАВА
78
2
(Ь)
(а)
10 'Е:{
'Е:{
~ 100
~ 100 <.J о
(,)
о
10
QJ
Класс
2
•
+
пористость
...
...
1
.с
~
:;
Класс
104
4
::r "' =
ЗОЛIIрован-
:с о
O•KaBepHOBall
t::
пор11стость
Q.
•
10
5
И
+
QJ
ЭОШiроВаНг·
каверновая
(средне~ значение-
+
10
"'::r
пористость
20
Пористость
fi<
•
( среднес значение- 8%)
0,1
:;
~ О с. t::
20%)
0,1
30 40
1
5
10
Пористость
(%)
(с)
(d)
104
40 (%)
104
'Е:{
'Е:{
~ 100
6 100
...
~
~
(,) о
:;
•
10
QJ
!3 о
:; <1)
10
"'::r
::r "'
= :с о Q.
"_.-
t::
Дологрейнстоун с внутризерновой микропористостыо
0,1
Рис.
2.21.
5
10
Пористость
20
= :с
о Q.
t::
30 40
0,1
• 1
5
40
10
Пористость
(%)
(%)
График, иллюстрирующий влияние изолированно-каверновой пористости
на проницаемость по воздуху. (а) Грейистоуны с изолированно-каверновой пористо стью, свя1анной с реликтами выщелоченных ·3ерен, располагаются правее участка rрейн стоунов в соответствии с объемом изолированно-кавернового лорового пространства.
(Ь) Грейистоуны с внутрифоссильной и внутризерновой микропористостью располага ются в области класса
2
(в случае использования данных общей пористости). (с) До
лоr·рейнстоуны с внутризерновой микропористостью располагаются в области класса
(d)
Грейистоуны с внутризерновой микропористостью располагаются в области класса
ли зерна не прошли процесс доломитизации
-
2. 3.
в последнем случае nоровое nро
странство в окружающих частях зерна будет зависеть от размеров кристаллов доломита. Разрушение зерен nод влиянием веса вышележащих пород может вы звать образование микротрещин, которые улучшают контакт между реликтами выщелоченных зерен и межчастичными nорами.
Пример кривой капиллярного давления в случае дренажа ооидно-каверновых известняков (рис.
2.22, а)
покюывает, что поры. соединяющие реликты выщело
ченных зерен с межчастичными порами, очень малы.
Tel\·1
не менее, если ка
nиллярное давление (зависящее от высоты залежи) вдавливает нефть в каверны,
последние быстро насыщаются нефтью. В пределах переходной зоны нефть кон центрируется в межчастичных порах и реликтах выщелоченных зерен, а вода в мелких соединяющих порах.
-
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
2.4.
{Ь)
(а)
,_... 136 А
А= k11 26,1 %. k.P=3.9 мД B=k0 24.2%, kпр=l,ОмД
::;j
Е ~
::
~
~
79
в
102н---~----+----+~--+---~ Проошюювение в микропоры
68~---+----+-----г----+--~ Проноокновен11е во внутр11зерновые м11кропоры
34~--~~~---+----~~
о~~~~~~~~~~
100
80
60
40
20
о
Коэффициент насыщения JYТYfbiO
(%
объема пор) Прон11кповен11е в ме-.t."Зерновос
оооровос простраJJство
(с)
110ровос про~-транство
136 k .. =37.6% ПроНJщасмость
=678 мД
МеЖ'13СТ1111Ная 110ристость = 20%
Коэф. микропор11сJост11
\
внутр11фОССIIЛЬI\Ые
\ 1'\
о
100
= 18%
ПроН11кновен:1с во
80
11 ~шкровнутр11зсрновыс 11юшорованно·каверновыс поры
'
60
40
20
Коэффициент насыщения ртутью (% объема пор)
о)
Прон11кновеш1е в межзерновое поровос 11ростра11ство
Рис.
2.22.
Кривые капиллярного давления, демонстрирующие влияние изолированных
каверн на капиллярные свойства. (а) Высокоnористый низкопроницаемый ооидно-кавер новый грейнстоун с небольшим межзерновым поровым нространством. Большая часть кривой отражает проникновсине в крупные ооидные слепки через микропоры, прилега ющие к слепкам. (Ь) Высокопористый низкопроницаемый ооидный грейнстоун с внутри зерновой микропористостью. Большая часть кривой отражает проникновение в микропо ры, расположенные внутри зерен. (с) Грейнс1оун с высокой межзерновой пористостью.
При начальных условиях распределение воды (водонасыщенность) во внут
ризерновых микропорах различно вследствие малых размеров пор. Кривые ка пиллярного давления в грейнстоунах, характеризующихся высокой внутризерно вой микропористостью (рис.
2.22, Ь),
показывают, что значительное количество
воды закупоривается (погребенная вода) внутри зерен в результате действия ка пиллярных сил в зоне перехода. Нефть при начальных условиях (начальная неф тенасыщенность) сконцентрирована в межзерновом поровом пространстве, а во
да
-
во внутризерновых микропорах. В пределах переходной зоны такая порода
ГЛАВА
80
2
характеризуется высокой стеnенью насыщенности погребеиной водой
закупо
ренной в зернах под действие 1 капиллярных сил, и присуrствием извлекаемых
углеводородов, находящихся в межзерновых порах . Результатом может стать до
быча углеводородов без nримеси воды из интервалов, характеризующихся высо кой степенью воданасыщенности
[ 1О, 3 1].
Примеры кривых капиллярного давления в грейнстоунах с межзерновой
пористостью, внугризерновой
1икроnористостью и разрушенными внугрифос
сильными лорами показывают, что внутрифассильная nористость мало влияет на нача
ьную водонасыщенность , nотому что эти поры контактируют с межзер
новыми посредством микротрещин и широких каналов
тиnичных для остатков
гастроnод и фораминифер. Погребеиная вода как nравило находится во внугри зерновых микроnорах (рис .
2.4.5.
2.22
с).
Петрофизические свойства взаимосвязанно-кавернового порового пространства
Примеры взаи 1освязанных пор приведсны на рис.
2.23
и показывают, что
последние имеют мало обшего со структурно-текстурными особенностями по
род. В аи юсвязанные каверны могут увеличить проницаемость намного больше, <Jем можно было бы ожидать в случае межчастичного лорового nространства. Лу сиа
[20]
проиллюстрировал этот факт, сравнивая кривые трещинной проницаемо
сти и тр щинной nористости для трех петрафизических классов (рис .
2.24).
Этот
график nоказывает, что проницаемость во взаимосвязанно-кавернавой поравой системе не может быть охарактеризована в терминах структурно-текстурных осо
бенностей nород или nетроqтзических классов. Оценка проницаемости взаи юсвязанно-каверновых систем задача , лото
ry
-
то непростая
что поры зачастую оказываются больше диаметра ствола сква
жины . 1 1 Наиболее точную инфор ·rацию о фильтрационных свойствах nолуча ют в процессе разработки залежи . Как правило, измерения на образцах керна
не имеют смысла вследствие больших размеров взаимосвязано-каверновых си ст м. Анализ кавернозного керна из северного Мичигана (рис. проницаемость менее О
1 мД,
2.23, а)
выявил
т. е. заведо ю бесполезную с точки зрения разра
ботки . Однако проницаемость породы с небольши~IИ взаимосвязанными кавер на 1и
дополненными микротрещинами и реликтами выщелоченных зерен
южет
быть измерена обычны 1и методами . График зависимости пористости и nрони цае юсти для двух
денный на рис.
2.25
типов
nород
характеризующихся
микротрещинами
подтверждает, что проницаемость такой породы в
приве
5- 1О
раз
nревышает значения , которые сл едовало бы ожидать при наличии простой си сте tы межчастичных пор
[25] .
Точных данных о характеристиках насыщенности круnных взаи!\юсвязан ных каверн не существует. Предполагается , что начальная воданасыщенность
круnных взаимосвязанных каверн близка к нулю. Однако начальная водонасы-
(и
11 Поры в карбонатах нмеют самые раз нообраз ные раз~1еры - от м11кропор до кавер11 : кавер11ы другие круn11ые пустоты) могут быть гораздо бол ьш е, чем д наметр скваж1шы. - Прu.н . перев.
2.4.
Рис.
СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕТЮФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОРОД
2.23. Типы
81
взаимосвязанно-каверновых систем. (а) Кавернозное поровое nростран
ство в Ниагарском рифе, Северный Мичиган . (Ь) Кавернозное поровое пространство в оолитах свиты Майами , Флорида . (с) Трещины , увеличенные в результате растворе ния матрицы породы , в седловидных доломитах свиты Элленбургер, Западный Техас .
(d) Трещины ,
увеличенные в результате растворения матрицы лороды лермского возрас
та, Заnадный Техас . (е) Фенестровое лоровое nространство пермскоrо возраста, Запад ный Техас .
(f)
Микротрещины, соединяющие реликты выщелоченных зерен вакстоуна
мелового возраста , Катар.
(g)
Микротрещиноватые и раз рушенные отпечатки фузулинид
пермского возраста , Западный Техас .
ГЛАВА
82
105
kпр.тр
104
Z-
= 84,4 х 105 И13 /Z kп.тр = "J!V/Z х 100 И'
Густота сети трещин Ширина трещин
-
kпр.тр
103
2
- Трещинная
про ни цаемость
kп.тр
- Трещинная
пористость
102
,-._
1::( .а
.... (.)
о
10
::Е
<1)
::r "' :s:
:с
о с..
t:::
10- 1
10- 2
Пористость Рис.
2.24.
(%)
Теоретическая трещиноватость, рассчитанная из связи пористости и проница
емости по воздуху, в сравнении со структурно-текстурньtми (петрофизическими) свой ствами, определяющими пористость, для областей значений проницаемости
[20].
щенность пород с системой микротрещин, возможно, сходна с насыщенностью матрицы породы вследствие того, что микротрещины составляют лишь неболь шой процент от полного объема пор.
2.5.
Резюме Целью построения геолого-гидродинамической модели коллектора являет
ся описание пространствеиного распределения петрофизических параметров, та ких, как пористость, проницаемость и насыщенность флюидами. В главе показали,
что
проницаемость
и
водонасыщенность
контролируются
1
мы
размером
2.5.
РЕЗЮМГ:
83
10
5
Межчастичная пористость
(%)
(Ь) 1000 ..-.-----т---------.--т---.------. Преобразование
«пористость-проницаемостьl>
для пород класса
2 с ..-
.
А
каверновой пористостью ~
и пород с микротрещиндои пористостью
t
•
А
•
."
Преобразование
•
«пористость-проницаемость»
для пород класса
5 Рис.
2.25.
20
10 Пористость
2 30
40
(%)
Демонстрация влияния микротрещин на рост проницаемости. (а) Пятикратное
повышение проницаемости в преимущественно глинистых известняках вследствие раз
вития микротрещиноватости. (Ь) Пятикратное увеличение проницаемости в относящих ся к классу
2 среднекристаллических
доловакстоунах вследствие развития микротрещин,
соединяющих пустоты (отпечатки фузулинид).
пор. Метод изучения структурно-текстурных особенностей пород, представлен ный здесь, основан на предположении, что сам размер пор и распределение пор
по размеру могут быть выражены в терминах размеров и сортировки частиц по
роды, межчастичной пористости и изолированно-каверновой пористости. Следа-
ГЛАВА
84
2
вательно. распределение пор по размеру соотносится со структурно-текстурными
особенностями, которые являются результатом геологических процессов. Таким образом, структурно-текстурные особенности пород являются связующим зве ном между геологическими интерпретациями и количественными измерениями
в процессе разработки месторождений. Для того чтобы установить соотношения между петраструктурой и петро физическими параметрами, необходимо определить и классифицировать суще ствующее поровое пространство в терминах петрафизических свойств. Наилу
новое и межкристаллическое, вместе объединяющихся в межчастичное, и на все остальные виды, сгруппированные в тип кавернового. Последний тип далее раз
деляется на две группы на основе способа контакта между кавернами:
(1)
кавер
ны, соединяющиеся между собой только посредством сети межчастичных пор
и называемые изолированньыш, и
(2)
каверны, напрямую соединяющиеся друг
с другом и называемые взаи.носвязанны,ни.
Петрафизические свойства межчастичного порового пространства связаны с размером и сортировкой частиц, а также с межчастичной пористостью. Размер и сортировка зерен и микрита систематизируются по классификации Данхэма, модифицированной для целей петрафизических исследований. Вместо разделе ния пород в соответствии с наличием или отсутствием глинистого цемента, их
делят на преимущественно зернистые или преимущественно глинистые. Важ ным качеством преимущественно зернистых пород является присутствие откры
той или закрытой межзерновой пористости и зернистой структуры. Для преиму
щественно глинистых пород важным фактором является то, что поровое про странство между зернами заполнено тонкими глинистыми частицами даже в том
случае, если зерна формируют скелет. Грейистоуны четко относятся к породам с преимущественно зернистой
структурой, но пакстоуны по классификации Данхэма оказываются сразу в несколь ких петрафизических категориях. Некоторые пакстоуны, как мы теперь знаем, ха рактеризуются «чистым» межзерновым поровым пространством, а в других оно
заполнено тонкой глиной. Таким образом, пакстоуны должны быть разделены на два структурно-текстурных
класса:
с чистым межзерновым поровым
межзерновых глин, и
преимущественно зернистые пакстоуны,
пространством или с некоторым количеством
преимущественно глинистые пакстоуны, в которых меж
зерновое поровое пространство полностью заполнено тонкой глиной.
В петрафизической классификации доломитов важными определяющими элементами строения породы являются первоначальные размер и сортировка зе
рен, размер кристаллов доломита и объем межзерновой или межкристалличе
ской пористости. Существенное значение имеет разделение кристаллов доломита по размеру на группы, имеющие границы в
20
и
100
мкм. Размер этих кристал
лов почти не оказывает эффекта на петрафизические свойства преимущественно зернистых доломитов. Однако в случае преимущественно глинистых доломитов
их петрафизические свойства значительно улучшаются при наличии кристаллов доломита размером свыше
20
мкм.
2.5.
РЕЗЮМЕ
85
Породы, обладающие межчастичной пористостью, по своим проницаемо
стям и насыщенностям флюидами могут быть разделены на три структур но-текстурных (петрофизических) класса.
Класс
1
состоит из грейнстоунов,
Дологрейнстоунов и крупнокристаллических доломитов. Класс
2
включает в се
бя преимущественно зернистые пакстоуны, а также тонко- и среднекристалличе ские преимущественно зернистые долопакстоуны и среднекристаллические пре
имущественно глинистые доломиты. Класс
3 объединяет
известняки и тонкокри
сталлические преимущественно глинистые доломиты.
Обобщенные уравнения «пористость-проницаемость», а также начальной водонасыщенности,
пористости
и
высоты
залежи
для
каждого
структурно
текстурного (петрофизического) класса приведены ниже. Причем формулы рас
чета
k80
верны только при наличии небольшой каверновой пористости.
Класс
грейнстоуны, дологрейнстоуны и крупнокристаллические доло
1-
миты:
5 ;J 7 k np = (45 ' 35 х 108 )k~· n.м '
kво Класс
2-
= 0,015244
х н-O.Зlfi х
k;; 1·745 о
преимущественно зернистые пакстоуны, тонко- и среднекриста, 1-
лические преимущественно зернистые долопакстоуны и среднекристалличес1.;:11~
преимущественно глинистые доломиты:
knp = {2,040 Х 10 6 )k~:~8 , k80 = 0,08657 Х н-О.4О 7 Х Класс
3 -
k;;I,ФIO.
известняки с преимущественно глинистой структурой и тонко
кристаллические преимущественно глинистые доломиты:
4•275 k np = (2 ' 884 х 10a)kn.м ' kво = 0,3353 Х н-0,505 Х k;;I.210.
Три приведеиных формулы расчета проницаемости от пористости вместе с формулами, по которым рассчитываются границы петрофизических классов, можно объединить в одну обобщенную формулу, приведеиную ниже. В ней пет
рофизический класс заменен на последовательность «структурно-текстурных ин декстов» (СТИ):
Log(kпp) =(А- В Log{CTИ)) +((Сгде А
= 9,7982, В
=
12,0838,
С
=
D Log(CTИ)) Log(kл.м)).
8,6711, D = 8,2965, 0,5
текстурвый «индекс», величина которого изменяется от
СТИ- структурно до
4,
и kn.м
-
коэф
фициент межчастичной пористости. Добавление изолированно-каверновой пористости к межчастичной повыша
ет общую пористость, но при этом не вызывает значительного увеличения про ницаемости. Таким образом, важно выделить межчастичную пористость путем
86
ГЛАВА
2
вычитания изолированно-каверновой пористости из общей и применить значе ния межчастичной пористости для оценки проницаемост~. Эффект, оказываемый изолированными кавернами на проницаемость и начальную водонасыщенность, зависит от размера пор, соединяющих внутри- и межзерновое nоравые простран ства.
Крупные изолированные каверны, как правило, заполнены углеводородами
в интервале выше переходной зоны. Межзерновые микропоры содержат значи тельное количество капиллярно связанной воды в переходной зоне, что приво
дит к возможности добывать углеводороды без примеси воды из интервалов, характеризующихся высокой степенью начальной водонасыщенности. В толще
грейнстоунов с большим объемом изолированных каверн такая переходная зона
должна быть больше, чем в случае некавернозных грейнстоунов. Связанность каверн не влияет на общую пористость, но влияет на геомет рию трещинного парового пространства, расположение крупных каверн и брек чий обрушения. Такие системы пор обычно крупнее, чем диаметр ствола сква жины, и поэтому не могут с достаточной точностью быть изучены по керну. Си стемы мелких взаимосвязанных каверн, сформированные микротрещинами и ре ликтами выщелоченных зерен, образованными в результате растворения зерен
породы, могут быть охарактеризованы измерениями на образцах керна. Такие системы способны увеличить проницаемость в
5-10
раз по сравнению с той,
которую ожидают найти в матрице породы.
Ключом к построению геологических моделей, которые могут быть коли чественно выражены в петрофизических терминах, является выделение фаций или интервалов, обладающих уникальными петрафизическими свойствами, вы деляющими их на картах или графиках. В коллекторах с изолированными ка вернами (матричных коллекторах) наиболее важными для описания и картиро вания структурно-текстурными элементами считаются:
зерен по классификации Данхэма, носительно границ, равных стости,
4)
20
и
1) размер и сортировка 2) распределение кристаллов доломита от 100 мкм, 3) значения межчастичной пори
тип изолированных каверн (nри этом особый акцент следует делать
на межзерновую микропористость),
5)
значения изолированно-каверновой по
ристости.
В коллекторах со взаимосвязанными кавернами дать характеристику поро вым системам представляется затруднительным вследствие того, что они никак
не связаны со свойствами первоначальной породы, образовавшейся в процес се осадконакопления. а полностью обязаны своим появлением днагенетическим процессам. В некоторых случаях эти системы могут следовать характеру на пластования, как, например, при образовании брекчий обрушения и связанных с этим трещин в звапоритах, но чаще они «режут» nласт вкрест напластования.
Однако осознание того, что взаимосвязанно-кавернавые поравые системы имеют место, крайне важно, поскольку они могут оказать решающее влияние на филь трационные характеристики коллектора.
Тремя основными этапами при прогнозировании пространствеиного распре деления петрафизических свойств являются:
1)
разработка поддающихся оценке
ЛИТЕРАТУРА
87
моделей, устанавливающих связи между структурно-текстурными особенностя
ми и петрофизическими характеристиками, как это было описано в данной гла ве,
2)
описание одномерного распределения структурно-текстурных особенно
стей и петрофизических свойств, полученных в результате исследований керна и данным ГИС,
3)
экстраполяция полученной информации на трехмерные мо
дели с использованием знаний о геологических процессах и принцилах страти
графии. В следующей главе мы обсудим вопросы описания одномерных петро структур и петрофизических свойств с помощью данных, получаемых в процессе исследований керна и ГИС.
Литература
[ 1]
Algш·
R. Р., Lu/Iel D. L., 1i·uman R. В. ( 1989) New unified method of integrating core capillary pressure data with well 1ogs. Society of Petro1eum Engineers Formation Eva1uation 4, 2:145-152.
[2] Archie G. Е. ( 1952) C1assification of carbonate reservoir rocks and petrophysical considerations. AAPG Bulletin 36, 2:278-298. [3] Asquit/1 G. В. (1986) Microporosity in the O'Hara oolite zone of the Mississippian Ste. Genevieve Limestone, Hopkins County, Kentucky, and its implications for formation evaluation. Carbonates and Evaporites 1, 1:7-12. [4]
Aцfi-icht
W.R., Koepf Е. Н. (1957) The interpretation of capillary pressure data from carbonate reservoirs. Transactions, AIME, v. 21 О, р. 402-405.
[5] Bebout D. G., Lucia F. J., Hocott С. F., Fogg G. Е., Vande1· Stoep G. W. (1987) Characterization of the Grayburg reservoir, University Lands Dune field, Crane County, Texas: The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology Report of lnvestigations No. 168, 98 р. [6] Budd D. А. (2002) The re1ative roles of compaction and early cementation in the destruction of permeabllity in carbonate grainstones: а case study of the Pa1eogene of west-centra1 Florida, U.S.A. J of Sedimentary Research 72, 1:116-128. [7]
Clшquette Р. W., P1-cty L. С. ( 1970) Geo1ogic nomenclature and classification of porosity in sedimentary carbonates. AAPG Bulletin 54, 2:207-250.
[8]
Clшquette Р. W., Steineг R. Р. (1985) Mississippian oolite and non-supratidal do1omite reservoirs in the Ste. Genevieve Formation, North Bridgeport Fie]d, Illinois Basin. In Roehl РО, Choquette PW, (eds) Carbonate petroleum reservoirs. Springer Verlag, р. 209-238.
[9] Cn1z W. М. ( 1997) Study of Alblan carbonate analogs: Cedar Park Quarry, Texas, USA, and Santos Basin Reservoir, Southeast Offshore of Brazil. UnpuЫ PhD thesis, The University of Texas at Austin, Austin, Texas.
88
ГЛАВА
2
[ 1О] Dixon F. R., Marek В. F. ( 1990) The effect of Ьimoda1 pore size distribution on e1ectrica1 properties of some Midd1e Eastern 1imestones. Society of Petro1eum Engineers Technica1 Conference, September 1990, SPE 20601. [ 11] Dunham R. J. ( 1962) C1assification of carbonate rocks according to depositional texture. In Ham WE (ed) Classifications of carbonate rocks - а symposium. AAPG Memoir 1:108-121. [12] Heseldin G. М. (1974) А method of averaging capillary pressure curves. Society of Professiona1 Well Log Analysts Annual Logging Symposium, June 2-5, paper Е. [ 13] Jennings J. W., Lucia F. J. (2003) Predicting permeabllity from well logs in carbonates with а link to geology for interwell permeabllity mapping. SPE Reservoir Evaluation & Engineering б, 4:215-225. [14] Keith B.D., Pittman E.D. (1983) Bimoda1 porosity in oolitic reservoir-effect on productivity and log response, Rodessa Limestone (Lower Cretaceous), East Texas Basin. AAPG Bulletin 67, 9:1391-1399. [ 15] Ke1·ans С. ( 1989) Karst-controlled reservoir heterogeneity in the Ellenburger Group carbonates of West Texas. AAPG Bulletin 72, 10: 1160-1183. [16] Kerans С., Lucia F.J., Senger R.К. (1994) lntegrated characterization of carbonate ramp reservoirs using Permian San Andres Formation outcrop ana1ogs. AAPG Bulletin 78, 2: 181-216 [ 17] Kolodizie S. ( 1980) Analysis of pore throat size and use of the WaxmanSmits equation to determine OOIP in Spindle Fie1d, Co1orado. SPE paper 9382 presented at the 1980 SPE Annual Technical Conference and Exhibltion, Dallas, Texas. [ 18] Levaett М. С. ( 1941) Capillary behavior in porous solids. Transactions, AIME, 142:151-169. [ 19] Lucia F. J. ( 1962) Diagenesis ot' rol 32, 4:848-865.
а
crinoidal sediment. J of Sedimentary Pet-
[20] Lucia F. J. ( 1983) Petrophysical parameters estimated from visual description of carbonate rocks: а field classification of carbonate pore space. J Pet Technology March:626-637. [21] Lucia F. J. ( 1993) Carbonate reservoir models: facies, diagenesis, and flow characterization, In: Morton-Thompson D., Woods А. М. (eds) Development geo1ogy reference manual. AAPG Methods in Exploration 1О, AAPG Tulsa, рр 269-274.
ЛИТЕРАТУРА
[22] Lucia F. J. ( 1995) Rock fabric/petrophysical classification of carbonate space for reservoir characterization. AAPG Bulletin 79, 9:1275-1300.
89 роге
[23] Lucia F. J., Conti R. D. ( 1987) Rock fabric, permeabllity, and log relationships in an upward-shoaling, vuggy carbonate sequence. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology Geological Circular 87-5, 22 р. [24] Lucia F.J., Ke1·шzs С., Senger R.К. (1992а) Defining flow units in dolomitized carbonate-ramp reservoirs. Soc Petroleum Engineers Techn Conf. Washington, D. С., SPE 24702, рр. 399-406. [25] Lucia F. J., Ruppel S. С. (1996) Characterization of diagenetically altered carbonate reservoirs, South Cowden Grayburg reservoir, West Texas. Soc Petroleum Engineers Paper SPE 36650. [26] Lucia F. J., Ке1-ш1s С., Vandet· Stoep G. W ( 1992Ь) Characterization of а karsted, high-energy, ramp-margin carbonate reservoir: Taylor-Link West San Andres Unit, Pecos County, Texas. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, Report of lnvestigations No. 208, 46 рр. [27] Lucia F. J., Jennings J. W, Meyer F. О., Ralmis М. (200 1) Permeabllity анd rock fabrics from wireline logs, Arab-D reservoir, Ghawar Field, Saudi AraЬia. GeoArabla 6, 4:619-646. [28] Major R. Р, Vander Stoep G. W, Holtz М. Н. ( 1990) De1ineation of unrecovered moЬile oil in а mature dolomite reservoir: East Penwel\ San Andres Unit, University Lands, West Texas. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, Report of Investigations No. 194, 52 рр. [29] Moshia S. О., Handjord С. R., Scott R. W, Boutel/ R. D. ( 1988) Giant gas accumulation in «chalky»-textured micritic limestones, Lower Cretaceous Shuaiba Fonnation, Eastem United Arab Emirates. In Lomando AJ, Harris РМ (eds) Giant oil and gas fields. Society of Economic Paleontologists and Mineralogists (SEPM) Core Workshop No. 12, 1:229-272. [30] Mun·ay R. С. ( 1960) Origin of porosity in carbonate rocks. J of Sedimentary Petrol 30, 1:59-84. [31] Pittman Е. D. (1971) Microporosity in carbonate rocks: AAPG Bulletin 55, 10: 1873-1881. [32] Pittman Е. D. ( 1992) Relationship of porosity and permeabllity to various parameters derived from mercury injection-capillary pressure curves for sandstone. AAPG Bulletin 72, 2:191-198. [33]
Sclюlle Р А.
( 1977) Cha1k diagenesis and its relation to petroleum exploration: Oil from chalks, а modem miracle? AAPG Bulletin 61, 7:982-1009.
Гллв .\
90
2
[34] Senga R.К.. 1-ttcia FJ.. KeNms С. f-eттis М.А. (1993) Dominaпt coпtrol ot' rcservoir-flow bclшvior in carboпate t·eservoirs as detenпined from outcrop studics. ln Linville В, Bttrcblield RI::, Wesson ТС (eds) Resen;oir characterization Ш. Penn\\'Cit Books, Tt1lsa, Oklahoma, рр. 107-150.
[35]
И·стх
F. Р.. Lucia f~ J.. Kaans С. ( 1998) lntegt·ated reser\'Oir clшracterizatioп of а сагЬопаtе 1·атр rcscr\·oir: Scmiпole Sап Aпdres Unit, Gaiпes County. Texas. SPE Reset"Voir Evaluation & Eпginceгing. 1, 3:105-114. stнdy
ГЛАВА
3
Геофизические исследования скважин
3.1.
Введение Петрафизические исследования и структурно-текстурные особенности яв
ляются основой для определения количественных геологических характеристик.
Однако данные, полученные в ре3ультате таких измерений и описаний, являют ся точечными и не позволяют получить пространствеиную картину. Благодаря детальным
исследованиям
кернового
материала породу
можно описать только
в одном направлении, по глубине. Вместе с тем отбор керна обычно производит
ся всего лишь в нескольких скважинах, тогда как геофизические исследован11я скважин (ГИС) проводятся в большинстве из них. Для распространения по пло щади результатов исследований керна необходимо увязать информацию об осо
·
бенностях строения породы и структурных фаций с данными ГИС. Процесс построения петрофи'3ической модели должен состоять из двух ос новных этапов. Первый касается создания трехмерной геологической модели, но об этом мы поговорим позднее. А второй этап заключается в том, что необходимо
распространить петрафизические свойства с помощью данных о пространствеи ном распределении строения породы в пределах геологического объекта. Для начала необходимо обратиться к одномерному описанию характеристик строе ния и фаций осадканакопления на основе данных исследований керна. Как бы ло показано в главе
2,
строения породы,
размер кристаллов доломита,
4)
2)
основное внимание нужно обратить на
межчастичную пористость,
5)
3)
1)
особенности
петрафизические классы,
изолированно-каверновую пористость и
6)
по
ровое пространство В'3аимосвязанно-кавернового типа.
В данной главе представлена методология получения данных о структур но-текстурных особенностях пород и фаций путем интерпретации диаграмм гео
физических исследований скважин с помощью 'Зависимостей «керн-ГИС». По лученные результаты затем используются для расчета вертикальных профилей проницаемости и начальной воданасыщенности с использованием алгоритмов,
установленных в главе
2.
Сначала мы поговорим об исследовании керна, а по
том перейдем к обсуждению методики получения информации о структурно текстурных особенностях пород и фаций путем интерпретации данных ГИС.
3.2.
Исследование керна Первым шагом преобразования качественной геологической модели в ко
личественную является описание структурно-текстурных особенностей пород
92
ГЛАВА 3
по керновому материалу с использованием методов классификации, разработан ных Лусиа, и сравнение этих описаний с измеренными кривыми пористости, про
ницаемости и капиллярного давления, как показано в главе
необходимо выпилить с шагом
3
30 см
2.
Для исследований
образцы цилиндрической формы диаметром
см и подготовить по одному шлифу с торцов этих цилиндров для детального
структурно-текстурною описания. Если для анализа используется полноразмер ный керн, то шлиф готовится из образца полноразмерного керна. В том случае,
если анализ керна и описание шлифов будет проведено на разных образцах, то привязка структурно-текстурных свойств к данным исследований керна окажет
ся более трудоемким делом, поскольку пористость и проницаемость в карбо натных коллекторах отличаются большой изменчивостью даже при малом шаге измерения.
Когда описание керна проводится с целью определения петрафизических свойств геологической модели, прежде всего необходимо определить такие па раметры,
как
литология,
размер
кристаллов
доломита,
структурно-текстурные
характеристики, петрафизический класс, количество и тип изолированных ка
верн, а также особенности взаимосвязанных каверн. Дополнительная информа ция должна включать в себя тип зерен и видимую межчастичную пористость. Проще всего эту информацию получить путем изучения шлифов. На рис.
3.1
представлен примерный образец таблицы, в которую следует заносить ключевые данные о структурно-текстурных особенностях, а также измеренные величины пористости и проницаемости. Для упрощения процесса увязки с каротажными диаграммами структурно-текстурные данные представляются в виде одномерно
го графика распределения по глубине.
3.3.
Анализ керна Петрафизические данные, являющиеся результатом измерений на образцах
керна, обычно считаются эталонными и используются для привязки ГИС. В то же время, данные обычного анализа керна могут оказаться весьма неточными по следующим причинам:
1) Некоторые методы измерения пористости (например, такие как объем ный метод 1 ) отличаются очень невысокой точностью. Только те значения пористости, которые были определены с использованием закона Бойля
Мариотта2, следует рассматривать в качестве наиболее достоверных.
2)
Субъективный подход к отбору образцов керна может привести к тому, что результаты определения пористости и проницаемости будут нерепрезента тивными.
3)
Значения проницаемости, получаемые путем стандартного анализа полно размерного керна, обычно завышены в области наименьших значений и за-
1 Sum-of-fluid~
method.- Пр1ш. перев. метод. - При.11. neperi.
1 Газоволюметрический
-
.=
-
"' ~
Расчетнаи ТЕКСТУРА
литология
ВИДИМОЕ ПОРОВОЕ
Номер
обр111ца
ДоЛО\IИТ
%
Капьuиr
ll::f
%
С)льфоr
(Aиntдprr
...
т
Кварц
..
Го111< т
·~
Пorpew НО(1Ь
< rр\а.-г.rно· -
lt:._C"fЩ.U \3рd1t1С:риС1нка
Оnак:ание
......ер
Ра1Мср Jcp
Межчктнчнu 11ори-
crocrt. чкм
_
ПРОСТРАНСТВО
~
%
о!:!
"' "
~ ~ -&,.,
....._. ~~ ....... ............ с:!;! ПopiiCIOCTh
........... %
Тип
rlop11CIOCIЪ
~ВiJIIJ.UIItalll•
fHII
межчаст11чна..
nop11c-
OnpeдeJUieмый пара~·e-rp
ПРИМЕЧЛИНЯ
тость
Onc,.,..,..
Oбuw
порнс1'осn.
llopИctuL"Пo
%
%
K11J1 ..д
. -
--
-
w
w > :с
> :::.
::;;: w ;:>:;
m
." :с
>
Рис.
3.1.
Таблица для регистрации струкrурно-текстурных характеристик и петрафизических описаний. '-0
w
94
ГЛАВА
3
нижены в области высоких значений (вероятно, из-за плохого качества из
мерений) по сравнению со значениями, получаемыми в лабораториях под постоянным контролем.
4)
Наличие трещиноватости и стилолитов обычно приводит к завышению про ницаемости из-за недостаточно высокого эффективного давления.
5)
Значения пористости могут оказаться заниженными из-за недостаточно тща тельной экстракции образцов.
6)
Значения пористости и проницаемости могут оказаться завышенными, если керновый материал, содержащий гипс или глинистые минералы, подверга ется анализу при высокой температуре, поскольку такие температуры вызы вают изменения в вышеупомянутых минералах.
Построение и анализ зависимостей «керн-ГИС»
3.4.
Вторым этапом определения петрафизических свойств геологической моде ли является корреляция структурно-текстурных данных и фаций с кривыми ГИС. Для распространения свойств горной породы в межскважинном пространстве необходимо описание керна привязать к кривым ГИС. Для этого используют
ся следующие методы ГИС: ГК, НК, плотностной, фотоэлектрический (ГГКс), акустический, сопротивления, а также сканер пласта. Для построения зависи мостей «керн-ГИС» также могут использоваться данные ядерно-магнитного ка
ротажа (ЯМК). Степень влияния структурно-текстурных характеристик, фаций, петрафизических типов, структурно-текстурнаго индекса, а также каверн на по
казания указанных методов будут представлены ниже. С помощью данных ГИС возможно определить физические свойства горной породы, но не геологические атрибуты (интерпретация каротажных диаграмм по дробно рассмотрена в
[7]).
Каротаж не способен отличать грейнстоун от ваксто
уна или ооиды от фузулинид, но с помощью каротажных данных можно опреде лить величину гамма-излучения, которое различается для грсйнстоуна и вакстоу
на. Размеры пор в породе можно определить только с помощью ЯМК и методов, измеряющих сопротивление горной породы, которое связано с насыщенностью, а та, в свою очередь, связана с размерами пор и структурно-текстурными особен ностями породы. Данные ГИС также позволяют определять плотность горной по роды, которая зависит от литологического состава. Такие эмпирические зависи мости кривых ГИС с геологическими характеристиками породы-коллектора nри меняются для экстраполяции описания керна и ИЗI\!ерений на все месторождение.
3.4.1.
Методика построения завис1tмостей «керн-ГИС»
При построении зависимостей «керн-ГИС» основное внимание уделяется увязке по глубине каротажных диаграмм и интервалов отбора керна. При этом следует брать в расчет несколько видов глубин отбора керна, а именно:
1)
от
метки глубин, проставленные на извлеченном из скважины керновом материале
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗABИCIIMOCTEi,'[ «КЕРН-ГИС»
95
сразу на буровой площадке (здесь нужно иметь в виду, что при менее чем сто процентном выносе керна будет невозможно определить изначальное местопо ложение недостающего кернового материала);
2)
глубины, определенные по ре
зультатам анализа керна (отметки таких глубин могут быть нанесены на керн, а могут и отсутствовать, но они почти наверняка совпадут с отметками, нанесен
ными в условиях буровой площадки);
3)
интервалы глубин, указанные на ящиках
с керном (такие отметки могут отличаться на
30 см
в большую или меньшую сто
рону от фактических глубин, если ящик уронили или ударили при перемешении);
4)
отметки глубин, которые могли быть нанесены на керн или на его распилен
ные фрагменты в течение ряда лет после начальных отметок (эти более поздние отметки глубин могут быть совершенно некорректными, поскольку неизвестно, как с данным конкретным керном обращались).
Увязка каротажа и интервалов отбора керна по глубине производится, глав ным образом, путем сопоставления значений пористости или гамма-каротажа по керну с кривой пористости по ГИС или ГК. Для глубинной привязк11 глини стых прослоев обычно используются показания гамма-каротажа, однако главную роль в увязке каротажных диаграмм и интервалов отбора керна по глубине игра ют глубины, указанные в журналах анализа керна. К сожалению, по причиНJ\1. указанным выше, оп-tетки глубин на керне зачастую не совпадают с rлу611 ш · ми, полученными из данных его анализа. В связи с этим, по мере воз!lюжноспl. следует использовать номера образцов керна, подвергшихся анализу, для иденти
фикации глубин, с которых эти образцы были взяты. Если номер образца керна невозможно установить, то приходится основываться на метках глубин, нанесен
ных на керне или на керновом ящике, но соответствие глубин в паре «керн-ГИС»
будет в таком случае весьма приблизительным. Несмотря на трудоемкость, точная
увязка каротажных диаграмм
и ин
тервалов отбора керна по глубине является очень важной задачей. Поскольку описание керна производится с шагом в
30
см, сдвиг глубин для привязки
интервала отбора керна к показаниям на каротажной диаграмме не должен превышать
30
см. Для повышения качества построения зависимости «керн
ГИС» увязку данных по глубине необходимо производить вручную. После того, как интервалы отбора керна будут должным образом привязаны к каротаж ным кривым по глубине, можно будет приступить к сопоставлению вертикаль ных профилей изменения структурно-текстурных особенностей и последователь
ностей фаций осадканакопления с показаниями различных методов каротажа и к выработке алгоритма построения зависимости «керн-ГИС». Далее мы рас смотрим
возможности
использования
каждого метода каротажа для
выделен11я
структурно-текстурных особенностей и фаций, для петрафизической классифи кации, установления структурно-текстурнаго индекса, а также блоковой пори стости, изолированных и связанных каверн.
3.4.2.
Гамма-каротаж
Гам!\tа-каротаж применяется для измерения концентрации элементов с есте
ственной радиоактивностью
-
урана, калия и тория. Калий и торий содержат-
96
3
ГЛАВ
ся в минералах, nредставляющих собой нерастворимый остаток в карбонатных
и обломочных породах и в глинах. В то же время , ур~н, чаще всего, является продуктом диагенеза и не связан с фациями осадканакопления или структурно
текстурными характеристиками nород. Для эффективной идентификации струк тур, текстур или фаций необходи ю вычесть вклад урана из общего сигна ла гамма-каротажа. Метод гамма-сnектроскопии nозволяет разделить сигналы от урана
тория и калия, а также обеспечивает возможность отделить днаге
нетический уран от тория
зис (рис .
3.2).
и
калия , которые и 1еют седиментационный гене
Спектрометрический гамма-каротаж позволяет nолучить кривые
следующих двух видов: диаграм
ty
спектрометрического гамма-каротажа (СГК) ,
суммарное излучение от всех радиоактивных источников и разностную вычис
ленную диагра 1му гамма-каротажа (ВГК)
на которой остались сигналы толь
ко от ториевого и калиевого компонентов. Рекомендуется исnользовать ВГК для идентификации структурно-текстурных характеристик и корреляции седи ментационных обстановок (изменения условий седиментации) в горизонтальном
наnравлении. Высокой концентрацией калия и тория
как nравило
отличаются
глинистые прослои кварц-алевритовые nороды и горизонты, обогащенные орга ническим веществом . Известно
галита
(NaCI),
что сильвин
(KCI),
присутствующий в nластах
имеет высокие nоказания гамма-излучения , вызываемого калием
(так же, как и полевашпатовый песчаник). Данные гамма-каротажа
в
старых
скважинах
необходимо
исnользовать
с осторожностью. Неоднократное проведение гам tа-каротажа в обсаженном стволе эксn л уатационных скважин nоказывает. что в nерфорированных интер
валах со временем увеличиваются показания на диаграммах ГК. По-видимому это явление объясняется отложением радиоактивных элементов в накаnливаю щихся на стенках скважины неорганических солях
выла ающих из nластовой
воды при ее nрохождении через перфорированные участки. Поскольку
существует
предnоложение,
что
количество
нерастворимого
остатка обратно nропорционально э нергии течения жидкости, то многие кар бонатные фации коррелируются с
нергией течения и
таким образом
с ка
лиевым и ториевым излучением . Грейистоуны и nреимущественио зернистые пакстоуны , образующиеся в высокоэ нергетических обстановках осадканакопле ния
обычно отл ичаются низ кой гамма-активностью. Преимущественно глини
стые пакстоуны вакстоуны и мадстоуны, отл агающиеся в обстановках осадкана копления с низким
нергетическим уровнем
гамма-активность (рис .
3.3).
Во
как nравило, имеют повышенную
tногих случаях сигнал от калия и тория недо
статочно велик для надежной идентификации различных структурно-текстурных
тиnов (рис. то
его
3.3).
Если уран присутствует в nороде в существенном количестве ,
излучение
перскрывает
nоказания
от
калия
и
тория
что дел ает
метод
гамма-каротажа бесполезным с точки зрения выявления структурно-текстурных характеристик.
ели лороды с nреимущественно зернистой структурой (классы
и ·tуществеино глинистой структурой (класс наты (класс
3)
3)
1 и 2), с
пре
и глинисто-алевритистые карбо
все-таки можно различить nри помощи гам fа-каротажа то для
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
о
сгк
100
О
ВГК
100
97
1- - - - - - - - - . - - - - 1 Глубина, 1-------------------1
(м)
262
АК (мкс/м)
131
~------~----~---- 1
1325 Пики К и
nозволяющие
Th,
nредnоложить наличие
кремнисто-обломочного материала
1
Показания прибора АК в кремнисто-обломочных породах
~
1340
-1
Сигнал от днагенетического урана
1355 Рис.
3.2. Диаграмма спектрометрического гамма-каротажа с пиками, являющимися след 1) nовышенного содержания урана как nродукта диагенеза и 2) повышенных кон
ствием
центраций калия и тория , позволяющих предnоложить наличие верастворимого (крем
нисто-обломочного) остатка , связанного с уровнем энергии в обстановке осадконакоn ления. Обратите внимание на то , как диаграмма акустического каротажа «реагирует» на nрисутствие кремнисто-обломочного материала . Эта реакция связана с литологиче ским составом nород ы , но ее часто ошибочно nринимают за высокие значения nористо сти.
выделения фаций осадканакопления этот метод, как правило, не годится, так как
указанные фации обычно устанавливаются по типу зерен, а также по структурно текстурным особенностям . Тип зерен невозможно определить по каротажны м
диаграммам. О нем можно судить только на основании геологической инфор мации.
3.4.3.
Скважинные условия
Геофизические исследования в скважинах позволяют оnределить свойства горных пород и характеристики флюидов в поровом простра н стве. Характер
98
ГЛА ВА
Известняки (Тубарао)
3
Известняки (Гавар)
Доломиты (Семинол)
:~
25
20
u.J :о
f-
u
:s: ::r: о..
UJ
м
о
:!:
:r::
u.J
ro f-
u UJ
3"
>~
:s:: u.J о..
t: Рис.
3.3.
30
30
Диаnазон
Диаnазон
Диаnазон
nористости
nористости
nористости
f:z:бО~ 2,6%
с::
о
1 51[Ц%J
i uL_____j о
03
0
10
20
Диаnазон nористости
30
2:L ][f~J о
10
20
30
о
10
20
Диаnазон
Диаnазон
nористости
nористости
30
Соnоставление стру"--гурно-текстурных характеристик nород по керновым да н
ным и данным гамма-каротажа: (а) совnадение
80 %
nри и де нтификации преимуще
ственно зернистых и nреиl\·lущественно гл инистых структур , (Ь) недостаточно устой чивая за висимость между фациями разл ичных структур из -з а ннзкого з начения га 1М а излучения.
флюидов в nоровом пространстве, непосредственно примыкающем к стволу скважины , зависит от количества и типа фильтрата бурового раствора, nрони кающего в пласт. В процессе бурения буровой раствор с помощью насосов по
дают в бурильную колонну, он проходит до з абоя скважины , а потом поднима ется вверх по затрубиому пространству, т. е . пространству между бурильныii•IИ трубами и пробуреиными породами . Если породы обладают достаточной про
ницаемостью , фильтрат будет nросачиваться в пласт, оставляя на стенках сква жины глинистую корку. Это происход ит потому, что давление в столбе бурового раствора выше, че 1 давление в пласте-коллекторе. Зона nроникновения филь
трата бурового раствора состоит из промытой зоны и переходной зоны, при-
3.4.
ПОСТРОI:::НИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН - ГИС»
99
чем вследствие диффузии размеры nереходной зоны со временем изменяются.
В во оносном nласте фильтрат бурового раствора способен nолностью вытес нить nластовую воду из призабойной зоны, и тогда nереходная зона окажется между nромытой зоной и незатронутой частью пласта (рис.
3.4, а).
В нефте
газоносном nласте, nоры которого заnолнены остаточной водой и нефтью или газа
t,
остаточная вода будет вытеснена, а остаточные углеводороды будут удер
живаться в nласте каnиллярными силами , действующими в nромытой зоне. Пе
реходная зона образуется между про.tытой зоной и незатронутой частью пласта та 1, где нефтенасыщенность будет увеличиваться , а воданасыщенность снижать ся (рис.
3.4, Ь).
Профиль насыщенности фильтратом бурового раствора в зоне проникнове
ния необходимо учитывать при интерnретации каротажных диаrра . t м. Поскольку влияние нефти и воды на д иаграммы нейтронного , плотностного и акустическо го каротажа невелико, в расчетах им часто пренебрегают. Однако пр нсутствие остаточного газа в зоне проникновения дает ощутимый эффект, и об этом мы чуть nозже еще nоговорим. Насыщенность и удельное электрическое соn ротив
ление (УЭС) воды в зоне nроникновения фильтрата бурового раствора ока-зы вают са юе непосредственное влияние на определения УЭС породы и удел ьной электроnроводности, которые необходимо учитывать при интерпретации мета ' ов соnротивления .
3.4.4.
Вычисление пористости по даtнtым нейтронного и плотностного каротажа
Пористость является исходной величиной для расчета объемных парамет ров и составления комплексной характеристики структурно-текстурных свойств.
В большинстве случаев пористость рассчитывается по nоказаииям нейтронного и плотностного каротажа. Для этой цели было разработано несколько алгорит мов, но обобщенная формула будет выглядеть таки 1 образом:
где kп . вк -
нейтронная пористость с поnравкой на литологию
kп .rr~r1
nори
-
стость рассчитанная через ГГКП с nоnравкой на литологию. Пористость можно рассчитать и по nоказаниям акустического каротажа , но в этом случае необходи мо учитывать влияние кавернавой пористости и литологического состава.
Расчеты на основании показаний нейтронного и плотностного каротажа со держат nогрешнОСТИ СВОЙСТВеННЫе И leHHO ТИМ метода 1 ГИС ПОЭТОМУ И Х необ ХОДИМО увязывать с величинами пористости , оnределенными по керну. Тем не менее
как уже говорилось в главе
1,
пористость , определенная по керну, нельзя
считать «истинной» до тех пор , пока ее точность определения не подтверждена
3
R""- УЭС 11р0~1ытой зо ны, R"" - УЭС водонасыщСiiного пласта . R" - УЭС nласта в зоне, не
зат ронутой про никнове ннем фн н ьтрата промывочной жи д кост и , истинное У ЭС .
-
Пр11. 11 .
nepee.
ГЛАВА
100
3
Скважина Флюидауnор (неnроницаемый nласт)
Проницаемый
Пластовая
слой
вода
(а) Зона nроникновения
Скважина Флюидауnор
( неnроницаемый nласт)
Проницаемый слой
(Ь) Ри с.
3.4.
Состав флюида в зоне проникновения. В проницаемом водоносном пласте филь
трат бурового раствора полностыо вытеснит пластовую воду из nризабойной зоны, и то
гда nереходная зона окажется между nромытой зоной и незатронутой частью nласта (а). В нефтегазоносном пласте, поры которого заnолнены остаточной водой и нефтью или газом, промытая зона окажется заnолненной фильтратом бурового раствора , остаточные углеводороды будут удерживаться каnиллярными силами, незатронутая часть nласта-кол лекто р а будет заполнена углеводородами и nластовой водой , а nоры в переходной зоне окажутся заполненными углеводородами, фильтратом бурового раствора и nластовой во
дой (Ь) 3 • nроверкой лабораторного оборудования и применяемых методик анализа, и толь ко в том случае, если было установлено , что исследованные образцы являются
однородными, имеют поравое пространство одного и того же типа и были пол ностью очищены от углеводородов перед иачалом исследования.
Увязка значений пористости , получениой по каротажным даин ым , с данны ми анализа керна вполне применима для преимущественно зернистых и преиму
щественно глинистых пород. Преимущественно глинистые известняки обычно
3.4. ПО С ТРО Е НИ Е И АН АЛ ИЗ ЗАВИ С ИМО С ТЕЙ « КЕРН - ГИС»
101
отличаются более низкими значениями пористости , чем nреимущественно зер
нистые nороды , nоскольку' тонкоглинистые осадки более подвержены уnлотне нию, чем осадки зернистого тиnа. Такое же явл ение характерно для доломита в случае ранней доломити зации , а также если имеются распознаваемые nризна ки предшествующей петроструктуры .
Существует несколько способов увязать структурно-текстурные особенно
сти и nористость, полученную по ГИС , так как расnределение и средние зна чения пористости для каждого тиnа nород разл ичны (рис.
3.5).
Сравнивая кри
вую пористости и структурно-текстурные особенности по глубине , м ожно найти
необходимые зависимости (рис.
3.6).
В коллекторах палеозойского возраста до
ломи ты обычно и tеют более высокую пористость , чем известняки , а nреимуще
ственно гл инистые nороды могут быть замещены доломитами
[11 ]. Как
прав ило,
по диаграмме пористости можно выделить не более двух тиnов фаций осадка накоnления , а именно грейнстоун/пакстоун с nреимущественно зерн и стой струк
турой и пакстоун с преимущественно mинистой структурой . Фации на о сн ове
аллохем 4 распознаванию не поддаются . Данны е нейтроююго карота.жа nозвол яют определ ить водородасодержа ние в пласте nутем
измерения скорости замедления или захвата нейтронов,
испускаемых источником нейтронов. Запись кривой НК обычно производи тся с помощью приборов компенсированного однозондового или компенсированно го двухзондового нейтронного каротажа . В большинстве случаев НК проводится одновременно с плотностным каротажем. Приборы нейтронного каротажа nред
ставляют собой центрированные зонды , в nоказания которых необходимо вво дить поправки з а диаметр скважины. Такие поправки автоматически вводятся при выводе окончател ьной кривой. В связи с тем , что прибор нейтронного ка ротажа такого тиnа
является
центрированным
зондом ,
чения пористости , вычисляемые по его показаниям , не
а
не
прижимным ,
зна
югут быть абсолютно
точными . И напротив , нейтронный каротаж nрижимным зондом требует мень шей корректировки показаний з а размер скважины и отличается большей точ ностью измерений. Этот способ в настоящее время не применяется , но кривые, полученные с его помощью , можно неред ко ви деть сред и материалов по старым скважинам .
Из-з а своей небольшой глубинности исследования
(30- 60
см) приборы ней
тронного каротажа работают в зоне проникновения фильтрата бурового раствора. В этой зоне присутствуют фил ьтрат, остаточная нефть и газ, которые содержат атомы водорода . Водородасодержание воды и нефти одинаково и обычно при нимается равным единице. Плотность газа значител ьно ниже плотности воды ил и нефти , поэтому концентрация атомов водорода в нем существенно
-tен ьше,
и наличие газа дает гораздо меньшее влияние на кривую НК , чем присутствие воды ил и нефти при тех же самых з начениях пористости . Если газанасыщени е не nринимается во внимание , то з начения пористост и пол учаются з аниженными 4
Аллахе rы - компон е нты карбонатных пород х ими ческого или биох и ~mч ескоr·о происхожде - Прим. п ерев.
ния , претерпевши е п ер с но с .
ГЛАВА
102
Известняки (Тубарао)
3
Известняки (Гавар)
:с
iJ:~ f 5Ш][] t::
0
о
10
20
u ::s: ::r: Q.. L.L) м
25~
о
::r: ::r: u.J cn fu
u.J
~
t
~
"' ~
>u.J
Диапазон
пористости
пористости
о~ Iдtii::J
OL___.,_J °о
10
20
30
10
30
IШLJ
Диаnазон
пористости
~
о
о..
3.5.
20
пористости
t::
Рис.
10
Диапазон
[~ !:~ &3
~ о
Диапазон
:с1 5~
3
;s:
0
30
160~ t::
:~
15%
L.L)
:о f-
Доломиты (Семинол)
10
20
30
ImrLJ
2:u о
10
20
Диапазон
Диапазон
пористости
пористости
30
Гистограммы лористост и , демонстрирующие разл ичие между основными типа
ми пород ы. Средние з начения лористости уменьшаются при увеличении объема глини стой составляющей как в и звест няках , так и в седиментационных долом итах .
по сравнению с тем, какими они должны быть на самом деле. Такое явление на
з ывают газовь/;11 эффектом и обыкновенно используют как индикатор наличия
газа (вместе с показаниями плотностного каротажа , о котором будет рассказано ниже). Атомы водорода могут присутствовать и в некоторых минералах в виде кри
сталл ически связанной воды. Прибор нейтронного каротажа реагирует на кри сталлически связанную воду как на пористость
nотому что он не способен
отличить свободную воду от связанной . Из всех минералов, содержащих свя за нную воду, наиболее распространенными являются гипс на
(AI 2 S0 5 (0H)-1).
присутствия
(CaS0-1· 2Н2О)
и гли
Водород содержится также в органическом материале. Из-за
атомов
водорода
в
скелете
nороды
значения
nористости
nолуча-
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН - ГИС»
103
Структуры/текстуры по керну
о
вгк
<1:1
150 ~ ~
1 - - - - - - - 1 ~~ о
Рис.
3.6.
СГК А
150
с
Сопоставление кривых ГК и пористости с характеристиками строения доло
шта по описанию шлифов. В nреимущественно зернистых доломитах прослеживается тенденция к более высокой nористости , чем в преимущественно глиннстых доломитах.
Обратите внимание на то, как
no
диаграмме спектрометрического каротажа хорошо вы
деляется днагенетический уран nри низких значениях ВГК.
ГЛАВА
104
3
ются завышенными. Как правило, содержание глины или органического веще
ства в карбонатных породах-коллекторах недостаточно . велико для того, чтобы это сколько-нибудь серьезно отразилось на показаниях нейтронного каротажа. А вот гипс может серьезно осложнить интерпретацию кривых нейтронного ка ротажа.
Нижеследующее уравнение показывает, как общераспространенные минера
лы, присутствующие в карбонатных коллекторах, влияют на значения пористо сти, определяемые по данным нейтронного каротажа (nри этом мы считаем, что
пласт не содержит газа):
kп.нк (по
[20]),
= 0 , 02Vд + О ООVк + 0 , 00\"а + 0 , 49Vг - О 04Vкв
где Vд, Vк,
V., , Vr
и Vкв
-
это объемное содержание доломита, каль
цита , ангидрита, гипса и кварца в nласте. Из этого уравнения видно, что гипс
(CaS0 4 ·2Н 2 0)
отвечает за
вследствие чего значения
49%
пористости на кривой нейтронного каротажа,
пористости
могут оказаться неоправданно высокими
и их можно ошибочно nринять за каверновую пористость при сопоставлении
гк
Пористость по КНК о 3 о Пористость по АК
0,3
Рис.
3.7.
о
Влияние связанной воды в гиnсе на значения nористости по данным коJVmен
сированного нейтронного каротажа (КНК) (закрашенная область), оnределяется nутем соnоставления кривой НК и акустического каротажа nористости .
3.4.
ПО СТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСПZ Й «КЕРН-ГИС»
с показаниями акустического каротажа (рис.
3.7).
105
Таким образом , нейтронный
каротаж не годится для определения пористости в присутствии гипса. Прибор плотностного кapoma;)lca (ГГКп) генерирует гамма-кванты средних энергий, которые теряют мощность при столкновении с электронами в пласте.
Число столкновений связано с объемной плотностью, а объемная плотность свя зана с пористостью и минеральным составом карбонатной породы. Прибор яв ляется
прижимным ,
поэтому
nоказания
не нуждаются
в
коррекции
за
влияние
скважины и при этом являются более точными , чем данные компенсирован ного нейтронного каротажа.
Если литология
породы
известна
то плотност
ной каротаж обеспечивает наибольшую точность определения значений пори стости .
Объемная плотность (р,., ·кн) =
= Pфkn + 2,71 Vк + 2,
4Vд
+29
% + 2,35Vr + 2 65Vкв (20] (1)
или
и
Ф= где ф
-
Рм
nлотность минерального скелета (матрицы) пород ы , а
-
и Vкв
пористость, Рф -
плотность флюида , р,.,·кп
-
измеренная плотность, Vд, Vк,
%, v;.
объем соответственно , доломита, кальцита , ангидрита , гиnса и кварца
-
в пласте.
Пористость можно рассчитать по nоказаниям nлотностного каротажа , ес
ли известна плотность матрицы nороды и флюида , заполняющего nоровое про странство. Диаграммы nлотностного каротажа часто отображаются как кривые
пористости , nри условии , что плотность зерен в известняке равна ность флюида составляет
1, 1.
2, 71,
а плот
Исnользуе 1ые значения указываются в заголовке
каротажной диаграммы. Если nорода сложена не кальцитом, а какими-то други
ми минералами (например, доломиТО!\·t или ангидритом), общий объем nористо сти породы рассчитывается из показаний nлотностного каротажа с исnользовани
ем плотности зерен
2,71
и плотности флюида
l, 1.
После этого можно получить
корректные значения пористости , исnользуя плотности матрицы породы для каж
дого из
tинералов , слагающих данную nороду.
Фильтрат бурового раствора отрицательно влияет на точность показан ий
плотностного каротажа из-за малого радиуса исследования. Нефть и газ име ют меньшую плотность, чем вода, по тому, если плотность флюида принимается за
l 1,
их присутствие в породе приводит к занижению значений объемной плот
ности и , таким образом, к завышению значений nористости . Са мые большие nогрешности в величинах пористости возникают тогда , когда в зоне nроникнове
ния nрисутствует остаточный газ. Такое явление, как уже говорилось, называют
ГЛАВА
106
3
газовыАt эффектом и его обыкновенно используют (вместе с показаниями ней тронного каротажа) в качестве индикатора наличия газ~ в nласте.
3.4.5.
Литология
Плотностной каротаж является основным инструментом определения пори
стости, хотя nри его использовании необходимо nривпекать и данн ые нейтрон
ного каротажа. Данных п лотностного каротажа самих по себе вnолне достаточно дл я того , чтобы отличить nласты ангидрита и галита от карбонатных слоев, так
как ангидрит и галит имеют nлотности , по которым их легко идентифицировать (соответственно,
и
прослоев (рис.
А вот для выделения известняков и доломитов среди дру
2,97 3.8 а).
2
О) и они nрактически всегда залегают в виде плотных
гих карбонатов nлотностной каротаж обычно исnользуется в комбинации с ней тронным. Если масштабы каротажных диаграмм выбраны nравильно , то кривые n лотностного каротажа и НК совпадают в интервалах залегани я известняков
но будут расходиться в интервале доломитов (рис.
3.8, Ь).
Фотоэлектрический карота:ж (ГГКс) - еше один из основных методов ГИС для определения литологического состава. В этом методе в центре внимания на ходится слабое гамма-излучение , а данные о nотерях э нергии используются дл я
литологического расчленения разреза. В таблице
1 представлены
фотоэлектриче
ские факторы для пяти распространенных минералов ; более подробную инфорtацию можно найти в «Интерпретационных геофизических палетках» компании
«Шлюмберже» Таблица
1.
[22] .
Фотоэл ектрические факторы для nяти общерасnространенных минерал ов
Кальцит
Доломит
Ангидрит
Гиnс
Кварц
5,08
3 14
5,05
3,99
1,81
Фотоэлектрический каротаж зачастую используется для того, чтобы отли чить кальцит от доломита в отсутствие больших объемов ангидрита и квар
ца (рис.
3.8, Ь) .
ного каротажа
Комплексное
исnользование данных
позволяет получить мощный
ГГКс, НК и плотност
инструмент распознавания трех
минералов, наиболее часто встречаюшихся в карбонатных коллекторах: каль
цита , доломита и ангидрита. Те.м не л tенее, nючность идентификации .л tшtера л ов c-teдyem проверять
no
априориой иnфop;ltGifии о
JllecmtiOJit
л итол огическон
разрезе .
В ги дродинамическом моделировании зачастую возникает необходимость в разделении известняков и доломитов. Если структурно-текстурные особенно сти известняка часто прямо связаны с его петрафизическим классом, то пет рофизический класс структурно-текстурных характеристик доломита исnьпыва
ет сильное влияние размера кристаллов доло tита . Кроме того, долоl\штьt мо гут совершенно отличаться от известняков по своим стикам .
nродуктивным характери
3.4 .
107
ПО Т РО Е НИ Е И А НА Л ИЗ ЗА ВИ С ИМО СТЕ Й « К Е РН -ГИС»
(а)
,.......
(Ь)
,....... ::0 ...__.,
~ ...__.,
"':t:s::
«$
:t
:s::
\0
\0
с
с
>.
>.
150
1250
2040
ГГКс
0
10 Л итоло гня
t-=---''-'--:..:..:..~"-1 0 Известня к
2 Плотность З
D
0,1 КНК 0,3 • --- ----:-;·-- ·__. . ...,
До л омtп А н пщрн r
г.:
1280
fll/l Ангидрит
Доломит
• Рис .
L..,_.:..,.__ __
3.8.
кация
•
Галит
Опр еделени е литол огическо го состава пород по данным ГИС. (а) И дентифи
просл о е в
галита ,
ангидри та
и дол омита
путем
совм е щения
по
разрезу
кривых
плотно ст ного и компенсированного нейтронного каротажа ( КНК) пористости . (Ь) И де н т ификация прослоев и з вестняка , доломита и ангидрита путем совмещения д иаграмм
нейтронного и п л от ност но го каротажа с добавл ени е!\·! данных фотоэл еt.."Трического ка ротажа (ГГКс) .
3.4.6.
Акустический каротаж
Прибор акустического каротажа регистрирует время прохождения продо л ь
ных акуст ических вол н через интервал пл аста тол щиной nрохождения (иначе говоря
-
60
сантиметров. Врем я
интервал ьное время nробега) волны выражается
в мкс/фут ил и мкс/м , т. е. оно является величиной , обратной скорости (которая выражается trepeз расстояние , nройденное в единицу времени) . Скорость зави сит от жесткост и
nороды , а жесткость
л о го ря д а парамет ров
-
пород ы ,
в свою очеред ь
зависит от ц е
наnример , л итологии , nористост и и типа лорово го nро
странства. Для геол ого-гидродинамического моделирования наи больший интерес представляет з ависимость между скоростью и типом пор
nос кольку на основа-
ГЛАВА
\08
3
нии этой зависимости можно судить о межчастичной пористости, а межчастич
ная пористость необходима для расчета проницаемости как функции пористости. Такой подход включает в себя применение кросс-плотов «акустика-пористость» для определения изолированных каверн, а также
-
межчастичной пористости
путем вычитания изолированных каверн из общей пористости, определенной по данным нейтронного и плотностного каротажа.
Предлагаемое ниже уравнение представляет собой один из вариантов эм пирического уравнения Уилли для определения интервального времени. Дан
ное уравнение показывает взаимосвязь интервального времени пробега волны по данным акустического каротажа (Ь.t), межчастичной пористости
(kn), време
ни пробега волны в матрице породы (~tм) и времени пробега волны в пластовом
флюиде (Ь.t~J
и
или
(по
[20]),
маемое за и Vкв
-
где Ь.t
620
-
время пробега волны в жидкости (флюиде), обычно прини
мкс/м, ф- межчастичная пористость (доли ед.), а Vд, Vк,
Va, Vr
объемное содержание доломита, кальцита, ангидрита, гипса и кварца
в пласте, со значениями интервального времени пробега волны. Величины интервального времени пробега, соответствующие каждому из пяти минералов, распространенных во всех карбонатных породах, можно найти
в справочнике компании «Шлюмберже». Ниже они представлены в таблице Таблица
2.
2.
Интервальное время nробега для nяти общерасnространенных минералов,
nрисутствующих в карбонатных коллекторах
Кальцит
Доломит
Ангидрит
Гипс
Кварц
1591
144
164
171
184
Уравнение среднего времени Уилли используется в некавернозных карбона
тах и не используется в тех случаях, когда объем изолированных каверн превы шает несколько процентов или когда в породе имеются крупные взаимосвязан
ные каверны. Из уравнения видно, что интервальное время находится в прямой зависимости от литологического состава породы, и поэтому значения АК в ком
бинации с данными нейтронного, плотностного и фотоэлектрического каротажа могут использоваться в целях идентификации литологического состава пород, не имеющих кавернавой пористости. Кремнисто-обломочные прослои легко об наружить в карбонатных разрезах, так как кварц и минералы, характерные для
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
109
карбонатных пород, характеризуются совершенно разными значениями интер вального времени (рис.
3.9}.
Необходимо иметь в виду, что, когда мы имеем де
ло с коллекторами смешанного карбонатно-обломочного типа, высокие значения интервальных скоростей можно перепутать с высокими значениями пористости,
и таких ошибок следует избегать. ,-...
:::;:
'-'
вгк 150 ·-·-·-·-·-·-·-·-·-· 150 о гк о
АК (интервальное время)
:.: "'
80
~ ~ 1220
40
:s:
(мкс/м) Пористость
263 131
1235
Рис.
3.9.
Выделение алевритисто-песчанистых карбонатов путем совмещения кривой по
ристости и акустического каротажа, с учетом того, что интервальное время пробега вол ны в кварце гораздо больше, чем в карбонатах. Обратите внимание: кривая ВГК повто ряет кривую спектрального гамма-каротажа, а это говорит о том, что в породе совсем
мало урана и что ГК является хорошим методом для выделения кре11шисто-обломочного материала.
ГЛАВА
110
3
Коллекторы в доломитах обычно содержат небольшое количество сульфатов
в виде ангидритов. Это небольшое количество сульфатов не оказывает практиче ски
никакого
влияния
на
интервальное
время,
поскольку
разница
в
скоростях
пробега между доломитом и ангидритом невелика. Однако в неглубоко зале гающих коллекторах ангидрит обычно преобразуется в свою водасодержащую
форму- гипс. Как отмечалось выше, из-за наличия в гипсе ядер водорода ней тронный и плотностной каротаж совершенно не годятся для расчета пористо
сти. Однако разница в скоростях пробега волны в ангидрите и гипсе невелика
и не ока'3ывает сколько-нибудь заметного влияния на результаты расчетов значе ний пористости по данным акустического каротажа. Поэтому, если необходимо рассчитать пористость породы содержащей гипс, можно воспользоваться пока заниями акустического каротажа (допуская, что изолированных каверн в поро де нет)
[4].
Мы уже знаем, что тип лорового пространства оказывает существенное вли
яние на данные акустического каротажа. Когда пористость в основном опре деляется изолированными кавернами, уравнение Уилли неприменимо, скорость
пробега волны становится выше (а интервальное время, соответственно, более коротким), чем для пород с межчастичной пористостью. Влияние молдиковой пористости на показания акустического каротажа выражается путем вычитания
пористости, определенной по данным акустического каротажа, из пористости,
рассчитанной по данным нейтронного и плотностного каротажа. Эта разница в значениях пористости зачастую именуется «вторичной» пористостью, тогда
как нейтронная и плотностная пористость называется «общей». Эти термины не имеют никакой ценности с геологической точки 'Зрения, и мы не будем поль '3оваться ими в этой книге. Для количественного выражения «вторичной» по
ристости в работе
[ 18]
предложено несколько уравнений с исполиованием ли
нейной зависимости между значениями пористости, определенными по данным
нейтронного и акустического каротажа. Однако результаты привязки данных аку стического каротажа к описаниям керна не подтверждают наличия линейной за висимости.
Для увязки типа пор с данными акустического каротажа необходимо сде
лать кривую типов пористости по описанию шлифов и строить Z-плоты 5 об щей пористости и интервального времени по данным каротажа и изолированно
каверновой пористости по шлифам (рис.
3.1 0).
При допущении, что величина
изолированно-каверновой пористости остается постоянной, зависимость интер вального времени и пористости будет иметь тот же наклон, что и зависимость для некавернозных известняков. Линии постоянной изолированно-каверновой пори стости можно продолжить до пересечения с осью интервального времени в точке
нулевой пористости. Значение времени в точке пересечения
-
это интервальное
время пробега волны в матрице породы (дtм); однако в данной работе мы будем называть эту величину интервальным временем в псевдоматрице (псевдо!\-tатрич-
'Z-плот - трехмерный кросс-плот. в котором ось них ДJJя третьей псрсменноi1.
-
При.11. IU!fJI!fl.
z перпен.:хнкулярна осям
.1· 11
у; график срс.:х
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
ной дt). На рисунке кам
[14],
а на рис.
3.10 приводится пример построения Z-плотов 3.11 -по ангидритовым доломитам [15].
'""'
328
~ 263
-<
.! 296 ::.::: < с:
::.::: 230
263
о с:
!:><:
~ 230
' Изолированно-
с..
~
каверновая
IQ
пористость
Q)
~
с..
197
(доли ед.)
164
• 0,2 •0,07 00,02
0
t--
:t
::s:
131 о
0,1
0,2
0,3
:t
3.10.
(доли сд.)
..Q
@
•о,2
IQ с..
•0,07
t--
ОО,о2
Q)
:t
хо,о
98
0,4
о
0,2
0,1
0,3
0,4
Пористость (доли ед.)
Пористость (доли ед.) Рис.
кавернuвая пористость
164-
о
::s:
хо,о
Изолнрованно
с..
IQ
!Е
197-
Q)
Q)
..Q
0,20
~ ::;;
(.)
:.::
о
по известня
(Ь)
(а)
'i ..._
111
Z-плот интервального времени от общей пористости с разделением по ве
личине изолированно-каверновой пористости для ооидно-каверново-слепкового извест
няка.
Сопоставление
с
литологическими
линиями
«Шлюмбсрже»
показывает,
как
ооидно-каверново-слспковый известняк может быть ошибочно принят за доломит (а);
параллельные линии проведсны через точки равных величин изолированно-каверновой пористости. Их наклон параллелен уравнению среднего времени для известняка без ка верн (Ь).
Строится график зависимости псевдоматричной навой пористости (рис.
3.12).
t::..t
от изолированно-кавер
Выражая псевдоматричную дt через дt и пори
стость, мы получаем зависимость между общей пористостью, интервальным вре менем и изолированно-каверновой пористостью:
f:::..f =
(Дtф- f:::..tJkп
И
дtФ =
f:::..tм f:::..tм
620 мкс/м. = 157.4 мкс/м = 144,5 мкс/м
+ дtм,
дЛЯ известняков, для доломитов.
Для некавернозных известняков:
/:).fм
= /:).f- (620- 157.4)/>n ИЛИ дt- 462,6kn.
Для изолированно-кавернозных известняков:
псевдоматричная дt = дt-
-162.Gkn.
ГЛАВА
112
3
1230
::;: 111!
~
fi' 197
Q) о
Изолированно
:5
кавсрновав
i
пористость (доли йод.)
fi-164
х
0-0,02 0,02-0,04 • 0,04-0,06 .... 0,06-0,08
!i:
о
:s::
131~--~----.---~---.----.---~ о
0,2
0,1
0,3
Пористость (доли ед.)
Рис. 3 .11. Зависимость между интервальным временем, общей пористостью и изолиро ванно-каверновой пористостью для анrидритизированного доломита. Можно видеть, что линии равной изолированно-каверновой пористости параллельны кривой для доломита
без вторичной пористости.
Для некавернозных доломитов:
D.tм =
D.t- {620- 144,5)kn
ИЛИ
D.t- 475,7kn.
Для изолированно-кавернозных доломитов:
псевдоматричная
D.t = D.t- 475,7kn.
Общая форма результирующего уравнения такова (по
Lоg(kп.и-к) =а-
b[D.t-
[24]):
{псевдоматричная D..t)J,
или
или
k где а и Ь
-
= lOa-Ь[Llt-(LltФ -Llt.,)k.. ] п.и-к
'
это смещение и наклон кривой, изменяющиеся в зависимости от лито
логического состава,
D.t- интервальное
время по АК (мкс/м), D.tФ- интерваль
ное время в пластовом флюиде (мкс/м), D..tм -интервальное время в матрице
породы (мкс/м),
k 11
-
общая пористость (доли ед.) и k,r.и-к -
каверновая пористость (доли ед.).
изолированно
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
115
ll3
148
131
Псевдоматричное интервальное время (мкс/м) Рис.
3.12.
Кросс-плот изолированно-каверновой пористости и псевдоматричноrо интер
вального времени для оондно-слепкового известняка и ангидритистого доломита (см. рис.
3.1 О
и
3.11 ).
Кривые имеют одинаковый наклон, но разные точки пересечения с ося
ми координат из-за различий в литологическом составе пород.
361 0,00
.. . е - Оондно-кавернозные известняки •• ·;.: х
-
328
,-...
-
Некавернозные известняки
~
296
...:
:2
Q>
Q. CQ
263
о с:
~
Q> о
CQ
= 230
о
= &
.а
~ ~
5
:s: 0,02 а l:t 0,05 ,_. 0,10 .а 0,20 t 0,30 ~ :s: Q.
~
3
..-
CQ
Q.
~1
197
о
= = "' 8.
:s::
CQ
164 (
:s:
•
~
131 о
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
:s::
Пористость (доли ед.)
Рис.
3.13.
Зависимость интервального времени от пористости для нескольких некавер
нозных и оондно-кавернозных известняков. Совершенно очевидно, что оондно-каверноз ные известняки отличаются по своим характеристикам от некавернозных известняков.
ГЛАВА 3
114
Изолированно каверновая пористость
-
-;- 263 (доли ед.) -;- 263 ..----..---,--.....--.--.----, "" ~9 ·~"' .." '() ~- ~"~ ~ 236 ~-~ ~ t---+-........,~---;.1--~'-71'-...'~~-:r ..! 230 ~---11----l--::-:11
!~ 2101--~--~~~~~~~----~ ~~ ~
~ 197 t--+-~~-+--+---+---1 О
§!,.Q 184 l-----.aiF~~'-r-+---1---1
:ii
~ 157 IL-~+'--+--+--+----1
~
~
~
:s::
131 L-----'-:-----L.--:-1--:----':--:-' 0,0 0,06 О, 12 О, 18 0,24 0,30
~
~
:s::
164tr--lf--+--+--+--+---i 131~~~~~~~--~~. 0,0 о, l о 0,20 0,30
Пористость (доли ед.)
(а)
Пористость (доли ед.) Изолированно
(Ь)
каверновая
о, l о 0,20 Пористость (доли ед.)
0,30
(с) Рис.
3.14.
Зависимость интервального времени от пористости, демонстрирующая рас
хождение с общепринятым видом. (а) Ооидный грейнстоун с большими объемами внут ризерновой микропористости (тип изолированных каверн), влияет на кривую, так же
как и межчастичная пористость. (Ь) Биокластический грейнстоун с крупными зерновы ми слепками и пористостью, связанной с молдиковой пористостью остатков ископаемых организмов, на кривой АК выглядит как порода с межчастичной пористостью. (с) Доло вакстоун с микротрещиноватой системой взаимосвязанных каверн влияет на показания
АК как и порода с зерновыми слепками, но его проницаемость демонстрирует скорее тенденцию к завышению, чем к занижению.
Ниже приводятся общие уравнения, полученные для известняка и доломита.
Следует иметь в виду, однако, что при использовании этих уравнений для вычис ления изолированно-каверновой пористости их нужно сначала проверить путем сопоставления с описаниями керна и, если необходимо, модифицировать.
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ 11 АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
Известняк:
k'
п.и-к
Доломит:
k п.и-к
115
- 104.09-0,0:396[~t-462.6/,·,.[ -
=
104.4419-0.0465(~t-475,7k.. J
Увязка кривой изменения пористости, полученной по данным АК, с опи
саниями шлифов позволяет вывести зависимость, которая является не линейной, а, скорее, логлинейной. Зависимости между скоростью, определенной по АК, по
ристостью и типом пор, которые были получены в последние годы на основании лабораторных определений скоростей, облегчают задачу привязки этих величин к данным сейсморазведки
[ 1, 8].
Существует множество условий, при которых вышеуказанные уравнения неприменимы. Наилучшим образом они работают в присутствии зернисто молдиковых структур (например, ооидно-молдиковые известняки) (рис.
3.13).
Однако показания метода в породах с внутризерновой микропористостью и круп ной
молдиковой пористостью
ничем не отличаются от показаний в
дах с межчастичной пористостью (рис.
3.14).
поро
Жесткость карбонатной поро.J.ы
с изолированно-каверновым пространством вышеупомянутых типов неотличl!\1<1
от жесткости карбонатов с межчастичным поровым пространством. Кроме IU-
ro,
в некоторых случаях пористость, определенная по данным АК, может быть
меньше общей пористости, но при этом порода может совсем не иметь изо лированных каверн. В одном из этих примеров показания АК отражают влия ние микротрещиноватой системы взаимосвязанных каверн, а значения проница
емости скорее завышено, чем занижено (рис. 3.14.с). Поэтому для того, чтобы установить зависимость показаний акустического каротажа от изолированно каверновой пористости, необходимо в первую очередь увязать данные АК со структурно-текстурными характеристиками, литологней и типами пор, образую щими изолированно-каверновое поровое пространство.
3.4.7.
Методы определения сопротивления
Зависимость «начальная водонасыщенностьfпористость» (Swi/Ф) может ис пользоваться
для
вычисления
структурно-текстурного
индекса
и
определения
петрофизического класса, которые используются в формуле расчета проницае мости по пористости. Водонасыщенность рассчитывается по уравнению Арчи с использованием метода сопротивления и кривой пористости. В
1942
году Арчи
вывел свое знаменитое уравнение, взяв удельное электрическое сопротивление
воды для нормализации значений УЭС. Арчи показал, что для
100 %-но
водо
насыщенных пород УЭС породы (R 8 п) связано, во-первых, с пористостью (ф), во-вторых, с удельным сопротивлением воды
(R 8 )
и, в-третьих, с геометрией
пор (т). Взаимосвязь этих факторов отражена в уравнении Арчи следующим образом:
Параметр пористости Рn = Rвn R =~,;-т n • в
116
ГЛАВА
где Rвn -
kn -
УЭС
100 %-но
3
водонасыщенной породы,
коэффициент пористости, доли ед., т
-
R8
-
УЭС пластовой воды,
литологическая экспонента, или
показатель цементации.
В
1942
году Арчи
[2]
также показал, что в присутствии углеводородов объем
воды в поровом пространстве сокращается, а УЭС возрастает прямо пропорцио нально объему УВ в породе. Удельное сопротивление пласта при наличии в нем углеводородов описывается следующим уравнением:
Параметр насыщения Р"
R = R" = k8- 11 , вn
где
Rn -
УЭС породы, содержащей углеводороды, Rвn -
сыщемной породы, kв
-
УЭС
100 %-но
водона
часть порового пространства, заполненного водой,
n-
показатель насыщенности.
Объединим оба этих уравнения, чтобы получить широко известное уравне ние Арчи:
или
(
Rв
R11
1
)п
Х k~n
Значения УЭС породы (Rп) получают по данным методов сопротивления
(БК, МБК, ИК). Обычно записывают три кривых: зондом с большим радиусом исследования, зондом с малым радиусом исследования и микрозондом, который
измеряет сопротивление в части пласта, непосредственно примыкающей к ство лу скважины. Для вычисления истинного УЭС исследуемого пласта необходимо вводить поправки на диаметр скважины. УЭС пластовой воды
(R8 )
зависит от ее
минерализации и температуры; его можно измерить, используя добытую вместе с углеводородами воду, или рассчитать по водонасыщенным интервалам, исполь
зуя график зависимости пористости и удельного сопротивления, экстраполируя график до
100 %-ой
пористости
[19].
Величина пористости (как уже говорилось
выше в этой главе) определяется по кросс-плоту нейтронного и плотностного ка
ротажа. Коэффициент
n
связан со смачиваемостью породы и может быть опреде
лен в лабораторных условиях, но его сложно рассчитать по каротажным данным. Обычно, на основании усредненных результатов лабораторных замеров, нимается равным
n
при
2.
Коэффициент т (литологическая экспонента, или показатель цементации) отличается от других величин, использованных Арчи в своем уравнении, тем, что он связан со структурно-текстурными особенностями породы, а именно с каверновой пористостью. Имеющиеся лабораторные данные
ные исследования
[ 14]
[12]
-
и скважин
свидетельствуют о том, что величина т зависит от со
отношения между изолированно-каверновой и взаимосвязано-каверновой пори
стостью, т. е. от так называемого каверново-порового отношения. Это отноше ние рассчитывается с использованием значений изолированно-каверновой пори стости, определенных по данным акустического каротажа, а общая пористость
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
117
определяется по показаниям нейтронного и плотностного каротажа. Рис.
3.15
ил
люстрирует взаимосвязь между каверново-поровым отношением и величиной т, выведенную по результатам лабораторных замеров и интерпретации каротажных диаграмм. Эта взаимосвязь описывается следующим уравнением:
параметр цементации т= 2,14 (:"·••-к) + 1,76, п.общ
где kп.и-к- изолированно-каверновая пористость и kп.общ- общая пористость. Похожая зависимость была выведена в работе
[5]
с использованием модели,
состоящей из сферических пор. Решение данной задачи в других постановках
можно найти в работе
[9].
Величина т изменяется от
до
1,8
4
для карбонатов, поровое простран
ство которых образовано невзаимосвязанными кавернами. При наличии тре щиноватости и других типов взаимосвязанных пор величина т может быть меньше
1,8 [ 17, 24 ]. Согласно 2, если это
ет считать равной
общепринятой точке зрения, величину т следу допущение не опровергается какими-то другн111и
данными. Тем не менее, если диапазон значений т не учитывается должны\1 \НJ разом при вычислении водонасыщенности, полученные величины водонасыщ.:н
ности будут заниженными при т больше Пример тому можно увидеть в таблице При изменении величины т с
до
71 %,
2
3. 3
до
2
и завышенными при т меньше
водонасыщенность изменяется с
2.
32%
т. е. «нефтенасыщенность» сменяется «Водонасыщенностью». Скажем,
ооидно-каверново-слепковые грейнстоуны имеют большой т-фактор, поэтому стандартные расчеты по формуле Арчи с допущением, что т равно
2,
дают низ-
о+--.---.---.---.ег~----..-----,-.-..----.---....----.---.---.----i
1,0
2,0
3,0
4,0
m-параметр Арчи Рис.
3.15.
Зависимость междут-параметром Арчи и отношением изолированно-кавер
новой и общей пористости (каверново-поровым отношением, КПО), выведенная пола
бораторным
[12]
и каротажным
[14]
данным.
ГЛАВА
118 Таблица
3.
3
Влияние величины т на расчетные значения водонасыщенности
(Ом·м)
R"
Пористость
Rв
n
т
0,2 0,2 0,2
1,6 1,6 1,6
2 2 2
2,0 2,5 3,0
400 400 400
Расч.
k 8 (%) 32 47 71
кие значения водонасыщенности даже тогда, когда коллектор является целиком и полностью водоносным.
Изолированно-каверновую пористость можно рассчитать по данным метода сопротивления, если известны значения водонасыщенности и общей пористо сти, поскольку УЭС зависит от величины т-фактора Арчи, а тот, в свою оче редь, является функцией изолированно-каверновой пористости. Ниже предлага
ются уравнения, используемые в водоносом интервале разреза
kП.II·K =
[14]:
76) ( т 2,-1, kП.ОбЩ 14
и
[ kп.и-к =
где Rвn
-
log R 8 - log Rвn] _ 1, 76 log kn.общ
2.14
УЭС водонасыщенной породы,
R8
изолированно-каверновая пористость и k 11 .общ Как говорилось в главе
2,
Х kп.общ•
УЭС пластовой воды, k,,_и-к
-
-
общая пористость.
водонасыщенность зависит от толщины пласта
коллектора, пористости и петрофизического класса или структурно-текстурного индекса. Влияние толщины пласта и петрофизического класса на водонасыщен
ность показано на рис.
3.16,
для этого используется насыщение, рассчитанное
для конкретных структурно-текстурных свойств (см. главу
2),
и кривая пористо
сти коллектора пермского возраста в западном Техасе. Три основных петрофи зических класса выделяются до
150
м выше уровня нулевого давления, а при
уменьшении толщины различия между этими классами станут еще более оче видными. В идеале, вертикальные последовательности структурно-текстурных
особенностей должны выделятся выше переходной зоны. На рис.
3.16, Ь
по
казано, как такой подход позволяет решить задачу с породой, образовавшейся в типичной мелководной обстановке регрессивного («мелеющего вверх») цик ла осадконакопления (имея в виду известняковый коллектор). Если воданасы щенность соответствует классу насыщенности
1,
это говорит о структуре типа
грейнстоун. Аналогичным образом можно предположить, что порода представ ляет собой преимущественно зернистый пакстоун, если насыщенности
2,
k80
соответствует классу
или что мы имеем дело с преимущественно глинистой породой,
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
119
(а)
0,2
о~
0,2
ОА
о~
о~
IЛ
Водонасыщенность (доли ед.)
Пористость (доли ед.)
(Ь)
Gstn - Грейнстоун GDP- Преимущественно зернистый пакстоун MD - Преимущественно глинистые
Класс
3
структуры
о
0,2
0,4
0,6
0,8
1,о
Водонасыщенность (доли ед.) Рис.
3.16.
Влияние толщины пласта и петрофизического класса на водонасыщенность.
(а) Кривая распределения водонасыщенности по глубине для разных петрофизических классов, полученная из базовых уравнений; кривая пористости и предполагаемый уро вень нулевого капиллярного давления. Обратите внимание: все три основных петрофизи ческих класса выделяются вплоть до глубины
150
метров. (Ь) Вертикальная последова
тельность структурно-текстурных свойств, интерпретируемая как известняк по резуль
татам сопоставления класса. Если
k8
rрейнстоун; если
k8
из уравнения Арчи и
k8
соответствующего петрофизическоrо
соответствует классу насыщенности
k8
1,
соответствует классу насыщенности
преимущественно зернистый пакстоун; если
k8
это говорит о структуре типа
2,
это говорит о структуре типа
соответствует классу насыщенности
это говорит о преимущественно глинистой структуре.
3,
ГЛАВА
120 если
k 80
симости
3
соответствует классу насыщенности от
k80
k0 ,
3.
Таким образом, применяя зави
можно определить вертикальную последовательность струк
турных фаций.
В
году
1965
Buckles [6]
вывел формулу зависимости между пористостью,
воданасыщенностью и типами пород. Он показал, что для каждого данного типа породы зависимость выглядит в виде равносторонней гиперболы и часто согла суется с зависимостями типа «пористость/неснижаемая водонасыщенность»
Это уравнение применимо только к породам, которые залегают выше переходной зоны
-
в зоне «неснижаемой водонасыщенности». Коэффициент корреляции
W
ныне известен как объемная влажность и широко используется для оценки про
дуктивности
[3].
В общем и целом, коэффициент корреляции для конкретного
пласта-коллектора остается постоянным при неснижаемой воданасыщенности
и становится изменчивым в переходной зоне. Кроме того, чем выше меньше размер пор. Если значение коэффициента
W
превышает
0,04,
W,
тем
то это го
ворит о том, что пласт низкопроницаемый и, скорее всего, из него будет получена вода
[3]. Структурно-текстурный индекс (СТИ) или петрафизический класс породы
можно получить из зависимостей На рис.
3.17
k80-k0
способом, подобным формуле Баклса.
представлен пример определения петрафизического класса на ос
нове трех моделей капиллярного давления, приведеиных в главе
2.
По резуль
татам увязки данных анализа керна с показаниями каротажа выведена общая
зависимость. Кросс-плот
k80 -k0
на рис.
3.18
построен на основании информа
ции, полученной из сектора Харад месторождения Гавар
[16].
Величины водо
насыщенности и пористости рассчитаны по каротажным данным, а структурно
текстурный тип установлен по шлифам. На кросс-плоте виден разброс точек, которые могут быть сгруппированы в петрафизические классы: класс нокристаллический доломит, класс пакстоун и класс
3-
1 -круп
пелоидный преимущественно зернистый
2-
породы с преимущественно глинистой структурой. Линии
тренда и границы этих групп использовались для получения степенной зависи мости между структурно-текстурным индексом, начальной воданасыщенностью
и пористостью выше переходной зоны
Log(CTИ) =[А+ В где СТИ
[10, 16]:
log(k0 )
+ log(k )]/[C + D 80
log(k 0 )],
0,5-4, k 80 - начальная (остаточная) воданасыщенность выше переходной зоны, k 11 - пористость, А, В, С и D- константы, причем А= 3,1107, В= 1,8834, С= 3,0634 и D = 1,4045. Уравнение, приведеиное выше, справедливо для пород, которые 1) залегают выше переходной зоны, 2) не затронуты заводнением, и 3) не имеют внутризер -
структурно-текстурный индекс в диапазоне
новых микропор или взаимосвязанных каверн.
Это уравнение сходно с уравнением Баклса
[6],
но в нем коэффициент
корреляции И 1 заменяется структурно-текстурным индексом (СТИ). Сопостав-
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС»
--
121
100
'$.
i::!
и
о
:r: :r: 10 3'
Q)
:а
и
:r: ~ о
CQ
0,05
0,20
0,10
0,30 0,40
Пористость (доли ед.) Рис.
3.17.
График зависимости между пористостью и водонасыщенностью для трех ха
рактерных кривых капиллярного давления при толщине коллектора
лени е кросс-плотов
k 80 -k,.,
150 м.
построенных с использованием уравнения для раз
ных структурно-текстурных индексов, с уравнением Бакпса показывает схо. tt: 1130
кросс-плотов в области высоких значений СТИ и высоких коэффициентов Бакл,·::l
и расхождение в области низких значений (рис.
3.19).
Это означает, что коэффи
циенты Баклса и структурно-текстурные индексы одинаковы для малого размера
пор, но зависимость Баклса не относится к порам большого диаметра. Это уравнение оказалось вполне применимо при изучении пермских коллек торов в западном Техасе и меловых и юрских коллекторов на Ближнем Востоке
(рис.
3.20).
Нижняя граница области, охватываемой петрофизическим классом
3,
проводится по мадстоунам свиты Шуайба мелового возраста. Данные, исполь зованные для установления границ класса
3,
получены из описаний пелоидных
преимущественно глинистых и преимущественно зернистых пакстоунов юрских
отложений Араб Д, а также тонкокристаллических преимущественно глинистых долопакстоунов и среднекристаллических преимущественно глинистых доломи
тов пермского возраста, изученных в западном Техасе. Граница класса
1 прово
дится по крупнокристаллическим доломитам юрской формации Араб Д и перм ским дологрейнстоунам западного Техаса.
Несмотря на то, что кросс-плот
k80 -kn
можно использовать для опреде
ления СТИ (или петрофизического класса), он практически неприменим для определения структурно-текстурного типа породы или фаций. Этим методом можно воспользоваться для распознавания грейнстоунов, преимущественно зер
нистых пакстоунов и преимущественно глинистых фаций или структур, ко торые почти не содержат кавернозных пор (т. е. для распознавания известня
ков и тонкокристаллического доломита). Связь между петрофизическим клас сом и структурно-текстурными особенностями уменьшается по мере возрастания размера кристаллов доломита. Среднекристаллические преимущественно глини стые доломиты относятся к классу
к тому же классу
2
2,
и их невозможно отличить от относящихся
преимущественно зернистых пакстоунов. В крайних значе-
ГЛАВА
122
3
(а)
n
..-..
,...:t:l
~
rf'':'
а "
:s: о
i. ~ ~
з
:s:
1.&
:r
х•
0..
<
•
о
t::
..Q
!-<
а:
,~. в~
0::
~
0,1
(,) о
:I: :I:
~
•х
~А~.~.
текстурных фаций
:а
u <.:
х
:I: о
§
со
0,01
• о
D
-
Описания структурно-
3
jl•
D D
Класс
1-
Класс
2- пелоидный
Класс
3- nреltмущественно глинистые породы
круn11окристаллический дономит пренмущсственно зернистый пакстоун
1
0,01
J l
1
0,1 Пористость (доли ед.)
{Ь)
..-..
I~[_U
~
"
:s:
а
з
:s:
:r
0..
< о
t:: ..Q
0,1
G о
:I: :I:
u
3 :а
u <.:
:I:
о
§
со
0,01 0,01 Пористость (доли ед.)
Рис.
3.18.
График ·зависимости между пористостью и водонасыщенностью по уравне
нию Арчи, привязанный к структурно-текстурному индексу, по данным из скважины,
nробуренной на горизонт Араб Д (Ближний Восток)
[ 16].
(а) Кросс-плот по каротажным
данным и шлифам. (Ь) Кросс-плот, на котором видны области петрофизических классов. Этот график применяется для построения уравнения, которое отражает структурно-тек стурные особенности породы, рассмотренные в тексте настоящей главы.
3.4.
ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ «КЕРН-ГИС>>
123
~~~~~~§§§П , . Класс 3 "'" -.....
1~
,,...... .
...... .......
.........
'· , ...........
О ,О
1
'\.
\
'· "''1\
'"
'
0,01
1
о
..........
......
~-
02
j lJ 0
.... 0.001
L _ __ _ _ _ _ _ _ , . _ _
,·91
0 ......
1"'-•.
___,__
1'11
_.___.___._--'--'..L..L.J
0,1
1
Пористость (доли ед.) Рис.
3.19.
Сопоставление кросс-плотов, построенных с использованием уравнения Бакл
са, и петрафизических классов
k 80 - k".
ниях все породы с такими структурно-текстурными особенностями и фациями могли бы быть грейнстоунами и крупнокристаллическими доломитами, относя щимися к классу
1.
Важно помнить о том, что зависимость k 60 -kn-CTИ применима только в тех
случаях, когда величина водонасыщенности известна. Если залежь разрабатыва ется с использованием методов повышения нефтегазоотдачи (например, закач ки воды или углекислого газа), то в таком пласте текущая воданасыщенность
может быть гораздо выше начальной. В таких случаях стратиграфические ин тервалы, попадающие на графике в поле класса
3,
могут либо действительно
принадлежать к этому классу, либо фактически принадлежать классу
1 или 2,
но
быть заполненными водой, минерализация которой ниже минерализации оста точной («связанной») воды. Эту проблему можно решить, если предваритель но получить сведения о профиле залегания петрафизических классов. Некото рые коллекторы характеризуются одним-единственным петрафизическим клас сом; для них никаких предварительных данных не понадобится. Если же кол
лектор характеризуется двумя или более петрафизическими классами, то для
идентификации петрафизического класса можно использовать сведения о верти кальной последовательности структурных фаций, установленной по стратигра фическим моделям (рис.
рассчитать
k60
3.21).
Зная профили петрафизических классов, можно
по моделям капиллярного давления, построенным для каждого
структурно-текстурнаго индекса, и сравнить полученную величину с
k8 ,
опре
деленной по каротажным данным, и таким образом установить литологический состав заводненных интервалов. Интервалы, не подвергшиеся заводнению, явля
ются перспективными объектами.
ГЛАВА
124
3
Поле класса
1,0 Поле класса 2
f==
,.-.._
~
'
:s: с:
~
Поле класса
-
'-'
i\
..Q
t> о
0,1
:: ::
1
'~. _ _. Структур но -
'
В
·-
\..
'N. 1
А-- текстурный
--' ~ - индекс
4
с
1
"~
(1)
3' :с
D
~
(.)
"'::
~ .5
·,
"~ ~
1\
о
3
'\ 1 5
§
CQ
\os
0,01 0,01
1,0
01 Пористость (доли ед.)
Рис .
3.20. Этот
рисунок иллюстрирует обобщенную зависимость между начальной водо
насыщенностыо, пористостыо и петрафизическим классом (или структурно-текстурным индексом). Ограничения: зависимость nрименима только для пород которые ют выше переходной зо ны ,
2)
не затронуты за вод нением и
3)
1)
залега
не имеют внутри зерновых
ми-кропор или взаимос вязанных каверн. Область А выделена по мадстоунам меловой свиты Шуайба ; область В
-
по тонкозернистым пелоидным nакстоунам меловой свиты
Шуайба , юрским вакстоунам и преимущественно глинистым пакстоунам свиты Гавар, а также по пер 1ским тонкокристаллическим
область С
-
nреи!l·•ущественно глинистым доломитам ;
по пр еимуществе нно зернистым юрским пакстоунам свиты Гавар и преиму
щественно зе рнист ым
доло 1итам· область
nермским Долоnакстоу нам
D-
и
среднекристаллическим
глинистым
по юрским крупнокристаллическим долом итам и nермским до
ло •-рейнстоунам .
Подведем итог вышесказанному: дл я того чтобы установить структурно текстурный индекс или петрофизический класс nороды для nодстановки в фор мулу
пересчета
пористости
в
nроницаемость
ния , генерируемые для каждого
можно использовать зависимости
и
в
модели
капил л ярного да вле
конкретного структурно-текстурнонго индекса,
k 80 - k11
дл я условий участков выше переходной
зоны и необводненных скважин .
3.4.8.
Сканирование пласта
Методы сканирования пласта представляют собой важный источник инфор мации о поровом пространстве, образованном взаимосвязанными кавернами. Та кие
tетод ы уже исnользуются дл я вы деле ния фаций осад канакопления на осно
вании да нных об осадочных структурах (рис.
3.22
и
3.23).
В большинстве случаев
пластовые сканеры применяются дл я микрокаротажа сопротивления в буровом
3.4. ПО СТРОЕ НИ Е И АНАЛИЗ ЗАВ И С ИМО СТЕЙ «КЕ РН - ГИС » СКВ.
k.
гк
no Арчи
класс \
)
('
) 1570
6
-
\ 1
i' (.'
61>
(,
~
r
(
r
71>
8
)
-
1Sa ВЬ
9
)
<
L
9а
)
l"--"·
r r
~
IOa
1570
_\
~~
t),
10
~
14~
~
15 5
-
~~·
( ~
-
~
/
7h
7
·~
... Р'
()н
/
1
~
~
5Ь
1
о
с
5а
~
1
IC8 nо~.чи
класс\
5
(.
Восст:шовл енная IJ()ДОIIЗСЫЩСНIIОСТЬ
Расчстttыi1
1 Цнклы
о
SSAU 2714, 1984
гк
Интерttал ы
фнльтрзцн н
PactiCтttыii
(
СКВ .
SSAU 2709, 1977
125
15 '5
&
1
..
Отрсдзю·11ро 1181111Ыit / класс
305
Рис .
3.21.
м
Зоны обвод нения оnределе ны по стратиграфическим да нным дл я установле-
1-IИЯ петрофизи•rеского класса с целью подстаиовки в модели каnиллярного да вления nостроенные дл я каждого конкретного структурно-текстурного индекса . Скважина за кончена без вод ы , тогда как nри за канчивании скважины тел ьный приток водь1 . Корреляция петрофюич ес ких классов
2714
no
2709
бы л получен з начи
скважинам
2709
и
2714
по з вол яет лолу чить информацию , необходим у ю для того, ч тоб ы уравнения за виси юстей между водо насыще нность ю , пористостыо и толщиной , выводимые дл я каждого конкрет ного структурно-текстурного ин де кса , можно было использо вать дл я расчета нача л ьной водо нас ыщешюсти . Сравнение водо насыщснно сти, nолученной
no
Арчи , с начальной
водонасыщенностью nоз вол яет выделить обводненные интерва л ы .
растворе на водной основе. Кроме того, имеются и методы основанные на аку
стических измерениях . Первый пластавый микросканер
(FMS)
разработала ко 1-
пания «Шлюмберже». Впоследствии он был модернизирован до модели (пластовый микроимиджер). Прибор
FM I
FMI
имеет четыре ортогональны х рычага,
на которых смонтировано по д ва прижимных башмака. Н а каждом баш!I•Iаке и ме ются
ме
24 компактных точечных эле ктрода, которые поз воляют получить в сум 192 показания м икрокарстажа сопротивлений. Расстояние между электрода-
r и рассчитано на пол учение изображения (имиджа) с разрешением
5
мм . Прибор
регистрирует накл он ствола скважины от вертика л и и его азимут, что поз воляет
ориентировать имидж пласта. На качество изображений могут оказать отри ца тел ьное влияние такие факторы , как налич ие зоны проникновения фил ьтрата
ЛАВА
126
3
бурового раствора, осыпания и обвалы в стволе скважины увеличение диаметра скважины за счет обрушения стенок и прихвата прибора. (а)
Рнс .
3.22.
(Ь)
Выделение интервалов взаи юсвязаниых каверн
верны в доломите
90
no
имиджам. (а) Размер ка
см. (Ь) Брекчия обрушения в доломите.
Микроимиджер позволяет получить изображения трещин брекчий, крупных каверн и осадочных структур
которые используются для корреляции и оm1саи11Я
поровых систем образованных взаимосвязанны 1и каверна 1и . На изображениях, полученных с помощью
FMl
карбонаты с низким сопротивлением и высокой по
ристостью обычно выглядят в виде затемненных участков на фоне светлокорич
невых участков (высокое соnротивление, низкая пористость) (рис.
3.23
с). Такие
те tные участки зачастую ошибочно интерпретируются как кавернозные карбо наты тог а как в большинстве случаев результат ы анализа керна, взятого из того же интервала, показывают, что никаких каверн там нет. По тому для nовышения
качества интерпретации показаний
FMI
необходимо увязывать имиджи с описа
ниями керна. Данные об углах падения и направлениях nростирания внешних ск онов карбонатных построек используются не то 1ько для распознавани я ти
пов фаций оса конакопления
но и для определения местоположения куполов,
6
созданных рудистами , и рифовых пиков.
3.5.
Определение прониuаемости по данным ГИС Проницае юсть невозможно опр делить непосредственно из
анных карота
жа. Стандартная методика такова: строится зависимость между nроницаемостью 6
Руд~1сты - круnные nрикрепненные коралловидные двустворчатые мoлJJIOCКII (юра-мел). -
При.н . перев.
3.5 .
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО ДАННЫМ ГИС
(а)
127
(Ь)
(с)
Рис.
3.23 . Определение
структурно-текстурных характеристик по имиджам. (а) Кососло
истый Дологрейнстоун в сопоставлении с керно ·t. (Ь) Полос4атый доломит приливно отливной зоны в соnоставлении с керном . (с) Очаговая nористость в nодприпивном до
ломите (может быть ошибо4но nринята за каверноную порнстость) .
по керну и пористостью по керну, nолу4енная зависимость используется для пре
образования кривой пористости в кривую nроницаемости. Следует иметь в ви ду
что nри nрименении данного метода знаttения nроницаемости усредняются
ч.то впоследствии не отражает характерные особенности карбонатных коллек торов.
ГЛАВА
128
3
Для повышения точности измерений в формулу пересчета пористости в про
ницаемость рекомендуется подставить петрофизически~ класс (или СТИ) и зна чение межчастичной пористости:
Log(kпp) =(а- bLog(CTИ)) +(с - dLog(CTИ))Log(kп . м) , где СТИ
структурно-текстурвый индекс (можно также использовать петрафи
-
зический класс), kп . м - блоковая пористость, а=
d=
9 7982, Ь = 12,0 3 , с =
6711,
2 965. При такой постановке задачи мы получаем ту самую связь между про
ницаемостью и структурно-текстурными
характеристиками, которая
важна для
пространствеиного моделирования. Кроме того, сюда вполне вписывается тот факт, что именно
1ежчастичная, а не общая пористость напрямую коррели
руется с проницаемостью . Петрафизический класс или структурно-текстурный индекс
устанавливается
nлота ·1
k80 - k 11
nолучают
по
данным
ГК,
каротажа
пористости
или
кросс
при корректных условиях. Значения межчастичной пористости
из зависимостей
6.t- kr"
надлежащим
образом
увязанных
с
опи
саниями керна . Возможности nрименения этого метода иллюстрируются ри сунком
3.23.
Зависимости между начальной насыщенностью и пористостью применя ются дл я расчета проницаемости без промежуточной привязки к структурно
текстурным
свойствам
[21 , 23].
Способ определения
проницаемости
с
при
вязкой к структурно-текстурным свойствам подобен вышеописанному методу, но требует использования кросс-плота ческого класса
или СТИ для
параметрами
геологическими
и
k 110 - kn
установления описаниями,
для идентификации петрафизи связи
между
поскольку
петрафизическими
такая
связь
исключи
тельно важна для количественного представления трехмерных геологических мо
делей.
3.6.
Начальная водонасыщенность Начальная воданасыщенность обычно рассчитывается по данным ГИС с по
мощью уравнения Арчи или какого-либо его варианта . Однако в тех случа ях
когда речь идет о старых
месторождениях , добыча
из которых
ведется
«вторичн ыми » методами , точность значений водонасыщенности , рассчитанных
по уравнению Арчи, может быть ошибочной из-за присутствия в пластах во ды заводнения, и полученные значения воданасыщенности не будут соответ
ствовать ее начальным величинам. В таких случаях рекомендуется производить расчет
k 80
на моделях капиллярного давления, построенных для конкретных
структурно-текстурных условий и охарактеризованных в главе
2.
Значения по
ристости, необходимые для подстановки в эти уравнения , выводятся из кривых каротажа пористости. По дан ным nетрафизических исследований может ока заться, что петрафизический класс остается постоянным. Если же он является величиной переменной , то могут пригодиться спектральный гамма-каротаж, ка ротаж пористости
и
геологические модели структурно-текстурных параметров.
Р Е ЗЮМ Е
3.7. (а)
129
(Ь)
(с)
1995 2010
2010
1995 ~~.
2010
~~
1~
....-..
2025
2 .__,
2025 1--:::;;::
~
~ 2040
2055
2025
~~
~~
2040
2055
F"
",
~
\.0 >,
~
~
~\
r\
~
~
~ .....
2040
""'
\\ \
2055
~Р-
i
1
2070+---+--1---f----4 2070 2070 4 о 1 2 3 4 0,1 1 10 102 103 10 100 80 60 40 20 о Петрафизический класс
D Рис.
3.24.
Проницаемость (мД)
Процент
1 СТИ
Петрофиз и'lеский
Проницаемо сть
кл асс
по ке рн у
no
шл ифам
Кривая
--
дсбитомстрии
Петрофи з и'!сский
Рас'l етная
Суммарная
кла сс
nрониц а ем о с т ь
knpxh
no
ГИС
Резул ьтаты расчета nроницае мости по данным ГИС в скважине, nробу
ренной на гори з онт Араб Д (Бл иж!U1й Восток)
декс (СТИ) по кросс-nлотам
k 80 - k"
[ 16].
(а) Структурно-текстурный ин
соnоставляется с nетрофиз ическиl\·1 классом , оnре
дел енным по шл ифам . (Ь) Расчетная nроницаемость соnоставл я ется с проницаемостью по керну. (с) Сопоставление расчетного nрофиля суммарной гори зонтальной nроницае мо сти
(k"PIL)
с данными дебитометрии.
Если з нач ени я
k8 ,
рассчитанные на моделях капиллярного давления , отличают
ся от значений начальной водонасыщенности , полученных по данным каротажа сопротивлений с учетом уравнения Арчи , то это может говорить о том , что в ре зультате применения методов интенсификации добычи в коллекторах образава лись обвод ненные зоны (см . рис.
3.7.
3.2 1).
Резюме Первым шагом в построении гидроди намической модели пласта-коллек
тора является
описание
строения
и
важных
стратиграфических
параметров
по керновому материалу и привя з ка структурно -текстурных хар актеристик к пет
рефизическим данным , полученным по образцам керна. Вторым шагом является
привязка данных ГИС к структурно-текстурным особенностя м и фациям породы ,
ГЛАВА
130 а затем
расчет проницаемости и
-
k 80
3
с использованием структурно-текстурных
свойств и значений пористости, полученных по каротажным данным. Таким пу
тем геологические и петрафизические данные распределяются по площади ме сторождения. Для составления зависимостей «керн-ГИС» обычно используются
показания ГК, СГК, НК, плотностного каротажа, ГГКс, АК, каротажа сопротив лений/проводимости и сканирования пласта. Для характеристики некоторых ти пов коллекторов может применяться метод ЯМР. При расчете проницаемости по пористости и начальной воданасыщенно сти на моделях капиллярного давления для конкретных структурно-текстурных
условий основной акцент делается на межчастичную пористость и СТИ или пет рофизический класс. Для получения значений межчастичной пористости необхо димо рассчитать изолированно-каверновую пористость, значение которой затем
нужно будет вычесть из общей пористости. При наличии видимых изолиро ванных каверн (таких, как реликты выщелоченных зерен) объем изолированно кавернового парового пространства можно оценить с помощью уравнения, запи санного в виде
Однако практика показывает, что приборы акустического каротажа реагиру ют на внутризерновую микропористость и крупные изолированные каверны так же,
как и
на межчастичную пористость, и что расхождения между значениями
пористости по АК и данным плотностного нейтронного каротажа могут оказать ся результатом влияния не изолированных каверн, а каких-либо иных свойств породы. В связи с этим, приведеиное выше уравнение следует применять только после его увязки с данными по керну близлежащей скважины.
Структурно-текстурный индекс, необходимый для подстановки в формулу пересчета пористости в проницаемость, можно получить из нижеследующей за
висимости
k 80 -kn,
а также из показаний гамма-каротажа и каротажа пористости
при корректных условиях:
Log(CTИ) где СТИ
= LA + Blug(kп) + lo~?;(k 80 )j/[C + Dlog(J.·,,)].
структурно-текстурный индекс в диапазоне
-
пользовать и петрафизический класс),
k 80
-
переходной зоны,
= 3.1107,
В=
0,5-4
(также можно ис
начальная воданасыщенность выше
kn - пористость, А, В, С и D 1,8834, С= 3,0634 и D = 1,-Ю45.
константы, причем А
=
Эта зависимость справедлива только для условий выше переходной зо ны
и для значений начальной
водонасыщенности.
Начальная
воданасыщен
ность коллекторов, находящихся в первичной разработке, может быть получена из уравнения Арчи. Для месторождений, эксплуатирующихся
ем
методов
интенсификации добычи,
информацию о СТИ
и
с
прю.·tенени
петрафизиче
ском классе возможно получить с помощью петрафизических исследований, стратиграфических закономерностей и показаний методов ГИС. Необводнен ные зоны можно выделить путем сопоставления величин воданасыщенности
k 80
3.7. по Арчи с величинами
k 80 ,
131
P[JIOME
рассчитанными для моделей капиллярного давления,
' построенных для конкретных структурно-текстурных условий. Точность расчета воданасыщенности по данным каротажа сопротивлений
во многом зависит от точности расчета коэффициента цементации. Величина т есть функция «каверново-порового отношения», которое, в свою очередь, рас считывается с использованием значений изолированно-каверновой пористости, определенных по данным акустического каротажа, а общая пористость опреде
ляется по формуле
параметр цементации т= 2.14
(" ) k ''·':".
+ 1,76.
п.оощ
где kn.•н<
-
изолированно-каверновая пористость, k,,_общ - общая пористость.
Методы сканирования пласта применяются для распознавания поровых си стем, образованных взаимосвязанными кавернами, поскольку именно такие си стемы определяют фильтрационные характеристики пласта. Эти методы J\ЮЖНО также использовать для идентификации таких типов фаций, как фации приливно отливных зон и косослоистые грейнстоуны. Однако интерпретация изобрu·,,,,~
ний, полученных при помощи микроимиджера
FMI,-
это непростая ·3а.щча.
,
t;J
успешного решения которой весьма желательно производить увязку с данны1'.Ш по керну.
Повышение качества оценки проницаемости пород достигается путем ис пользования формулы расчета проницаемости по пористости. Этот метод состо ит из следующих шагов:
1) Расчет общей пористости по имеющимся показаниям каротажа пористо сти. Проверка точности расчетов путем сопоставления полученных значе ний с пористостью, определенной по керну.
2)
Расчет изолированно-каверновой пористости с использованием зависимо стей между интервальным временем, пористостью и объемом изолирован ных каверн. Необходимо проверять точность расчетов, сопоставляя их с опи саниями керна.
З) Расчет межчастичной пористости путем вычитания величины изолирован но-каверновой пористости из величины общей пористости.
4) Установление петрофизи<Jеского класса по показаниям гамма-каротажа, ка ротажа пористости и литоплотностного каротажа после их увязки с опнса ниями керна или определение структурно-текстурнога индекса на основан ни
кросс-плотов
k 80 -k11 :
Log(CTИ)
=
lA +В log(k + log(k 11 )
80
)j/[C
+ D log(k,.)].
5) Расчет проницаемости по формуле пересчета пористости в nроницаемость: Log(k11 r) = (а- ЬLоg(СТИ)) +(с -li Log(CTИ))f.up;(kп.м)·
ГЛАВА
132
3
Информация о структурно-текстурных особенностях, которая может быть получена с помощью интерпретации данных ГИС, кратко излагается в таб лице
4.
Таблица
4.
Оnределение структурно-текстурных nетрафизических nараметров по дан
ным гис Исходные данные
Результат
Общая пористость
Изолированно-каверновая пористость
Интервальное время
Межчастичная nористость
Петрафизический класс
Истинное УЭС
1
структурно-текстурный индекс
RuJ
т-параметр Арчи
Литология
Переменпая т
Эксnонента насыщенности
(n)
k8
Проницаемость
Построение стратиграфических моделей невозможно без данных о фаци ях
осадконакопления
и
структурно-текстурных
характеристиках,
получаемых
по данным ГИС. Для этих целей используются показания ГК, каротажа пори стости и литоплотностного каротажа, кросс-плоты
k 80 -kn
и (в последние годы)
данные сканирования пластов. Геологи чаще всего используют данные гамма каротажа, но на применимость этого метода оказывает отрицательное влияние присутствие в породах днагенетического урана и недостаточно высокое разре
шение. Тем не менее, этот метод до сих пор используется для определения раз
личий между породами с преимущественно глинистой и преимущественно зер
нистой структурой. Основными инструментами получения данных о пористости Таблица
5.
Фации и структурно-текстурные особенности строения, расnознаваемые
по данным ГИС Метод ГИС
Фации и структурно-текстурные особенности
Спектральный
Преимущественно зернистые и преимущественно
гамма-каротаж
глинистые
Методы пористости Кросс-плоты «акустика-nористость»
Кросс-плоты
k 80 -kn
Литоплотностной каротаж
Сканирование пласта
Преимущественно зернистые и nреимущественно глинистые
Грейнстоун со елеоковой nористостью Грейнстоун, nреимущественно зернистый пакстоун, nреимущественно глинистый известняк или тонкокристаллический доломит Известняк, доломит, nрослои ангидрита, прослои соли, nесчанистые и глинистые карбонаты Фации с четко выраженными структурами осадканакопления
ЛИТЕРАТУРА
133
являются нейтронный и плотностной методы. При условии тщательной увязки с описаниями керна даннь\е о пористости можно использовать для распознава
ния преимущественно глинистых и преимущественно зернистых структур. При
наилучших условиях кросс-плоты
k 80 -kn
могут помочь выделить rрейнстоуны,
преимущественно зернистые пакстоуны и породы с преимущественно глинистой
структурой. Изображения, получаемые пластовыми микросканерами, могут ис
пользоваться для идентификации фаций с особыми структурами осадконакоп ления (таких, как тонкие напластования приливно-отливной зоны и косая слои стость в rрейнстоунах).
Главными инструментами для получения минералогической информации служат нейтронный, плотностной, фотоэлектрический и акустический каротажи. Их используют для идентификации таких литологических фаций. как песчани стые карбонаты и доломиты. Необходимо иметь в виду, что фации, характеризуе мые аллохемами, не видны на каротажных диаграммах, потому что аллохемы не
имеют определенного влияния на геофизические методы. Если по данным ГИС и удается выделить четыре-пять типов фаций, то все они оказываются структур
ными фациями. Типы фаций, идентифицируемые по ГИС, перечислены в таб лице
5. Литература
[ 1] Anselmetti F. S., Eberli G. Р ( 1999) The ve1ocity-deviation log: А tool to predict pore type and penneabllity trends in carbonate drill holes from sonic and porosity or density logs. AAPG Bull 83, 3:450-467. [2] Archie G. Е. ( 1942) The electrical resistivity log as an aid in detennining some reservoir characteristics. Trans AIME 146:54-62. [3] Asquith G. В. (1985) Handbook of log evaluation techniques for carbonate reservoirs. AAPG PuЬI, Tulsa, Okla, Methods in Exploration Series No. 5, 47 рр. [4] Bebout D. G., Lucia F. J., Hocott С. F., Fogg G. Е., Vande1· Stoep G. W. (1987) Characterization of the Grayburg reservoir, University Lands Dune field, Crane County, Texas. Report oflnvestigations No. 168, University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, 98 рр.
[5] Brie А., Johnson D. L., Nm·mi R. D. (1985) Effect ofspherical pores on sonic and resistivity measurements. Society of Professional Well Loggers Association 26th Ann Logging Symp, Paper W, Houston, Texas, June 17-20, 20 рр. [6] Buckles R. S. (1965) Correlating and averaging connate water saturation data. Joumal of Canadian Petroleum Technology Jan-March 1965:42-52. [7] Dewan J. Т. (1983) Essentials of modem open-hole log interpretation. PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, 361 рр.
ГЛАВА
134
3
[8] Ebe1·/i G. Р.. Maselmetti F. S., lnc::.e М. L. (2003) Factors controlling elastic properties in carbonate sediments апd rocks. The Leading Edge, July 2003:654-660. [9] Focke J W, Munn D. (1987) Cementation ехропепts in Middle Eastem Сю·Ьопаtе Reservoirs. SPE Fonnation Evaluation 2, 2:155-167. [ 1О]
Jenniпgs
J.
И'.,
Lucia F. J (2003) Predicting
bonates with а link to geology for interwel\ Evaluation & Engiпeering б, 4:215-225. [ 11] Lucia F. J. ( 1962) Diagenesis of 4:848-865.
а
penneaЬility
penneaЬility
from well logs in carmapping. SPE Reservoir
crinoidal sediment. J. Sediment. Petrol. 32,
[ 12] Lucia F. J. ( 1983) Petropl1ysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: а field classification of carbonate pore space. J. Pet. Techпol., March 1983:629-637. [ 13] Lucia F. J. (1995) Rock-fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bull 79, 9: 1275-1300. [ 14] Lucia F. J .. Conti R. D. ( 1987) Rock fabric, peпneaЬility, and log relationships in an ttpward-shoaling, vuggy carbonate sequence. The University of Texas at Attstin, Bureau of Economic Geology, Geological Circular 87-5, 22 рр. [ 15] Lucia F. J .. Кегапs С.. Wang F. Р. ( 1995) Fluid-tlow characterization of dolomitized carbonate ramp reservoirs: San Andres Fonnatioп (Pennian) of Seminole field, and Algerita Escarpment, Perrnian Basin, Texas and New Mexico. In: Stoudt EL, Harris РМ, (eds) Hydrocarbon reservoir characterization: Geologic framework and tlow uпit modeliпg. SEPM Short Course no. 34, рр. 129-155. [ 16] Lucia F. J. Jennings J W J1:. Meyel" F. О.. Miclшel R. (200 1) PenneaЬility and rock fabric fюm wireline logs, Arab-D reservoir, Ghawar Field, Saudi AraЬia. GeoAraЬia 6, 4:619-646. [ 17] Meyel's М. Т. ( 1991) Pore comЬination modeling: а techпique for modeliпg the pem1eaЬility and resistivity properties of complex pore systems. Society of Petroleum Engineers, Anпual Techn Сопf and ExhiЬition, Dallas, Texas, SPE 22662, р. 77-88. [18] Nugent WН., Coates G.R., ancl РееЬ/е,. R.P. (1978) А new approach to carbonate analysis. Transactions of 19°' Annual Logging Symposiшn, SPWLA, paper О. [ 19] Pickett G. R. ( 1966) А review of current techniques for deteгmination of water saturation from logs. J Pet Techпol November: 1425-1433. [20]
Pin;oп
J. S. ( 1983) Geologic well log analysis. Gulf PuЬ\ishing Company, Houston, Texas, 475 рр.
ЛИТЕРАТУРА
135
[21] Saner S., Кissami М., and Al-Nufaili S. ( 1997) Estimation of penneaЬility from well 1ogs using resistivity and saturation data. РЕ Fonnation Evaluation 12, 1:27-32. [22] Schlumberger Log Interpretation Charts, 1989, 151
рр.
[23] Timur А. (1968) An investigation of permeaЬility, porosity, and residua1 water saturation relationships. SPWLA Ninth Annual Logging Symposium, June 23-26, 1968:1-18. [24] Wang F. Р., Lucia F. J. (1993) Comparison of empirical models f-or calculating the vuggy porosity and cementation exponent of carbonates from log responses. The University of Texas, Bureau of Economic Geoloюr, Geologi<:al Circu1ar 93-4, 27 рр.
ГЛАВА
4
Структуры осадконакопления и петрофизика
4.1.
Введение Наилучший способ спрогнозировать петрофизические характеристики в меж
скважинном пространстве
-
это задать хроностратиграфические границы для
такого прогноза. Петрофизические данные, полученные в результате интерпре тации результатов ГИС и анализа керна, являются одномерными и не име ют собственной «Пространственности» (за исключением таких характеристик, как частота и плотность распределения данных). Для построения трехмерного изображения объем межскважинного пространства нужно «насытить» данны ми с помощью какого-либо корреляционного метода. Поскольку объем пласта коллектора, пересеченного скважинами, составляет одну миллионную от общего
объема породы, гидродинамическая модель на
99,99%
зависит от выбранного
метода корреляции петрофизических данных между скважинами. Применеине методов геостатистики позволяет построить схему гетерогенного распределения
петрофизических характеристик в межскважинном пространстве, но об этом мы поговорим в следующей главе. Несмотря на то, что использование неограничен ных геостатистических методов
-
это шаг вперед по сравнению с попытками
построения модели на основе двух-трех осредненных параметров, получаемые результаты нельзя признать реалистичными, а основанные на этих результатах
прогнозные эксплуатационные характеристики
-
надежными. Для построения
реалистичной модели необходимо ввести определенные ограничения для приме
няемых методов экстраполяции, а именно: границы и
2)
1)
геолого-хроностратиграфические
представление о геологических процессах, которые определяют
формирование и изменение петрофизических свойств пород. Процесс создания петрофизической модели состоит из следующих основ
ных шагов:
1)
привязки структурно-текстурных характеристик к петрофизи
ческим параметрам,
2)
реконструкции геологических процессов, в результате
которых были сформированы структурно-текстурные характеристики,
3)
опи
сания седиментационной последовательности циклов, основанной на принци пах секвентной стратиграфии, и
4)
распределения петрофизически значимых
структурно-текстурных типов внутри стратиграфических границ. В главе
2
мы
уже говорили о взаимосвязи между структурно-текстурными особенностями по род с петрофизическими параметрами и распределением пор по размерам, а так же выделили ключевые структурно-текстурные элементы, без описания которых
нельзя обойтись при построении модели. В главе
3
мы говорили об описании
4.2.
СВОЙСТВА КАРБОНАТНЫХ ОСАДКОВ
137
одномерных вертикальных последовательностей структурно-текстурных особен
ностей пород по данным анализа керна и об установлении зависимостей меж ду ними и петрофизическими параметрами по данным ГИС. А в настоящей главе
мы
поговорим
о
происхождении
седиментационных структур,
о
петро
физических характеристиках карбонатных осадков и о секвентной стратигра фии. В следующих главах мы поговорим об образовании карбонатных коллекто ров в результате днагенетического преобразования седиментационных структур и его влиянии на изменение структурно-текстурных признаков и петрофизиче ских свойств пород.
4.2.
Свойства карбонатных осадков Формирование карбонатного коллектора начинается с осадконакопления.
Карбонатные осадки обычно образуются на мелководье теплых океанов либо пуrем непосредственного выпадения из морской воды, либо вследствие биологи ческой экстракции карбоната кальция из морской воды и его превращения в ске летный материал живых организмов. В результате образуется осадок, состоящий
из частиц самых разных размеров и форм, и имеющих разнородный минерало гический состав. Комбинация этих разнородных частиц создает огромное ра ;нообразие структур, химических составов и, самое главное, связанных с этими
факторами особенностей распределения пор по размеру. Все карбонатные осадки можно разделить на два типа: несвязанные осадки и осадки, скрепленные между собой в результате жизнедеятельности морских ор ганизмов. Биологически скрепленными мoryr быть осадки нитевидных водорос лей, участвующих в создании строматолитов, или инкрустирующие организмы,
такие как современные кораплиновые водоросли LitJюthamnium или девонские строматопороидеи
-
строители рифов. В таких осадках мoryr образовываться
крупные первичные каверны и, как следствие, осадки становятся высокопрони
цаемыми (рис.
4.1 ).
Гораздо чаще карбонатные осадки состоят из несцементированных зерен. Как правило, гранулометрический состав рыхлых осадков бимодален, т. е. оса док образуется частицами двух размерностей
песчаной (или более крупной)
-
и глинистой. В общем случае карбонатные зерна песчаной размерности отра жают размеры известковых скелетов или их кальцифицированных
(обызвеств
ленных) твердых частей. Например, фрагменты кораллов обычно достигают раз
меров валуна, а обломки раковин обыкновенно гораздо мельче. Осадок, в фор мировании которого принимали участие скелеты морских организмов, испыты
вает воздействие механических, биологических и химических факторов разной интенсивности (таких, как сильные морские течения, жизнедеятельность мор ских организмов (полипов, водорослей и т. д.)), в результате чего он разруша ется на частицы меньших размерностей (рис.
4.2).
При разрушении скелетов
организмов мoryr образовываться частицы глинистой размерности
[12].
Однако
в большинстве случаев глинистая фракция представлена кристаллами арагонита, продуцируемого известковыми водорослями (рис.
4.3) и
осажденного из морской
ГЛАВА
138
4
РИФОВОЕСООБЩЕСТВО
ПРИКРЕПЛЕННЫЙ СЕГМЕНТИРОВАННЫЙ
КУПОЛООБРАЗНЫЕ И МАССИВНЫЕ
ИЗВЕСТКОВЫЙ БЕНТОС
ИНКРУСТИРУЮЩИЕ МЕТАЗОА
1
!
МЕТАЗОЛ
....
Рис .
4.1.
Диаграмма рифовой постройки, на которой хорошо вид ны конструктивные ка
верны. Круnные каркасные nустоты и большие фрагменты кораллов создают седимеюа
ционные структуры , отличающиеся большим размером пор (по
1 Рис .
4.2. Микрофотография
[ 17)).
2мм
совре ·tенного скелетного грейнстоуна состоящего из облом
ков кораллов моллюсков кораnлиновых водорослей и фораминифер . Размер межзерно вых пор контролируется размером зерен . Обратите внимание на nоравое nространство внутри фораминифер и гастропод.
1
Вес многоклеточные, вместе взятые. - При,н. перев.
4.2.
СВОЙСТВА КАРБОНАТ НЫХ О САД КОВ
139
(Ь)
(а)
(с)
Рис. 4.3 . Электронные микрофотографии известкового ила 2 • (а) и (Ь) Иголочки арагони та. Длина черты на фото Ь
-
1
·1км (по
образованные скелетным материалом
[ 10]). (с) и (d) Зерна глинистой размерности , [ 12] . Ра з мер и форма порового пространства кон
тролируется размером и формой иголочек и з ерен , причем раз мер пор очень мал так к~к частицы очень малы .
воды
[24].
Известковые планктонные кокколитиды и фораминиферы тоже имеют
глинистую размерность.
Биологические и химические процессы могут способствовать как увел.и чению размера частиц так и их уменьшению. Роющие организмы пропускают глинистую фракцию осадка через свой пищеварительный тракт и образуют фе
кальные комочки которые имеют уже песчаную размерность (рис.
4.4), создавая ,
таким образом , частицы песчаной размерности из частиц глинистой размерно
сти. Размер зерен может также увеличиваться за счет обрастания водорослями
в результате чего образуются онкоиды. Фораминиферы , скрепляя вместе глинJI стые частицы и пеллеты (комочки) образуют грейпстоуны . 2
Известковый (или карбонатный) ил - нсуплотнснный м11критовый ко тонент известняка no 11 зда н1110 To.lk'Otlьнi '~uншрь а11г. 711йских ;оеологичес~о.·их терншюн Т. 2, «MIIp», Москва , 1978). (прюr . перев., ци тирустся
ГЛАВА
140
Рис .
4.4.
4
Микрофотография современного nеллетевого известкового ила.
тот осадок
следовало бы назвать nреимущественно зернистый nакстоун в связи с наличием межзер
нового лорового nространства . Однако межзерновое nоровое nространство может быть разрушено nроцессами уnлотнения осадка , а сформировавшаяся в результате
того nоро
да будет классифицироваться как nреимущественно глинистый nакстоун или nелоидный вакстоун (с разрешения Р. Б. Перкинса) .
К карбонатным частицам хемогенного nроисхож ения относятся ооиды, ко
торые образуются благодаря химическому осаждению осадка вокруг зерен , иг рающих роль ядер, в обстановках
nодверженных действию сильных течений ·
пизолиты (nродукт субаэральных nроцессов)
[ 11 ];
и интракласты, образующие
ся в начальный nериод фор tирования карбонатного осадка из разрушающегося
литифици рованного осадка в субаэральной или в подnри ивной обстановке оса
-
конакоnл ения .
В своей классификации Данхэм
(4]
подразделяет карбонаты (рис.
4.5)
на ор
ганически скреnленные и несвязанные оса ки. При рассмотрении ttесвязанных
осадков Данхэм обращает основное внимание на бимодальность структуры кар бонатного осадка. Самым важным признаком считается взаимоотношение зер нистой и микритавой (глинистой) составляющей , а затем рассматривается коли
чество микритового материала в оса ке. В зависимости от тиnа зерен в осадке обобщенные наз вания вроде «вакстоун» и «rрейнстоун» уточняются
и nорода
становится <прилобитовым вакстоуном» или «ооидным rрейнстоуном».
Класс, названный Данхэ юм «баундстоуном» был позднее (в
тализирован Эмбри и Кл ованом
[5],
1971
году)
е
nоскольку карбонатные рифы nовсеместно
построены таки 1и круnными рифаобразующими организмами , как кораллы , губ ки и рудисты, и
ти рифастроители
которые либо скрепл ены друг с другом ли
бо nереносятся по дну формируют осадки состоящие из частиц очень большого диаметра. В рамках разработанного ими метода описания сложных структур
ных зависимостей Эмбри и Клован ввели тер tины «бафлстоую> , «байндстоую> и «фреймстоую> для характеристики автохтоннаго (т. е. захороненного на месте образования) рифового баундстоуна и термины «флоатстоун» и «рудстоу н» для
Первично-осадочная
Первично-осадочная структура распознаваема
структура
Первичные комлоненты не были связ аны
Первичные
между собой во время осаждения Порода содержит глинистую составляющую Порода с глинистым цементом
Порода без
(опорой породы является ил)
глинистого цемеtпа
(зерна
компоненты были Порода не
связаны между собой
содержит
во в.ремя отложения
глинистой
(ЭТО ДОКЗЗЬIВаСТСЯ
фракции
срастанием скел етных
и состоит из
остат ков ,
опирающихся
слойчатостью ил и
оnираются
Зерен менее
10%
Зерен более 10%
не распознаваема
д руг
на друга)
друг
присутствием
на друга
полостей , выстланных
зерен
осадком, п ерекрыты м
Породы ПОдраздеЛЯJОТСЯ
по физическим показателям структурных элементов или
.1:»
структурам ,
iv
сформированным
()
в процесс е диаге не за
органическим или
-1
предположительно
со
)>
органическим
;о::
материалом
)> ."
и по величине
С'1
о
прсвышающим
z > -1
межгранулярные
поры) Вакстоун
Мадстоун
Пакстоун
Грейнетаун
:х:
в осадке
Рис.
4.5 . Классификация
- 2 мм
карбонаты
--------
Байндстоун
Бафлстоу1i
1 Диаметр з ерен
Кристаллические
Баундстоун
~ Баундстоун
1
Порода без глинистого
цементом
цемента
карбонатных пород по Данхэму
[4),
!:!:::
><
о (') )>
):::> ;о::
о со
Фреймстоун
Порода с глинистым
Флоатстоун
ct1 о
:>:<
Рудстоун
Эмбри и Кловаиа
[5).
.1:»
ГЛАВА
142
4
описания аллахтонных (т. е. перенесенных) рифовых осадков, частицы которых имеют диаметр более
2
мм. Если рудстоун -это осадок преимущественно зерни
стый, то флоатстоун обраэован частицами преимущественно глинистой размер ности.
Этот метод описания карбонатных структур можно также использовать для характеристики геометрии пор в карбонатных осадках, поскольку термин «пре имущественно зернистый» предполагает, что порода характеризуется поровым пространством между зернами песчаной размерности, а «преимущественно гли
нистый» означает микропористость между зернами глинистой размерности. Од нако, как указывалось в главе о том, что в
и
2,
петрафизические описания свидетельствуют
классе пакстоунов следует выделять
преимущественно
зернистые
пакстоуны, так
преимущественно
как
межзерновое
глинистые
пространство
пакстоуна может как включать в себя межзерновые поры и глинистые частицы, так и быть заполненным исключительно глинистой фракцией. Характер распре деления пор по размеру в флоатстоуне и рудстоуне зависит от структуры меж зернового пространства. Если, например, межзерновое пространство заполнено известковым илом (как в флоатстоуне), размер пор будет контролироваться раз мером илистых (глинистых) частиц. Если же глинистый цемент лишь частично
заполняет межзерновой объем или отсутствует совсем (как в рудстоуне), то раз
мер пор будет определяться размером зерен и межзерновых глинистых частиц. В
1981
году авторы
[8]
измерили пористость и проницаемость современных
карбонатных осадков. Судя по полученным ими результатам, пористость, в це лом, возрастает с ростом содержания глинистой фракции (рис. пористость грейнстоуна составляет примерно
45 %,
4.6, а).
Средняя
что сходно с пористостью
чрезвычайно хорошо отсортированного песчаника. С ростом объема карбонатно
го ила пористость во3растает до
70 %,
что, возможно, объясняется открытой упа
ковкой игольчатых кристаллов арагонита, обнаруживаемых в карбонатном иле (рис.
4.3). Проницаемость обусловливается характером распределения пор по размеру,
а тот, в свою очередь, связан с пористостью, размером частиц и сортировкой
голоценовых осадков. У преимущественно глинистых осадков проницаемость
колеблется от
1 до 200
мД из-за малого размера пор между кристаллами араго
нита, которые сами имеют диаметр
5-10
мкм (рис.
4.6, Ь).
Проницаемость воз
растает по мере того, как объем глинистого цемента уменьшается от приблизи
тельна
20%
до нуля, а это говорит о том, что на размер пор все большее влия
ние начинает оказывать размер зерен. Проницаемость преимущественно зерни стого осадка с некоторым количеством межзернового ила в среднем составляет
2 000
мД.
Поровос пространство в карбонатных осадках имеется и между зернами (или между кристаллами), и внутри самих зерен. Размеры межчастичного по
рового пространства в осадке связаны с размером и форr.юй частиц 1того осад
ка. Карбонатные частицы бывают самых разнообразных форм (они могут быть представлены шарообразными ооидами, плоскими и спирально завернутыми об ломками раковин, игольчатыми кристаллами арагонита и т. д.) и размеров (напри-
4.2.
143
СВОЙСТВА КАРБОНАТНЫХ ОСАДКОВ
10.;,_-------------,
80.---------------~.~--~
•
-fJ
•
..а
!> о
;;о Q) ~
•
~ 10 :t
о о.
1о о
Рис.
'
t:: о 1
' о'--.....__2:'-0___.__4:'-О---'--в'-о---'--8:'-О___._1__,оо
Тонкие фракции (весовой лроцент)
Тонкие фракции (весовой проuент)
(а)
(Ь)
4.6.
Зависимость пористости и проницасмости от процентнаго содержания извест
кового ила в голоценовых карбонатных осадках Багамских островов и островов Фло рида-кис. (а) Пористость возрастает по мере того, как nроцент тонких фракций увеличи вается до
70%.
(Ь) Проницаемость уменьшается
no
мере увеличения содержания тонких
фракций, так как малый размер глинистых частиц обусловливает н малый размер лор
мер, кристаллы арагонита дорастают всего лишь до
5
f8].
мкм, ооиды имеют II~o:c•;.t"
ную размерность, а фрагменты кораллов могут достигать размеров валуна). Ра·3мер межчастичных пор зависит от структуры зерен. Из жилых камер гастропод
и фораминифер получаются поры относительно большого размера (рис.
4.2, 4.4).
А между иголочками арагонита, образуюшего современные ооиды и пелоиды, имеются только микропоры
лоиды обладают
15 %-ной
[9]
(рис.
4.7).
По оценке, современные ооиды и пе
микропористостью. Поры внутри зерен контактиру
ют между собой только через межtшстиtшое поравое пространство и образуют изолированно-каверновую систему пористости. В результате всего вышесказан ного и пористость, и характер распределения
пор по размеру в неуплотненных
карбонатных осадках весьма непостоянны. Те.н 11е _ненее. раз.11ер .\tежзерновых
пор и характер
u
ux распреде.1ения
по раз.неру все,'да зависят от раз.нера. фор.ны
сортированности частиц.
Сравнение голоценовых осадков и карбонатных коллекторов по пористости
и проницаемости покюывает, что современные осадки обладают более высокими значениями пористости и прониuаемости. Если пористость коллекторских пла
стов в США составляет в среднем
12 %,
а проницаемость
то пористость карбонатных осадков превышает
превышает
100
40 %,
-
около
50
мД
[28],
а проницаемость обычно
мД. Таким образом, можно сказать, что все современные карбо
натные осадки обладают проницаемостью, достойной nласта-коллектора. Для днагенетических процессов важную роль играет минералогический со
став исходного карбонатного осадка. Карбонатные осадки слагаются тремя фор мами карбонатов, которые являются переменно-стабильными (рис.
4.8) [32].
Ара
гонит имеет ромбическую кристаллическую структуру и в наземных условиях неустойчив. Кальцит относится к триклинной сингонии и в чистом виде устойчив
к атмосферным воздействиям. В то же время, если кальций в кристаллической
ГЛАВА
144
4
(Ь}
(а} Рис.
4.7.
Микрофотография nереотложенного багамского оолита (а) и детализированное
изображение , nолу4енное сканирующим эле ктронным микроскоnом (Ь). Видны микро nоры внутри микрокристаллов арагонита , образующего ооид.
решетке заменяется магнием , то 4ем больше в ней магния тем менее устой4И
вой она становится . Доля магния в голоценовом кальците может достигать
20%.
Кальцит, в кристалли4еской решетке которого зна4ительную роль играет магний , заместивший ионы кальция , называется высокомагнезиальным кальцитом. Кал ьu и т
t
500
рНРис.
1::::::J
4.8.
Зависимости
карбонатных осадков
о
·tежду растворением структурой и минералогическим составом
(no (32)).
Минералогия остатков морских организмов меняется в зависимости от их
тиnа (филума) а также с те4ение 1 геологи4еского времени (рис.
4.9).
Наnример
в строении современных багряных водорослей nринимает у4астие высоко tаrне зиальный кальцит, раковины брахиоnод образованы низкомагнезиальным каль цитом
а кораллы состоят из арагонита. Самые современные ооиды образуют
ся арагонитом
тогда как многие древние оолиты сложены низкомагнезиальным
кальцитом . Карбонатный ил, как nравило , образован тремя минерала tи , главную роль среди которых играет арагонит.
КВ Е Н -СТРАТИГРАФИЧ Е КИЙ КАРК
4.3 .
145
::;;
11)
а.
11)
-&
::;;
:s: = :s:
~ с:;
:::
~
:.:: о :::.:::
:s:
~
о
:О о
::а.
"'
cuo
е
м сn
а. о
~а
:а
::;;
§
а.
:а
t:
со
с:;
о
u :>-.
~
~
t::!
t.....
:::.:::
tсе
::;;
а.
о
"'
f-
§
\0
о
:s:
t:
:s:
о с:;
><
:s:
"'
~
а.
I.Q
:а
:s:
11)
:s:
~
х
о
11) о:(
о
:s:
а.
:::.:::
~ Е
:s:
cn
о
=
11)
-
:s:
..с
с:;
:s:
с:;
u
=о
~
t>:C. е-о
а.
"'а
§
I.Qco
Кайнозой Мезозой
Пал еозой
Планкгон
Бентос
Арагонит
Магнезиальный кальцит
c=J Кальцит Рис.
4.3.
4.9. Минералогия
морских организмов
[34]
Секвенс-стратиграфJtческий каркас Пространствеиное
натных
осадках
расnределение
контролируется
nетрафизических
ра сnределением
nризнаков
седиментационных
в
карбо
структур.
Этот факт лучше всего интерnретируется в контексте хроностратиграфическо
го, секвенс-стратиграфического каркаса
который образован высокочастотными
циклами (ВЧЦ)
высокочастотными секвенциями (ВЧС) и с ожными секвен
циями
-
[ 18].
ВЧЦ
это хренастратиграфическое nодраз еление
оnределяемое
как nоследовательность генетически связанных отложений (nластов или серий nластов)
ограниченных nоверхностями морского затоn tения и коррелятивны
ми с ними nоверхностями. ВЧС
-
то ограниченная несогласиями серия ВЧЦ,
имеющая трансгрессивно-проградационный характер. Сл ожная секвенция
-
это
осадочный комnлекс ограниченный nоверхностями несогласий и состоящий из
множес ва ВЧЦ. Считается
что nериод ы затоnлени я суши морем и связанные
с ними несогласия являются следствием э встатических вариаций уровня Миро вого океана. Если считать скорость тектонического nогружения nостоянной кажый ВЧЦ начинается с затопл ния
вызванного nодъемом уровн я моря. Именно
nодъем уровня моря является nри"'иной трансгрессии, отстуnления береговой линии
и
у13еличения
nространства
в
котором
может
nроисходи т ь
накоnление
ГЛАВА
146
4 Сокращение
(Ь)
Период проградации
пространства
(наступление береговой линии)
аккомодации
___________________ (\'\
Период затопления
(а)
(отступление береговой линии)
;f\
О Вакстоуны и мадстоуны приливно-отливной равнины
О Сублиторальные преимущественно зернистые породы Сублиторальные глинистые грейнстоуны и nакстоуны
Сублиторальные вакстоуны и мадстоуны
• Рис .
4.10.
Диаграмма развития седиментационного цикла под воздействием тектони
ческого nогружения и
встатических колебаний уровня моря. (а) Подъем уровня моря
вызывает зато nлени е шельфа и , как следствие увеличение nространства аккомодации , которое южет быть заnолнено осадками. {б) П адение уровня моря вызывает nрограда
цию . Сокращение nространства ведет к увеличению мощности отложений по вертикали до уровня моря формированию обстановок с более высокой гидродинамической актив ~юстью и nереносу осадков на шельф и сносу осадков с него.
карбонатных осадков (это пространство называется nространство 1 аккомодации см. рис.
4.1 0). После этого события настуnает период статического равновесия
(«стояния»), в течение которого nространство аккомодации в большей или мень шей степени заполняется осадками. Период стояния сменяется nадением уровня моря, в результате которого nространство аккомодации уменьшается
береговая
линия становится проградирующей (регрессивной), а бассейн осадканакопле ния
-
более мелководным (рис .
4. 10).
Если в nериоды nадения уровня моря кар
бонатная платформа обнажается, осадканакоnление прекращается и начинается развитие эрози онных процессов. Подъем уровня моря вызы вает новое затоnле
ние карбонатной nлатформы и возобновление цикла седиментации. Периоды за топления морем аппроксшщруются хроностратиграфическшнt поверхностями
и определяют ВЧЦ как хроиостратиграфическую единицу.
4.3.
С Е КВЕНС- ТРАТИГРАФИЧ ЕС КИЙ КАРКА
147
Причиной цикличности затоплений и осушений являются ловторяющиеся
nериоды заnолнения nросТранства аккомодации (автоцикличность) эnизодиче ские тектонические nогружения и эвстатические колебания уровня
юря вслед
ствие внешних воздействий (аллоцикличность). По всей видимости факторы , вызывающие эвстатические вариации уровня моря,
-
внешние
это изменения
объема материковых льдов вследствие климатических изменений на Земле кото
рые, в свою очередь являются откликом на вариации в ее орбите (эвстазия)
[20].
Хорошо известно, что в олейстоцене уровень Мирового океана колебался вслед за разрастанием и сокращением континентальных ледников. Для вопросов , об суждаемых в этой главе, природа ВЧЦ не имеет значения, nоэтому мы будем считать, что общая для всех карбонатных коллекторов цикличность обязана сво им происхождением именно эвстазии.
Концепция высокочастотного цикла неnосредственно nримени ма для харак
теристики коллектора и построения фильтрационной
юдели карбонатного кол
лектора и представляет собой наиважнейший элемент стратиграфического кар
каса . Информацию о вертикальных (снизу вверх по разрезу) и горизонтальных структурно-текстурных последовательностях внутри ВЧЦ можно преобразовать в nредсказуемые комбинации nетрофизических величин необходимые для If!-1 \. претации данных ГИС, и количественные значения петрафизических лараме
ов
для прогнозирования эксплуатационных характеристик.
4.3.1.
Высокочастотные циклы
Высокочастотные циклы определяются в о ном измерении вертикальными последовательностями
осадочных слоев
и
в двух
измерениях
-
латеральными
фациальны 1и рядами. Для циклов характерны две классические вертикальные
последовательности :
1)
сублиторальный (nодnриливный) цикл, состоящий
из
последовательности отложений грубозернистость и отсортированность которых увеличивается вверх по разрезу, и
2)
nоследовательность сублиторальных осад
ков перекрывающихся отложениями nриливно-отливной отмели . Вертикальная nоследовательность отложений отражает изменения в
нерrии
течений , а мощность цикла определяется nространством аккомодации и скоро
стыо осадконакоnления. Расnределение фаций осадканакопления по горизонта ли воспроизводит историю из 1енений гидродинамической активности седимен
тационных обстановок ние всех
рельефа дна и активности морских организмов . Влия
тих изменений можно увидеть в геометрии карбонатной платформы .
Структурный план карбонатной платформы подразделяется на рампы и окайм
ленные шельфы менее
2°, см .
[26].
рис.
Ура ша слабонаклонный профиль (с углом падения от О до
4.11)
а окаймленные шельфы являются результатом активного
намыва осадков вплоть до формирования крутопадающего края шелъфа (с укло
ном от
!5°
до субвертикального ). Океанические течения образованные в резуль
тате nриливов и волн воздействуют, главным образом , на круп ней шие элементы рельефа (рис.
-
рампы, окраины окаймленных шельфов, острова и береговые линии
4.1] , Ь ).
Сочетание элементов рельефа и океанических течений nорожда-
(а)
-~'>
РАМП
00
Срединный шельф
Приливно-отливная зона
Бровка шельфа
----Высокая энергия _:
Внешний шельф
~
Бассейн
R .. rrn":
.._'>.~ая энергия
-
Перемещение осад~ (Ь)
ОКАЙМЛЕННЫЙ ШЕЛЬФ Срединный шел ьф
Приливно-отливная зона
----
Бровка шел ьфа
=====----
Перемещение осадков
••
о
Рис .
4. 11.
n ор11 стость
nроющаемость
(%)
( .. Д)
Приливно - отл ивная равнина
63
Баундстоун
45 45 55
5 500 30000 30000 1800
Грейнетсун Преимущественно зернистый nакстоун
Внешний шельф
Высокая энергия
';1 > >
ф
~
-~'>
nор~rстость
nрошщасмо сть
(%)
( мД)
t]
Илы внуrреннеrо рамnа
•
Илы внешнего рамnа
•
Глубоководные илы
70 70 70
200 200 200
Последовательная смена фаций , отражающая смену обстановок осадконакоnления от суши до открытого моря для рам
nа (а) и окаймл енного шельфа (Ь) . Систематическое расnоложение фаций обусловливается особенностями рельефа д на и энергии течений . Характерные для голоцена з начения nористости и nроницаемости вз яты и з работы
[8] .
4.3 .
С Е КВЕН
149
- ТРАТИГРАФИЧ Е КИЙ КАРКАС
ет фациальный ряд, в котором прибрежные осадки постепенно заменяются все более глубоководными бассейновыми фациями · в
ются:
1)
том фациальном ряду выделя
литоральная (приливно-отливная) зона, nредставленная отложениями от
преимущественно глинистых до преимущественно зернистых и эваnоритовыми
фациями ,
2)
она срединного шельфа, представленная nреимущественно глини
стыми и местами преимущественно зернистыми фациями пакстоунов,
3)
бров
ка шельфа, представленная преимущественно зернистыми фациями и рифами,
4)
зона внешнего шельфа , отложения от nреимущественно глинистых до пре
имущественно зернистых, и
5)
преимущественно глинистые фации и потоки об-
омочного материала открытого
юря (рис.
4.1 О
а и
4.1 J). Высоко
Низко нергетическая
нергетическая
шельфовая
шельфовая
лагуна
окраина
Приливно отливная зона
вакстоун
Пелоидный
Некомnенси
nреимущественно
ооидный
зернистый nакстоун
грейнстоун
рованный
бассейн Клиноформные Бассейновые
склоны.
Обломочные
преимущественно
nотоки
одиночные рифы Рис.
4.12.
глинистые илы
Обобщенная схема расnределения фаций карбонатного рамnа в рельефе мор
ского дна.
Фациальная последовательность приливно-отливной зоны состоит из сед и ментационных циклов , в кровле которых залегают осадки nриливно-отливной
равнины. Фациальные ряды такого типа легко обнаружить в тех частях карбонат
ного шельфа, которые находятся в неnосредственной б изости от суши. Циклы формируются по
1ере того, как отлагающиеся осадки сначала заполняют nро
странство аккомо
ации до уровня
юря
а затем
nродолжают н акаnливаться за
счет трансnортировки карбонатов nриливно-отливными и штор l\ювыми течени-
ГЛАВА 4
150
ями на илистую низину приливно-отливной полосы. Таким образо таLtионные циклы
увенчанные
осадками
припивных
рf}внин
1,
седимен
свидетельствуют
о продвижении береговой линии в сторону моря и о сопровождавшем это продви жение постепенном перекрытии подприпивных осадков осадками межприливной и надприливной зон (рис.
4. LЗ , Ь).
Седи tентационные циклы заканчивающиеся осадками приливно-отливной равнины
обыкновенно формируются там
где берег моря защищен от воздей
ствия волн, а сублиторальные (лодnриливные) осадки в основном nредставлены карбонатным ило 1 с концентрацией зернистого материала в каналах и nляжевых отмелях. Обстановка осадконакоnления в приливно-отливной зоне складывается из обстановки межnриливной зоны (которая оnределяется как вертикальный ин тервал между средними уровнями высокого и низкого приливов, дважды в день
затопляемый морем) и надприливной зоны (которая оnределяется как область выше уровня ежесугочных nриливов и затопляемая нормальной морской водой
в сезонные и штормовые приливы). Осадки литоральной (межприливной) зоны изрыты ходами илоедов
со
держат большое количество пеллет, не и tеют никакой характерной седимен
тационной структуры и преж е всего идентифицируются по свое 1у местоnо
- они залегают неnосредственно nод надnриливной толщей осадков 1. таблицу 1). На границе между литоральной и суnралиторальной (надnрилив
ложению
(с
ной) зонами располагаются водорос евые ла 1инаты . Оса ки супралиторальной зоны (иногда именуемой сабхой по названию обширных надприпивных равнин в Персидеком заливе)
[25]
нетрудно распознать по характерной неnравилъной
слоистости , наличию пизолитов, трещин усыхания, интракластов и фенестро вых текстур формированию которых сnособствовало чередование кратковремен ных вспышек осадконакопления и длительных периодов осушения морского дна
(табл.
1·
подробное оnисание седиментационных обстановок
приливно-отливной зоны предлагается в В тех частях побережий
характерных для
[30]).
г е наблюдается активная волновая деятельность,
прияивно-отливная зона сменяется обстановками пляжа. Как правило это встре чается в обстановках с высокой
нергетикой среды осадконакопления , например
там, где грейнстоуновые отмели , надстраиваясь вверх выступают из воды и обра зуют острова, а также вдоль лоб режий с высокой гидродинамической активно стыо волн изо ированных от сноса обломочного материала. Условия се имента
ции в пляжной зоне подразделяются на обстановки осадконакопления nредфрон тальной зоны (которая расположен выше уровня нормальных волн и испытывает
воздействие nрибоя и скоростей ветра) и нижнего пляжа (который находится ниже уровня нормальных волн и потому находится под влиянием вдольберего вых течений). Для отложений предфронтальной зоны пляжа характерно возрас тание грубозернистости и сортированности вверх по разрезу : это обусловлено
увеличением энергии течений по мере того как волны подходят к прибрежной
зон см.
nересекая все более мелководные участки морского дна (более nодробно
[ 15]).
В условиях аридного климата могут сформироваться отложения эвапо
ритов, которые осаждаются из морских вод бассейнов изол ированных от океана
4.3 .
СЕКВЕНС-СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ КАРКАС
151
(а) пояс
ООЛИТОВЫХ ПЕ КОВ
ПРЕОБЛАДАЮЩЕЕ
ПРИЛИВНО-
глинистые структуры
ШТОРМОВОЕТЕЧЕНИЕ
ОТЛИВНОЕ ТЕЧЕНИЕ
с пеллетами и ходами илоедов
(Ь)
Соляное озеро
Супралитораль
Литораль Сублитораль Вертикальная последовательность напластования
Рис.
4.13.
Пример двух типичных осадочных секвенций. (а) Схема пояса оолитовых
песков Кэт-Кей (Багамская банка), на которой ясно видна вертикальная последователь ность фаций от изрытых ходами илоедов пеллетовых илов до ооидных rрейнстоунов
[ 1].
(Ь) Графическое представление проградирующей эвапорито вой приливно-отливной рав нины с указанием основных обстановок осадконакопления и вертикал ьной последова тельности фаций .
ГЛАВА
152 Таблица
1.
4
Последовательность седиментационных признаков в циклах, в кровле кото
рых залегают осадки приливно-отливной зоны Интерпре-
Седиментационные
тированные
признаки
[23]
Окаменелости
Текстуры
обстановки осадконакопления
Супрали-
Неправильная
торальная
слоистость
зернистый паксто-
Преимущественно
(надприлив-
Литокласты
у н,
ная)
Трещины усыхания
в вакстоун
Редки
переходящий
Фенестры
Пизолиты Слоистые ангидриты Литоральная
Водорослевые
Малочисленные га-
Преимущественно
(межприлив-
строматолиты
строподы, форами-
зернистый паксто-
ная)
Ходы илоедов
ниферы, остракоды
ун, переходящий в вакстоун
Приливно-
Слоистость, обуслов-
Малочисленные иг-
отливный
ленная течениями
локожие, моллюски
канал
Косая слоистость
Литокласты, пеллеты мелкопес-
чаной размерности и
некоторое
коли-
чество ила
Сублито-
Местами обильны
Or
ральная
Ходы илоедов
Как правило, изоли-
до вакстоуна
(подприлив-
рованная
ная)
строп од,
фауна
грейнстоуна
га-
форамини-
фер и пелеципод
приливно-отливными отмелями или барами, сложенными грейнстоуном
[21-23].
Сильно засоланеиная лагуна, обособленная от океана невыдержанным по про стиранию барьером,
-
это седиментационная модель, которая чаще всего исполь
зуется для объяснения природы эвапоритовых отложений. Морская вода должна выпариться почти до одной трети своего исходного объема для того, чтобы мог отложиться гипс, и почти до одной десятой своего объема, чтобы отложился
галит. Объем испарения зависит от чистой скорости испарения, от объема во дообмена между сильно засолаиенной лагуной и океаном и от количества ги персоленой воды, про н икающей в подстилающие пласты
см.
[3]).
(отгок
при испарении;
При отсутствии отгока соленость морской воды будет достаточно высо
кой для образования галита. При умеренном водообмене соленость воды будет менее высокой, но достаточной для образования отложений гипса. При хорошем водообмене отложения эвапоритов сформироваться не смогут вовсе.
Сильно засоланеиные (гиперсоленые) лагуны разнообразны по занимаемой ими площади и по своей природе. Залив Кара-Богаз-Гол, являющийся частью Каспийского моря, имеет площадь около
14
тыс. кв. км и отделяется от Кас-
4.3.
СЕКВЕНС-СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ КАРКАС
153
пийского моря барьерным баром. Прибрежные соленые марши (салины) имеют гораздо меньшие размеры: 'например, площадь поверхности салины Пекельмеер на острове Бонайре (Нидерландские Антильские острова), отделенной от океана коралловым пляжем, менее
3
кв. км. Характер барьеров, ограничивающих цир
куляцию вод, тоже неодинаков. Если Пекельмеер питается водами океана, посту
пающими в салину через коралловый пляж, то залив Кара-Богаз-Гол соединен с Каспийским морем лишь узким проливом. Тем не менее, у всех известных ла
гун такого типа есть одна общая черта: размеры того элемента рельефа, который соединяет гиперсоленые водоемы с открытым океаном, значительно меньше, чем
площадь поверхности такого водоема
[23].
Осадочные эвапориты можно узнать по полосчатости и текстурам в виде сросшихся нодулей. Присутствие полосчатых ангидритов позволяет предполо жить отложение кристаллов гипса, выпадающих из воды и опускающихся на дно
в виде осадка, а затем подвергающихся изменению и трансформации в ангидрит в процессе захоронения. Нодулярные текстуры свидетельствуют о росте при
крепленных к дну кристаллов гипса, которые в дальнейшем подвергаются дна
генетическим изменениям (например, преобразованию в ангидрит после захо ронения)
[33].
Слои осадочных эвапоритов располагаются непосредственно нц
подприпивными отложениями в пределах надприливнога разреза. Ангидр11 r1.1,
встречающиеся внутри серии подприпивных отложений, по всей видимости, СJIУ жат признаком изменения уровня моря и маркируют кровлю высокочастотного
цикла. Присутствие эвапоритов в надприпивных сериях позволяет предположить изменение уровня моря или вызванный седиментацией рост обособляющего во доем элемента рельефа дна, например, барьерного бара.
Для сублиторальных седиментационных циклов, формирующихся в спо койных водах срединного шельфа, характерны преимущественно микритавые осадки, а также проявляющиеся вверх по разрезу изменения в фаунистическом составе и рост количества аллохем. Однако по мере того, как пространство акко модации заполняется Отлагающимнея осадками, поверхность седиментации про
двигается все ближе к волновым и штормовым течениям и тогда в кровле цик
лов начинают формироваться преимущественно зернистые пакстоуны. Роющие организмы перемешивают илистый осадок и наполняют его своими пеллетами,
которые в сочетании с обломками раковин моллюсков образуют обломочную фракцию осадка. Особенности местного рельефа дна могут способствовать кон
центрации энергии морских течений в объеме, достаточном для формирования преимущественно зернистых структур и наложенных (патч) рифов. Хотя осад
ки, отлагающиеся в таких обстановках, могут обладать межпеллетным поровым пространством, уплотнение пеллет после захоронения осадка практически все
гда преобразует его структуру таким образом, что формирующаяся в результате этих преобразований порода оказывается пеллетовым вакстоуном или преиму щественно глинистым пакстоуном (более подробное описание этого процесса предложено в [б, 35]). Преимущественно зернистые пакстоуны и грейнстоуны обязаны своим про нехождением волновому «перевеиванию» известкового ила в высокоэнергетиче-
ГЛАВА
154
4
ских обстановках на перегибе шельфа (рис.
4.11, 4.12).
Подобные обстановки
воплощаются в классической регрессивной «мелеющей вверх» последователь
ности фаций от преимущественно глинистой подошвьi до ооидных грейнсто унов в кровле (рис.
4.13, а; [1, 14]).
Высокоэнергетические обстановки осадкона
копленяя характеризуются следующими типами осадочных отложений:
1)
пески
шельфовой окраины, которые за счет концентрации энергии приливов на склоне шельфа образуют обширные пояса морских песков и песков приливных баров,
2)
зарифовые пески, формирование которых обусловливается переносом осадков
в сторону суши от береговых рифов окаймленного шельфа, и
3)
встречающиеся
местами отложения срединного шельфа, приуроченные к глубоким внутриост ровным долинам или к приливным протокам, образующим лопастные приливно отливные дельты.
В преимущественно зернистых пакстоунах, как правило, легко различают ся ходы илоедов, но признаков переноса осадков морскими течениями обычно не наблюдается. Тем не менее, не исключено, что некоторые преимущественно зернистые пакстоуны обязаны своим происхождением увеличению объема кар
бонатного ила благодаря деятельности илоедов, которые перемешивают илистые и грейнстоунсодержащие осадки. Слои грейнстоунов практически повсеместно отличаются косой слоистостью всех видов и амплитуд (от знаков волновой ряби до крупных фестонов), а также самой разнообразной ориентировкой, свидетель
ствующей о роли приливно-отливных течений в формировании этих отложений (более подробно см.
[13]).
Рифы, в основном, формируются на высокоэнергетических окраинах окайм ленных шельфов
-
там, где рост организмов-рифостроителей стимулируется пи
тательными веществами, поднимающимися из глубоководных бассейнов. Термин «риф» зачастую используется в нефтяной промышленности совершенно непра вильно. Когда-то он применялея в качестве общего термина для всех карбонат ных коллекторов. В настоящей работе термин «риф» будет использоваться для
описания карбонатных тел, которые слагаются байндстоуном или бафлстоуном, поскольку они могут иметь поровые структуры, формирующиеся только благо
даря прижизненному скреплению морских организмов. В рифах находит свое физическое выражение сообщество организмов, которые живут и растут вместе,
не имея почти никакого отношения к физическим процессам осадконакопления. И все же рифы являются основным источником поступления карбонатного осад
ка. Осадочные отложения, имеющие рифовую природу, обычно представлены грейнстоунами, так как рифы
-
это типичные обитатели высокоэнергетических
обстановок. В ходе геологического времени организмы-рифостроители эволюци
онировали, а с ними изменялись и рифы: докембрийские строматолитовые рифы сменялись силурийскими коралловыми рифами, те
-
девонскими строматопоро
выми рифами, потом пришел черед пермских губковых рифов, потом
-
меловых
рудистовых рифов и т. д., и т. п. Именно поэтому рифы славятся таким разнооб разием литотипов и форм. Есть еще один тип карбонатной аккумуляции, которую часто именуют ри
фом, но которую правильнее называть карбонатной постройкой, карбонатным
4.3.
СЕКВЕНС-СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ КАРКАС
155
холмом или биогермом. Эти формы рельефа дна наследуют предшествующую морфологию или являются результатом жизнедеятельности организмов в преде лах какого-либо ограниченного пространства. Они сложены осадком, в составе которого байнд- и бафлстоун занимают весьма подчиненное положение, и их петрафизические особенности могут быть рассмотрены в аспекте структур осад конакопления. Хотя такие постройки могут возникнуть как на мелководье, так и на глубоководных участках океанов, но все они обнаруживают тенденцию до
растать до уровня моря (более подробные описания рифов и б и о герм см. в
[ 16]).
Сублиторальные циклы, сформировавшисся в низкоэнергетических обста
новках континентального склона или бассейна, могут быть целиком и полно стью представлены преимущественно илистыми осадками. В таких циклах мо жет наблюдаться рост процентнога содержания аллохем вверх по разрезу, или же
в них могут присутствовать градационные слои и турбидиты, называемые цик лом Боума. Распознавание ВЧЦ в таких обстановках
-
весьма непростая задача,
при том, что обнаруживаемая цикличность может не иметь никакого отношения к процессу, обусловливающему цикличность на шельфе.
Склоны шельфов и впадины, соседствующие с карбонатными платформами, получают карбонатные осадки благодаря сносу осадочного материала с шеJiь
фа и осаждению известкового зоо- и фитопланктона. Типично илистый осадщ:
персмежается с потоками более грубозернистого материала. Обломочные пото ки, оползневые отложения, рифовые осыпи, зерновые потоки и турбидиты
-
вот
типовые механизмы транспортировки осадков по дну моря. В некоторой степе
ни тип потока осадочного материала зависит от крутизны склона. Слои брекчий,
образованные рифовыми осыпями и обломочными потоками других типов, обыч
но приурочены к крутопадающим склонам окаймленного шельфа, в то время как оползневые отложения и зерновые потоки более характерны для пологих склонов карбонатного рампа. Отложения турбидитов обнаруживаются в предбассейновых
частях континентального склона и в бассейновых обстановках (более подробно см.
[2, 7, 29]). По профилям пористости и проницаемости в ВЧЦ можно судить о верти
кальной последовательности седиментационных структур (рис.
4.14).
В боль
шинстве случаев подошва ВЧЦ образована преимущественно илистыми осад ками, пористость которых составляет
70 %,
а проницаемость равна
200
мД.
Преимущественно илистые слои, как правило, перскрываются преимуществен
но зернистым пакстоуном, имеющим пористость
60 % и
проницаемость
2 000 мД.
В высокоэнергетических обстановках такой седиментационный цикл будет иметь кровлю, сложенную грейнстоуном, пористость которого будет равна ницаемость
30 000
45 %,
а про
мД. Двухмерное распределение петрафизических парамет
ров контролируется распространением фаций по латерали. Образующаяся при этом двухмерная конфигурация петрафизических характеристик представлена
на рис.
4.1 О.
Несмотря на значительный разброс значений проницаемости, все
значения пористости и проницаемости достаточно высоки для того, чтобы все виды осадочных отложений, о которых рассказывалось выше, определить как породы-коллекторы.
ГЛАВА
156
4
Цикл , увенчанный осадками приливно-отливной равнины
Пористость
о
,
---
Проницаемость 4
50 100 1
100 10
~гr
. .
Сублиторальный (мелеющий вверх) цикл С грейнстоуном
Пористость
о
в кровле
... ..
С преимущественно пакстоуном в кровле
.. ..
'
Рис.
100 10
4
~Г?
r
зернистым
Проницаемость
50 100 1
!illll
Преимущественно илистый пакстоун приливно-отлив ной равнины
Пористость
о
Проницаемость
50 100 1
100 10
Грейнстоун
4
~Гl
Преимущественно
Пористость
ил истые
о
Преимущественно зернистый пакстоун
Преимущест венно илистый
Проницаемость
50 100 1
и з вестняк
1
100 10
IТГГ
4.1 4. Примеры тиnичных
седи ·tентационных циклов , дл я которых характерно огруб
ление отложений снизу вверх по раз резу. В кровле сублиторальных , мелеющих вверх по
разрезу циклов могут (в зависимости от обстановки осадконакопления) залегать rрейн стоуны, преимущественно зе рнистые nакстоуны
или
преимущественно глинистые
пак
стоуны. Наибольшее значение имеют циклы увенчанные осадками приливно-отливной равнины, поскольку по обстановке nриливно-отл ивной равнины реконструируется уро вень моря . Вертикальные профили пористости и лрониuаемости скоррелированы со структурами осадконакопления .
4.3.
4.3.2.
С Е КВ Е Н С-СТ РАТ ИГРАФИЧ Е
КИЙ КАРКА С
157
Высокочастотные секвенции
Повторяющиеся циклы эвстатических колебаний уровня Мирового океана
способствуют формированию вертикальных чередований ВЧЦ (рис.
4. 15).
Об
разующиеся вертикальные последовател ьности ВЧЦ состоят из ретроградаци онных , агградационных и проrрадационных циклов. Фор tирование ретрогра даuионных циклов происходит в такие периоды э встатических вариаций , ко гда
величина
nаде ния
уровня
моря
дл я
каждого
цикла
значительно
уступает
величине nодъема этого уровня. С каждым следующи 1 циклом береговая ЛJ1ния смещается все дальше в сторону суши ; это событие называется обратным движением, или трансгрессией. Говорят что осадки отлагаются в тра нсгрессив
ной системе трактов (ТСТ). Формирование агградационных циклов тогда, когда э встатический nодъем уровня
роисходит
юря равен его nадени ю, в результа
те чего образуется вертикальное напластование фаций . Такие циклы считаются
частью систе tы трактов высокого стояния (ТВС). Проградационные циклы фор мируются тогда
когда эвстатическое падение уровня моря больше его nодъема.
С каждым таким циклом береговая линия будет смещаться все дальше в сторону моря· этот nроцесс наз ывается nроrрадацией , или регрессией а об осадках гово
рят что они отлага ются в системе трактов высокого стояния (ТВС). Об осадка:· , отл аrающихся в периоды самого ни з кого стояния уровня моря, говорят, что о юr
nринадл ежат системе трактов низкого стояния (ТНС). ТСТ, ТВС и ТН С, каж д ый из которых включает в себя высокочастотные циклы , вместе образуют эв статический цикл более высокого nорядка рис .
-
высокочастотную секвенuию (ВЧС ;
4.15). Седиментационные циклы , отл агающиеся в трансгрессивной системе трак
тов (ТСТ) , как nравило nредставлены сублиторал ьными циклами , которые ино гда могут быть увенчаны циклами nриливно-отл ивных равнин. Вверх по разрезу, по мере изменения уклона рел ьефа дна, возможно увеличение грубозернистости структур
и
посте пенное
nревращение
осад ков
в
преимущест венно
з ернистые.
Приливно-отливные равнины nриурочены к береговой л инии и не nроградируют далеко в сторону моря из-за того, что характер береговой линии является
в об
щем , транс грессивным. Общий подъем уровня моря nриводит к тому, что каждый nоследующий цикл осадканакоnления начинается со все увеличивающегося на ступления моря на сушу (это видно по тоnографическому nоложению циклов и
3
на рис.
4.15).
1, 2
Седиментационные цикл ы , сформировавшиеся в системе трак
тов высокого стояния (ТВС) , образованы осадками более высокоэ нергетических обстановок , так как пространство аккомодации уменьшается вследствие того, 'ПО nонижение уровня моря больше, чем его nодъем . Для ТВС характерно развитие хорошо сформироваttных седиментационных циклов
nродвигающихся в сторо
ну суши и содержащих в своей кровле осадки при л ивно-отливной равнины , nод nри л ивных лагунных преимущественно глинистых циклов , циклов , в кровле ко
торых залегают преимущественно зернистые nакстоуны и грейнстоуны, и рифов бровки шельфа , а также nреимущественно глинистых uиклов внешнего шельфа
и глубоководного бассейна (см. цикл ы
4, 5
и
6
на рис.
4.15).
По скольку ТВС
ГЛАВА
158
Цикл
4
6
~
----------"'\
;::1
"'~
ео
0.. с::
ai
- ,,
:s:
:t 00:
о
~ (.)
u
о
:.:
о
(.)
;;;
CQ
ai~
о
:t
§ ~
__________ ?'\
Цикл
3
Цикл
2
:s: :s:
(.)
oQ
(.) (.)
(.)
~
!:-о (.) х
:s: ;
~о..
f-10 о
::-:----==~~ 1
Цикл
----------
-------===-=="'"==~ ----------
укло11 д11а возрастает 11а
3 fl>Bдyca nосле каждого uнкла
Кривые аккомодации
Вакстоу11ьt 11 мадстоуны
nрiШIIВНО•ОТЛИоной раuю1ны
Tpalccrpccc••я Лроград3U11Я Ннзкос стоявне
~
ГpciiiiCТOYIIЫ Пренмущсстве11но з сршrстые nакстоуны
Прс••мущсстоен••о ил и стые осадю1
Составная сскосJщня
Рис.
4.15.
Развитие карбонатной высокочастотной секвенции (карбонатной ВЧС) . Циклы
сгруnnированы в более долгоnериодичные сигналы, рассматриваемые в качестве ВЧС. Циклы смещаются в обратном наnравлении
коща долгоnериодичный подъе ·1 уровня
моря nревышает его долгоnериодичное nадение. Циклы nроградируют когда долгоnе риодичное nадение уровня юря больше, чем его долгоnериодичный подъем . Высокоча стотвые секвенции можно сгруnnировать в более долгопериодичные колебания уровня моря , которые можно рассматривать как составные секвенции .
определяется тем,
что
величина
понижения
уровня
юря
превышает величину
его nодъема циклы начинают налегать на шельф. Заnолнение nространства акко модации осадками приводит к тому, что
равнинам nроградировать в сторону
1)
ничто не мешает приливно-отливным
юря и что
2)
шельфовые осадки, будучи пе-
4.3.
СЕКВ Е Н
- ТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ КАРКА
159
ренесенными в сторону бассейна образуют клиноформные комплексы внешнего
шельфа .
'
В результате всего того, о чем рассказывалось выше, возникает четко ор ганизованная система седиментационных образований, распределенных внутри
высокочастотной секвенции,- так как показано на рис.
4.16.
Распределение петрафизических свойств должно соответствовать характе РУ распределения структурно-текстурных фаций, причем rрейнстоуны должны иметь самые высокие значения проницаемости , а карбонатные илы
-
самые
низкие. Возникающий при этом тип распределения петрафизических свойств показан на рис.
4. 17.
В результате формируется диахронный пояс высокопро.ни
цаемых преимущественно зернистых осадков ограниченный со стороны бассей на низкоnроницаемыми преимущественно илистыми осадка 1и ко нти нентального
склона и бассейна, а со стороны суши
-
низ копроницаемыми преи му щественно
глинистыми осадками срединного шельфа. Ценность ВЧЦ состоит в том, (Jтобы продемонстрировать диахронную природу высокопроницаемых лреи мущсстве н-
Проградирующая система
Поверхность экспозиции
трактов высокого стояния (ТВ
Оrступающая трансгрессивная система трактов (ТСТ)
•
40
км
Высокочастотные циклы
•
Приливно-отливная равнина Грейнстоун Преимущественно зернистый пакстоун Илы внутреннего рампа Илы внешнего рамnа Глубоководные илы
Рис.
4. 16.
Схема ВЧС, nостроенная на рис.
4. 13,
на которую нанесено распределе
ние текстур осадконакоnления и высокочастотных цикл ов . Грейистоуны локализуются в фациальном тракте переrиба рампа , явл яющегося частью систе I ЬI трактов высокого стояния .
ГЛАВА
160
4
но зернистых фаций и показать, что эти фаuии отделены слоями низкопроница емых илистых осадков.
П ор11стост ь
ПрОНIIЦ3С~ЮСТЬ
(%)
(м Д)
63
Jм
5500
15
4
Рис .
D
45
30000
D
55
1 00
D
70
200
4.17.
Схе
-6
40
Высокочастотные
км
-...!....
ЦИКЛЫ
·ta
ВЧС
nостроенная на рис .
4.13,
на которую нанесено расnределение
nетрафизических свойств, основанное на струкrурах осадконакоnления. Са 1ые высокие з начения nроницаемости концентрируются на nерегибе рамnа и на приливно-отливных равнинах .
4.4.
Пример Великолепным
примерам
последовательного
расnределения
структурно-
текстурных характеристик фаций в карбонатной секвенции может служить фор1ация Сан-Андрее, выходящая на дневную поверхность на Уступе Алджерита
в горах Гвадалуnе (штаты Техас и Нью-Мексико, США) (рис .
4.18; [19]).
Судя
по имеющимся картам регионального масштаба, формацию Сан-Андрее, которая и 1еет общую толщину
500
м, можно разделить на множество высокочастотных
и составных секвенций. Каждая секвенция состоит из высокочастотных циклов ,
а наборы фаций внутри циклов и смещение фаций между циклами указывают на тет и твс . Данные петрафизического изучения обнажений этой свиты сви детел ьствуют о том, что в ее состав входят дологрейнстоуны с nроницаемостыо
20
мД, преимущественно зернистые долопакстоуны с nроницаемостью
ловакстоуны с проницаемостью
нее
0,4
4
мД до
мД и доломадстоуны с nроницае юстью ме
0, 1 мД. Имеются данные детального картирования участка обнажений формации
Сан-Андрее «В
rасштабе коллектора» , который аналогичен многим коллектор
ским пластам этой формаuии в nределах nермскоrо бассейна. Закартированный участок имеет
1,б
км в дл ину и
30
м в высоту. Фаuиальное описание
! НОГО
численных промереиных разрезов позволяет выделить девять высокочастотных
циклов , картируемых по дл ине обнажения (рис.
4.19).
Большинство циклов пред-
ПРИМ ЕР
4.4 .
161
•
105
•
с
~
D
Капитан
н Гоут-Сип Группа Артсзня Снерасчлененная за нсключ е нн ем
формацнн
Грейбур г)
НЬЮ
МЕКСИКО ~k==-\1'1!"1
ТЕХАС
D D
Формац11я Грейбург
~
Формацнн Сан Андрее и Грсйбурr (н ерасчлене нные)
Формация Са н Андрее
Нерас•шененные фац1ш верхней
о,_,~~-.,.__.15 миль О
Рис .
20 км
4. 18. Геол огическая
\
----'(
Разлом
ч асти р аз рез а
пермскоrо бассейна
Дороги
карта гор Гвадал уnе с указанием местоnоложения выходов сви
ты Сан-Андрее на Устуnе Алджерита
[19).
ставляют собой асимметричные мелеющие вверх циклы , в nодошве которых , как прави л о , залегают мадстоуны , перекрываемые ственно
глинистыми
пакстоунами ,
вакстоунами или преимуще
преимущественно
зернистыми
nакстоунами
и грейнстоунами , и местами увенчанные отложениями с фенестревой текстурой
(осадки приливно-отливной равнины). На рис. фации приливно-отли вной равнины ; циклы
4.19 циклы 3 и 8 имеют в кровле 1, 2, 3, 7 и 9 - это сублитораль
ные циклы , завершающиеся мощными отложениями грейнстоунов ил и преиму
щественно зернистых пакстоунов ; а циклы
4, 5
и
6
венчаются маломощным пре
имущественно зернистым пакстоуном. Такая вертикальная последовательность говорит о наличии секвентных границ на контакте циклов
циклом
9
3
и
4,
а также между
и перекрывающими циклами , налегающими на поверхность экспози
ции цикла
9.
Циюrы
1- 3
представляют собой проградирующие циклы системы
трактов низкого стояния, а циклы
высокого стояния. Циклы
4- 6 -
7- 9 -
это циклы верхней системы трактов
это ретроградационные циклы трансгрессивной
системы трактов. В работах, посвященных исследованию этих двух секвентных
границ, которые были проележены на всем протяжении гор Гвадалупе
[ 18, 19],
им были даны названия «Высокочастотная секвенция Гвадалупская-2» и «Высо кочастотная секвенция Гвадал упская-3».
ГЛАВА
162
4
м 1
"'
~
<.> с: ;:....
Разрез Х
i
Разрез У
Циклы ФАЦИИ
L.
u
Фенестрово-полосчатые
:т
пелоидные вакстоуны /
фуr j м се
пакстоуны
cr
15 45
9Ь
L-3 Плоско-полосчатые ооидно пелондные преи tущественно зернистые
9а
пакстоуны
и обычные пакстоуны
'"';\ ~
"'
<.>
Плотные кососпоистые
;:....
ооидно-пелоидные
с:
10
~
грейистоувы
"' u:т
L.
7
О Пелоидные пакстоуны/преи~tущественно
се
зерllистые пакстоуны с
параллельной или флазерной
слоистостью
6
Пелоищ1ые
5
вакстоуны/пакстоуны с вертикальными ходами илоедов
Плотные мадстоуны/
3
•
2
~ Чехол
1
вакстоуны
cr -
граннuа вчс
ПМЗ
-
nоверхность макснмальноrо
33ТОПЛС IНIЯ
Рис .
4.19.
Промереиные разрезы на которых видно расnределение фаций внутри циклов
и взаимосвязь
1ежду циклами и структурой ВЧС на участке картирования пласта-кол
лектора в районе Лойер-Каньон
[ 19].
Б агадаря детальным измерения
' разрезов
были nолучены одно Iерные дан
ные, nодобные nрофилю вертикальной эксnлуатационной скважины. Однако на отлично Сохранившихея обнажениях можно nолучить и двухмерные данные: для этого нужно закартировать фации по горизонтали между nромереиными раз
резами либо на земле, либо с nомощью nерспективной аэрофотосъемки. Границы циклов, о которых мь1 здесь ведем речь, были nроележены на протяжении
1,б
а фации осадканакоnления были закартированы. Фации nереходят одна в
руrую
км,
4.4. ПРИМ Е Р
163
в горизонтальном наnравлении nостеnенно , без резких контактов и без nересе
чения границ циклов. В большинстве случаев вертикальная nоследовательность фаций в nределах сред инного ра ша имеет более сл ожное строение, чем такие же nоследовательности в зоне nерегиба рамnа , а грануло tетрический состав циклов внешнего рамnа nросто грубеет вверх по разрезу от мадстоунов и вакстоунов до
nреимущественно глинистых или зернистых nакстоунов (рис.
4.20).
При по ющи
картирования фаций по патерали вертикальная nоследовательность фаций может быть преобразована в двухмерную модель последовательного фациального ряда (рис.
4.20).
В интерnретаци.и л атеральной nоследовательности фаций большую
роль играют искоnаемые организмы
-
индикаторы глубоководных обстановок
осадконакоnления . В случае с формацией Сан-Андрее ключевы 1и индикаторами
таких обстановок являются фузулиниды. На nоnеречном разрезе, nредставлен
ном на рис.
4.20, ви
но, что фузулиниды главны
t образом ,
встречаются на внеш
нем рамnе и диетальном внешнем рамnе . Для диетал ьной части внешн его рамnа также характерны кремнистые мадстоуны.
Фациальные тракты
1 Срединный рамn
1 Перегиб рамnа 1 Внешний рамn
1
Дистальный
l внешний pal\tn l
\
Расnределение фаций внутри цикла ТВ
О Фенестровая «шаnка»
.::::__]
Ооидно-nелоидный rрейнстоун
с корытообразной
:J
косой слоистостью
Пелоидный
вакстоун
•
Светло-серый мадстоун Кремнистый ооидный
nакстоун
nреи tущественно
Фузулиново-nелоид ный
зернистый nакстоун
nакстоун
Рис.
4.20.
Вертикальные nоследовательности фаций и латеральные фациальные ряды
в одном и то ·t же цикле из обнажения формации Сан-Андрее
[ 18].
ГЛАВА 4
\64 Особый имеют
интерес пре ставляют грейнстоуны
самую
высокую
проницаемость
среди
потому что эти отложения
соврем~нных
осадков
в
целом
и в данном конкретном обнажении в частности. На детальной фаuиальной кар те изученного участка коллектора видно, что в масштабе ВЧС nрослеживается разделение между тела ш грейнстоунов
принадлежащи 1и к трансгрессивны
трактам и к трактам высокого стояния (рис.
и
4.21
4.22· [ 19]).
·1
В системе трак
тов высокого стояния грейнстоуны встречаются гораздо чаще и образуют более крупные тела чем в системе трансгрессивных трактов. Кроме того грейнстоуны чаще формиравались на гребне рампа чем в его внутренних или внешних частях.
Юг
Север
1 Пакет проrрадационных
Ооидные
циклов
фуr м
J5
циклов
о
4.21.
грейнстоуны
D
Пакет реrрада ционных
циклов
о
Рис .
и пелоидные
~ Пакет реградационных
'
1
о
1
lQOO фуr 300 м
1
о
Номер цикла
Секвентная rраниuа
Расnределение фаций rрейнстоуна на участке картирования nласта - коллекто
ра в районе Лойер-Каньон на устуnе Алджерита. На рисунке видно , что грейистоувы
концеtприруются в nакете
nporpa
ационных циклов в двух ВЧ
Благодаря этому обнажению
1ы имеем
наrля ный
[ 19] . пример системности
в распределении литотиnов на карбонатной платформе. При условии что продук ты диаге неза сравнительно хорошо согласуются с седиментационными структу
рами , можно прогнозировать nетрафизические характеристики отложений на ос
новании прогнозных расчетов трехмерной модели nетрафизически з на•шмых
фаций осадконакопления. Карбонатные породы состоят из самых разнообраз ных наборов фаций , и на
ту те 'У существует огроl\tное количество литерату ры
которую в настоящей работе мы даже не затрагиваем. Вм есто этого мы предла
гаем уnрощенный вариант карбонатного осадканакопления и формирования вер тикальных последовательностей циклов . Тем не менее такая постановка задачи вполне применима ко многим крупнейши 1 карбонатным коллеh-торам в разных частях света.
4.5 .
40
Р ЗЮМ Е
165
Пакст nроградацнонных цшmов
~
~
Пакет perpaдЗЦIIOIIIIЬIX НIIКЛОВ
•
::::1
Ь
а
1
2
12
3 Номер цикла
Рис.
4.22.
Диаграмма, на которой видно разделение между Грейистоунами nроградаци
онных и реградационных циклов фор ·шция Сан-Андрее , устуn Алджерита
4.5.
[ 19).
Резюме Карбонатные осадки отличаются широким
иапазоном гранулометрическо
го состава и сортированности, так как они обязаны свои
t
происхождением жиз
недеятельности морских орга~tизмов и дальнейшему переотложению морскими
течениями. Значения пористости карбонатов варьируют от
40% до 75% а про 30 000 мД. У преимущественно глинистых осадков по ристость в среднем равна 70 %, а проницаемость 200 мД. У преимущественно зернистых пакстоунов ти величины составляют 55% и 1 800 мД а у грейнсто унов, соответственно 45% и 30 000 мД. Поровое пространство существует как ницаемости
-
от
о
200
между зернами осадка, так и внутри них . Размер межчастичных пор зависит от типа
размерности и сортированности частиц, причем частицы могут иметь са
мые разные размеры
-
от
5-
tикронного ила до крупных ооидов и коралловы х
фрагментов. Межчастичная (изолированно-каверновая) пористость варьирует от микроnористости в ооидах и пелоидах до сравнительно высоких значений внут рискелетных пор.
Пространствеиное распределение петрафизических свойств неразрывно свя зано с наборами фаций. Структурно-текстурвые характеристики фаций плано мерно распределяются
внутри высокочастотных
циклов и
высокочастотных
се-
ГЛАВА 4
166
квенций. Эти хроностратиграфические подразделения ограничены временны ми поверхностями, которые можно прокоррелировать
or
скважины к скважине.
Вертикальная смена седиментационных структур образует циклы, увенчанные осадками
приливно-отливных
равнин,
и
подприливные
циклы,
в
кровле
кото
рых могут располагаться (в зависимости от энергии обстановки осадконакопле
ния) байндстоуны, грейнстоуны, преимущественно зернистые пакстоуны, пре имущественно глинистые пакстоуны или вакстоуны. Скорость осадконакопле ния, в свою очередь, контролируется особенностями рельефа дна и типом мор ских течений. Самые высокоэнергетические обстановки обычно наблюдаются на шельфовых окраинах, а формирующиеся там седиментационные циклы обык новенно заканчиваются байндстоуном, грейнстоуном или преимущественно зер нистыми пакстоунами. В области срединного шельфа течения обычно спокойные (но только не во время штормов), а кровля отлагающихся там преимуществен но глинистых циклов, как правило, увенчана преимущественно глинистыми или
преимущественно зернистыми пакстоунами. Береговая линия преграждает путь
осадкам, переносимым в сторону суши из сублиторальной зоны, и они осаждают ся из воды, образуя пляжи и седиментационные циклы, заканчивающиеся осадка ми приливно-отливной равнины. Мористее от этой области, на перегибе шельфа, действуют самые разнообразные течения, где отлагаются преимущественно гли нистые осадки, образующие градационные слои и валунник. Однако среди всего
многообразия седиментационных циклов выделяются два основных: это циклы, завершающиеся отложениями приливно-отливной равнины, и сублиторальные циклы, причем подприливные циклы обычно формируются двумя типами струк тур
-
преимущественно глинистыми в нижней части цикла и преимущественно
зернистыми в его кровле.
Каждый ВЧЦ начинается с затопления в результате относительного подъ ема уровня моря. Периоды затопления приблизительно тождественны хроностра
тиграфическим границам, вследствие чего ВЧЦ определяется как хронострати графическая единица. Если вертикальная последовательность высокочастотных циклов указывает на их реградационную природу, то это свидетельствует об общем подъеме уровня моря. Агградационные циклы говорят о стоянии уров
ня моря, проградационные
-
о его общем падении. Последовательность цик
лов от реградационных до проградационных объединяется в более крупное под разделение, называемое высокочастотной секвенцией. Упорядоченная последова тельность осадочных структур внутри высокочастотной секвенции характеризует
распределение петрафизических параметров в масштабе цикла. В этой модели осадканакопления нет непроницаемых областей, поскольку практически не сушествует осадков, которые можно было бы считать лишенны ми коллекторских свойств. Тем не менее, высокопроницаемые осадочные тела приурочены к перегибу шельфа и со стороны моря и суши они ограничивают ся низкопроницаемыми осадками преимущественно глинистого состава. Плот
ные участки, обычно обнаруживаемые в нефтегазоносных пластах, объясняются диагенети<Jескими изменениями осадочных структур, вследствие которых чаще
всего ухудшаются пористость и проницаемость отложений.
ЛИТЕРАТУРА
167
Карбонатные седиментационные структуры отличаются закономерным рас пределением по карбонатной платформе. При условии, что продукты диагенеза сравнительно хорошо
согласуются
с седиментационными структурами,
можно
прогнозировать петрофизические характеристики отложений на основании про гнозных расчетов трехмерной модели петрофизически значимых фаций осад конакопления. Карбонатные породы состоят из самых разнообразных наборов фаций, и на эту тему существует огромное количество литературы. В
главе
2
мы
сгруппировали
петрафизические
данные
текстурные параметры и петрафизические классы, в главе
3
в
структурно
мы говорили о вер
тикальном распределении структурно-текстурных и петрафизических характе ристик,
а в настоящей главе мы обсудили
пространствеиное распределение
структурно-текстурных характеристик фаций. Далее мы поговорим о латераль ной изменчивости петрофизических свойств и о построении петрафизической модели с использованием структурно-текстурного метода.
Литература
[1] Ball М. М. (1967) Carbonate sand bodies of Florida and the J. Sediшent. Petrol. 37:556-591.
Ваhаша-;.
[2] Cook Н. Е.. Mullins Н. Т. (1983) Basiп шargin environшent. ln: Carbonate Depositional Environшents. AAPG Меш. 33:53-618. [3] Dejfeyes К. S., Lucia F. J. Weyl Р. К. ( 1965) Doloшitisation of Recent and Plio-Pleistocene sediшents Ьу шarine evaporite waters on Bonaire, Netherlands Antittes. In: Dolomitisation and limestone diagenesis - а symposium. SEPM Spec. PuЬl. 13:71-88. [4]
Dunlшm
R. J (1962) Classification of carbonate rocks according to depositioпal texture. Iп: Classificatioп of carbonate rocks - а symposium. AAPG Меш. 1:108-121.
[5] EmbiJl А. F.. Кlovan J. Е. (1971) А late Devonian reeftract on northeastem Banks lsland, NWT. Bull. Can. Pet. Geol. 19:730-781. [6] Enos Р. (1983) Shelf environшent. AAPG Mem. 33:267-296.
Iп:
Carbonate
depositioпal environшe11ts:
[7] Enos Р., Мо01·е С. Н. (1983) Fore-reef slope environшent. In: Scholle РА. Bebout D, Moore НМ (eds.). Carbonate depositioпal eпviroпшeпts. AAPG Меш. 33:507-538. [8] Enos Р., Sawatsky L. Н. ( 1981) Pore networks in Holocene carbonate J. Sediшeпt. Petrol. 51, 3:961-985.
sediшents.
[9] Folk R. L.. Lync/1 R. L. (200 1) Organic шatter; putative nanпobacteria and tl1e fonnation of ooids and hardgrounds. Sedimentology, 48, р. 215-229.
ГЛАВА
168
4
[ 1О] Gebelein С. D., Steinen R. Р., Ga~.,.ett Р., Hoffinan Е. J., Queen J. М., Plummef· L. N. (1980) Subsurface dolomitization beneath_ the tidal floats of central West Andros Island, Bahamas. ln: Zenger D. J., Duhnam J. В., Ethington R. L. (eds.) Concepts and models of dolomitization. SEPM Spec. PuЬI. 28:31-49. [ 11] Ge1·hani L. С. ( 1985) Porosity development in Mississippian pisolitic limestone of the Mission Canyon Formation, Glenbum Field, Williston Basin, North Dakota. In: Roehl Р. 0., Choquette Р. W. (eds.) Carbonate petroleum reservoirs, Springer, Berlin Heidelberg New York, рр. 193-205. [12] Gischler Е., Zingele1· D. (2002) The origin ofcarbonate mud in isolated carbonate platforms of Belize, Central America: lntemational Joumal of Earth Science, 91:1054-1070. [13] Halley R. В., Han·is Р. М., Hine А. С. (1983) Bank Margin Environment. In: Scholle Р. А., Bebout D., Moore Н. М. (eds.) Carbonate depositional environments. AAPG Mem. 33:463-506. [14]
Ha~·ris Р. М.
(1979) Facies anatomy and diagenesis of а Bahamian ooid shoal. University of Miami, Florida, Comparative Sedimentology Laboratory, Sedimenta 7, 163 рр.
[ 15] lnden R. F., Moore С. Н. (1983) Beach environment. In: Scholle Р. А., Bebout D., Moore Н. М. (eds.) Carbonate depositional environments. AAPG Mem. 33:211267. Р. (1983) Reef environment. In: Scholle Р. А., Bebout D., Moore Н. М. (eds.) Carbonate depositional environments. AAPG Mem. 33:345-462.
[16] James N
[17] James N.P. (1984) Reefs. In: Walker RG, (ed) Facies models, 2nd edn. Geoscience Canada, Reprint Series 1, Geological Association of Canada, Ottawa, рр. 229-244. [ 18] Ke1·ans С., Fitchen W. М. ( 1995) Sequence hierarchy and facies architecture of а carbonate-ramp system: San Andres Formation of Algerita Escarpment and westem Guadalupe Mountains, West Texas and New Mexico. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geo1ogy, Report of Investigations 235, 85 рр. [ 19] Ket·ans С.. Lucia F. J., Senger R. К. ( 1994) Integrated characterization of carbonate ramp reservoirs using outcrop analogs. AAPG Bull 78 2: 181-216. [20] Kerans С., Tinke1· S. W. ( 1997) Carbonate sequence stratigraphy and reservoir characterization: SEPM Short Course No. 40, 155 рр. [21] Lloyd R. М., Perkins R. D.. Ken· S. D. ( 1987) Beach and shoreface ooid deposition on shallow interior banks, Turks and Caicos islands, British West Indies, J. Sediment. Petrol. 57, 6:976-982.
169
ЛИТЕРАТУРА
[22] Lucia F. J. ( 1968) Recent sediments and diagenesis of south Bonaire, Nether1ands Antilles. J. Sediment. Petro1. 38, 3:845-858. [23] Lucia F. J. ( 1972) Recognition of evaporate-carbonate shoreline sedimentation. In: Rigby JK, Hamblin WK (eds) Recognition of ancient sedimentary environments. SEPM Spec. PuЬl. 16: 160-191. [24] Milliman J.D., Freile D.. Steine,. R.P., Wilber R.J. (1993) Great Bahama Bank aragonite mud: most1y inorganically precipitated, most1y exported. J. Sediment. Petrol. 63, 4:589-695. [25]
Pattenюn AraЬian
R. J., Кinsman D. J. J. ( 1981) Hydrologic framework of а sabkha along Gu1f. AAPG Bull. 65, 8:1457-1475.
[26] Reed J. F. (1985) Carbonate p1atform facies models. AAPG Bull. 69, 1:1-21. [27] Schmoket· J. W., Halley R. В. ( 1982) Carbonate porosity versus depth: ctaЬle relation for south F1orida. AAPG Bull. 66, 12:2561-2570.
а
predi-
[28] Schmoker J. W.. Krystinic К. В., Halley R. В. ( 1985) Se1ected characteristics of limestone and do1omite reservoirs in the United States. AAPG Bull. 69, 5:733-741. [29] Scholle Р.А., At·thus М.А., Ekdale А. А. (1983) Pelagic environment. In: Scholle РА, Bebout D, Moore НМ (eds) Carbonate depositional environments. AAPG Mem. 33:619-692. [30] Shinn Е. А. ( 1983) Tidal flat environment: In: Scholle Р. А., Bebout D., Moore Н. М. (eds) Carbonate depositional environments. AAPG Mem. 33:172-210. [31] Wa/ker R. G. (1894) Facies models, 2nd edn. Geoscience Canada, Reprint Series 1, Geo1ogica1 Association of Canada, Ottawa, 317 рр. [32] Waltet· L. М. ( 1985) Relative reactivity of skeletal carbonates during dissolution: implication for diagenesis. In: Schneidermann N., Haпis Р. М. (eds) Carbonate cements. SEPM Spec. PuЬl. 36:3-16. [33] Wan·en F. К., Kenda/1 С. G. S. С. (1985) Comparison of sequences formed in marine sabkha (subaeria1) and salina (subaqueous) settings-modem and ancient. AAPG Bull. 69, 6:1013-1023. [34] Wilkinson В. Н. ( 1979) Biomineralization, paleoecology and the evolution of calcareous marine organisms. Geology 7:524-527. [35] Wilson J. L., Jordan С. (1983) Middle shelf environment: In: Scholle Р. А., Bebout D., Moore Н. М. (eds) Carbonate depositional environments. AAPG Mem. 33:267-344.
ГЛАВА
5
Построение моделей пласта и их импорт в программвые гидродинамические симуляторы
5.1.
Введение Геолого-гидродинамическое моделирование пласта заключается в построе
нии реалистичных трехмерных изображений петрафизических параметров для расчета его «поведения» в процессе разработки. Обсуждая петрафизические свойства породы-коллектора в предыдущих главах, мы особо выделяли тот факт, что проницаемость и
насыщенность зависят от распределения
пор по размеру
и что распределение пор по размеру, в свою очередь, зависит от размера частиц,
сортированности, межчастичной пористости и от того, каким типом пор обуслов лено каверно-поровое
пространство
-
изолированными
или контактирующими
кавернами. Мы выяснили, как можно использовать описания керна и данные ин терпретации каротажных диаграмм для отображения одномерного распределе
ния структурно-текстурных свойств и соотнесенных с ними значений петрафи зических параметров. Мы поговорили о возможностях секвентвой стратиграфии применительно к построению
30
хроностратиграфического каркаса и о том зна
чении, которое имеет распознавание структурно-текстурных характеристик для
заполнения ячеек куба данных величинами пористости, проницаемости и началь ной насыщенности.
Теперь у нас есть инструменты для построения трехмерной геологической
модели, которую можно было бы представить количественно через петрафи зические параметры, и для расчета главных петрафизических свойств по дан ным ГИС. Перед нами стоит задача- отобрать наиболее эффективные методы распределения петрафизических данных в межскважинном пространстве с тем, чтобы построить гидродинамическую модель пласта. Раньше для построения
петрафизических моделей использовались несколько различных методик, в том числе
1)
построение модели слоистого пласта,
2)
ственно выдержанного продуктивного интервала и (рис.
5.1 ).
построение модели простран
3) фациальное
моделирование
Все эти методы имеют одну общую черту: они основаны на корре
ляции схожих конфигураций диаграмм гамма-каротажа и профилей пористости при допущении, что моделируемые слои простираются горизонтально по отно
шению к некоему структурному маркирующему горизонту. Как показано в гла ве
4,
в разрезе каждой скважины есть только один тип границ, о которых мы
5.1.
ВВЕДЕНИЕ
171
можем с уверенностью утверждать, что они действительно существуют,
-
это
временные границы. Поэтому идентификация слоев по данным гамма-каротажа и каротажа пористости будет настолько точной, насколько границы таких сло ев будут согласовываться с хроностратиграфическими поверхностями, фиксиру емыми с использованием методов секвентной стратиграфии.
А
(а)
гк
гк
(с)
Рис.
5.1.
Три метода nостроения модели коллектора: (а)
метод выдержанного продуктивного интервала, (с)
-
-
метод слоистого пласта, (Ь)
фаuиальный метод.
Метод слоистого пласта предполагает разделение пласта-коллектора на про дуктивные интервалы с использованием корреляций по данным ГК и каротажа
пористости и детализацию толщин каждого слоя на картах эффективных толщин
или картах нефтенасыщенных толщин (картах kн х
kn
х Н). Несмотря на то,
что в пределах одного и того же слоя обычно наблюдается смешение нескольких
классов петрофизических текстур, при вычислении средних значений петрофи-
ГЛАВА
172
5
зических параметров их высокие и низкие значения теряются, в результате чего
модель проницаемости получается слишком однородн
лировать фильтрацию в пласте с достаточной точностью. В методе выдержанного продуктивного интервала все слои считаются по ристыми
и
вводится допущение о том, что они
хорошо коррелируются
в
го
ризонтальном направлении параллельна структуре. Границы пористых интерва лов в разрезах всех скважин соединяют горизонтальными линиями и вычисляют
долю пористых интервалов, которые сохраняют непрерывность между любы ми двумя скважинами. Ожидаемый дополнительный объем добычи нефти или газа из уплотняющей скважины будет обратно пропорционален процентному отношению пространственпо выдержанных и невыдержанных пористых интер
валов
[1,4].
Этот метод наилучшим образом применим для пластов, представлен
ных чередованием прерывистых коллекторов и неколлекторов.
При фациальном моделировании коллектор разделяется на слои с помо щью коррелируемых маркирующих горизонтов, выявленных по данным гамма
каротажа.
Фации
осадканакопления
описываются
по
керновому
материалу
и картируются внутри каждого слоя. Каждому типу фаций соответствуют осред
ненные петрафизические свойства. Фации осадконакопления обычно характери зуются своим составом ископаемых организмов, а остальные детали, относящи
еся к особенностям седиментации, используются только с целью прогнозирова
ния и картирования пространствеиного распределения фаций. С помощью этого
метода можно достаточно уверенно оконтуривать коллекторы, но его эффектив ность наиболее ярко проявляется на стадии геологоразведочных работ и в началь ной фазе эксплуатации месторождения. Для целей геолого-гидродинамического моделирования этот метод малоприменим, так как, во-первых, границы слоев не
всегда соответствуют хроностратиграфическим границам и, во-вторых, геологи ческие фации, как правило, объединяют в себе несколько типов структур, вслед ствие чего при осреденении петрофизиtiеских параметров приходится исключать из модели слои с самыми высокими и самыми низкими значениями проницае
мости. Ценность фациального моделирования можно повысить, выразив фации через петрафизические структурно-текстурные характеристики,
предлагается в главе
-
так, как это
2.
В настоящей главе мы поговорим о структурно-текстурнам методе постро ения модели пласта-коллектора. Это метод предполагает выполнение четырех
базовых шагов:
1)
построение
3D
хроностратиграфического каркаса и картиро
вание секвенций и высокочастотных циклов (см. главу
4), 2)
определение верти
кальных последовательностей структурно-текстурных свойств и слоев фильтра ции,
3)
вывод формулы пересчета пористости в проницаемость для каждого типа
структурно-текстурной картины, для того чтобы можно было дать оценку од номерному распределению значений проницаемости и начальной флюиданасы щенности по каждой скважине, и
4)
«насыщение» межскважинного пространства
петрафизическими свойствами. В предыдущих главах мы уже уделили внимание шагам
1
и
3
данного метода. А в этой главе мы постараемся решить сложную
задачу по определению фильтрационных слоев и заполнению межскважинного
5.2.
ГЕОСТАТИСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
173
пространства петрофизическими свойствами, и только после этого мы присту пим к обсуждению процедуры построения модели пласта. Заполнение межскважинного пространства
-
это задача огромной важно
сти, потому что скважинные данные характеризуют менее одного процента всего
объема пласта-коллектора. Для того чтобы заполнить пустые ячейки межсква жинного пространства в модели, нам понадобятся геостатистические методы. Статистические данные придется поставить в стратиграфические рамки: это бу дет детерминистическая интерпретация, основанная на небольшом объеме сква жинных данных, в связи с чем мы будем руководствоваться геологическими принцилами и сейсморазведочными данными. Оrсюда следует, что петрофизи ческие свойства будут статистически распределены внутри стратиграфического
каркаса с обязательным учетом данных сейсморазведки и добычи. Статистиче ские методы включают в себя линейную интерполяцию между скважинами, гео статистическую вариографию и стохастическое распределение петрофизических объектов. Поскольку в предыдущих главах мы не говорили о современных мето
дах пространственно-статистического анализа, то сначала мы совершим краткий экскурс в вариоrрафию, а потом пойдем дальше.
Геостатистические методы
5.2. 5.2.1.
Вариография
Проблема заключается в следующем: необходимо оценить характер распре деления значений пористости, проницаемости и начальной водонасыщенности
в межскважинном пространстве на основе детальных вертикальных профилей этих параметров или их подсчета по данным ГИС. Решение этой проблемы состоит в том, чтобы построить статистическое распределение указанных па раметров с помощью пространственно-геостатистического метода, называемого
вариоrрафией. Для того чтобы смоделировать пространствеиную изменчивость
какого-либо атрибута пласта с точки зрения статистики, в вариоrрафии применя ются вариограммы. По сути, вариограмма
-
это инструмент, который при опре
деленных условиях может быть использован для численного выражения про странетвенной выдержанности пласта, каковая либо ясно и четко подтверждается имеющимися данными, либо выводится из этих же данных путем геологической интерпретации.
Вот что говорится об этом в работе личается
от классических
[2].
Современная геостатистика от
статистических методов,
предусматривающих насы
щение модели данными, тем, что геостатистика призвана обрабатывать про странственпо коррелируемые данные, т. е. такие данные, которые не являются
целиком и полностью случайными и соседние значения которых имеют неко торое отношение друг к другу. Почти все данные, относящие к геологии, де
монстрируют пространствеиную корреляцию. Вероятность того, что измеренные
значения какой-либо пространственпо коррелируемой переменной близки или равны по значению, увеличивается по мере убывания расстояния между точками
ГЛАВА
174
5
измерений. 1 Еще одно отличие геостатистики от классической статистики заклю чается в том, что в классической статистике среднее значение и дисперсия явля
ются базовыми мерами распределения, тогда как в геостатистике основные меры распределения представлены средним значением и ковариацией или вариограм
мой. Ковариация и вариограмма
-
это статистические функции, применяемые
для описания пространствеиной корреляции.
В геолого-гидродинамическом моделировании пласта геостатистические ме
тоды используются для построения реалистично сложных схем неоднородностей пласта в межскважинном пространстве, которые играют ключевую роль в про
гнозных расчетах коэффициента извлечения нефти (КИН). Эти методы также применяются для того, чтобы иметь возможность оценить вероятность различ ных схем распределения значений проницаемости в межскважинном простран
стве и вычислить планки погрешностей для прогнозируемых уровней добычи и КИН. Геостатистический подход, по сути своей,
-
это количественный метод
геологического картирования, который включает в себя геологическую интерпре тацию в виде вариограмм. Использование геостатистических методов ни в коем
случае не отменяет потребности в имеющем большую ценность субъективном картировании, которое может быть сделано геологом. Напротив, корректное при менение геостатистики повышает значимость используемой для моделирования
геологической информации и помогает выделить геологические данные, наибо лее подходящие для решения конкретной задачи. Таким образом, для того чтобы определить границы применимости вариографии, необходимо построить страти графический каркас и смоделировать фильтрационные слои. Для того чтобы представить себе, как можно рассчитать вариограмму по
имеющимся данным, рассмотрим точки на линейном графике, представленном на рисунке
5.2.
В каждой точке известно значение интересующей нас перемен
ной У (допустим, что У
-
это проницаемость). В зависимости от расстояния,
отделяющего одну пару числовых значений от другой, каждую такую пару мож но сгруппировать в класс расстояний. Тогда появляется возможность рассчитать
величину(/) экспериментальной вариограммы для каждого класса расстояний из среднеквадратичных различий между парами числовых значений (см. уравнение на рис.
5.2).
В тех случаях, когда ("'у) рассчитывается как функция расстояния для про странственно коррелируемых данных, значения этой переменной, как правило,
формируют кривую, подобную той, что изображена на рис.
5.2.
График измене
ния (-у) демонстрирует рост ее значений от почти нуля до определенной величи ны, а затем график выполаживается, образуя сегмент под названием «Силю>. При наличии горизонтального силла значение
сии значений У. Форма кривой на рис. 1В
5.2
(/)
в каждой его точке равно диспер
говорит о том, что изменчивость (она
пространствеиной статистике у точек, рас11оложенных на небольшом расстоянии друг
от друга, более велика вероятность того, что они будут аналогичны по значению, чем у точек, расстояние между которыми велико. Схожесть данных тем больше, чем меньше расстояние меж ду ними. Аналогичность данных рассчитывается по пространственно коррелируемой переменной, которая называется ковариацией.
5.2.
ГЕОСТАТИСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
175
l*(s)
«Сферическая модель»
~она влияния _l
1
1
S (расстояние) s=l
г((\Г\Г\Г\Г\Г\Г\Г\(\Г\Г\Г\ 1 2 3 4 .'j б 8 9 10 11 12 13 н \...... \.._...1\.._...1\.._...1\.._...1\.._...1\.._...1 \.._...1\.._...1\.._...1\.._...1\.._...1 __/
"s=2 N(s)
21 *(s) =
Рис.
N~s) ~ [У(Х;)- У(Х; + s)] 2
Схематичный пример расчета экспериментальной вариограммы в одном изме
5.2.
рении.
же
дисперсия) пар числовых значений увеличивается с расстоянием только
-
до тех пор, пока расстояние удаления
еще позволяет выявить корреляционную
связь. Расстояние, при котором ('У) перестает увеличиваться на сколько-нибудь значительную величину, называется зоной влияния 2 . Начальная величина (')') мо
жет отличаться от нуля, но она может быть любой. Это явление известно как «эффект самородков»: чем выше начальное значение, тем хуже пространственно корреляционная связь 3 .
5.2.2.
Условное моделирование
Условное моделирование позволяет воспроизвести, или имитировать, истин
ную изменчивость параметров строения месторождения таким образом, чтобы 1
Силл- место, где вариограмма теоретически выравнивается н идет параллельно оси Х; также
называется «выходом вариограммы на nороп>.
-
Пр11.11. перев.
2 Также
называется радиусом корреляции или рангом корреляции. - Пр11.11. перев. 31 -это статистическая величина. которая рассчитывается на основании ковариацин (см. фор
мулу на рис. чина
1'
5.2).
Если близко расnоложенные точки очень близки по значению данных, то велt1-
будет очень низкой, однако она всегда будет несколько выше нуля. По мере увеличения
расстояния между точками увеличивается и различие значений данных между ними. При этом значение
значению
1 тоже возрастает и достигает своего максимума, который соответствует наивысшему 1 на графике. Значения данных близко расположенных точек (начальная величина 1')
могут быть очень низким11 (как это показано на графике) или достигать наивысшей величины. Эта величина называется юффектом самородков».
ГЛАВА
176 смоделированные величины,
во-первых,
5
изм
нялись стохастически
между точ
ками на графике в зависимости от вариоrраммы и распределения да нных и во
вторых, учитьшали точки на графике. Моделирование обеспечивает ту же сте пень из 1енчивости и пространствеиной корреляции
что и метод варнограм 1,
и учитывает все значения точек на графике. Из сотен реализаций условного моделирования только в одном-двух случаях, вероятно, более ИЛ11 менее точ но восnроизводится истинное распределение. Однако следует иметь в виду, что условное моделирование применяется не для оценки реальности, а для создания
реализаций которые будут иметь ту же стеnень nространствеиной изменчивости и сложности, что и реальность. Пример nространствеиного распределения зна-
(Ь)
NO.
90
СРЕДНИЙ = 0,35 1 ВАРИАЦИИ = 1,406
~: ~ -·lilll•l-li
< 14,6
1"'
!~
9.
•
4,9
!11
~
о
о
0,3 0,6 0,9 1.2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3,0
з.з
3 6 3,9 4,3
РАССТОЯН И Е (М)
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Прощщаемость (мД)
D
<01
Гl 0,1- 1 о
•• Рис.
1 0-1 0,0 10 0- 100 о > 100
5.3. Пространствеиное расnределе ние nроницаемости в двух стохастических реали - реализация nредставляет относительно высокие nроницаемость и выдер
зациях: (а)
жанность· (Ь) - реализация представляет относительно низкие проницаемость и выдер жанность.
МА ШТАБЫ ИЗМЕНЧИВО Т И И О
5.3 .
Р ЕД Н
HHЫ IZ
ВОЙ
ТВА
чений лроницаемости в двух стохастических реализациях из работы увидет ь на рис.
5.3.
177
[2]
можно
Реализация (а) nредставляет стохастическое распределение
относительно высоких значений лроницаемости и выдержанности коллекторов,
а реализация (Ь) - сравнительно низкую проницаемость и выдержанность.
Масштабы изменч11вости и осредненные свойства
5.3.
Отл иLнrте ьной разброс точек на (рис.
5.4
чертой графике
карбонатных
коллекторов
является
взаимозависимости nроницаемости
невероятвый и лористости
а) . Мы установили некоторые причины такого разброса данных , ко
гда разрабатывали нашу классификацию струюурно-текстурны х свойств. Дл я
искаверновых карбонатов разброс точек можно уменьшить n yтei\1 их груnпи рования в петрафизические классы с использован11ем данных о гранулометри ческа t составе и сортированности частиц (рис.
5.4, Ь).
В главе
мы показа
4
ли что структурно-текстурные свойства и петрафизические классы известняков укладываются в предсказуемую схему обусловленную nроцессами осадкан акоп
ления и особенностями седиментационного напластования (рис.
5.4
с) . Тем не
менее внутри каж ого структурно-текстурнаго или nетрафиз ического класса на
блюдается значительная изменчивость петрафизических свойств . Для того что бы разобраться в характере пространственного распределения этих свойств ,
tы
воспользуемся данн ыми анализа керна для изучения вертикальной изменчивости
и оnисаниями обнажений горных nород
-
для понимания латеральной измен
чивости .
Существуют данные о пространственно 1 расnределении величин пористо сти и проницаемости в структурно-текстурных фациях , nолученные путем широ комасштабного из tерения nроницае юсти карбонатных обнажений
[10].
Выход
формации Сан-Андрее в Лайер-Каньоне (Устуn Алджерита в горах Гвадалуnе,
штат Нью-Мексико, США) - одно из са tых детально изученных обнажений кар бонатных пород в ми ре с точки зрения проницаемости слагающих это обнажение фаций
[5, 9, 1О 19].
Имеется окол о
5
тысяч замеров, полученных с исnользова
нием промыслового механического nермиметра (ПМП) , и
1 200
цил индрических
образцов керна , на которых были получены значени я пористости и nроница емости . Проницаемость измерялась в масштабе от сантиметров до метров
no
вертикальным и горизонтальным травсектам (разрезам) и гридам (сеткам) . Один из и tеющихся наборов данных характеризует фации дологрейнсто унов в цикле
1.
Анализ этих данных показывает что масштаб изменчивости
находится в зависимости от расстояния
t ежду точка tи отбора проб. Проницае
мость измеря лась через каждый метр в вертикальных траверсах расnоложенны х
на расстоянии (рис .
5.5
а)
15
ложенным с шагом
(рис.
5.5 , Ь) ,
5
метров вдол ь горизонтальной л инии дли ной
через каждые
15
30
790
tетра вдоль горизонтальной линии дли ной
и через каждые
метров
сантим тров по вертикальным траверсам , расnо
30
см по сетке
6
х
4 5
м (рис.
5.5, с).
12
метров
Для каждо
го случая строи л ись карты равных nроницаемостей. Сравнитель н ый анализ эn1х
ГЛАВА
178
(а)
5
1000
~ 100 ........ ~
1(,)
10
о
::.:
~
«1
::r
10
:s: :>::
о
о.
t:::: 0,1
0,05
0,10 0,15 0,20 0,30 0,40
Межчастичная nористость (доли ед.)
Межчастичная nористость (доли ед.)
(с)
Фации nрили вно
D D Рис.
5.4.
отпивной равнины
D
Фации rрейнстоуна
Фации nреимущественно зернистого nакстоуна
Преимущественно
глинистые фации
Изменчивость пористости и nроннuаемости в карбонатных nородах: (а)
-
график зависимости «Пористостъ-проницаемость», на котором хорошо виден чрезвы чайно большой разброс значений этих nараметров , что характерно для карбонатных коллекторов· (Ь)
-
произведена систематизация точек по nетрофизическим классам
на основе данных о структурно-текстурных свойствах и межчастичной nористости; (с) - nостроено систематическое nространствеиное распределение структурно-текстур
ных фаций внутри высокочастотной секвенции .
5.3. МАСШТАБЫ ИЗ IЕНЧИВОСТИ И О Р ДН ННЫЕ
ВОЙСТВА
179
МАСШТАБ ИЗМЕНЧИВОСТИ ЗНАЧЕНИЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ КРОВЛЯ САН-АНДРЕС, ЛОЙЕР-КАНЬОН (а) м
6 ........,..,.,..r--~-
3 300
150 (Ь) м
Разрез
AZ.
шаг сетки
1,5
450
600
750
м
м
6
3
15
3,0
4,5
0,5- 1
•
1,5-2
1- 1,5
.
>2
6о
м
Проницаемость по ГИС (мД)
<-1 • Рис.
5.5.
по
- 1- - 05
Расnределение
tасштабах .
(а)
Масштаб
вертикальным
(Ь) Масштаб
5
х
10
- 0,5-0
значений
б х
травсекта
no
t;
760
0-0 5 nроницае 10сти
метров ·
расстояние
в
цикле
интервал
1
(rрейнстоун)
из 1ерений
30
в трех
сантиметров
между
травсектами = 15- 45 1\·tетров. 30 с ·1 по вертикальным трансектам ; (с) Масштаб 4 х G м ; интервал измерений 30 сан 1· расстояние между трансектами 30 см .
метров· интервал измерений
расстояние между трансектами тиметров
•
.
15
м.
вертикальным трансекта
трех карт nоказывает, что измеренные значения nроницаемости мoryr отличаться
друг от друга на несколько порядков и что масштаб изменчивости связан с плот
ностыо точек отбора nроб . Таким образо
1,
в nределах одной и той же фации
значения nроницаемости мoryr отличаться друr от друга на несколько порядков
nри изменении дискретности измерений от метров до сантиметров. Этот вывод подтверждается результата 1и nолученны 1и
[7].
Нас особенно интересуют данные, полученные из горизонтальных тран сектов
nотому <JТО такие данные нельзя
На рис.
5.6
получить
в
вертикальных скважин ах .
пре став ены результаты замеров, nолученных с использованием
ПМП. Исходным материалом для расчетов nроницаемости послужил rрейнстоун
из цикла
1 (см .
выше), а также из циклов
2
н
9.
Больше всего поражает высо
кая стеnень изменчивости локазаний: целых три nорядка! На картах изо иний nроницаемости, nредставленных на рис.
5.5
видно, что из tен чи вость значений
этого параметра ярче всего проявляется там , где точки замеров отстоят на
30 сан
тиметров друг от друга. Однако в 30-метровом масштабе изменч11вость nроявля-
ГЛАВА
180
5
ется при большей зоне влияния. Получается, что в пласте, сложенном фациями одного и того же типа, присутствуют два масштаба изменчивости
с корот
-
ким и с длинным радиусом зоны влияния, и при этом в каждом из масштабов изменчивость различается на несколько порядков.
10 ооот------------,
Hl
~ .._,
Н9
1 000
е о
100
::!
§ :s:
10
:с
8.
1::
60
120
180
240
300
о
10000.-----------------------~
о
::;:
75
90
т----------------------~
Н2Ь
100
§ :s:
а
10
Q.
1::
:~ ... ;.~· ··.............. : ··: ·. ··::. .. .
..... .·. ..
.. ·.·::. .. .. ....
1+---r-~---т---r--,---т-~ +--г-·~·-~-r-~-r~~~···~·~·.--г~··~·~·~
52
55
58
61
G4
67
70 73
О
Место отбора пробы (м)
15
45
30
60
75
Место отбора пробы (м)
Исходные данные (точки) и данные после фильтрации на горизонтальных тран
ссктах проницаемости в Лойер-Каньоне.
-
60
1 000
t
и Н2Ь
45
Н2а
~
5.6.
30
Место отбора пробы (м)
Место отбора пробы (м)
Рис.
15
к циклу
2.
Hl
относится к циклу
l,
Н9- к циклу
9,
Н2а
Все трансекты проведсны через слои грейнстоунов.
Эти данные были подвергнуты весьма скрупулезному анализу
[5, 9, 10, 19].
Результаты анализа вариоrрамм, выполненного Дженнингсом незадолго до вы хода настоящей книги, можно увидеть на рис. ния до
6
5.7.
Очевидно, что в зоне влия
м корреляционная связь слабая. Изменчивость при большей зоне вли
яния предстает в виде трех колебаний вариоrраммы с периодичностью
42
м.
Причина этой периодичности неясна, но взаимосвязь пористости и проница емости, выявляемая по данным анализа керна из цикла
1,
позволяет предпо
ложить, что в какой-то степени указанная периодичность является следствием
пористости. От
50
до
87%
дисперсии приходится на точки графика, сосредото
ченные в пределах зоны влияния с коротким радиусом. Такюt образо,н, в преде лах одной и той .же структурио-текстуриой фации проницаеность uз.\lеняется
на несколько порядков при .7юбой дискретности илtерений (будь то .\tетры или санти.нетры), а ншкая простронетвенная корреляция резу.7ьтатов из.нерений наводит на .\tысль о
mo.11.
д.1я це1ей ,1юделирования.
что .ltЫ и.неен закттое право усреднить эти данные
МАСШТАБЫ ИЗМЕНЧИВОСТИ И ОСРЕДНЕННЫЕ СВОЙСТВА
5.3.
181
(Ь)
(а) ~ 0.5 .._.,
"' ьD з 1.\S ::Е ::Е 1.\S
е-
0,4 0,3
о
= g. CIQ
0.2
>.
а
с:
0,1
30
90
60
120
150
180 30
60
90
120
150
180
Расстояние удаления (м)
Расстояние удаления (м)
(d)
.... 0,3
30
3
0,3
Расстояние удаления (м)
Рис.
5.7.
3
Расстояние удаления (м)
Исходные данные (точки) и смоделированные данные (кривые) на горизонталь
ных полувариоrраммах проницаемости в Лойер-Каньоне. к циклу
30
9,
Н2а и Н2Ь- к циклу
2.
Hl
относится к циклу
1,
Н9-
Графики (а) и (Ь) составлены в декартовой (прямо
угольной) системе координат, а графики (с) и
(d)-
в логарифмических координатах
Влияние различных схем распределения изменчивости на результаты моде
лирования были проверены экспериментально путем построения модели rрейн
стоуновой фации
[19].
Сравнение коэффициентов извлечения УВ, полученных
с использованием пространственпо-распределенной структуры проницаемости и рассчитанных с помощью единичной усредненной величины, показало, что
между ними практически нет разницы. Моделирование процессов фильтрации на цикле
1 [ 1О]
дало похожие результаты и показало, что увеличение размера
зоны влияния не отражается на величине КИН. Однако изучение структуры про ницаемости в цикле
2
позволило сделать вывод о том, что структура проницае
мости в комбинации с формами напластования в интервале залегания rрейнсто уна может стать причиной более быстрого наступления момента прорыва воды в скважину и снижения КИН (рис. В цикле
2
5.8).
обнажения rрейнстоунов были закартированы слои тринадцати
различных форм (рис.
5.9).
Значения проницаемости были замерепы по каждому
слою, а потом усреднены. По этим значениям были построены две гидродинами-
ГЛАВА
182
5
1,0 ........ 1:11:
«!
~
«!
<00.
0,8
=о
о!;; 0.:.:
Обе структуры
:s: :s:
" ~ 0,6
Структура с большой
О. ж
~:s:
""'
.._, 1:11:
~9
S"' 2~ 0,4
зоной влияния
;:...:с
0.~
:s: !о
~
6
~:.: м
Структура с малой зоной влияния
02
С!)
о..
о
0,5
о
1
2
1,5
Поровое nространство , заполненное
инжектированным флюидом
Рис.
5.8.
Концентрации индикатора рассЧliтанные для площадных
(20)
моделей цикла
1
(Лойер-Каньон). Очевидно , что величина коэффициента извлечения флюидов nрактиче ски не зависит от размера з оны влияния .
(а)
Jt---r---г---, iz 18 о
б
о
м
2
Десятичный логарифм nроницаемости
(Ь)
Е{ 10000-т-------------. ::Е
--.;; 1000
g
100
::Е С!)
~ :s:
10
t::
O,l
:т: о о.
1 2 3 4 5 6 7
9 10 1112 13
Номер слоя Рис.
5.9.
Модели проницаеl\юсти для слоя rрейнстоунов в Лойер-Каньоне (цикл
2).
(а)
Круnномасштабная изменчивость nроницаемости в зависимости от формы слоев. (Ь)
Взаимосвязь проницаемости и формы слоев rрейнстоунов.
5.3. ческие модели вость, а другая
МАСШТАБЫ ИЗМЕНЧИВО ТИ И О
РЕЩIЕННЫЕ
одна из которых содержала только
-
ВОЙСТВА
183
tелкомасштабную изменчи
и мелкомасштабную изменчивость, и значения прокицаемости
для каждого слоя. Судя по результатам моделирования, мелкомасштабная из {ен чивость оказывает гораздо меньший эффект на продвижение фронта заводнения чем однородная проницаемость, а вот структура проницаемости пласта серьезно
отражается на продвижении фронта заводнения (рис.
5.1 0).
,.........;:~1 ~~
о
Концентрация нндшmтора
Рис.
5.1 О.
Смоделированtlые ковцентрации иидикатора (меченой жидкости) для цикла
(Лойер-Каньои) nри заполнекии порового объема на
50%.
2
(а) Взаимосвязь неоднород
ности с малой дискретностыо (масштабом) измерений и формой слоев; очевищю, что
неоднородность в большой стеnени контролируется формой слоя. (Ь) Неоднородность в завиен юститолько от формы слоя. (с) Неоднородность в зависимости только от мел комасштабной изменчивости; очевидно что мелкомасштабная tlеоднородность оказыва ет незна•штельное воздействие на продвижение фронта жидкости.
(d)
Неоднородность
отсутствует.
Из
того следует что мелкомасштабная изменчивость, во многом обусловли
вающая тот разброс данных, который мы отмечали на кросс-плоте «пористость проницаемость», практически не поддается пространствеиной корреляции и не оказывает почти никакого влияния на эксплуатационные характеристики породы
коллектора. А вот крупномасштабная изменч.ивость, которая
чает только за
20%
заметное воздействие на пове ение nласта в ходе стоит в том, чтобы
возможно, отве
разброса значений проницаемости, может оказать весьма выявить те
20%
ксnлуатации. Задача со
данных о проницаемости какого-либо
структурно-текстурнога или петрафизического класса, которые будут иметь яв ную пространственно-корреляционную связь.
Результаты скважинных исследований свидетельствуют о том, что измен
чивость пористости и nроницаемости пород в разрезах скважин в масштабе
ГЛАВА
184
5
от сантиметров до метров так же велика, как и в обнажениях. Изменчивость проницаемости была изучена на керне из пачки Семрнол свиты Сан-Андрее,
пройденной скважиной
2505
в округе Гейне (штат Техас, США). Для этой цели
были отобраны двенадцать образцов керна с однородной структурой и извест ными значениями проницаемости, определенными по полноразмерному керну.
В анализе участвовали образцы дологрейнстоуна, преимущественно глинистого долопакстоуна и доловакстоуна. На поверхности распила каждого из двенадцати
полноразмерных кернов размером ры проницаемости по сетке
2, 5
х
18 х 9 см с помощью ПМП делались заме 2, 5 см (рис. 5.11 ). Затем из полноразмерных
кернов выпиливалось по три цилиндрических образца, на которых потом опре деляли пористость и проницаемость. Затем с помощью ПМП с каждого торца каждого цилиндрика керна брали замеры проницаемости. Измерения
Измерения
воздушным
на цилиндрических
мини
ОО~х\
пермиметром
~
'
Измерения на полноразмерном керне
Рис.
5.11.
Детальное исследование проницаемости на образцах керна из скважины
2505
(месторождение Семинол, свита Сан-Андрее).
Результаты сопоставления полученных замеров проницаемости с величина
ми проницаемости по полноразмерному керну представлены на рис. и
5.14.
При замерах по
2,5
проницаемость меняется на
5.12, 5.13
сантиметровой сетке (т. е. на каждом образце керна)
0,5-2
порядка (рис.
5.15).
Ни среднегеометрические,
ни среднеарифметические значения проницаемости не согласуются с ее значени
ями, определенными на полноразмерных кернах. Правильнее будет сказать, что проницаемость по полноразмерному керну в
50% случаев
соответствует средне
геометрическому значению проницаемости по цилиндрическим образцам и еще
в
50% случаев -
среднеарифметическому значению. Можно предположить в свя-
5.3.
МАСШТАБЫ ИЗМЕНЧИВОСТИ И ОСРЕДНЕННЬIЕ СВОЙСТВА
185
1000
1557 метров
-~t
Среднеарифметическое Среднегеометрическое
··+··· Замеры на цилиндричес-
100
ких образцах
(n = 21)
)!
g
::r :s::
5
•<>
Зона влияния, керн, ПМП
····К··· Замеры на торцах, ПМП
о
~
--
10
t Керн
1
пмп
>.<
/:::;.
размерному керну
~"'
1*
Замер по полно-
t
/:::;.
Цилиндрические
образцы
Торцы
Полно
цилиндрических
размерный
кернов ПМП
керн
Рис.
поднятого с глуби
ны
5.12. Детальное исследование проницаемости на образце керна, 1557 метров из скважины 2505 (месторождение Семинол, свита видно, что показателъ изменчивости равен 1О.
Сан-Андрее). Оче
10
1567 метров
(n = 18)
-~
t •?
1
!
,.Q
!(.)
)!
~
= :с о с.
!
<>
о
+
1
*
0,1
t::
/:::;. --Зона влияния, керн, ПМП
• <>
Среднеарифметическое Среднегеометрическое
·-Х···- Замеры на торцах, ПМП
···+··-Замеры на цилиндрических образцах
/:::;. Замер по полноразмерному керну
Керн
Цилиндрические
пмп
образцы
0,01
Рис.
Торцы
Полно
цилиндрических
размерный
керновПМП
керн
5.13. Детальное исследование проницаемости на образце керна, поднятого с глуби 1567 метров из скважины 2 505 (месторождение Семинол, свита Сан-Андрее). Оче видно, что показателъ изменчивости равен 100.
ны
ГЛАВА
186
5
100
--
1576 метров
•
(n = 25)
<>
f
<>
Среднегеометрическое
-··:Х···- Замеры на торцах, ПМП
)!(
~~
Зона влияния, керн, ПМП
Среднеарифметическое
-+-·
Замеры на цилиндрических
С::.
Замер по полноразмерному
• +
Керн
Цилиндрические
пмп
образцы
образцах керну
С::.
0,1 Торцы
Полно
цилиндрических
размерный
керновПМП
керн
Рис.
поднятого с глуби
ны
5.14. Детальное исследование проницаемости на образце керна, 1576 метров из скважины 2505 (месторождение Семинол, свита видно, что показатель изменчивости равен 50.
Сан-Андрее). Оче
/'
0,1~-L---r~~~~~-L--т-----~
0,1
1
10
100
1000
Проницаемость (полноразмерный керн) Рис.
5.15. Сводный график по результатам детального исследования проницаемости 12 образцах керна из скважины 2505 (месторождение Семинол, свита Сан-Андрее). Изменчивость в пределах одного образца соответствует 1-2 порядкам (т. е. показатель из менчивости равен 10-1 00). Принимая проницаемость по полноразмерному керну за ис на
тинную проницаемость, получаем, что ни среднеrеометрическое, ни среднеарифметиче ское значение проницаемости не соответствует ее истинному среднему значению.
МАСШТАБЫ ИЗМЕНЧИВОСТИ И ОСРЕДНЕННЫЕ СВОЙСТВА
5.3.
187
зи с этим, что при такой дискретности измерений самой подходящей величиной для построения модели будет среднее между среднегеометрическим и средне арифметическим значениями. В противоположность горизонтальным вариограммам, на которых не на блюдалось хорошей пространствеиной коррелируемости данных, вертикальные вариограммы,
построенные по показаниям
каротажа пористости в скважинах,
как правило, демонстрируют наличие хорошей пространственпо-корреляционной
связи (рис.
5.16).
Вариограмма на рис.
5.16
демонстрирует маленький «эффект
самородков» и хорошо выраженную зону влияния размером
3
метра. Как прави
ло, размер зоны влияния аналогичен общей толщине структурных фаций, харак теристики которых были определены по керну. Следовательно, мы были правы, когда утверждали, что структурные фации являются тем петрофизическим эле
ментом, который в первую очередь необходимо идентифицировать в карбонатном пласте, поскольку без них нельзя построить реалистичную модель коллектора. Вертикальная вариограмма
0,8
u
:s: rо с:
~
0,7 0,6
о
~
!= :с
о с. с:
"'
0,5
0,3
о
0,2
с.
0,1
u
о80С!с
о._
Qiq)
:f
ovo
~00
~о
OJP~v-
о~
о
~
1
0
1
CQ
4)
оу
0,4
~ ~
"'е= "'= :!!
ро
00
00
1
о о
6
12
18
24
30
Расстояние (м)
Рис.
5.16.
Вертикальная вариограмма по скважине
2505
(месторождение Семинол, свита
Сан-Андрее), nоказывающая хорошую nространствеиную корреляцию в зоне влияния до
3
м.
Отсутствие пространствеиной корреляции между петрофизическими свой ствами в пределах одного и того же пласта заставляет сомневаться в надежности
расчетов пористости по ГИС. Главный изъян этого метода состоит в допущении, что петрофизические измерения имеют пространствеиное выражение, а ведь это не так. Существует всего несколько коррелируемых геологических атрибутов,
[ЛАВА
5
а пористость нельзя использовать для корреляции без установления устойчи
вой взаимозависимости между пористостью и этими атрибутами. Этот вывод
подтверждается профилями проницаемости, которые бьши построены по верти кальным траверсам
проведенtrым через обнажение грейнстоунов (рис .
5.1 7, а).
Обычно считается, что вертикальная изменчивость по каждому nрофилю nод дается корреляции между nрофи ями
nричем для такой корреляция необходи
мо nрименять технику расnознавания характерных наборов структур и «прави ло горизонтальности». В результате nолучается слоистая модель лроницаемо
сти (рис.
5. 17
Ь ). Однако в данном случае мы им ее 1 дело с выходом nород
на дневную nоверхность, по тому у нас есть возможность собрать nодробные данные о проницаемости между вертикальными профилями и убедиться в том что проницаемость изменяется не послойно а «лоскутно» (такую структуру про
странства nроницаемости называют структурой тиnа «бычий глаз») (рис.
5.17, Ь).
Корре яции nоддаются только фации грейнстоуна и вакстоуна, но к значениям nроницаемости это не относится.
Моделирование коллекторских свойств разреза Лойер- Каньон
5.4.
методом аналогии
5.4.1.
Введение
Модель nласта должна реалистично отображать трехмерное распределение nетрафизических пара rетров. По общему
tн нию, для получения расnределе
ний необходимого качества самое большое значение и tеют высокие и низкие
значения проницае юсти. Если высокоnроницаемые слои определяют скорость продвижения фронта закачиваемой воды и характер не охваченных заводнением целиков нефти , то низкопроницаемые слои тормозят и предотвращают межпла стовые перетоки флюида. Результаты изучения обнажений nозволяют строить бо лее реалистичные модели коллектора
так как детальное описание выхода пласта
на дневную nоверхность обеспечивает возможность выполнения двух- и трех мерных г ологичесю1х и петрафизических построений в отличие от одномерных построений, которые только и можно создать, если основываться лишь на сква жинных данных. Изучение выхода nород в районе Лойер-Каньона на Устуnе Ал
джерита в горах Гвадалупе (штат Ныо-Мексико,
ША) создает возможности для
построения геолого-гидродинамической мо ели пласта карбонатного рамnа и для исс едования воздействия , которое оказывают различные геологические факто ры на nроrнозные оценки эксnлуатационных характеристик nласта.
5.4.2.
Создание модели
Обнажение коллектора в Лойер-Каньоне представляет собой поверхностный выход толщи горных пород, образованной девятью мелеющими вверх седимен
тэционными циклами (рис.
5.1 8).
Это тиnичные мелеющие вв рх nодприпивные
циклы, которые вверх по разрезу постепенно измеtrяются от базальных доло-
МОДЕЛИРОВАНИЕ КОЛЛ
5.4.
КТОР
КИХ
ВОЙ ТВ РАЗР!ZЗА ЛаЙЕР-КАНЬОН
189
(а) Вертикальные nрофили nроницаемости
AZ-1
Z-5
AZ-3
AZ-6
6 :а
~
3
""
Дологрейнстоун
~
Доловакстоун
о о
о
2
о
2
2
о
о
2
2
Показания ГИС (проницаемость м Д) (Ь) Корреляция nодземных геологических разрезов
AZ- 1
AZ- 3
AZ - 5
AZ - 6
AZ - 7
34 :а
t
37
::Е
400 метры метры
Изменчивость с) Фактическая
nроницаемости
структура
в nределах
проницаемости
интервала
фильтрации
метры
Диапазоны nроиицаемости (мД)
Рис.
5.17.
О
> 10
мД
D
5- 10 мД
1-5 •
!Д
05 - lмД
Воздействие сильной изменчивости и отсутствия nространственной корреля
ции на выбор корреляционных методов. (а) Близко расnоложенные вертикальные про фили nроницае юсти
nостроенные по замерным разрезам через выходы отложений
и структурно-текстурная слоистость. (Ь) Корреляция значений nроющаемости на основе
слоистой
юдели в соnоставлении с фактической струt\"1)'рой nроницаемосп1: очевидно .
что максимальные значения nроницаемости образуют скорее не «слои», а структуру тиnа «бычий глаз».
мадстоунов до доловакстоунов и долопакстоунов и завершаются косослоистыми
дологрейнстоуна ш в кровельной части толщи. Эти циклы места м и перекрыты фенестровыми фациями, наличие которых интерnретируется как свидетельство обмеления и смены обстановки осадконакоn ения до межприпивных условий.
Л
190
ВА
5
Хотя эта секвенция не всегда представлена в полном объеме, увеличение раз
мера зерен и степени их сортированности вверх по разрезу обычно отмечается в любом из указанных циклов .
Карстовая
Север
•
вакстоуны
D
Ооидно-nелоидные и биокластические пелоидные грейнстоуны
Вакстоуны - пакстоуны
фуr
с nараллелыюй /флазерной
Фен естрово-слоистые
слоистостью и вертикальными
nелоидные вакстоуны
ходами илоедов
nакстоуны
м
::f'~.
00
400 1
1
i
о
Рис .
D
Плотные мадстоуны
Юг
5. 18. Строение
1
1
t'
·,
1i
200
100
фуr
t
м
высокочастотного цикла о Лойер-Каньон на
Кровли циклов
1 и 2 образованы
Ycryne
Алджернта
долоrрейнстоунами. В подошве цикла
легают выдержанные по nростираниию мадстоуны а в nодошве цикла
[ 11 ).
1 за nре
2-
рывистые маломощные доломадстоуны. В литологическом составе циклов
3- 6
на юге «окна nласта» nреобладают nреимущественно зернистые долоnакстоуны а на севере - до овакстоуны. В южной части «окна nласта» цикл
небольшой линзой ооидных долоrрейнстоунов, а циклы
3 осложняется
4-6 nолностью лишены 1 в кровле некоторых
долоrрейнстоуновых фаций. Судя по и 1еющимся данны
циклов залегают невыдержанные отложения с фенестровой (окончатой) слоисто стыо , а в их nодошве обнаруживаются nрерывистые плотные
доло 1адстоуны. Цикл
7
неnроницае 1ые
увенчан дологрейнстоунами. Этот цикл разительно от
личается от других тем, что его порово-каверновая nористость во
словлена слеnковыми лорами (изолированными полостями). Цикл
8
tного
1 обу
nредставлен
маломощными преи 1ущественно зернисты 1и долоnакстоунами (или грейнстоу нами) со слеnкавой nористостью. Пачка дологрейнстоунов залегающая в кровле цикла
12
9,
имеет толщину от О до
3 метров
в северной части обнажения достигает
метров в его южной части и обрывается там же на юге области изучения.
5.4 . МОДЕЛ ИРОВАНИ Е КОЛЛЕК ТОР С КИХ
ВОЙСТО РА З Р ЕЗАЛОЙ Е Р-КАНЬОН
Весь изучаемый стратиграфический интервал доломитизи рован но ,
вследствие
просачивания
гиnерсоленых
морских
-
191
возмож
вод из залегающих выше
О'Dlожений приливно-отливной равнины или эвапоритов. Преимущественно гли нистые доломиты представлены тонкокристаллическими доломитами петрофи зического класса
3 или
среднекристаллическими разностями . Поскольку доломи
тизация имел а место вскоре nосле седиментации, уплотнения и цементации осад
ков в условиях небольшой глубины nогружения
структуры осадканакопления
проявляют отличную согласованность со структурно-текстурными особенностя ми. Слепкоnая пористость, характерная для цикла
7,
является при мером процес
сов селективного выщелачивания , которые связываются с линзами пресной воды ,
обнаруженными в ряде мест в пределах
того седиментационного ци кла
Выделено пять типов фаций , которые входят в литологический всех высокочастотных циклов:
1)
дологрейнстоуны ,
2)
[8] . состав
слеnковы е дологрейн
стоуны, 3) среднекристаллические преимущественно зернистые долопакстоуны, 4) тонкокристалличесике преимущественно глинистые долопакстоуны/вакстоу ны и 5) nлотные тонкористаллические доловакстоуны/мадстоуны. По каждому из
указанных тиnов фаций (структур) были nолучены значения nористости и пр
-
ницаемости по керну. На графике взаимозависимости межчастичной nористос1 1 и nроницаемости (в который не включеиы данные по дологрейнстоунам со сле n ковой nористостью) видно, что выявленные структуры образуют характерные структурно-петрафизические nоля (рис .
5. 19
а) . Кросс-nлот общей nористости
и nроницаемости оnределенных на образ цах из фаций грейнстоуна со слеnкоnой nористостью, nоказывает, что для этого тиnа фаций характерно деление на гру n
пы по вел ичине слепкавой пористости (рис.
5.19, Ь). (Ь)
1000 ".--..
h!
::1: .._,
100
..0
1-
u
о
::<
10
"':s::::1
1
~
:с
о
о.
~
0,1 0,04 Пористость
Рис .
D
0,1
0,4
Пористость
5. 19. Вза имосвя зь nористости и проницае юсти дn я (а) - н екавсриоз ных и (Ь) -
дл я и зол ированно-ка верновой (слеnковой) nористостн . Формулы nересч ета nористости в nроннцаемост ь выводи л ись для каждого вида н ека в е рноз но-nористых фаций . Такой формул ы дл я rрейнстоунов со сnсnковой nористостью н е вывод или , но ее можно рас
считать, nред варител ьно вычтя слеnковую nористо сть и з общей nористости .
С по ющью структурно-текстурнога мето а удал ось nостроить гидродина
мическую модел ь участка nласта , вскрытого в районе Лойер-Каньон. Обобщен -
ГЛАВА
192 ная схема · ТОЙ
5
юдели представлена на рис.
Структурно-текстурные фации
5.20.
были закартированы в преде ах каждого цикла а значения пористости и прони
цаемости для каждого типа фаций усредня ись по формуле среднего арифмети ческого для пористости и среднего геометрического ния водонасыщенности , использованные в этой
ля проницаемости. Значе
10дели , были взяты из типовых
зависимостей «k 8 - пористость- высота nласта над контактом» для соответствую
щей структурно-текстурной фации (об
ве
2).
Ключевыми
ны из циклов
1 2
лементами и
9
низкопроницаемые невыдержанные
большинства циклов и высокопористые
слеnкоnой nористостыо из цикла
фут
тих зависимостях мы говорили в гла
юдели являются высокопроницаемые грейнстоу tадстоуны в nодошве
но ни зкоnроницаемые грейнстоуны со
7.
м
'~[~-~-~ -~-~ о LOOO 2000 ~------~--------т--------,L-------~
300
D
Грейнетаун
ш
Изолированно-каверновый rрейнстоун
(10-100
600
мД)
Преимущественно глинистый
пакстоун/вакстоун
Рис.
5.20.
( 1- l О
(< 10
мД)
Неnроницаемый мадстоун
(1- 10 мД)
с фенестровыми фациями в кровле
Преимущественно зернистый
nакстоун
фут
ш
мД)
Номер цикла
Прос ра~1ственное расnределение ер дней nроницасмости в nредел ах обнаже
ния Лойер-Каньон. Значения проннцаемости усре иены в nределах каждого структурн текстурного фи ьтрационного слоя (интервала)
5.4.3.
[ 17].
Структурно-текстурные слои фильтрации
В nределах вертикальных nоследовательностей структурно-текстурных фа ций (от nреи ·tущ ственно глинистых мировавшихея
внутри
каж
чить структурно-текстурвые
ого
о преимущественно зернистых)
седиментологического
слои ,
которые
цикла,
югуr быть
можно
Сфор разли
выдержанными
или
не выдержанными по nростиранию. Эти слои образуют принциnиальную ос нову
nетрофизич ской
модели ,
nредставленной
на
рис.
5.20.
Их
называют
структурно-текстурными фильтрационными слоями (или интервалами) . Рассмот рим строение такого фильтрационного интервала на nримере цикла
1 (рис . 5.21).
5.4.
МОДЕЛИРОВ
НИЕ КОЛЛЕКТОР
Как указывалось выше
ВОЙ ТВ РАЗРЕЗАЛОЙЕР-КАНЬОН
КИ
193
значения проницаемости в слое грейнстоунов, которые
залегают в кровле изуttаемого на tи цикла, отличаются сильной изменчивостью
и слабой пространствеиной коррелиру мастью. Мы не располагаем практически никакими данными
о
проницаемости
по имеющимся данным
пустить
нижележащего слоя
она также очень
что и з есь мы н
связи между ее значениями. Кросс-плот на рис.
t
но
tы може
судя
1 до
найдем хорошей пространственно-корреляционной
зрения. Статистические данные о де
вакстоунов,
неnостоянна, nоэтому
5.20
отражает именно эту точку
вух типах структур о которых мы сейчас ве
1
речь, свидет льствуют, что они весьма существенно различаются по ередни
значениям пористости и nроницаемости и до жны по тому расе '!Зтриваться в ка
честве отдельных интерва ов . Отсюда следует что мы можем дать структурпо текстурно.му фильтрацианнон
итперва7у такое определение: это - пачка гор
ных пород, для которой характерна конкреm11ая структура и в пределах кото
рои распред ~ение петрофизических пара.\/еmров близко к ' "tyчaU/10.11.1"
r17). Такое
определение фильтрационного интерва а расширяет более раннее оnреде ение
сделанное в
[6] :
в указанной работе под фильтрационны11,1и интервалаwt nони
маются хорошо различи tые типы пород
которые по своим петрофизичесп ш
харю<Теристикам достаточно четко отличаются от сосед них литологических ко .
1-
плексов.
5.4.4.
Экспери 1ентальное моделирование процессов фильтрации ксперименты по мо елированию фильтрации пластовых ф юидов с ис
пользованием г олого-гидро инамической модели пласта, изученного в районе Лайер-Каньона гнозных
условиям на рис.
nроводились с одной целью: nроверить чувствительность про
ксплуатационных характеристик пласта к конкретным
и режимам добычи.
5.22.
Результаты
тих
геологическим
кспери tентов представлены
Из двух показанных на рисунке моделей проницаемости одна по
строена на результатах исследования обнажения nород, а другая представляет собой простую с оистую модель
которая является результатом интерполяции
г алогических и петрафизических данных меж у двумя краями обнажения, изу
ченного в Лойер-Каньоне. Коэффициент извлеч ния нефти истой ниже
юдели , составляет почти
- 35%
(рис.
5.23
50%,
полученный на сло
а в модели обнажения он оказался rораз о
а). Для того чтобы изучить воздействие условий добы
чи на поведение пласта, мо ель обнажения «подверrлась» заво нению с разных
наnравлений. Оказалось, что при про вижении фронта заводнения слева напра во ко ффициент н фтеотдачи достигает во
-
нием
только
35%
(рис.
9.
По
начинают проявляться
цикла
44 %,
Ь). Возможно ,
а при nродвижении справа нале
то различи
объясняется расстоя
·tежду добывающей скважиной и границей развития высокопроницаемы х
грейнстоунов в цикле во
5.23
9в
цик
примерно в
7 на
21 О
tepe
продвижения закачиваемой воды справа на е
nеретоки
между циклами: жидкость устремляется
из
границе развития высокопроницаемых грейнстоунов цикла
м от добывающей скважины (рис.
ния фронта заво нения слева направо расстояние
5.22, d).
9
В с 1учае nродвиже
1ежду границей пласта грейн-
Гл
194 (а)
5
ВА
Детализованные характерные схемы nроницаемости
метры
6 ~~~~--~~~~-г~~--~~~w-~--~~
о
о
150
• •
<0,1
450
300
0,1- 0,5 0.5- 1,0
1,0-5
750
600
5- 10
D
D
D
10- 50
50- 100
> 100
метры
Диаnазоны nроницаемости (мД) (Ь) Структурно-текстурвые
Структурно-текстурвые
Высокочастотный
фильтрационные слои
фильтрационные интервалы
цикл
la
lb Е{
1000
~
"'::1:s:
'' й.0.01 5
5.21.
1.
10
Вакстоун
30
Межчастичная
о.
nористость
о
Грейнетсун
о
х
t::
цикла
/о
---:;(,
/. ·Z ·.'/ ..··
о С!>
~_:~ ·
'-...
~ ........ .с .... ()
Рис.
......
1
(%)
Характеристика структурно-текстурнога фильтрационного слоя на nримере
(а) Поnеречt1ый разрез , на котором хорошо ви д но
что з начения nроницаемо
сти в nределах rрейнстоуновой «шаnюш цикла крайне изменчивы и nочти не nоддаются
nространствеиной корреляции. (Ь) В цикле
1
идентифицируются два фильтрационных
сл оя . Кросс-nлот nоказывает. что дл я обоих фильтрациокных слоев характерен тиnич ный разброс значений петрафизических параl\1етров, но статистически
ти nараметры
у каждого из слоев разные .
стоунов составляло nримерно
н аблюдалос ь (рис.
30
метров и никаких межnластовых nеретоков не
5.22, с).
Важно отметить что остающаяся в nласте нефть концентрируется в rрейн
стоуновых фациях цикла
7
с их слеnкавой (молдиковой) nористостью и
веро
ятно, может быть добыта горизонтальными скважинами. Все rрейнстоуны об ладают самыми высокими значениями начальной нефтенасыщенности
цикл
7 отличается
очень низкой nроницаемостью, так как
ero
однако
nоравое nростран
ство , в основном, образовано реликтами выщелоченных зерен, а не межчастич ными (межзерновыми) nорами . Скорость nродвижения оторочки закачанной во ды в высокоnроницаемых rрейнстоуновых слоях выше чем в малопроницаемом nласте rрейнстоунов со слеnкавой nористостью
nоэтому в цикле
7
значитель-
5.4.
МОДЕЛИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОР
КИХ
ВОЙСТВ РАЗРЕЗА
(а)
ОЙЕР-КдНЬОН
Поток <•nсрсж11мастс я н
(с)
195
добы вn ющnя
В ТОЧ ..."С 8ЬI КЛ IIfll t8a iНI.Я
rpe
ш стоунов
.;j,., ...,
(Ь)
N
~ rpcti.ICТOyH
u
i!.:"
gш
мадстоу11
t ...._ _. . .
8 110дОШ ВС Ц51 КЛtl :::.:;:
в кро вле ш1 кла
Рис .
5.22.
данны
Модели потоков флюидов для Лойер-Каньона . (а) Линейная интерполя ц11 я
nрониuаемости по двум nсевдоскважинам на каждом краю обнажения в Лой:ер
Каньоне. (Ь) Модель nрониuае юсти
основанная на усреднении данRых по фаuиям ,
слагающим обнажение. (с) Результат эксnеримента по закачке жидкости слева наnра
во ; на модели можно ви деть, какой величины достигнет водонасыщенность nосле
40
лет
нагнетания вод ы , а также место межпластового nеретока в точке исчезновения высоких
значений nрошщаемости вниз по наnравлению движения nотока в uикле
9. (d)
Резуль
тат эксnеримента по закачке жи дкости сnрава налево; на модели можно видеть , какой
величины достигнет водонасыщенность nосле
40
лет нагнетания воды
а та ...-же место
межnластового nеретока в точке исчезновения высоких значений nрониuаемости вниз
ло наnравлению движения лотока в uикле
9.
ная часть нефти остается в неохваченных заводнением целиках nороды. Отсюда следует, что грейнстоуны со слеnкевой nористостью обладают высоким коэффи циентом nористости, низкой nроницаемостью и высокой начальной нефтенасы щенностью и являюся отличным объектом освоения с nомощью горизонтального бурения. Во всех гидродинамических моделях отношение вертикальной nроницаемо
сти к горизонтальной (kпр. в / knp.r) задавалось равным единице. В то же время дл я
скважинных условий отношение knp.n/ knp.r нередко задается на уровне меньше единицы (как nравило на уровне
0,01
или даже еще ниже), так как прогнозные
расчеты необходимо увязать с данными истории разработки изучаемого пласта. Модель коллектора в Лайер-Каньоне содержит маломощные пропластки плот ных глин которые nреnятствуют nотоку жидкости , не nозволяя ей д вигаться под
воздействие 1 си
гравитации . Поведение nотока
n
астового фл юида было смо
делировано с участие 1 и без участия глинистых nроnластко в и с различными
196
ГЛАВА
5 (а)
40,0 30,0 20,0 10,0
-----
Интерполированная модель
Модель обнажения
0,0~--г--.--~--~-т--,---.--т--~~
0,0
0,2
0,4
1.0
0,8
0,6
Обьем закачки (Ь)
50,0 -т---------------------------------, 40.0
.".
".
30.0 20,0 10,0
.....-·-·-·-·
"".,.. ./.". ....... / ·'......, ....
----
1.~~;
1
-·-·-.. ----·
Закачка слева направо
Закачка справа налево
0,0+-----~--~~---.---r-~--~--.--~
0,0
0.2
0.4
0,8
0.6
1,0
Обьем закачки Рис.
5.23. Эффективность вытеснения
нефти в зависимости от заполнения порового про
странства нагнетаемой водой: (а) сопоставление модели линейной интерполяции с мо
делью разреза обнажения; (Ь) сопоставление результатов эксперимента по нагнетанию воды слева направо с результатами эксперимента по нагнетанию воды справа налево.
значениями отношения knp.в/knp.r (рис.
5.24).
Результаты моделирования показа
ли, что для того, чтобы коэффициент извлечения нефти на модели, не содержа щей глинистых пропластков, совпал с этим же коэффициентом на модели, содер
жащей такие пропластки, отношение k11 р.в/ kпp.r на первой модели должно быть равным
0,02,
а на второй модели оно должно составлять
0,3.
Таким образом, для
имитации реальных условий фильтрации пластового флюида модель карбонатно го коллектора должна содержать тонкие пропластки плотных отложений. Когда
мы имеем дело с разрезами скважин, данные ГИС ограничивают наши возмож ности построения реалистичной модели потока, так как такие данные усредняют низкую пористость
непроницаемых
пропластков с
пористостью
прилегающих
пластов. В связи с этим. включение прерывистых маломощных плотных слоев в гидродинамическую модель должно основываться на данных анализа керна.
5.4.
МОДЕЛИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ РАЗРЕЗА ЛОЙЕР-КАНЬОН
197
(а)
0,5
al
k,.p.в/r
::!!
~-;-0,4
=1
0,1
о~
!:; ~ 0,3 ~·= ~.:о
~~
0,2
Модель пласта
~=
=§ 0,1 ::;:: ~
в Лойер-Каньоне с глинистыми пропластками
о
0,2
о
0,6
0.4
0,8
Обьем закачанной воды
(Ь)
0.6 al :Е
4.1,-..
0.1
~= 0~0,4 s~ ~.= ~>:о
а= 0,2 ~~
Модель пласта
~~~~
'-'е::
в Лойер-Каньоне
::;::
без глинистых пропластков
== ~
о
о
1,0
0.5
1.5
Объем закачанной воды
(с)
:s: :s:
~
0,35т-----------------,
:ж:
МодСJIЬ обнажения в Лойер-Каиьоне
aas t:
:Е
al 4.1
;
~
о О
-о- с глинистыми пропластка~tи
0,30
-+- без Г:Лl\1\ИСТЫХ проnластков
:r е
~~::t:;;::o:~~
~о
~~~~
С") 8.0.25
s_g
==
::;:: ~
0,20+------т--'-:-:--::-::-~,----т--------1
0,001
0.01
°·
02 O.O.J
0,1
1
Отношение вертикальной и горизонтальной проницаемости
Рис.
5.24.
knp.в/k 11p,· =
Динамика
КИИ
0,001, 0,01, 0,1
и
в
l
зависимости
от объема
нагнетания
при
отношении
в модели обнажения пласта (Лойср-Каньон). (а) Модель
содержит пропластки плотных мадстоунов, которые препятствуют гравитационному по
току флюида. (Ь) Пропластки плотных мадстоунов убраны ю модели. (с) Сравнение КИН в обеих моделях при заполнении нагнетанием лорового пространства на одну треть. Судя
по керновым данным, реалистичное значение для
k.. p.n/knp г- это 0,3, тогда
как для при
ведения КИН в модели, не содержащей глинистых пропластков, в соответствие с КИН
в модели, содержащей такие пропластки, необходимо, чтобы
knp 8 /
h~np.o было равно
0,02.
ГЛАВА
198
5
Методика построения геолого-г11дродинамической модели
5.5.
С nорядком действий nри nостроении модели можно ознакомиться на рисунках
5.25 5.26
и
5.27.
карбонатного коллектора Геолого-гидродинамичес
кое моделирование начинается с оnисания керна с це ью сбора главных гео логических данных
(см. главы
которые лягут в основу геолого-nетрафизической моде и
2 и 3). Только
оnисание керна может служить источником информации
о вертикальных фациальных nоследовательностях невозможно выде ить секвенции и ВЧЦ
-
без з нания которых nросто
нанглавнейшие стратиграфические
лементы для nостроения nетрефизической мо ели . Для того чтобы nолучить надежный набор данных для nоследующей и ентификации секвенций и ВЧЦ следует изучить все образцы керна из соответству10щего nласта, которые имеют достаточную для
того длину. Как nравило, сначала описывается распиленный
nолноразмерный керн
а затем nолученная информация детализи руется с nомо
щью описаний шлифов. Для оnределения секвентных границ и отбора ключевых nоверхностей корреляции
южно nривлечь данные сейсморазведки. Ци клы и се
квенции идентифицируются в керне каждой скважины (рис.
5.25, а),
и только nо
сле оnисания всей коллекции образцов можно приступать к оконтуриванию ВЧЦ и ВЧС для nоследующего картирования. Поверхности, которые окажутся самы ми легкоко ррелируемыми между всеми образцами керна
nослужат границами
наиболее подходящих дл я картирования высокочастотных циклов и секвенций
(рис.
5.25, Ь) . труктурно-текстурные
иового материала (рис. новываться
на
5.26
исследования
также
основаны
на
описаниях
кер
а). Структурно-текстурвые описания обязаны ос
керновых дан ных ,
поскольку
при
геологическом
описании
кер
на , в большинстве случаев, основной упор делается на интерпр тации фаций оса конакоплеиия и использовании классификации Данхэма , а не на вычислении процентнаго соотношения преимущественно зернистых и глинист ых пакстоунов
размера кристаллов доломита или величины изолированно-каверновой пористо сти. Не исключено , что целый ряд геологических фаций можно рассматривать как одну и ту же структурно-текстурную фацию . Например даже если для точ ности определения глубины воды имеет значение, каким является данный вак стоун
-
фузулиновым или пелоидным , он , тем не менее, характеризуется одной
и той же структурно-текстурной картиной
глинистой структуры класса
3.
-
тиnич ной дл я преимущественно
Более того, в геологических описаниях , как пра
вило используется классификация Данхэма, в которой не проводится различие
Рис .
5.25.
Поря док
ействий при построении стратиграфического каркаса. (а) Олиса ь
фациальные последовательности по имеюще ·1уся керновому материалу и проследить кровлю каждого мелеющего вверх цикла . Из-за автоцикличности в кернах может обнару живаться разное ко ичество ци
• юв.
(Ь) Выделить высокочастотные циклы и секвенции .
Отобрать самые пространственно выдержанные кровли циклов для корреляции и раз бивки на высокочастотные циклы. Границы секвенций определяются по концентрации фаций приливно-отливной равнины.
5.5.
МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
(а)
SSAU2309
SSAU2504
SSAU 2505
SSAU 2814
2км Фенестровые (окончатые)
jool
фации
1@@1
Прi!ЛIIВНО
ОТЛИВНОЙ
001~дный
Фузутшовый
rреинстоун
пакстоун
Пелоид~о
Пелоидный
ооидныи
nакстоун
li!l Фузулиновый
•
Мадстоун
вакстоун
Пелоидный
•
вакстоун
rрейнстоун
равнины
(Ь)
SSAU 2309
SSAU 2504
SSAU 2505
SSAU 2814
Авто цикл? Гракнца секвенцни?
2км Фенестровые
(окончатые) фации приливно
отливной равннны
jooj
1@@1
Оо~дный
Фуэулиновь•й
rреинстоун
пакстоун
Пелоид~о-
Пелоиднь1й
ООJщнь•••
пакстоун
rрейнстоун
li!l Фузулиновый вакстоун
•
Пелоидньrй вакстоун
•
Мадстоуп
199
ГЛА ВА
200
SSAU 2504
SSAU2309
5 SSA
SSAU 2505
2814
(а)
~
тo tt a..'O~ ~ мнкро
~ / "'
321
крtt ста.ttл t t-
t.:pнcтnn lt•s-
1tCcкнn
чccкt t n
ТOIIKO· /"моокро-32! кpltCтanя ll -
чесtшn
Крi!СТМЛfl·
•t ectшrt
Грейнетаун
Структурно-текстурные
Преимущественно зернистый пакстоун
харю,-тернстики
Преимущественно гл инистые структуры
SSAU 2504
SSAU 2309
(Ь)
.
'Q' ..... .
'j
т
/
)
~
~
-
.Fi'- ~ :::.... ~17
lc:::
~
r;) .....
~~
l 1~
1 ~ / '"
TOII"-"0- ........-~1111\ро•
~!21
•.:pнcт;yw.l tl ·
крнст;r·uш -
ч ссюш
ЧCCKJIII
iiiiii?-
1. . . .
11
1 \
')
...
,.---
г-
[d
61
1
1
--....:
LL
,
r-т-
1
./
-
г-
~-
11
~
SSAU 2814
SSAU 2505
~ •
:::.-
]
/
-1
-rош;о- ~ro-.; to:p l fCГ,
' ICC tШ fi
'ICCIOIЙ
l
,- .-
р
1 1
г-т - 11,
-
1
1
lr'p1tCТ9J UI II ·
11
~
'"
·? 1 3 -
/ .' "
1:111-
2 км Структурно-текстурн ые хараtперистики
§
Грейнетаун Преимущественно зернистый пакстоун
!.....::] Преимущественно глинистые структуры
5.5.
М ТОДИКА ПО ТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧ · СКОЙ МОДЕЛИ
201
между преимущественно зернистым и преимущественно глинистым пакстоуном.
Однако более осведомленнЪ1 е геологи все-таки проводят такое различие, исnоль зуя такие термины, как «малоглинистый» и «высокоглинистый» пакстоун, или рассматривая
пакстоун только в каtrестве его преимущественно глинистых раз
ностей. Также следует nомнить
кристаллов доломита
( 1О
или
что возможность точного определения размера
30
мкм) и 1еет огромное значение для лрогно
зирования количества полостей в лороде и объема созданной ими кавернавой пористости. Геологические описания обычно не со ержат такой информации. Поэтому д я построения геолого-гидродинамической модели необходимы и гео логические, и nетрафизические описания. Опытный исследователь способен описать структурно-текстурную картину по расnиленному полноразмерному керну, но предnочтитеJlЬнее ис
этой цели шлифы из образцов этого керна. Очень важно
ол ьзевать для
чтобы образцы отби
рались из материала, используе юго для замеров петрафизических параметров, пористости
nроницаемости
относительной проницае юсти
капиллярно го дав
ления и т. д. Для этой работы лучше всего подходят цилиндрические образцы керна , полученные из nолноразмерных интервалов керна так как шлиф с то рца каждого такого цилиндра - · то поперечный разрез траектории движения nото к
флюида
который нужен нам для расчета проницаемости. В то же время
скольку шлифы -
nо
то лишь крошечный кусочек от цилиндрического образца, ре
комендуется nрименять высокочувствительную КОI\-tnыотерную томографию сов местно с ЯМР-сканированием. В случае анализа полноразмерного керна и без
того неnростая задача по увязке структур на шлифе с nетрафизическими за
мерами усложняется присутствием мелкомасштабной изменчивости. В общем и целом
можно nринять, что только структурно -текстурная картина остается по
стоянной вдо ь образца nолноразмерного керна но для межчастичной или кавер навой nористости или для минералогического состава такие доnущения неnра вомерны.
Для того чтобы выдел ить структурно-текстурные интервалы фильтрации нужно изучить оnисания керна и и ентифицировать в них все изменения глав
ных структурно-текстурных тиnов по вертикали (рис.
5.26, Ь).
В большинстве
-
случаев выявляется только один тиn вертикальной изменчивости
имущественно глинистых фаций nреимущественно зернистыми
Рис.
5.26.
смена nре
что позволяет
Поря ок де йствий nри привя з ке nетрафизических параметров к стратиграфи
ческому каркасу с использованиСI\t структурно-текстурнога метода. (а) Оnисать струк турно-тскстурные фации , nредставить в котtчественной форме литолоrию н изолиро ванно - каверновую
nористость ,
рассчитать
размер
кристаллов доломита
11
онредел11ть
nетрафизический класс или структурно-текстурный инде кс. (Ь) Вы дел ив кровлю раз реза, в котором преимущественно глинистые фации перскрываются преимущественно
зернисты 111, а те - грейнстоуна tи оконтурить структурно-текстурвые слои фильтрации и nрокоррелировать их между скважинам н
из которых были взятые 11спользованные
в исследовании образцы керна. В каждой скважине может выделяться ра з ное количе
ство фнльтрационных слоев. В каждом случае понадоб ится принять решение , какой из фильтрационных слоев дол жен быть вы деле н как nространственно вы держанный.
ГЛАВА
202
5
(2) Класс
2
о
Доnоrреhистоуи
t:.
ПреИМ)111ССТВСНf10
• х
1000
:JCpiiИCТWii ДOJJOШUCCТO)"'t
Среднекрнсталлltческиii ЛOOONIIТ
ТонКDкрllстаппичс:скнй
1000
Пористость= 15%
Класс
1
1000
преимущественно
500
miiHIICТЫJ'i .ВОЛОМИТ
Межчастичная пористость
(%)
8
ПpcнwyщecneltiiO хрннстu cтp)'h"'')'')a
8
J110лuрава.н11•rс
Преи'lущесr~нно MIIIIИCТIUI
ICd&tpiiW(%)
ctpyanypa
х о-
2
o2-.t
84-6 .&6-8
10
100
20 30 (%)
Пористость (%)
(Ь)
1540 3
i
~
!
SSAU 2309
Пористость
SSAU2504
SSAU 2505
SSAU 2814
1540 i!.
i
1555
it
i.
i i { .::
1555
1570 1570 1570 1585 1585
Рис.
5.27.
Порядок действий при построении зависимостей между структурно-текстур
ными!петрофизическими классами, петрофизическими параметрами и данными ГИС. (а) Вывести формулы пересчета одних величин в другие для структурно-текстурно
rо/петрофизическоrо класса, пористости и начальной водонасыщенности, оnределенной по данным ГИС, а также для изолированно-каверновой nористости, общей пористости по данным ГИС и интервального времени по АК. (Ь) С nомощью nолученных формул
рассчитать вертикальные профили nроницаемости и начальной водонасыщенности для каждой скважины на месторождении. Отметить несколько участков, в пределах которых значения общей и межчастичной пористости неодинаковы.
5.5.
МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
203
установить границы двух ,Фильтрационных слоев. Если в исследуемой фациаль ной последовательности присутствуют и грейнстоун, и преимущественно зерни стый пакстоун, то приходится решать, рассматривать ли их как два отдельных
слоя или как одно фациальное подразделение. Обычно такой вопрос возника ет в случае преобладания какой-либо из фаций. Если в толще пород присут ствует несколько преимущественно глинистых слоев, приходится решать сход
ную задачу: объединять ли их в группу или рассматривать в качестве отдель ных слоев.
После оконтуривания фильтрационных интервалов из них нужно сформи ровать фильтрационные слои: для этого их нужно прокоррелировать по всем об разцам керна. При корреляции следует соблюдать два главных правила: фильтрации не могут пересекать границы ВЧЦ и
2)
1)
слои
слои фильтрации должны
быть выдержанными по простиранию. чтобы обеспечить слоистость модели. Как правило, на один ВЧЦ приходится не меньше двух фильтрационных слоев, при чем нижний слой обычно представлен преимущественно глинистыми структу рами, а вышележащий
-
преимущественно зернистыми. Иногда слой преиму
щественно зернистых структур можно разделить на два слоя, одним из которых
будет слой грейнстоуновых фаций, а другой cтыx фаций,
-
-
слой преимущественно k'pll!l-
если количество фаций обоих видов достаточно для такого
pn : ~с
ления.
Если в этом возникнет необходимость, можно задать условие о латеральной фациальной изменчивости слоя, а также о том, чтобы структурно-текстурный интервал содержал несколько фильтрационных слоев (рис.
5.26, Ь).
В пределах
выходов пород на дневную поверхность, как правило, фильтрационные слои и ВЧЦ имеют резкие вертикальные границы, и структурно-текстурные грани цы не должны пересекать границы ВЧЦ. Несмотря на то, что в большинстве
случаев в вертикальном направлении фильтрационные слои внезапно переходят один в другой, их горизонтальные границы выражены нерезко и представляют собой постепенный переход от цикла к циклу. Результаты изучения многих обна жений показывают, что фациальные переходы могут растягиваться по латерали на многие десятки метров, лишая исследователя возможности провести грани
цу, которая была бы хоть как-то пригодна для дальнейших построений. В связи с этим и от петрофизических параметров ожидается, что они будут резко изме няться в вертикальном направлении и постепенно
-
в горизонтальном. Отсюда
следует, что петрофизические параметры можно линейно интерполировать меж ду скважинами в тех случаях, когда коллектор разбуривается плотной сеткой скважин.
Если структурно-текстурные фации определяются структурой известняков, то петрофизические свойства определяются петрофизическими классами, в ко торых отражаются днагенетические изменения. В интервалах залегания извест
няка петрофизические классы устанавливаются по структурно-текстурным осо бенностям породы. Там, где в результате диагнеза структуры известняка не
воспроизводятся, петрафизические классы также не совпадают со структурно текстурными подразделениями. Если мы имеем дело с доломитами, то в них
204
ГЛАВА
5
структуры с мелкими кристалликами доломита будут имитировать структурно текстурную картину, а структуры со средними и крупными кристаллами доло
мита не будут ее имитировать; значит, петрофизический класс будет зависеть от размера кристаллов доломита, а также от структурно-текстурных параметров
(рис.
5.26, а). Привязка структурно-текстурных особенностей к пористости, проницаемо
сти
и
капиллярным
характеристикам
о котором рассказывалось в главе де
-
2
производится
(рис.
5.27, а, 1
с
и
использованием
2).
метода,
Главное в этом мето
это группирование структурно-текстурных особенностей в петрофизиче
ские классы, однако в некоторых случаях полезно использовать модифициро ванный способ установления структурно-текстурного индекса или даже способ
установления кажущегося структурно-текстурного индекса. Конечный результат всех этих действий
-
вывод ряда уравнений для пересчета пористости в про
ницаемость для каждого структурно-текстурнаго класса и для формулы расчета насыщенности по пористости, которые можно связать с геологической моделью
через карты петрофизических классов. Следующий важнейший шаг состоит в увязке структурно-текстурных дан
ных или петрофизического класса с данными каротажа (рис.
5.27, а, 1 и 2).
На
дежность такой увязки будет зависеть от качества и вида имеющихся данных
ГИС. Базовый комплекс ГИС, в который входят такие виды каротажа, как ГК, НК, плотностной, АК, ГГКс, несколько видов каротажа сопротивлений и ка
вернометрия, как никакой другой набор скважинных исследований способен обеспечить необходимую надежность зависимостей «керн-ГИС>>. Однако в ря де случаев, когда для этого использовались только данные ГК и НК, эти за висимости тоже получались вполне достоверными. Эту задачу можно решить множеством различных способов, и в главе
3
мы уже говорили о некоторых
принципах, которые лежат в основе всего процесса. Для целей корреляции совершенно необходимо, чтобы вертикальную последовательность структурно
текстурных особенностей можно было легко распознать. В целом, для интер претации истории осадконакопления и оконтуривания секвенций и ВЧЦ нужно
больше фаций, чем те четыре-пять типов структурно-текстурных особенностей, которых достаточно для корреляции границ циклов, выделения слоев фильтра ции, подсчета проницаемости и начальной водонасыщенности. Для подсчета ве
личин проницаемости и начальной водонасыщенности требуется, чтобы петро физический класс или структурно-текстурный индекс, межчастичная пористость и изолированно-каверновая пористость были очевидны. Эти параметры исполь
зуются для вычисления вертикальных профилей проницаемости (рис.
5.27, Ь)
и начальной водонасыщенности по каждой скважине с применением соответ
ствующего комплекса ГИС. Критическая субактивность определяет уровень нулевого капиллярного дав ления, который нужно знать для моделирования начальной водонасыщенности.
Задача это непростая, но ее можно решить, если трансформировать кривую ка пиллярного давления в высоту коллектора и поместить кровлю переходной зо ны, установленную по значениям на кривой капиллярного давления, на водо-
5.5.
МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
205
нефтяном контакте в добывающей скважине. На кривой капиллярного давления
его нулевой уровень совпаДает с нулевой высотой пласта. Вертикальные профили петрофизических параметров рассчитываются для каж дой скважины, каждой высокочастотной секвенции, каждого высокочастотного цик
ла и фильтрационного слоя и коррелируются вне связи с коллектором (рис.
5.28, а).
Так мы получаем принципиальную основу для последнего этапа построения моде ли, а именно для распределения значений пористости, проницаемости и начальной
водонасыщенности в пределах структурно-текстурных слоев фильтрации. У этой за дачи есть несколько решений. Можно вывести среднее для каждой скважи ны значение каждого петрофизического параметра в пределах каждого слоя фильтрации и интерполировать полученные средние величины между сква жинами в каждом таком слое. Можно распределить петрофизнческие пара метры внутри каждого слоя фильтрации между скважинами с помощью ва риограмм, построенных по скважинным данным (рис.
5.28, Ь).
Преимущества
вариографии перед простой интерполяцией состоит в том, что с помощью различ ных вариограмм можно скорректировать выдержанность значений проницаемо
сти внутри каждого фильтрационного слоя с учетом известных дебитов и при емистости скважин. В то же время, хотя вертикальные вариограммы нетрудпо
рассчитать по данным ГИС, построение горизонтальных вариограмм, ко1ор1,;~ жизненно важны для распределения значений проницаемости между скважина ми, основывается на предположениях или рассчитывается на основе описания
обнажений. Примеры моделей четырех типов вы найдете на рис.
5.29.
Все моде
ли представляют коллектор, изученный на месторождении Семинол в свите Сан-Андрее в западном Техасе. На первом рисунке представлена структурно текстурная модель, построенная с использованием метода, о котором мы гово
рили выше. Второй рисунок
рой замереиные через каждый
- это мелкосеточная трехмерная модель, в кото 30 сантиметров значения проницаемости линейно
интерполированы между скважинами параллельно границам циклов. Этот под ход нереалистичен, так как, судя по описанию обнажения, значения проницае мости беспорядочно распределены в масштабе структур и не поддаются лате
ральной корреляции, если дискретность измерений составляет
30
сантиметров.
Третий рисунок изображает структурно-текстурную модель, в которой значения проницаемости стохастически распределены в пределах структурно-текстурных
интервалов фильтрации с использованием вертикальных вариограмм, постро енных по скважинным данным, и теоретических
горизонтальных
вариограмм.
Похоже, что этот рисунок является самым реалистичным, так как в резуль
тате его использования дебиты и приемистость скважин оказываются более высокими, чем в линейно-интерполированной структурно-текстурной модели. И на последнем рисунке показана стохастическая модель, в которой значе
ния проницаемости распределены без учета высокочастотных циклов. Получен ная схема проницаемости нисколько не напоминает цикло-ориентированную ар
хитектуру геологической модели. Для геолого-гидродинамической модели это очень важное испытание
-
продемонстрировать,
насколько точно она отража-
ГЛАВА
206
(а)
SSAU 2504
SAU 2309
5
SSAU 2505
SSAU 2814
tf
(Ь)
Скв .
С кв.
2504
2505
-2
о
2
Loglo( knp)
15 о +---.---т---. о
61
122
183
м
Ко ффициент вертикального масштабирования = 2
Рис .
5.2 .
Поря док действ ий nри расnределе нии петрофизических nараметров в
·lеж
скваж~lнно
·1 пространстве. (а) Прокоррелировать высокочастотные циклы и фильтраци онные слои no всему колл е ктору. (Ь) Расnределить nетрофизические пара 1етры внутри фи льтрацио~1ных слоев и увязать с да нными ГИ с использ ование 1 геостатистнческих методов . Полученное в результате расnределе ние nроницае юсти можио загрубить до тол щины фнльтрационных слоев (по Дженнингсу, неоnубликованные даиные).
(а)
(Ь) V> V>
з::
m
g:s:: ;:<;
> ::::1
о
(")
-1
""'о
m
:I:
:s::
..,m ;,а
(с)
(d)
о
::::.
.., ..,'
о о
:s::
~
g""' :s:: > s:: :s::
:I:
..с
m (")
;:<; о :S::<
:s::
g m
Рис.
5.29.
Четыре сnособа заnолнить межскважинное nространство nласта-коллектора. (а) Линейная интерполяция скважинных дан
нь•х, усредненных по каждому структурно-текстурному интервалу и ограниченны х границами циклов . (Ь) Стохастическое расnре
деление прониuаемости на основе вариограмм, лимитируемое структурно-текстур ными интервалами . (с) Линейная интерполяция точечных данных по скважинам , лимитируемая границами циклов .
(d)
Стохасти ческое распределение nроницаемост и на основе
вертикальных и горизонтальных вариограмм , не лимитируемое границами циклов .
::::.
:s:: N
о
-...!
ГЛАВА
208
5
ет геологическую модель в целом и разделение геологического разреза на слои
в частности.
5.6.
Резюме В этой главе мы говорили о структурно-текстурмом методе построения
геолого-гидродинамической модели. О методике создания трехмерного хромо
стратиграфического каркаса шла речь в главе
4,
а о привязке петрафизических
измерений к геологическому строению через посредство структурно-текстурных
характеристик осадков
-
в главе
2.
Предметом исследования в главе
еще один важный элемент моделирования пласта
-
3
был
построение зависимостей
«керн-ГИС». Все методы, которым мы уделили внимание в вышеупомянутых
главах, представляют собой инструменты для вычисления вертикальных профи лей петрафизических параметров (при условии, что у нас есть для этого дан ные соответствующего комплекса ГИС). В настоящей главе мы сосредоточились на методологии распределения петрафизических параметров в межскважинном
пространстве, так как объем этого пространства составляет
99 %
объема иссле
дуемого коллектора.
Из всего, о чем шла речь в настоящей главе, пожалуй, решающее значение
имеет сделанный нами вывод о том, что значения проницаемости (а возмож но, и пористости) в пределах одного и того же слоя породы изменяются весьма широко. Результаты rеостатистического анализа свидетельствуют о том, что вы
явленная нами изменчивость проявляется при любой дискретности измерений, будь это единицы или десятки сантиметров, а также что значения проницае
мости почти не поддаются пространствеиной корреляции, и поэтому мы име ем полное право их усреднить для целей гидродинамического моделирования.
Однако следует отметить, что в масштабе, измеряемом сотнями метров, варио граммы «nозже выходят на порог» (имеют более длинный радиус корреляции).
Эксперименты по моделированию потока пластового флюида показали, что если петрафизические параметры характеризуются изменчивостью с коротким радиу сом корреляции, то они не окажут практически никакого воздействия на скорость
продвижения фронта заводнения, тогда как изменчивость с большей зоной вли яния может оказаться фактором, определяющим скорость прорыва закачиваемой воды. Примерно
80%
дисперсии значений острофизического параметра прихо
дится на мелкомасштабные, плохо коррелируемые данные, которые не играют
практически никакой роли в ускорении или замедлении продвижения фронта заводнения. В связи с этим, разброс данных на кросс-плотах межчастичной по ристости и проницаемости в пределах одной структурно-текстурной картины, по большей части, не участвует в пространствеином коррелировании и может рас
сматриваться как «шум» в системе. Задача состоит в том, чтобы выявить те
20 %
данных, которые будут иметь явную пространственпо-корреляционную связь.
Мы показали, что высокочастотные циклы являются базовым геологическим компонентом построения геологи•1еской модели. Однако базовым геологическим компонентом геолого-гидродинамической модели является также структурно-
5.6.
209
РЕЗЮМЕ
текстурный слой фильтрации. Результаты изучения обнажения горных пород в Лойер-Каньоне свидетельствуют о том, что главные для модели пласта слои грейнстоуна и преимущественно зернистого пакстоуна весьма существенно от
личаются по своим петрафизическим характеристикам от преимущественно гли нистых
прослоев,
а
основные
структурно-текстурные
картины,
участвующие
в строительстве модели, сильно отличаются по тем же параметрам от каверновых
грейистоумов и плотных мадстоунов. Ни в одном из упомянутых структурно текстурных слоев не наблюдается достаточной пространствеиной корреляции между значениями петрафизических параметров. Поэтому каждый структурно
текстурный слой составляет слой фильтрации и является базовым элементом в схеме распределения пористости, проницаемости и начальной воданасыщен ности в межскважинном пространстве.
Для распределения значений петрафизических параметров в слоях филь трации существует несколько отличающихся друг от друга приемов. Скважин ные данные можно линейно интерполировать между скважинами с использо
ванием данных, либо собранных по сетке
30
см х
30
см, либо осредненных
по конкретному фильтрационному слою. Межскважинное пространство можно заполнить путем
распределения
условными
стохастическими
методами,
осНО··
ванными на скважинных данных, а также вертикальных и горизонта:tьны.\
н,t·
риограммах. Какой бы метод мы ни выбрали, результаты его применеимя обя
заны точно отражать характер слоистости геологической и петрафизической моделей.
В настоящей главе мы установили такой порядок действий при построении геолого-гидродинамической модели:
1)
Описать вертикальную последовательность фаций осадканакопления по рас пиленному полноразмерному керну и идентифицировать седиментационные циклы.
2)
Выделить границы секвенций и высокочастотные циклы.
3)
Описать структурно-текстурные особенности и основные структуры пород и дать им количественную оценку.
4)
Увязать структурно-текстурные свойства и структуры с петрафизическими параметрами и выявить взаимосвязи между пористостью, проницаемостью
и начальной водонасыщенностью.
5)
Увязать структурно-текстурные характеристики и петрафизические классы с данными rис.
6)
Рассчитать вертикальные профили проницаемости и начальной водонасы щенности, используя данные о пористости и петрафизических классах.
7)
Прокоррелировать секвенции, ВЧЦ и фильтрационные слои по территории месторождения.
8)
Распределить петрафизические параметры в межскважинном пространстве, ограниченном скважинными данными и фильтрационными слоями.
ГЛАВА
210
5
Литература
[ 1]
Вш·Ье1· А. Н.
Jr., Ge01-ge С. J .• Stiles L. Н., Tlюmpson В. В. ( 1983) Infill drilling to increase reserves - actua1 experience in Nine Fields in Texas, Oklahoma and lllinois. J Pet Techno1 August 198:1530-1538.
[2] Fogg G. Е., Lucia F. J. (I 990) Reservoir Modeling of Restricted Platform Carbonates: Geologic/geostatistica\ Characterization of Interwel\-scale reservoir heterogeneity, Dune Fie1d, Crane County, Texas. Bureau of Economic Geology, University of Texas at Austin, 66 р. [3] Galloway W. Е., Ewing Т. Е.. Garrett С. Е., Tyler N.. Bebout D. G. (1983) Atlas of major Texas oil reservoirs. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, 139 рр. [4] Ge01ge С. J., Stiles L. Н. (1978) Improved techniques for eva1uating carbonate water-floods in West Texas. J Pet Technol Nov 1978: 1547-1554. [5] Grant С. W., Goggin D. J., Harris Р. М. (1994) Outcrop ana1og for cyclic-shelf reservoirs, San Andres Formation of Permian Basin: stratigraphic framework, permeabllity distribution, geostatistics, and fluid-flow modeling. AAPG Bull 78 1:23-54. [6] Heam С. J.. Ebanks W. F. J1:, Туе R. S., Ranganatllйn V. (1984) Geologica1 factors influencing reservoir performance on the Hartzog Draw fie1d, Wyoming. J Pet Technol Aug 1984: 1335-1344. Р. D.. Lucia F. J.. Matllis R. L. ( 1986) Penneabllity distribution and reservoir continuity in Permian San Andres Shelf Carbonates, Guadalupe Mountains, New Mexico. In: Moore G. Е., Wilde G. L., (eds) Lower and Middle Guadalupian facies, stratigraphy, and reservoir geometries, San Andres/Grayburg formations, Guadalupe Mountains, New Mexico and Texas. Permian Basin Section, Society of Economic Paleontologists and Mineralogists Publication 86-26:37-47.
[7] Him·icks
[8] Hov01·ka S. D., Nance Н. S., Ke1·ans С. (1993) Parasequence geometry as а control оп porosity evo1ution: examples from the San Andres and Grayburg formation in the Guadalupe Mountains, New Mexico. In: Loucks R. G., Sarg J. F., (eds) Carbonate sequence stratigraphy: recent developments and applications. AAPG Mem 57:493-514. [9] Jennings J. W. (2000) Spatial statistics of permeabl1ity data from carbonate outcrops of West Texas and New Mexico: Implications for improved reservoir mode1ing. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, Report of Investigations No. 258, 50 рр. [ 1О] Jennings J. W.. Ruppe/ S. С.. Wш·d W. В. (2000) Geostatistica\ analysis of permeabllity data and modeling of fluid-flow effects in carbonate outcrops. SPE Reservoir Eval & Eng 3, 4:292-303.
ЛИТЕРАТУРА
[ 11]
211
Keгans С., Lucia F. J.. Senger R. К. ( 1994) Integrated characterization of carbonate ramp reservoirs using Pennian San Andres Fonnation outcrop analogs. AAPG Bull 78, 2: 181-216.
[12] Kerans С., Lucia F. J., Senge1· R. К., Fogg G. Е., Nance Н. S.. Hovorka S. D. ( 1993) Characterization of facies and penneaЬility pattems in carbonate reservoirs based on outcrop analogs. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, final report prepared for the Assistant Secretary for Fossil Energy, US Department of Energy, under contract no DE-AC22-89BCI4470, 160 рр. [13] Lucia F.J. (1983) Petrophysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: А field classification of carbonate pore space. J Pet Technol 35, 3:629-637. [14] Lucia F.J. (1995) Rock-fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bull 79, 9:1275-1300. [ 15] Lucia R. J., Conti R. D. (1987) Rock fabric, penneaЬility, and log relation~ttips in an upward-shoaling, vuggy carbonate sequence. The University of Tc.\,tS at Austin, Bureau of Economic Geology, Geo1ogical Circu\ar 87-5, 22 рр. [ 16] Lucia F. J., Major R. Р ( 1994) Porosity evo\ution through hypersaline reflux dolomitiza-tion. ln: Purser ВН, Tucker МЕ, Zenger ОН, (eds) Dolomites, а volume in honor ofDolomieu. Int Assoc Sedimentol Spec PuЬI21:325-341. [ 17] Lucia F. J., Kerans С., Senger R. К. (1992) Defining flow units in dolomitized carbonate-ramp reservoirs. Society of Petroleum Engineers, Paper No. SPE 24702, Washington D. С., рр. 399-406. [18] Lucia F. J., Ке1·ш1s С.. Wang F. Р ( 1995) Fluid-flow characterization of do1omitized carbonate-ramp reservoirs: San Andres Fonnation (Pennian) of Semino1e fie1d and Algerita Escarpment, Pennian Basin, Texas and New Mexico. ln: Stoudt EL, Harris РМ (eds) Hydrocarbon reservoir characterization: geologic framework and flow unit modeling. SEPM (Society for Sedimentary Geology), SEPM Short Course 34:129-153. [19] Senge1· R. К.. Lucia F. J., Ke1·ans С., Fen·is М. А .. Fogg G. Е. (1993) Dominant control on reservoir-flow behavior in carbonate reservoirs as detennined from outcrop studies. In: Linville В., Burchfield Т. Е., Wesson Т. С., (eds) Reservoir characterization Ill. Proc 3rd hit Reservoir Characterization Tech Conf, Tulsa, Nov 1991. PennWell Books, Tulsa, Ok\a, рр. 107-150. [20] Wang F. Р., Lucia F. J. (1993) Comparison of empirical models for calculating the vuggy porosity and cementation exponent of carbonates &om log responses. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, Geological Circular 93-4, 27 рр.
ГЛАВА
212
121)
Wtщ~ r~ Р.. J.ucia Р J.. Kel"aJ1S шodeliпg
Engincer~.
[22]
5
С. ( \994) Cгitical scalcs. up::-;caliпg, and ot· sl1allow-\\'atcr carbonate reservoirs. Socicty of Petrolcllш Paper No. SPE 27715, Midland, Tcxas. рр. 765·-773.
н.-ang f7 Р.. J.щ:ia Р .J.. Kei"O/ls С. ( 1998) Integrate<.t resen.:oir charactcrizatioп study of а carbonate щшр rcsCI"\'Oir: Scшinolc San Andres tJnir, Gaines CoLtnty, Tcxas. SPE Rcsei-voii" Evaluation & Engit1ccring 1, 3:105-114.
ГЛАВА
6
Известняковые коллекторы
6.1.
Введение Распределение петрафизических свойств в трехмерном пространстве конт
ролируется
двумя
генезом. В главе
геологическими
процессами
3)
2)
осадканакоплением
и
диа
мы уже рассматривали процессы осадконакопления, при
4
этом основное внимание было уделено тур,
-
1)
происхождению осадочных струк
взаимосвязи между пористостью, проницаемостью и структурами пород,
вертикальному и горизонтальному распределению седиментационных струк
тур в соответствии с рельефом дна морского бассейна и энергией океаническ11х
течений, биологическим процессам и цикличности осадконакопления, обусJн'н ленной эвстатическими колебаниями уровня моря,
4)
фундаментальным пр11н
ципам секвентвой стратиграфии. Была подчеркнута важность хроностратигра фических границ как основополагающего элемента построения геологического
каркаса, внутри которого могут быть планомерно распределены седиментацион ные структуры со значимыми петрафизическими свойствами.
Совершенно очевидно, что распространение петрафизических свойств в трех мерном пространстве изначально зависит от сочетания седиментационных струк
тур. Также в результате исследований становится ясно, что петрафизические свойства карбонатных коллекторов существенно отличаются от петрафизических свойств современных карбонатных осадков. Диагенез, как правило, приводит к уменьшению пористости, перераспределению лорового пространства, измене
нию проницаемости и капиллярных свойств. Пористость современных осадков варьирует от
40%
до
70 %,
в то время как карбонатные коллекторы в США ха
рактеризуются значениями от
9%
до
17% [28].
Также и проницаемость карбо
натных коллекторов ниже, чем карбонатных осадков. Таким образом, правильное понимание процессов диагенеза и их типичных следствий является необходимым фактором при описании и построении моделей карбонатных коллекторов.
Основными днагенетическими процессами, которым мы уделим внимание в данной главе, являются
1) цементация карбонатных пород кальцитом, 2) уплот
нение под влиянием механических и химических факторов, выщелачивание,
4)
доломитизация,
5)
3)
избирательное
эвапоритовая минерализация,
6)
сплош
ное выщелачивание, разрушение каверн и формирование трещиноватости. Каж
дый из этих процессов распознается по характерным признакам. Заполнение лорового пространства кальцитом можно определить по геометрии кристаллов
и их расположению по отношению к зернам породы. Уплотнение породы опре
деляется по взаимопроникновению зерен, их разрушению и деформации, изме-
214
ГЛАВА б
нению межзернового лорового пространства и стилолитизации. Избирательное
выщелачивание приводит к формированию лорового пространства путем рас творения и выноса растворенных структурно-текстурных компонентов из поро
ды, с образованием в ней пустот выщелачивания. Доломитизация определяется по наличию минералов доломита в породе, а присутствие таких эвапоритовых
минералов, как ангидрит, гипс и галит, указывает на процессы эвапоритевой
минерализации. Сплошное выщелачивание приводит к формированию относи тельно большого лорового пространства, не связанного со структурой породы, причем пустоты могут быть настолько велики, что иногда происходит их обруше
ние, что приводит к появлению брекчий обрушения и соответствующей системы трещин.
Каждый из указанных процессов может быть выявлен и изучен отдельно от других, но они перекрываются во времени и пространстве и оказывают влия
ние друг на друга. Осадок образуется только один раз, в дальнейшем он может
быть многократно изменен в ходе любого из указанных выше днагенетических процессов. Петрографические исследования помогают восстановить последова тельность днагенетических событий
-
они часто указывают на множество пе
рекрытий этих процессов во времени и возможность их повторения. Действи тельно, диагенез
-
это непрерывный процесс, который начинается с момента
прекращения осадканакопления и заканчивается с началом метаморфизма. Та ким образом, последовательность днагенетических событий может быть очень сложной, и их результаты крайне трудно предугадать, если они не связаны с осо
бенностями осадконакопления. Распределение продуктов диагенеза зависит от первичной, седиментацион ной структуры карбонатов. Причем с течением времени структуры исходных кар
бонатов становятся все более непохожими на седиментационные. Уплотнение начинается с началом погружения осадка и может прекратиться только в случае
подъема и выхода его на поверхность. Цементация может происходить одновре менно с процессами осадконакопления, а может проявиться позже, в ходе погру жения осадка, причем ранняя цементация может воспрепятствовать уплотнению
в период погружения. Доломитизация может начаться сразу же после заверше ния осадканакопления или через миллионы лет после этого, причем цементация, выщелачивание или уплотнение, произошедшие до начала доломитизации, ока
зывают влияние на свойства образующегося доломита. Ранняя доломитизация может привести к образованию стратиформного доломита, в то время как позд няя доломитизация может зависеть от наличия трещин и брекчий обрушения и привести к образованию отдельных тел, сложенных доломитом. Таким образом, для распределения петрафизических параметров в модели
карбонатного коллектора необходимо понимание процесса днагенетического пре образования осадочных структур. Ключевым вопросом тут является степень со ответствия между результатами процессов диагенеза и первичными седимента
ционными признаками отложений. Если привнос материала в систему или вынос из нее не сыграл серьезной роли в преобразовании осадка, то его свойства будут
соответствовать первичным. Однако если фактором, приведшим к диагенетиче-
6.1.
ВВЕДЕНИЕ
215
ским изменениям, оказался, например, привнос или вынос ионов в ходе фильтра
ции флюидов, то свойства Продукта диагенеза могут не совпадать со свойствами первичного осадка. В этом случае для описания и картирования последствий диагенеза могут потребоваться знания о геохимическо-гидрологических систе
мах, включая определение источника флюидов и направления фильтрации. В последующих главах мы сгруппируем карбонатные коллекторы в зависи мости от днагенетических преобразований. Самыми простыми коллекторами яв ляются известняки, прошедшие этапы цементации, уплотнения и избирательного выщелачивания. Доломитовые коллекторы являются более сложными, а эвапори
товая минерализация еще больше усложняет картину. Коллекторы, не относящи еся к системам матричной пористости, являются наиболее сложными, поскольку
поровое пространство представлено комбинацией трещин, пор выщелачивания, обрушения и цементации.
В породах, Образовавшихея в результате цементации, уплотнения, избира
тельного выщелачивания и неоморфизма 1, как правило, можно проследить nер вичные структуры осадконакопления. Уплотнение и связанная с ним цементация являются днагенетическими от
прочности
породы
ронении осадка
[33].
и
процессами, степень проявления
величины
давления
вышележащих
которых
пластов
зависит
при
захо
Эти явления не подразумевают перенос осадков и IL'LJIO
связаны с первичными седиментационными структурами. Процессы избиратель ного выщелачивания, перекристаллизации нестабильных арагонитовых аллохем, выпадения кальцитового цемента в осадок также связаны с условиями осадко
накопления и не требуют фильтрации флюидов. Процессы ранней цементации могут происходить только в случае, если фильтрующиеся через осадки флюи
ды привносят в систему кальций и карбонат. Стоит отметить, что фильтрация флюидов в осадке тесно связана с обстановкой осадконакопления. Поздняя це ментация или цементация в ходе погружения осадка может произойти в резуль тате химического уплотнения и, следовательно, связана с условиями образова
ния карбонатов. Если цементация связана с переносом ионов грунтовыми вода ми в региональных масштабах, то связи с обстановкой осадканакопления может и не быть. Для протекания процесса доломитизации требуется фильтрация флюида с целью привноса магния в систему. Поэтому фильтрация флюидов является важ ным фактором в образовании доломита, и его текстура не будет связана с усло виями осадконакопления. Источники и пути фильтрации доломитизирующих вод
наиболее известны для так называемой «доломитизации просачивающимися рас солами». Источником магния являются воды приливно-отливной равнины 11ли
соленого озера, и фильтрация обычно осуществляется вниз по разрезу и в на правлении моря. Гипс и ангидрит ассоциируются с процессами доломитизации,
так как для их образования требуется привнос сульфатов в систему с высоко минерализованной водой. Как показали исследования, структура днагенетиче ского гипса или ангидрита очень мало связана со структурой седиментацион1 Процессы
Пр11.11. перев.
верекристаллизации осадочных nород, изменяющие размер и форму кристаллов. -
ГЛАВА
216
6
ных фаций . Какова будет структура продуктов доломитизации после nогружения,
предсказать трудно , nоскольку nредшествовавший диаг~нез мог значительно из-
tенить структуру и nроницаемость nороды , и фильтрация доломитизирующих вод будет осуществляться по путям , «Проложенным» скорее днагенетическими процессами , чем седиментационными. Однако известно, что разломы контроли руют nути nрохождения доломитизирующих флюидов, даже если источник по следних неизвестен . Гидрология других моделей доло tитизации
как правило
спорна .
Коллекторы , характеризующиеся взаимосвязанными система 1и пор, фор мируются в результате процессов трещиноватости , выщелачивания , уплотнения
и образования брекчий обрушения . Моделирование таких коллекторов вызыва ет наибольшие трудности , поскольку они мало связаны с nервичным осадком. Их характер определяется nред шествовавшими днагенетическими процессами,
включая фор 1ирование трещиноватости и фильтрацию грунтовых вод. Поровое nространство оказывается nолностыо nреобразованным в ходе выноса карбона тов и их переотл ожения в сложных геохимическо-гидрологических системах ме
теорной фильтрации . Данная глава акцентирует внимание на известняковых колле кторах прошед ших этаnы цементации , уnлотнения и избирательного выщелачивания. Доломиты
и коллекторы с взаимосвязанно-каверновы
1
nространством будут рассмотрены
в последующих разд елах книги.
Цементация, уплотнение и избирательное выщелачивание
6.2.
Цементация , уnлотнение и избирательное выщелачивание
-
процессы ди
агенетеческого преобразования, nротекающие в мелководно-морских и мелко
водно-метеорных
обстановках
в условиях локальных
субаэральных
отмелей
и приливно-отливных равнин, а та кже в результате з ахоронения осадков в мор
ских или грунтовых водах . Цементация и уплотнение у tеньшают пористость
и размеры пор по сравнению с их величинами в первично
1 осадке .
Избирател ь
ное выщелачивание зерен нестабильных минералов обычно nриводит к форми рованию изолированно-каверновой пористости. Выщелоченные карбонаты могут снова выпасть в осадок в ви де кальцитового це tен та в смежном nоровом nро
странстве . Свойства этих продуктов д иагенеза обычно тесно связаны со струк турами nервичных осадков и могут быть спрогноз ированы в ходе картирования эт их структур .
6.2.1.
Цементация карбонатом кальщtя
Цементация карбонатом кальция «поглощает» поровое nространство и умень шает размер пор . Исследования показывают, что типичными структура 1и цемен
та являются изоnахитовая волокнистая (фибровая) и nластинчатая ; спаритовая изометричная или блоковая ; синтаксиальная , натечная
лучистая
[9 13]
(рис.
6.1).
менисковая , радиально
В мо tент своего образования кальцитавые цементы
6.2.
ЦЕМ!::НТАЦИЯ , УПЛОТ НЕНИЕ И ИЗБИI'АТ!::ЛЬНО [ ВЫЩ !:: ЛАЧИВАНИЕ
(а)
(Ь)
500
~
мкм
(с)
мкм
500
Ml<M
oQO 500
мкм
(е)
(t)
500 6.1.
500
(d)
о
Рис .
217
мкм
5
см
Типичные структуры кальцитового цемен та. (а) Волокнистый или пластинчат ый
равномерный (и :юпахитовый) цемент. (Ь) Изометрический или блоковый спаритевый це мент. (с) Синтаксиальный или избыточный цемент (цеi\·!ент обрастания).
(пендулярный) или микросталакrитовый цемент. (е) Менисковый цемент.
(d)
(f)
Натечный
Радиально
лучистый или гроздевидный цемент.
состоят из кальцита , высокомагнезиального кальцита или арагонита. Однако nо следние два минерала нестабильны, nоэтому с течением времени и по мере nо гружения заменяются на стабильную форму
-
кальцит.
Цементация начинается вскоре после седиментации. Так , обломки сцементll
рованных пород, называемые интракластами, обнаруживаются в более поздн их переотложенных осадках. Ранняя цементация карбонатных отложений nри и х поrружении в мелководных условиях обусловлена циркуляцией больших объе мов морской воды через высокопроницаемые осадки, грейнстоуны или рифовый
детрит
[ 14, 30].
Движущей силой этого процесса является при ливно -отливная
и воmювая дея тельность , характеризующаяся высокой гидродинамической ак
тивностыо и оказывающая воздействие на вышеуказанные осадк и. Цемент, об-
ГЛАВА
218
6
разовавшийся в морских условиях, относится к типу волокнистого или пластин
чатого и обычно равномерно распространяется между зернами. Такой цемент называется равномерным (равнотолщинным). Крупные пустоты, типичные для карбонатных рифов, зачастую заполнены большими гроздевидно-веерными скоп лениями радиально-лучистого карбонатного цемента морского происхождения (рис.
6.1). Кальцитовая цементация продолжается по мере погружения осадка
[ 11 ].
Процесс цементации при погружении еще недостаточно изучен. Однако авто ры
[3]
обращают внимание на то, что в водоносном горизонте свиты Флори
да (Флоридский аквифер) не обнаружены признаки цементации, обусловлен ной логруженнем осадков. тации,
предшествовавшие
В то же время были выявлены процессы цемен уплотнению
осадка,
и
связаны
они
с
выходом
от
ложений на поверхность в олигоцене или с ранней стабилизацией минерало гического состава. Тем не менее, в работах
[ 1О, 11]
описана цементация при
погружении, связанная с процессами вымывания сульфатов в результате тер мохимического воздействия. Источниками кальция и ионов карбоната, кото рые необходимы для продолжительной цементации, являются процессы щелачивания зерен, связанного с химическим уплотнением, ния нестабильных минералов типа арагонита,
3)
2)
1)
вы
выщелачива
переноса ионов грунтовы
ми водами на большие расстояния. Типичными структурами цемента, обра зующимися на стадии захоронения осадков, являются изометрический каль
цит и синтаксиальное обрастание. Изометрический цемент обычно неравно мерно распространен в толще породы и создает мелкомасштабную неодно родность, с которой может быть связана такая же мелкомасштабная измен
чивость проницаемости. Синтаксиальный цемент как бы «окутывает» зерна, состоящие из единичных кристаллов кальцита. Остатки организмов иглоко жих обычно сцементированы синтаксиальным цементом; поровое пространство в осадках, сложенных преимущественно остатками иглокожих полностью заня
то им
[18].
Некоторые типы цемента могут образоваться только в вадозной зоне (зоне воздухонасыщения). Менисковый цемент образуется только в этой зоне, потому
что отражает форму поверхности контакта между водой и воздухом (рис.
6.1 ).
Он приурочен к поровым каналам и уменьшает проницаемость значительно
сильнее, чем это произошло бы в случае равномерного или изометрического це мента. Натечный и микросталактитовый цементы отлагаются преимущественно
на нижней кромке зерен и нарастают в направлении вниз. Допустимо предпола гать, что причиной образования этих типов цемента является вода, просачиваю щаяся вниз через частично занятые воздухом поры.
Для всех типов цемента характерно то, что они образуются на стенках пор, постепенно занимая поровое пространство и уменьшая размер пор. В случае рав номерного распространения цемента размер пор уменьшается пропорционально
объему заполняющего их цемента (рис.
6.2).
Постоянное уменьшение размера
пор (и тем самым- межчастичного лорового пространства) является причиной
изменений проницаемости и капиллярного давления. Таким образом, распреде-
6.2.
ЦЕМЕНТАilИЯ, УПЛОТНЕНИЕ И ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ
219
ление пор по размеру зависит от межчастичной пористости, размера зерен и их
сортировки (рис.
6.3).
·
(а)
А
в
68
10
20 30 40
Межчастичная пористость
(%)
Занятое поровое пространство
Рис.
6.2.
(%)
Изменение проницаемости и капиллярных свойств в результате уменьшения
пористости,
происходящего
в
ходе заполнения
межзернового
порового
пространства.
По мере того, как межзерновое поровое пространство сокращается в результате цемента ции с
20% (пример
А) до
7% (пример
В), проницаемость постоянно уменьшается и вид
кривой капиллярного давления изменяется, отражая уменьшение размера пор.
Неравномерное распределение кальцитового цемента вызывает мелкомас
штабную неоднородность. При этом общая пористость образца уменьшается, но пористость и размер пор в его несцементированных частях остается неизменной.
В силу того, что проницаемость и капиллярные свойства в основном зависят от размера пор, их уменьшение в случае неравномерного распределения цемента
менее значительно, чем произошло бы при равномерном распределении такого же объема цемента. Таким образом, неравномерно распределенный кальцитовый
ГЛАВА
220
6 Класс
1
10~г------т---,--~r-т-т~rтт.---~~~--,-, Класс
2
Класс
3
1000
-t::(
::; ..а
100
f-o
с.>
о
::; Q)
<':$
::r
10
=
:r:
о о.
t::
0,01
0,1
0,05
0.4
Межчастичная пористость (доли ед.) Рис.
6.3.
Кросс-плот nроницаемости и межчастичной пористости для известняков раз
личной структуры с некавернозным поровым пространство!\·!. Разброс данных в пределах
участка объясняется различием в величине и сортировке зерен, а также в объеме и рас пределении цемента.
цемент уменьшает пористость, но при этом может не оказывать серьезного влия
ния на проницаемость или капиллярные свойства. Публикация
[17]
подтверждает
эту точку зрения.
6.2.2.
Уплотнение
Влияние, оказываемое на осадки уплотнением, сходно с эффектом цемента ции
-
сти. В
оба явления приводят к уменьшению размера пор и сокращению пористо
[4]
показано, что уплотнение и цементация в разной степени уменьшают
размер пор, что отражается в небольшом различии зависимостей проницаемости от пористости. Однако в этой книге мы рассмотрим оба процесса совмес~но. Уплотнение
-
это одновременно и физический, и химический процесс, при
чиной которого является возрастание давления вышележащих пластов в ходе погружения осадков. Изменения структуры происходят за счет снижения пори
стости, уменьшения размера зерен, «прорастания)) зерен, их деформации и разру шения, а также формирования трещиноватости. Уплотнение не требует привноса дополнительного материала ю внешнего источника, а зависит только от струк
туры. Кроме того, процесс уплотнения приводит к выдавливанию флюидов из осадков в окружающие толщи, как правило
-
вышележащие.
6.2.
ЦЕМЕНТАЦИЯ, УПЛОТНЕНИЕ И ИЗБИРАТЕЛЬНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ
221
Экспериментальные данные показывают, что простое механическое уплот нение способно уменьшить Пористость известковых илов с вале первых
100
м поrружения осадков (рис.
6.4) [8].
70% до 40%
в интер
Мягкие фекальные пеллеты
будут уплотнены, при этом структура изменится от пеллетавого преимуществен но зернистого пакстоуна до пеллетавого преимущественно глинистого пакстоуна,
вакстоуна или мадстоуна. Твердые пеллеты сохранят свою форму и межзерновое поравое пространство. И наоборот, осадки с преимущественно зернистой струк
турой могут сохранять начальную пористость в
4 7%
до глубины
700
м, пока
уплотнившаяся упаковка и разрушение зерен не начнут значительно уменьшать
объем парового пространства (рис.
6.4).
Пористость уменьшается не только в результате механического уплотнения
осадка. Химическое уплотнение проявляется в форме растворения под давлением зерен на участках их контактов, что также снижает пористость с течением вре
мени по мере поrружения осадка. Растворение карбонатных зерен под давлением сопровождается выделением кальция и карбонатных ионов, которые осаждаются в виде цемента в смежном поровом пространстве. Авторы
[27]
на примере об
разцов из южной Флориды продемонстрировали совокупный эффект цементации и уплотнения с течением времени по мере погружения осадка. Графическое сраn нение кривой, отражающей этот эффект, с кривой влияния механического упло I·нения показывает, что цементация и химическое уплотнение являются важны
ми факторами, уменьшающими значения пористости в ходе поrружения осадка (рис.
6.4). Приведеиные кривые уплотнения подтверждают, что пористость карбонат
ных осадков медленно уменьшается в ходе их поrружения. На глубинах порядка
1000
м вполне обычны величины пористости от
30%
до
40 %.
Такие показате
ли были получены в неогеновых отложениях Багамской банки, где исследования
керна и данные ГИС систематически давали значения пористости на глубине
700
М ОТ
6.2.3.
35% ДО 50% [1,22].
Избирательное выщелачивание
Выщелачивание ты
и
эвапоритовые
-
это днагенетический процесс, в ходе которого карбона
минералы
растворяются
и
удаляются, тем
самым
создавая
и изменяя поровое пространство в коллекторе. Влияние этого процесса на про ницаемость зависит от геометрии и расположения Образовавшихея пустот отно сительно матрицы породы. Выщелачивание может быть связано со структурой породы и способно создавать вторичные слепкавые поры, которые являются од ним из типов изолированных пустот. В других случаях, когда выщелачивание не
связано со структурой породы, образуются соединенные между собой пустоты, которые мы называем взаимосвязанными. Этот тип выщелачивания будет рас смотрен позднее.
Избирательное выщелачивание происходит в случаях, когда один из струк турных элементов породы растворяется интенсивнее, чем остальные. Причиной этого обычно является то, что карбонатные осадки сложены минералами с раз-
222
ГЛАВА
6
личной растворимостью. Ангидрит и гипс более раство римы , чем кальцит или доломит, и поэтому выщелачиваются избирательно, образуя nустоты сульфат
ного nроисхождения. Лабораторные эксперименты покЮали , что растворимость кальцийсодержащих карбонатных минералов увеличивается от кальцита с низ
ким содержанием магния (НМК) до арагонита и кальцита с высоким содержани ем магния (ВМК) (см . главу
Однако осадки , nервоначально представленные
4).
кальцитом с высоким содержанием магния, как nравило
не растворяются
а за
мещаются кальцитом с низким содержанием магния. В свою очередь, многолетПористость
(%)
10
100
50 1
0,1
1
1
1 1 Кривая механического
i i
уnлотнения
1
1
Прсимуществснво
-1---
1,0
-1---
з ервистые
Преи • уще ствеиво
- ·-·-·-·-··
ГЛИН! СТЬIС
j j j
i 1
,-,.
10
i
- i - Цементация и хиl\шческое уnлотнение
:;;:
ro :с :s: >.
\С)
i ..............
1
1 1
100
1
Sclm10ker and Halley ( 1982) - / ~ no[27)
j
!'--//
/ ·
/
1000 ~- -----
........ -- ....
....
10000
....
",../ '
v
----_
6.4.
i
i 1
1
Е
Рис.
i
~
'-'
",.
",.
_",.·""'
//
/
1
1
1
v
/
Изменение nористости в ходе механического уnлотнения глинистых и песчаных
осадков с глубиной
[8].
Потенциальное воздействие химического уплотнения и цемен
тации отражено в изменении значений пористости в пластах , nрошедших механическое
уnлотнение по мере увеличения глубины на примере отложений в южной Флориде
[27) .
6.2 .
Ц12МЕНТАЦИЯ, УПЛОТНПIИ 12 И ИЗБИРА Т · ЛbiiOE ВЫЩЕ Л АЧИВАНИЕ
223
ние геологические исследования показали , что арагонитовые зерна растворяются
активнее, чем кальцит с НМК или ВМК
[22 31].
Образование каверн в результате избирательного выщелачивания обычно приводит к инверсии структуры лорового пространства в грейнстоунах
-
от меж
зерновой пористости и цельных зерен к вторичной слепкавой пористости и за
полненно 'У
tежзерновому лоровому пространству. Сравнительный анализ по
казывает что пористость при этом не увеличивается (рис. временных ооидных грейнстоунов составляет
45 %, а
6.5).
Пористость со
в ооидных грейнстоунах со
слепковым поровым пространством она редко превышает
30 %. Все
образцы кер
на rрейнстоунов и пакстоунов со слепковым поровым nространством из скважин
Унда и Клина , отобранные из толщи, расnоложенной ниже верхнего карстово го интервала , характеризуются пористостью от
40%
до
50% [22] ,
что, видимо,
лишь незначительно меньше, чем было в период осадконакоnления. Наиболее ве роятно, что пористость не увеличивается потому, что кальцит и ионы карбоната,
образующиеся при выщелачивании нестабилъного арагонита, выпадают в осадок в виде кальцитового цемента на ближайших у•1астках пороного пространства.
Этот процесс
южет происходить на этапе погружения в nрисутствии грунто
вой воды морского происхождения 2 [6] или в условиях неглубокого nогружею1я в присутствии локализованных линз пресной воды, обнаруженных, напри м р. в отмелях , сложенных грейнстоунами
(а)
[2].
2
мм
(Ь)
Рис. 6.5. Инвертированная структура . Оба образца характеризуются пористостью 20- 25 %. (а) Сиимок слепковых пор n заполненном межзерновом nространстnе, сделан ный фотомикрографом . (Ь) Сии юк межзернового лорового пространства , сделанный фотомикрографом. 2
Т. е. морская вода, пощшшая в акв11фср . - Прuд перев.
ГЛАВА
226
6
(а)
(Ь)
10~
1000 ,-...
~
:Е '--'
~
~1000
100
,.Q
..... (.)
..Q
[)
о
10
о
::Е
100
::Е
С!)
С!)
«:!
«:!
::!
::!
:s:
1
:s:
:z::
:t
о
о
1U
1
•
0..
0..
t:::::
0.1
с::::
0.1 1
Пористость
6.7 .
10
Пористость
(%)
Изол11рованно-каuср110ВЗЯ
Рис .
5
(%)
И зол нрованно-кавернооая
порнетость ( среднес
ПОр11СТОСТЬ ( Среднес
3 113'1CIНIC
З II3'1CIIIIC
8%)
40
20%)
Влияние изолированных каверн на nроницае юсть в карбонатных nородах.
(а) Пористость в ооидно-слслково!\·1 грейнстоуне. (Ь) Межзерновая микропорнетость в оондно
·•
грейнстоуне.
ских nород Ближнего Востока nоказало, что грейнстоуны характеризуются сред
ними значениями проницаемости уны
-
100
мД
1 000
мД, преимущественно зернистые паксто
а nреимущественно глинистые фации
грейнстоунов со слеnкоnой nористостью варьирует от Подnриливный
Цементация /Уnлотнение
- 1 l
до
мД. Проницаемость
lО
мД.
Избирательное выщелачивание
ЦИКЛ
Пористость
Проницаемость
Порнетость
Проннцаемость
о
О Грейнстоун Прснмущсствен110 зсрни~-тыi!
• Рис.
6.8.
Осадканакопление
накстоу11
Прс~tмущественlю I'ШIIIIICTЬIЙ
Поrружение
II З BCCТIIЯK
Уменьшение пористости и проницаемости в ходе днагенетических nреобра
зований на различных этаnах отложения и погружения осадков . Профиль расnределе ния пористости и nроницаемости в типичном мелеющем вверх цикле осадканакопления
в мелководной обстановке nоказывает уменьшение их значений в зависимости от фа"-то
ра времени / глубины . Кривые погружения даны для свиты Араб Д юрского возраста
[26].
Избирательное выщелачивание не изменяет величину пористости , но значительно сни жает проницаемость грейнстоунов .
6.3.
227
ПРИМ Е РЫ ИЗВЕСТНЯКОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Толща коллектора
D
Грсiiнстоун , пор11стость
rlpol!liUЗCMOCТb
1000
30%,
мД
Грсii11стоув со слспковоii
порliстост ью, пористость про111щаемость 1О мД
30%,
Преимущественно зерн11стыс
пакстоу11ы, пористость про111щаемость 100 м Д
25%,
40
Высокочастотные
км
ЦИКЛЫ
Неnроницае 1ые породы
D
Отложс в11я 11р11Л11ВНО-отлипноii рЗОIШНЬI
11
IIJIЬJ , ПОр11СТОСТЬ
про11ицаемость
Рис.
15%,
1 мД
6.9. Распределение
коллекторов в высокочастотно
., секвентном
цикле, диагснепi'IС
ски nреобразованном о ходе цементации , уnлотнения и избирательного выщелачив а 11 н я .
Проницаемые преимущественно зернистые струюуры обычно обнаружива
ются в самой верхней части толщи осадков подприливнаго цикла. Они концен трируются в фациях краевой части шельфа
фаций (рис.
на участках склоновых и сводовых
Близкое сходство продуктов диагенеза и структур, образовав
6.9).
шихся на этапе осадконакопления, позволяет использовать модели осадканакоп
ления для прогноза распределения петрафизических свойств. Основным разли чием здесь является очень низкая проницаемость грейнстоунов со слепкавой по ристостыо.
6.3.
Примеры известняковых коллекторов
6.3.1. Месторождение Честер (Оклахома, США), Миссисипский ярус 4 Миссисипская газовая залежь на месторождении Честер в северо-западной
Оклахоме является примером палеозойского известнякового коллектора, в кото ром пористость зависит от фациальной принадлежности осадка и типа каль цитового це tента давно
[21 ].
Несмотря на то, что данное исследование проведено
оно является прекрасным примерам того , как знания об обстановке се
диментации могут быть использованы для
юделирования свойств коллектора
в случаях , когда днагенетически преобразованные лороды сохранили первичные седиментационные признаки. История днагенетических преобразований здесь
довольно проста, она вся сводится к процессам уплотнения и цементации. Тол ща коллектора представлена двумя мелеющими вверх (регрессивными) высоко уастатными цикла 1и 4
Приблнз ительны11
нижний из которых сложен криноидными вакстоуна ш,
квивалент нижнего карбона Европы. - Прu.н. перев.
228
ГЛАВА
а верхний
-
6
криноидными преимущественно зернистыми пакстоунами и грейн
стоунами. Каждый высокочастотный цикл подразделяе:rся на два фильтрацион ных слоя (рис.
6.1 0).
Коллектор сложен грейнстоунами, преимущественно зерни
стыми пакстоунами и преимущественно глинистыми известняками. Визуально можно выделить только поры между зернами в некоторых грейнстоунах. Боль шая часть лорового пространства закупорена в результате уплотнения и запол
нения пор синтаксиальным и изопахитовым цементом. Наличие межзернового
лорового пространства связано с природой кальцитового цемента. Скелетные зерна являются в основном криноидными обломками. Синтаксиальный цемент обрастания, обнаруженный в криноидных обломках, состоящих из отдельных кристаллов, как правило, полностью заполняет межзерновое пороное простран
ство. Однако в случаях, когда зерна криноидных обломков представлены оолита ми, образуется не синтаксиальный. а изопахитовый (равномерно-волокнистый) цемент, который частично заполняет межзерновое поровое пространство. Пет рографические исследования показали, что все продуктивные породы относятся
к грейнстоунам, в которых
80
или более процентов зерен оолиты (рис.
6. 11 ).
Схемы осадконакопления могут быть использованы для прогноза распреде
ления петрофизических свойств в силу близкого сходства между пористостью осадков и пористостью ооидных грейнстоунов. Ооидные грейнстоуны отлага ются в высокоэнергетической обстановке, обычно в барово-русловых системах. Миссисипские породы на месторождении Честер разделены на две фации: на ба ровые, содержащие ооидные грейнстоуны, и межбаровые, характеризующиеся,
в первую очередь, обилием менее фрагментированного, неооидного скелетного детрита, наличием тонкослоистых и перемешанных известковых глин и много численных тонких глинистых прослоев.
Кривая самопроизвольной поляризации (ПС) используется для идентифика ции баровых и межбароных фаций по данным каротажа. Хотя некоторы~ виды гамма-каротажа также применимы, метод ПС более чувствителен к изменени ям в геологических фациях. В интервалах бароных фаций амплитуда ПС дости гает максимальных величин, тогда как интервалам межбароных фаций соответ ствуют слабодифференцированные участки кривой. Более детальное расчленение разреза с помощью микрокаротажа выявляет присутствие грейнстоунов, состо ящих более tieм на
80 %
из ооидов. Эти эмпирические связи между фациями
и показаниями каротажа были использованы для корреляции высокочастотных
циклов и фильтрационных интервалов на обширной территории. Таким обра
зом были откартированы изопахиты баровых фаций (рис.
6.1 О)
и соотношения
«пористостъ-толщина» с учетом моделей осадконакопления грейнстоуновых ба ров и русел.
6.3.2.
Меловые отложения месторождения Тубарао, шельф Бразилии
Нефтяная залежь мелового (алъбского) возраста месторождения Тубарао в бассейне Сантое на шельфе Бразилии, изученная Крузом
[5],
является при
мером коллектора, в котором образование различных продуктов диагенеза свя-
(а)
~~f.
~ ~.;:;
cr
~f.
~~ ~<:!
~'/>~
~~о#~ 19~"-<:.q, ~1 ~
1
~~ о~
а
1
tJ •
2
а
ь
( _j
IC..
1
l
~'Ъ~q,
~
о~~~#~
229
ПРИМЕРЫ ИЗВЕСТНЯКОВЫХ КОЛЛI~КТОРОВ
6.3.
~f.
s-~
(Ь)
..t~
~ (J>~
/
-"о
,.-s
.' ...../'
1
1
. /.:>
r 1 ,
,:, 1rJJ(ет/\
1
'•. ' , \
...
./
1
• 14
1
.. \0 \о
\
!
iO
(1',·'
.\ \ •'·•! •
о
о -~
\ '
. '.
1
\\
.i:
'•"-.
- ,1
~
'
v
••
•• •
о ..
1
·о
о
о
о
'
о
\
.
0,
',
•
j
!/f
l•
!t \\
о
о
i~
'
,.
J ~ L1
!
1
\ ·.• \ \ 1! \ •] \. ~ ··J ... ~~·1·' • ' 1 1 Li, о/ · 1 1 \ 1/ 1
0\ о • .;~)·~ ''
'i'·
.•t· L 1
'
1
•
1
о
1
: •
1
' •
' '
1
:
~.!
10 км
·)
~,
1 ,
'
': j
•
•
l•
~
i { :
:
·'
11
1
'
/~
11
, !
-
i
-
1 \
1
о
~ ~
1
'·о.'• о\о \\о
1,
0
1
1
1
1
1!
/1
. :
.~\,.
1 о
1
'
1 1.
о\ • J
61!!'~:~:,~ о
,; 1 1
1
•
·, \ 1 \ /
'. '•'
f _,." ~\
.
\
ol; о
: ol. 1 ' ._.... \
..--;:14::::· ~~:: 1' .... ,.
\0
. . . ..".,.,,;:-==:;.t:--:
\ \.
о\
. '
под несогласием
/. . ;:J. . ~:'/( '...J,/'; ·-,··. ' ( .. . \ ·,'-(-,' '1 ·'
1•
\
непосредственно
1 '·
~ .. ',•- .!1. ,.,.,
}:
О;
Слои, залегающие
";) j) ·---~
;
~
-"о
:
-.' 1
{о
::>
?::А-
lo
о
о
-:? -=== 3-====
'1 '1
. ':-,
. .-• '
/
i. •
1'
;/•{
•
.
о.'
: r 'о
Скважиныконтрольные точки для построения
карты толщин
Сечение изопахит
Рис.
6.10.
3м
Миссисипский коллектор месторождения Честер (Оклахома, США). (а) Кол
лектор разделен на два высокочастотных цикла, каждый из которых содержит по два
фильтрационных интервала, выделенных по керну. (Ь) Карта эффективных толщин ба ровых фаций по данным каротажа ПС. На карте хорошо видны линейные тренды, про
rнозируемые современными моделями отмельных оолитовых грейнстоунов
[21 ].
зано с осадочными фациями, но в результате диагенеза произошло изменение структуры пор и петрофизических свойств. История диагенеза в данном случае несколько более сложная, чем в предыдущем примере. В дополнение к простому уплотнению в результате цементации присутствуют микропоры, расположенные
внутри зерен (тип изолированно-каверновой пористости), оказывающие сильное влияние на петрофизические свойства. Преимущественно глинистые известняки сменяются грейнстоунами, а тип порового пространства варьирует от межзерно
вого до изолированно-кавернового. В данном случае первичные седиментацион
ные структуры отложений могут быть восстановлены по результатам изучения
строения и петрофизических свойств вторично измененной породы, а получен ная седиментационная модель может быть использована для построения модели коллектора.
Описание керна (рис.
6.12)
показывает наличие вертикальной последова
тельности мелеющих вверх подприливных циклов, сложенных фациями от пре имущественно глинистого пакстоуна до онкоидного преимущественно зернисто-
ГЛАВА б
230
~ ::f
40
м
«!
Изоnахитовый
Синтаксиальный цемент
цемент частично
nолностью заnолняет
заполняет nоровое
поровое пространство
пространство
о.
\0 о
~
.... 20
(.) (!)
:7
:s: <=:
~
о
80
100
60
40
20
о
Доля оолитовых зерен в грейнстоунах
баровых фаций Рис.
6.1 1.
(%)
Миссисиnские коллекторы месторождения Честер. Диаграмма, nоказывающая
расnределение неnродуктивных неоолитовых криноидных грейнстоунов с nоровым nро
странством , заnолненным синтакснальным цементом обрастания, и nродуктивных оои д ных криноидных грсйнстоунов с nоровым nространством , частично занятым изоnахнто вы 1 цементом. Оолнтовое nокрытие nреnятствуст росту одиночных кристаллов синтак
сиального це ·tента и сnособствует образованию мультикристаллического ихоnахитового (данные по
ro
[2 1]).
пакстоуна или ооидного грейнстоуна. Эти высокочастотные циклы группиру
ются в две высокочастотные секвенции, установленные по наличию па•Jки вак
стоуна , свидетельствуюшей об имевшем место значительном затоплении. Каждая секвенция состоит из шести высокочастотных циклов. Нижняя секвенция
характеризуется наличием онкоидных зерен, в то время как верхняя
(B IC) (B IB) сло
жена ооидны ш зерна 1и.
В результате изучения строения пород было выявлено наличие трех . петро физических классов: 1 унов и
3-
грейнстоунов ,
2-
преимущественно зернистых паксто
nреи t ущественно глинистых nакстоунов и вакстоунов. Вертикальная
nоследовательность фаций от nреимущественно глинистого до nреимуществен но зернистого пакстоуна в нижней секвенции и от nреимущественно глинистых
фаций до грейнстоуна в верхней секвенции позволяет выделить два фильтраци ОЮJЫХ интервала в каждо 1 высокочастотном цикле (рис.
6.12).
Кросс-плот пористости и проницаемости в ооидных грейнстоунах показыва
ет, что данные попадают в область класса
3
и ниже (рис.
6. 13, а).
Причина этого
в том, что , хотя в них и присутствует некоторое межзерновое поровое простран
ство, большая часть пор находится внутри зерен , образуя межзерновую микропо ристость, являющуюся одним из типов изолированных каверн. Как отме•Jалось
в главе
2,
поровое пространство внутри зерен в преимущественно зернистых
фациях совсем ненамного увеличивает проницаемость. На графике отмечается заметный разброс данных
но структурно-текстурвый индекс три
1ожет дать
прие шемые значения nроницаемости. Кросс-nлот пористости и проницаемости онкоидного преимущественно зернистого пакстоуна показывает, что данные рас
полагаются на границе между классами
l
и
2
(рис.
6.13, Ь ).
Онкоиды имеют
6.3.
ra tмакаротаж
ПРИ ! Е РЫ ИЗВЕСТНЯКОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
231
~ Пористость "'
о 50 :1: зо ;-:---,".---''-+ :>: +-"---,----';i
ID
>.
с
D 1
а
1
= nL -ь (/
;:=:::==:::: =-lL_ а
~==: =-1L._ Q
ь
Оонд ный rрейнстоун Онкон дно-ооид ный грейнстоун Ооид но-онкоидно -пелоидн ый пре11муществснно зернистый пакстоун
Ооид ный вакстоун / мадстоун
Рис .
6.12.
Вертика л ьная nоследо вательность фаций , nостроенная по оnисаниям керна
из меловых отложений в бассейне Сантое на шел ьфе Бразилии
[5] .
В результате оnн
саний керна были установлены nодnриливвые (сублиторальные) высокочастотные цllк л ы (ВЧЦ) с грейнстоунами в кровле, которые формируют высокочастотные секвенции на основе толщины отложений цикла и расnределе ния преимущественно глинистых фа ций. Четыре геологических фации сгруnnированы в три основных стру ктурно-текстур ных класс а , также кажд ый ВЧЦ ра зделе н на верхний nреимуществе нно зе рнистый ин
тервал и нижний nреимущественно глинистый интервал
[5].
ГЛАВА
232 довольно большой размер
-
более
1
6
мм в диаметре, что приводит к образова
нию более крупных пор, чем обычно наблюдается в преимущественно зернистых пакстоунах. В результате данные располагаются по обе стороны границы между классами
1 и 2,
а структурно-текстурный индекс
1,5
будет определять проница
емость. Преимущественно глинистые пакстоуны и вакстоуны характеризуются средней пористостью
2%
и проницаемостью менее О, 1 мД. Несколько образцов,
которые имеют проницаемость выше О, 1 мД, попали в область, относящуюся к классу
3,
как и было предсказано. (Ь)
(а)
104 Е( 1000
::;: .1:1
!'-<
u
100
о
::;:
u
"'::r:s:
10
о
1
:с
Q.
•
t:
0,1 1
5
Пористость Рис.
6.13.
40
10
(%)
5
10
20
30 40
Межчастичная пористость
(%)
График зависимости nористости, nроницаемости и структурных характери
стик пород для месторождения Тубарао, бассейн Сантос. Значения nроницаемости при
урочсны к онкоидным, преимущественно зернистым пакстоунам (ПЗП) петрафизическо го класса
2.
Преимущественно глинистые фации характеризуются низкими значениями
nроницаемости. (а) Ооидные rрейнстоуны с межзерновой микропористостью характери
зуются значениями nористости, близкими к значениям в ПЗП (Ь ). но их проницаемость относится к классу
1и 2
1.
(Ь) ПЗП расположены по обе стороны границы между классами
в силу очень большого размера онкоидов (данные по
[5]).
Для оценки начальной водонасыщенности были использованы кривые ка пиллярного давления. Кривые, относящиеся к ооидным грейнстоунам, имеют
бимодальный вид, где низкому капиллярному давлению входа соответствует незначительный объем межзернового порового пространства, и более высокому
капиллярному давлению входа
-
мелкие внутризерновые поры, которые обра
зуют большую часть порового пространства породы (рис.
6.14, а).
Кривые, соот
ветствующие онкоидным преимущественно зернистым пакстоунам, имеют менее
выраженное бимодальное распределение. Низкое капиллярное давление входа показывает объем межонкоидных пор и высокое капиллярное давление входа
-
более мелкие поры, существующие в тонких межзерновых известковистых гли
нах и, возможно, в самих онкоидных зернах (рис.
6.14, Ь ).
Эти соотношения ука
зывают на то, что преимущественно зернистый пакстоун будет иметь самую низ кую степень начальной водонасыщенности, а грейнстоун
-
самую высокую, при
одной и той же толщине коллектора и пористости. Соответственно, в онкоидном
6.3.
ПРИМЕРЫ ИЗВЕСТНЯКОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
233
преимущественно зернистом пакстоуне будут содержаться наибольшие объемы нефти. (а)
(Ь)
.-.. 136
~ '-'
А
\ \ \.
:ж:
68
"' :ж:
t)
~ 34 :а
~
о
i\\ ~
54
gj 102
t2:
68
в
27
~
100
14
~ ::-:-.:.....
60
80
\
41
о
о
20
40
100
80
Насыщение ртутью
(%
-
60
40
20
о
Насыщение ртутью
от объема пор) А
' '_\.
(% от объема
Ко1ффициент пористости
пор)
20.8% 2,7 мД
Ко"Эффициент проницасмости
В
Рис.
6.14.
-
Ко-эффициент пористости 17,6% Коэффициент проницасмости 1,2 мД
Кривые каnиллярного давления для месторождения Тубарао, бассейн Сан
тое. (а) Примеры кривых для онкоидных преимущественно зернистых nакстоунов, де монстрирующие низкое давление входа, тиnичное для круnного межзернового порового
пространства, и относительно высокую водонасыщенность (насыщение ртутью принято
за единицу), типичную для малого порового пространства, создаваемого межзерновы
ми микропорами илистой и зерновой ра·.Jмерности. (Ь) Примеры кривых для пористых ооидных грейнстоунов, демонстрирующие бимодальный вид, типичный для грейнсто
унов, в которых основной объем порового пространства сосредоточен внутри ооидов.
Указанные различия в капиллярных свойствах могут быть использованы для разделения ооидных грейнстоунов (СТИ
зернистых пакстоунов (СТИ
= 1.5)
= 3)
и онкоидных преимущественно
по методу сопротивления. Кросс-плот на
чальной водонасыщенности, рассчитанной по методике Арчи, и значений пори стости, полученных по данным ГИС, показывает, что ооидные фации обладают более высокой водонасыщенностью, чем онкоидные с той же самой пористостью (рис.
6.15).
Преимущественно глинистые фации (СТИ=З) могут быть выделены
по характерной для них низкой пористости.
Профили вертикальной проницаемости рассчитываются с использованием формулы расчета проницаемости по пористости. Значения пористости получа ют по диаграммам каротажа пористости, а структурно-текстурный индекс
-
из
кросс-плота пористости-насыщенности.
С использованием данных о строении породы была построена двухмерная модель коллектора. Циклы и секвенции картируются в пределах месторожде ния. Они сформировали хроностратиграфический каркас для создания петро
физической модели (рис.
6.16).
Каждый цикл был разделен на два слоя филь-
234
ГЛАВ
6
..---
g
1
:s: а
Ооидный грсйнстоун
5
..с
1-
(.)
о
...:t
~
~ :а
(.)
зернистый лакстоун
«J
:t
о
§
са
о
1
1
0,01
0,1
1
Пористость (доли ед.) Рис.
6. 15 .
Кроее-ллот порнстость- лрон н цаемость иллюстрирующий разделение между
ооидными фациями , в которых nоровое пространство в основном nредставлено внут рнзерновы ш микроnораl\tи , 11 онкон ными фацня~tи , в которы в основном
npc
nоровое nространство
ставлено круnныr.1и межзерновымн лорамн.
трации на основе смены вертика ьных nоследовательностей преимущественно
инистых или преимущественно зернистых фаций . Профили вертикальной про
ницаемости были рассчитаны по формуле зависимости проницас 10сти от по ристости. Значения пористости по учены по диаграммам каротажа nористости а структурно-текстурвый индекс
-
из кросс-nлотов пористост11 -насыщенности.
Величина на•Jа ьной воданасыщенности рассчитывалась по каротажным данным по мето ике
рчи . Значения проница
юсти и начальной воданасыщенности
бы и осреднены по каждому интервалу фильтрации. Расnределение проницас мости показано на рис.
6.16.
Хотя об
личаются высокой пористостыо,
преи tущественно зернис~ые фации от
юдель указывает на очень сильную изменчи
вость проницаемости по горизонта и и вертикали вс едствие неоднородностей в строении nродуктивных отложений. лроницаемости по nористости или
ели исnользовать только фор t улу расчета
10дель насыщенности , то это
сти к значите ьным ошибкам в nрогнозе
·южет приве
ксплуатационных характеристик кол-
ектора .
6.3.3.
Молдиковыii rpeiiнcтovн пермскоrо возраста горы Гвадалуnе (США)
Результаты исследований толщи грейнстоуна со слеnкавой (молдиковой) nо ристостыо nриведены з есь в качестве примера влияния избирательного вы ще ачивания на распреде ение петрафизических свойств. В г. аве
4
результаты
исследования обнажений на Уступе Алджерита бы и исnользованы для де юн страции уве ичения объема грейнстоунов nри nроградации (высоко 1 стоянии
уровня моря). Хотя разрез nолностью доло 1итизирован
первичные седи tента
ционные признаки осадка распознаваемы. Данные , nолученны
nри изучении
тих обнажений , rюказывают, что rрейнстоуны характеризуются ере ней прони цаеllюстыо
100
мД, nреимущественно зернистые nакстоуны
- 1О
мД а ваксто-
6.3.
ПРИМ Е РЫ ИЗВ ЕСТ ИЯКОВЫ
КО Л
235
Е К ТО РОВ
:3§
а~
о
о
о
о
g. ~ ~
о
... с: i2
~ .& :§ :S:-
1
1
.!
'
:---.:::
.
.•• ·.
! r
:::::---=:::r:::::5-
J
: • • •
.. ..•
' _, •"'
__
l
2 а
4
5 6 7 9 10 11
1
D D
1000 м
Высокая nроницаемость (онкоидно-ооидный грейнстоун) Низкая nроницаемость (ооид ный грейнстоун) Неnроницаемые интервалы
(nреимущественно глинистые фации) Рис.
6.16.
Модель коллеь.-тора , ил л ю трирующая д вухмерное распределе ние онкоидных
фацнfi с высокнми колл екторскими свойствами и скими свойствами
уны
-
окол о
0011
нь1х фаций с низки 1и колле ктор
[5] .
1 мД в то время как все три фации имеют о инаковую nористость -
\3 %.
Исключением из nриведеиной тенденции является грейнстоун в цикле
7
где и з бирательное выщелачивание зерен инвертировал о cтpyJ..-rypy nарового nро
странства и nроявилось в формировании высокоnористых (в сред не 1 но низколроницаемых (в среднем го грейнстоуна
([ 12)
рис . б .
17).
25
20 %)
мД) участков в nредел ах косослоисто
Формирование молдиковой nористости в
то 1
случае связа но с границей высокочастотной секвенции 5 или с лака ьно расnро страненными л инзами nресной вод ы , образовавшимися в результате nерекрытия
грейнстоуна осадка 1и nри л ивно -отл ивной равнины . Таким образом
современного мо
в структуре
икавого грейнсТоуна отраз и ись не только особенности усло
вий оса конакопления в период его образования , но и nоследующие локал ьные nеремещения палеегрунтовых вод.
6.3.4.
Мелова я залежь местороЖдения Идд-эль-Шарги (Катар, Ближний Восток)
В приве енных выше nримерах из вестняковых коллекторов продуктивными фациями являются грейнстоуны и преимущественно зернистые 5
а ·стоуны а пре-
Подразу 1еваются yCiюBIIЯ образовання oc
ГЛАВА б
236 Север
Диагенетические фации
Юг
н (а)
Объем пор(%)
30
о
L..L..L.J
Тиn пор
Структурно-текстурньrе интервалы фильтрации
(Ь)
фут
м
20i(j 10 з lОООфут
500 о
11
1
•'
о
1
1
,·
'•
100
ЗООм
200
Пояснения к рисункам (а) и (Ь) Тиn nород
Тиn nористости , оnределенный
на основе nетрографического
Фенестровыс фац1111 в ~'J'ОВЛс {nрониuаемость
0,01
анализа
мД)
О Молдttковая nористость
Дологрейнстоун с обш11р11оli молдиковой rоористостыо (nрощщасмость
D
• Рис.
2,5
tД)
Межчастнчная порнетость
Дoлorpeiiнcroytt С MOЛДIIKOBO/i
nористостыо (nрониuаемост~
2,2 мД)
Трансгрссснвныit доломадстоу н
(nрошшасмост~
6.17. Разрез
0,01
мД)
отложений цикла
7
Лойср-Каньон Устуn Алджернта на котором видно
двух sерное (nлощадное) строение молдикового грейнстоуна. В результате избиратель
ного выщелачивания зерен грейнстоун имеет более низкую nроющаемость чем можно было бы ожидать (по
[ 15]).
имущественно глинистые фации относятся к низкопроницае IЫМ. Свита Шуайба мелового возраста на Ближнем Востоке
-
это пример коллектора, из которого
основная добыча производится из высокопористых вакстоунов и мадстоунов, от
носящихся к петрафизическому классу
3. Месторождение
Идд-эль-Шарги, распо-
6.3. Гамма
ПРИМЕРЫ ИЗВЕ ПIЯКОВЫХ КОЛЛЕ КТОРОВ
Фации
каротаж
о
Условия осадкоиакопления
50 Мелкая подnриnивная
1555 -
отмель
237
Условные обозначеиия<раций
0
Орбнтотtновыii ПСЛОIIД IIЬIЙ П3КСТО)'It
О Пакстоув fва~кстоун , построевнын
А
водорослямн даз нклада щtямн
Внешний шельф
15 5-
П елооiДНЫЙ вакстоун 1ол.1ЮСh'ОВО
Глубокий внешний
ПСЛ011дн Ыii вuкстоун
шел:ьф
1615-
Анаэробный глубокий внешний шельф
1645 -
Трансгрессивная nлатформа
1675 Поверхность максимального
З3TOПJICIIIIJI, ПМЗ Tpattcrpcccвootaя еветема трактов .
тет
Рис.
6.18.
Вертикальный фациальиый nрофиль и секвент-страт играфическая интерпре
тация отложениil свиты Шуайба на месторождении И дд-эл ь-Шарп1
ложеиное на восточном шельфе Катара
-
(no [ 15]).
при 1ер подобного коллектора. Залежь
приурочена к структуре облекания предположительно связанной с залегающим
глубже соляным телом. Она разбита многочисленными ра ломами, и высокие дебиты скважин объясняются наличием зон трещиноватости связанных с этимн разломами.
В свите Шуайба выделяются четыре интервала рых «А» является nродуктивным (рис. имеет толщину около
18
6.18).
от <<А» до
«D»,
Самый нижний и нтервал
из кото
- «D» -
метров и выполнен трансгрессивны 1И отложениями.
238
ГЛА ВА
Ин тервалы от «С»
6
о «А» и 1еют тол щину порядка
30
метров кажд ый и пред
ставляют собой осадочное выnол нение бассейна , испы_тывавwего тектоническое погружение . Мел ковод но - морские фации вскрыты только в верхней части свиты Шуайба под гл инами Нахр Умр . Характер контакта свиты Шуайба и этих глин явл я ется сnорным , и часто ои свя з ывается с э ро з иоиными
процесса ш
в усло
виях субаэрал ьной э ксnоз иции . При
том происхождение nористых nреимуще
ственио
nравило ,
гл инистых
и з вест няков
как
свя з ывает ся
с
выщелачиванием
nресными палеоводами в погребеиных л инзах . Однако в хо е нссле ования м е сторождения Идд-эль-Шарги никаких свидетел ьст в подобиой эроз ии не обн а ружено.
Интервал ы «А » и «В» nодразделяются на регрессивные цикл ы (рис .
6. 19).
В зависимости от гл убины образования осадка в водной среде бы л и выделены десять фаций , и все оии
кроме двух , явл яются преимущественио гл инистыми
из вестняками . В ин терв ал е « В» бы л и выделе ны три цикл а шесть . Глубина вод ы опр едел ял ась в основном
no
в интервал е «С>>
-
видам фауны а не по струк
туре nород. Поскол ьку все цикл ы , кроме двух самых верхних состоят и з rлубо ковод иых оса д ков , можно сд елать вывод
ч то цикл ичность , воз можно
н е свя з ана
с э встазией .
Из менчивост ь фаций набл юдается тол ько в интервал ах А Характерные особенности строения фаций , по-ви ди ю
1и
А~ (рис.
ry, отражают
6.20).
посте пенное
обмеление бассейна и смену обстановки осадканакопл ения на условия вол нопри
бойной зоны 6 . В этой зоне осадки приобрел и наветренно-подветренную асим метрию nод воздействи е м пр обл адающих ветров северо-з ападного направления .
Наветренная сторона сложена фораминиф еровым ( Q,·Ьitolina) тонкоn ел оид ным пре имущественно з ернист ым nакстоуном и редкими коралловыми бафл стоунами . Позад и
того пояса распол агается выпол н енный водоросл ями-даз икл адациями
и фораминиферами OI'Ьitolina преимуще ственио гл инистый пакстоун
образую
щий за щищенную л агуну. Сформированны е фора 1иниф ерами Q,·Ьitolina ваксто уны , хара ктерные для ни зко нерrетических обетанавек осадконакоn л сния , рас простран е ны на под в етренном кры ле струt--туры .
Все эти фации можно классифицировать как преимущест ве нно гл инисты е мадстоуны , вакстоуны и nреимуще стве нно гл ини сты е п а кстоуиы . На графике
все они nопадают в nоле класса струt--турно-текстурных
3
(рис.
ницае юсти . Нижняя граница класса
стью
30 % и
6.21 ).
Одн а ко nредста вител и раз ных
классов суще ственно отл ичаются д руг от друга
no
про
3 nровод ится по вакстоунам с nори сто 3 мД. Эта фация относится к структурно
проницае юст ью примерно
текстурнему тиnу С . По м ере того как содержа ни е nеллет в и з вестковых ил ах воз растает, а nорсвое nространство м ежду 80-микронными пел ои дами стано вится ви димым невооруженным гл азом
прониuаемость возрастает до
хотя пористость остается той же самой .
1О
м д,
Эту фаuию относя т к структурно
текстурнем у тиnу В. Проницае юсть определя ется сле пково-даз икл адациевым
~ Гнубнна , н а которой воды nодвергается воздейств t·tю вол н np11 н орманьн ы х nогодных услови я х.
-
Пр11.11 . 11 ерев.
6.3.
lo
Опнса1111Я
rк 6о
-
керна
(
"
.."
~ ~·
" 1.-,;,;;
.." "• .."
~
•vl"
•~О
по нк
~
D
nакстоун (с неболь ш нм
~
_(
j
~•"
~
;:j
Аб
дази кладаций)
i----1
А4
А5
содержан и ем водорослей
~
"•
D
(
'
D
"
..
Керн 111
~
Пелоидный вакстоун с ходами илоедов и редки 1и
nрнмесями фора ·tинифер
Orbltolina (
Of\.')'1C11)'t'Г
11;,;;
водорослями-дазикладациями
и фораминиферами OrЬitoli11a
~..
~
В акстоун и nакстоун, сложенные с ходами илоедо в
"•
<
Пелоидно - орбитолиновый n акстоун, nер еходящий в n р еимуществен н о зернистый
~
А2
АЗ
г-
0.5
239
ТНЯКОВЫХ КОЛЛЕКТОРОU
цп
1
А!
ПРИМЕРЫ ЮВ
'\
tенее
1%)
Моллюсково-nелоидный вакстоун с ходами илоедов
,/
г--
Плотный мадстоун и ли вакстоу1-1 со сгустка~нt глин ы
IВI
!'>_
-
8 \llll_
~
IШ
"' "'
.(
~
' ё;
<.....,
>.
3
r-['--.
lв::1
~ р
j Р ис.
6.19.
<г- ь
~
)
1615
?
Вертикальная nоследователь н ость фаций в шпервалах «А» и «В». Интер
вал «А» состоит из шести мелеющих вверх (регрессивных) nосле овательностей . кото
рые nо-видимому, nредставляют собой высокочастотные циклы. Ин ервал «В» состоит из трех симметр н чных циклов, которые nрактичесю-1 не nроявляют nрнз~1 аков обмеле1-нt я (по
Keran ).
240
ГЛАВА
6
.:;~
~
1
о
о
D
бООUфут 2000 м
скважины
Прибрежно-мСJIКОВОд11Ыi1
OpбИTOJIIIIIOBЫII
преимущественно
мадстоу11
ГЛ11Н11СТЫi1 пакстоун
D
i.орн"е
Коралловыii бафлстоун
Орб11ТОЛIIН(} l18ЗИКЛ8даuневые
•
Гтшистый
орбитолиновый мадстоун
болотные отложення
Рис.
6.20.
Карта фаций двух циклов в кровле интервала «А»
-
А l и А2, демонстриру
юших четкую северо-заnадно-юго-восточную асимметрию в характере залегания фаций (по
Kerans).
преимущественно глинистым пакстоуном, уnлотнение которого nривело к сжа
тию слеnков зерен и образованию микротрещин. Микротрещины соединяют зер новые nустоты и определяют геометрию взимосвязанно-кавернового микропоро
вого пространства. Тиnичные значения прон.ицаемости а пористость
-
-
nримерно
10- 20
мД,
такая же, как у пород, слагающих остальные две фации. Эти
фации относятся к структурно-текстурнему типу А. Для каждого структурно-текстурноге тиnа были разработаны формулы рас чета проницаемости по nористости, которые nредставлены ниже .
пр
= 5286 х k n4 • 30 б
11р
= 1096 х k 113 • б
пр
= 270 х k n3 • б
Структурно-текстурный тип А:
k
Структурно-текстурный тип В :
k
Структурно-текстурный тип С :
k
ПРИМ РЫ ЮВЕСТНЯКОВЫ
6.3.
241
КОЛЛ Е КТОРОВ
1000
+ 100
• о
".-....
t:::1: :Е
-...;
10
..Q
t
••
о
:Е
1!)
«:1
1
:::1
:s: х
о
0..
t=
01 о
01 о
05
1
3
2
4
Пористость (доли ед.) Рнс .
6.21 .
За виси юсть проницае юсти от пористости для трех структурно-тексrурны . ·
типов. характерюующих указанный коллектор . Следует отметить что nочти все груnnируются в области класса о nределах области класса
3
3.
аннь1
Для того чтобы охарактеризовать данный коллектор.
необходимо выделить три различных структурно-тексrур
ньJХ тиnа.
Эти формулы исnользуются для расчета профиля nроницаемости. Указанные три тиnа nород могут быть оnределены по кросс-плотам начальной водонасы
щенности и nористости (рис.
6.22, а).
Начальная во онасыщенность рассчитыва
ется по данным ГИС с использованием уравнения Арчи. При даиной пористости структурно-текстурный тиn сти, а тиn А
-
отличается наивысшей степенью водонасыщенно
самой низкой . Недостаток
анных
no
каnиллярному давлению
ля тиnов А и В исключает воз южиость разработать количественные уравнения для расчета вертикальных профилей трех структурно-текстурных типов на ос
нове данных воденасыщенности и пористости. Вместо этого указанные тиnы
onp
делялись в каж ой скважине
no
ин ивидуальным кроес-n отам
а прони
цаемость была рассчитана по формулам расчета nроницае юсти по пористости
и значениям пористости, определенным по ГИС. Пример nриведен на рис. В большинстве скважин породы о носились к типу
,
6.22, Ь .
но верхние интервалы со
ответствовали тиnам А и В и отличались наивысшими значениями проницае Ю сти. Расчетные величины nроницаемости совnали с величина 1и, замеренным н по керну.
Для построения
вухмерной
ция структурно-текстурных
2)
юдели коллектора применя ись
фаций с секвентно-стратиграфическим
построение модели слоев фильтрации
текстурными
фациям
и
границам
циклов
1)
интегра каркасом
которые соответствуют структурно
3)
распределение
cne
ифических
структурно-текстурных nетрефизических пара 1етров между скважинами в со ответствии с выделенны ш фация 1и и соответствующими им слоя 1и филь-
ГЛАВА
242
6
(а.)
Структурно-
А
текстурвый тнn В
СтруктурiiО текстурныii
ntn А
05
1
в
Пористость (доли ед.)
Рис .
6.22.
Пример уточненных зависимостей между структурно-текстурными типами
И дaНJ IЫMII ГИС В СКВаЖИНе 11 Сравнение расчеТНОЙ ПрОНИЦЭеМОСТИ С ее ЗНаЧеНИЯ ·IИ по керну. (а) Крое -nлот пористости по ГИС н водонасыщенностн но Арчн, показываю Щ11Й четкие различия
1ежду тремя структурно-текстурными типа 111 . (Ь) Вертикальный
nрофиль проница е юсти, рассчитанный по формуле пересчета пористости в проницас
мость, и кривая пористости по ГИ
. Обратите
внимание на высокую степень совпадений
между рассчитанными величинами проницае 1ОСТИ н nрониuаемости по керну.
трации. Первым
таnам nри nрименении
анного метода является совмещение
структурно-текстурных фаций с секnентио-стратиrрафическим каркаса 1. Резуль
тат выnолнеиия этого этаnа nоказаи на рис.
6.23, а.
ции , выделенные по кросс-плоту nористости и во
со стратиграфическиll·l каркаса
1;
Структурно-текстурвые фа онасыщешюсти, сов 1ещены
при этом потребовалось сделать иезначитель
ные из 1еиеиия вызваиные тесной связью 1ежду nетрафизическими структурно текстурными особениостями
описанием фаций и стратиграфией. Структурно
текстурвые тиnы А
и то нкие с ои стило итов были
в пределах
1О
В
и
расnределены
высокочастотных циклов. Низкопористые (плотные) интервалы
внутри структурно-текстурнаго тиnа С расnоложеиы в основании отложений циклов Аб В 1 и В3. Вторы м этапа
1
согласно данному методу является построеиие модели сло
ев филырации т. е. интервалов которые фор 1ируют основные
л менты
коллектора. Любо
no
изменение структурно-текстурных свойств
ю ели
разрезу пред
ставляет собой границу между интервалами. Для того чтобы мо елированис бы ло более точны 1 эти границы должны распространяться на всю модель а для
того чтобы сузить воз южности геологических интер11ретаций оии долж иы сов па ать с границами ВЧЦ . Может оказаться
что для выnолнеиия
того правила
ПРИМЕРЫ ИЗВЕСТНЯКОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
6.3.
Структурtlо-текстурные тиnы А , В, С
, Uwco~:OЧ3.CТOПIWC rк Ull tt.l
(а)
" ·"
г-
- г-
12
- f- f-
~
А~С rп
~
г-
'-;:5
Al
1~
J==
1
~
==
~
60
-~
1/1
!Т
~
·"=~ •t
243
~
-~
о:1
i.-.
~ ~
2.5
км
О Сгру•-турно-текстурныn тнn А
О СгруК'I)'рно-тскстурныii тн11 В СгруК'I)'рно-тскстурньlii тнn С
Плотные слон Тонкне nрослон CТJI Л OЛ IIT08
ll poш щзe \Jocf"
l lpo1111L13CЫO«J.
1
j
~
-~ -
~
м
100
(с)
Прот ща~мость
О 2омд О IОмД
Рис .
6.23.
~ 4мД
0.0 1 мД (барье р дп и
всртнкапь11ой
MHГJ>OЦHII фJJIOHдn)
Пл0111ыс сл о11
Методика построения моделей коллектора. (а) Интеграция высокочастотных
циклов и структурно-текстурных nетрофизических тиnов. (Ь) Построение слоев филь трации. Каждое из tененне структурно-текстурных особенностей по вертикали (по раз резу) оnределяет границу фильтрации . Для того чтобы распространение слоев было непрерывны
·t
иногда необходимо, •tтобы некоторые моделируемые интервалы содер
жали более одного структурно-текстурнога слоя . Слои
12
и
16
необходимы для отоб
ражения тонких стилолитовых прослоев. (с) Представлевие моделн в t-:оличественных
показателях проницаемости для загрузки в программный комnлекс. Обр атите ввимание на сходство значений проницаемости во всех слоях кроме верхних
( 1- 5).
244
ГЛАВА
6
некоторые моделируемые интервалы должны содержать более одного структур но-текстурного слоя. Тонкие слои пород, препятствующие вертикальной филь трации (в данном исследовании это
-
тонкие слои стилолитов), приурочены
к границам между слоями фильтрации. Как показано на рис.
6.23, Ь,
для того, чтобы охарактеризовать распределе
ние структурно-текстурных особенностей, слоев плотных пород и тонких сти
лолитовых прослоев, потребовалось выделение
17
слоев фильтрации. Циклы А l
и А2 состоят из двух слоев каждый. Циклы АЗ, А4 и А5- из одного, но грани
ца между А5 и А4 включает прерывистый прослой стилолитов. Для выделения цикла А6 потребовалось определить четыре слоя: два типами фаций
2
и
3,
и еще два
-
-
для разделения между
для маркировки плотного базального слоя
и слоя стилолитов внутри него. В интервале В установлено, что цикл В l вклю чает плотный базальный слой и фации типа С в верхней части. Цикл В2 был разделен на две части для того, чтобы подчеркнуть прерывистое ра~простране ние стилолитов в его пределах. В качестве границы между циклами В2 и ВЗ взят непрерывный слой стилолитов. Цикл ВЗ содержит только один слой, потому что плотный базальный слой был исключен из этой модели. На третьем этапе, согласно применяемому методу, требуется распределить
петрофизические параметры в межскважинном пространстве и привязать их к слоям фильтрации. Для выполнения этого этапа существует несколько ос новных способов. В нашем исследовании применен метод интерполяции дан
ных между скважинами внутри слоев, как показано на рис.
6.23, с.
Для каждой
скважины был построен свой вертикальный профиль проницаемости, рассчитан ный по пористости, определенной по плотностному каротажу (ГГК) и специ альным формулам расчета проницаемости по пористости. Проведеиные ранее исследования показали, что каждый структурно-текстурный слой может рас
сматриваться в качестве фильтрационного, а значения пористости, проницаемо сти и насыщенности для каждого из них могут быть обоснованно усреднены. В связи с этим, показатели проницаемости внутри каждого структурно-текстур
ного слоя фильтрации были усреднены и интерполированы между скважинами {рис.
6.23, с). Предполагается, что стилолитовые прослои являются барьерами на пути
фильтрующихся флюидов, но они слишком маломощны и поэтому в большин стве моделей исключаются. Однако их расположение важно, поскольку верти кальная миграция через границы слоев ограничена в интервалах залегания сти
лолитовых слоев, что влияет на характер фильтрационной модели.
6.3.5.
Верхнедевонские рифовые постройки, Альберта (Канада)
Все известняковые коллекторы, примеры которых приведены выше, приуро
чены к карбонатным рампам. Крупные известняковые коллекторы образуются
также на крутых склонах окаймленных карбонатных платформ, как прикреплен ных, так и изолированных. Высокопродуктивные верхнедевонские рифовые по
стройки открыты в бассейне Альберта, в канадской провинции Альберта. Эти
6.3.
ПРИМЕРЫ ИЗВ~СТНЯКОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
245
постройки представляют. собой изолированные платформы и являются отлич ным примером окаймленных платформ. Крупнейшие из них имеют высоту до нескольких десятков метров и площадь до
400
кв. км. В прошлом такие по
стройки назывались «рифами». Однако термин «постройки»
-
более правиль
ный, а к «рифам» мы будем относить только байндстоуновые 7 фации. Окраин ные части платформ характеризуются относительно крутыми склонами внутри
бассейна и включают в себя байндстоуновые рифовые фации, характерные для окаймленных платформ. Многие из них были полностью доломитизированы. По стройки Редуотер и Суонхиллс сложены известняками, и уровень добычи из них контролируется распределением седиментационных фаций. Постройка Редуотер является самой крупной, ее площадь
400
кв. км (рис.
6.24, а).
-
примерно
Добыча осуществляется в пределах структурно при
поднятой северо-восточной окраинной части постройки. Кlоvап
[ 16]
приводит
детальное описание этого района. Основные породы представлены фациями органогенного рифа (байндстоуны, рис.
6.24),
сложенного строматопорами. ко
торые нарастали одна на другую и сформировали каркасную структур) Гак же встречаются табулятовые кораллы 8 и большое количество брахиопод. C1\l
риф располагается в краевой части шельфа. Здесь же обнаружены строы~11 поровые детритавые фации (рудстоуны) (рис.
6.24, а),
u-
которые, видимо, яuJIЯ
ются обломками рифа, разрушенного в результате волновой деятельности. От ложения внешнего рифа представлены вакстоунами с вкраплениями обломков
строматопор и кораллов.
Отложения тыловой части рифа представлены се
мью фациями. Фации приливно-отливной зоны (ламинит) представлены непра
вильными пластинчатыми отдельностями и фенестровыми текстурами и за легают на палеотопографически приподнятой части постройки, а амфипоро вые (сложенные губками
Amphipo1·a)
фации представлены вакстоунами и пре
имущественно зернистыми пакстоунами и находятся во внутренней части по стройки.
Постройка Суонхиллс расположена в районе, в котором уже открыты мно гочисленные постройки верхнедевонского возраста. Последовательность фаций примерно такая же, как и в постройке Редуотер, но сама постройка меньше по
размеру, ее площадь порядка
100
кв. км (рис.
6.25).
Строматопоровый байндсто
ун и рудстоун с матрицей, представленной грубозернистыми скелетными грейн
стоумами и пакстоунами, залегают на окраине постройки, а обломки рифа, сме шанные со скелетными зернами и глиной, обнаружены среди фаций на внешнем склоне (рис.
6.25).
Объем глин увеличивается вниз по склону, и бассейновые
фации сложены уже вакстоумами и мадстоунами. Сразу же за рифом залегают строматопоровые флоатстоуны и рудстоуны с матрицей, состоящей из грейистоу
па и пакстоуна. Внутренняя часть постройки состоит из амфипоровых флоатсто унов с матрицей, представленной отложениями от преимущественно глинистых
до преимущественно зернистых (рис. 7 Байндстоун-
6.25).
В постройке выделяются шесть ста-
автохтонная карбонатная порода. обра·ювание которой связано с жизнедеятель
ностью организмов во время осадконакопления. - Пр11.11. перев. 8 Табулята. табулятоморфы - подкласс кораллов. - Пр11.11. перев.
ГЛАВА
246
6
(а)
,
''
' ''
/
/
,"~------
1 1 1
' '' ' ' ''
1 1
1 о о о
\ \
''
........ ......
--- --- ---
____
Внешний риф
О Органогенный риф
... __ _
---
О Свод nостройки • Тыловой риф
Масштаб
о
3
6
9
км
м
(Ь)
О Меrалодоновый nреимущественно зернистый nакстоун (внешний риф)
~ Строматоnоровый байндстоун
о
км
0,5
(риф окраины шельфа)
@Q]
Строматоnоровый рудстоун (окраина шельфа)
Полосчатые фации nриливно отливной равнины (тыловой риф) Преимущественно зернистый nакстоун
1!!:1
Амфиnоровый nреимущественно зернистый nакстоун (тыловой риф)
Рис.
6.24.
Распределение фаций в верхнедевонской nостройке Редуотер
[16] .
(а) Карта
nостройки , демонстрирующая общую схему распределения седиментационных фаций. (Ь) Профиль через северо-восточну10 окраинную часть постройки
расnределение фаций в разрезе.
иллюстрирующий
6.3.
ЛРИ \ЕРЫ ИЗВЕ ТНЯКОВЫ
КОЛЛ
КТОРОВ
247
дий роста. Отложения соответствующие последней стадии роста, во внутренней части постройки
вой матрицей
представлены строматопоровым флоатстоуном с грейнстоуно
а в краевых зонах
-
флоатстоуном с тонкозернистой песчаной
матрицей.
м
о
30
о
~ '"' / 0 о/
Байндстоун
11
рудстоуи
Рудстоун с ил истым
(граница nостройки)
скелетом
11 TOtiKOnCCЧЗIIIICТЫM скелетом (среднtщая
(мелководная банка)
часть виешнеrо склона)
Флаутстоун
11
рудстоун
со среднезершtстым
н nec•raнoe окаймленне) Флаутстоун с илист ым
11 зе рrшстым
скелетом ,
фац1ш nриливно-отл ивной paBtiiJНЬI (лагуна)
Рис.
о
с грейнстоуновым
скелетом (nоверхность рифа
о
~ Флаутстоун
с грубозернистым скелетом
6.25.
~ Флаутстоун
•
с тонкоnесчанистым
D
Рудстоун с илистым
скелетом (нижняя
скелетом
часть внешнего
(nески склона)
склона)
•
Вакстоуны и мадстоуrrы (бассейн)
Расnределе ние фаций в постройке Суоихиллс верхнедевонского возраста
[32].
тро ·штопоры и а~tфипоры являются изиболее распространенны ш ви ами крупных ор ганических остатков.
Наиболее часто в обеих постройках встречаются меж- и внутризерновые
nоры. Слеnковая пористость присутствует в виде выщелоченных зерен араго нита а фенестровая nористость от tечается в фациях nри ивыо-отливной зоны тылового рифа. Признаков сnлошного выщелачивания отмечено не было , хо тя поверхности
кспозиции и были обнаружены. Доломит был от 1ечен только
в небольших количествах. Следовательно основными днагенетическими nроцес сами были уплотнение, цементация и избирательное выщелач ива ние и распре-
ГЛАВА
248
6
деление петрафизических свойств должно зависеть от первичных седиментаци онных структур.
Детальные описания ископаемых органических остатков занимают боль шую часть геологических описаний окаймленных платформ, потому что орга
низмы являются ключевыми индикаторами обстановки осадконакопления. Опи сания комбинаций фаций и обстановок осадконакопления, характеризующих две
вышеуказанные постройки, сделаны на основе данных о рельефе постройки и различных типах строматопор, амфипор и кораллов. Размеру зерен, который
определяет размер пор, обычно уделяется мало внимания. Остатки организмов встречаются
в
виде крупных
частиц,
что дало
возможность
ввести такие тер
мины, как «рудстоун» и «флоатстоую>. Однако описание осадка в простран стве между крупными обломками вымерших организмов представляет особый интерес при определении характера петрафизических свойств для построения геолого-гидродинамической модели коллектора.
На основе описания этих двух построек можно предположить наЛичие пре имущественно зернистых структур вблизи байндстоуновых рифов и преиму щественно глинистых структур
-
среди фаций внутри рифа и на его внеш
нем склоне. Фации обычно сложены крупными обломками вымерших организ мов с минеральным скелетом, состоящим из зерен и глинистых частиц. Размер и
сортировка
частиц,
а
также
межчастичная
пористость
минерального
скеле
та контролируют распределение пор по размеру. В непосредственной близости от байндстоуновых фаций пространство между крупными форменными элемен тами обычно заполнено частицами размером с песчинки, которые и определяют размер пор. Иногда пространство между крупными частицами ничем не запол
нено (т. е. является поровым), в этом случае размер пор определяется размером этих крупных частиц. Во внутренней (лагунной) части постройки и в направ
лении ее окраины пространство между крупными частицами обычно заполнено илами, но в случаях, когда минеральный скелет представлен преимущественно
зернистым пакстоуном, могут встречаться и литифицированные прослои. Наиболее высокие дебиты характерны для скважин, пробуреиных в окраин ных частях постройки, в которых отмечается наибольший объем межчастично го парового пространства, связанного с преимущественно зернистой матрицей рудстоунов. Во внутренних частях постройки добыча УВ осуществляется из невыдержанных по площади прослоев, сложенных преимущественно зернисты ми структурами.
Литература
[ 1] Anselmetti F S.. Ebali G. Р. ( 1993) Contro1s on sonic ve1ocity in carbonates. Pageoph. 141, 2/3/4:287-323. [2] Budd D. А.. Land L. S. ( 1990) Geochemica1 imprint of meteoric diagenesis in Holocene ooid sand, Schooner Cays, Bahamas: corre1ation of calcite cement geochemistry with extant groundwaters. J Sediment Petrol 60, 3:361-378.
ЛИТЕРАТУРА
[3]
249
Bщld
D. А., Hammes U.. Vacl1er Н. L. (1993) Calcite ceшentation in the upper Floridian aquifer: а шol:lem ехашрlе for confined-aquifer ceшentation modeLs? Geology 21, 1:33-37.
[4] Buclcl D. А. (2002) The relative roles of compaction and early ceшentation in the destruction of perшeabllity in carbonate gt·ainstones: а case study of the Paleogene ofwest-central Florida, U.S.A. J Sediment Research 72, 1:116-128. [5] Cruz W М. (1997) Study of Alblan carbonate analogs: Cedar Park Quany, Texas, USA, and Santos Basin reservoir, southeast offshore Brazil. UnpuЬI PhD thesis, The University of Texas at Austin, Austin, Texas. [6] Dix G. R.. Mullins Н. Т. (1988) Rapid burial diagenesis ot' deep-water carbonates: Ехшnа Sound, Bahamas. Geology 16, 8:680-683. [7] Enos Р, Saи,atsky L. J. ( 1981) Pore networks in Holocene carbonate J. Sediшent Petrol 51, 3:961-985 [8]
Goldlшmme1·
for (9]
Hmтis Р М.,
К. ( 1997) carbonates. J
Coшpaction
R.
sediшentary
Kendall
С.
а
Sediшent
G. S.
Т. С.
and decoшpaction Res 67, 1:26-56.
Lel"cl1e /. ( 1985) Carbonate
brief review. In: Schneidennann JS, Harris SEPM Spec Pt1Ьl 36:79-95.
[ 1О] Heydal"i
РМ,
sediшents.
algoritl1111s ceшentatioп:
(eds) Carbonate cements.
Е.. Мо01·е С. Н.
( 1989) Burial diagenesis and thennochemical sulfate Smackover Fonnation, southeastem Mississippi salt basin. Geology 17, 12:1080-1084.
reductioп,
(11] Heytlm·i Е.. Маше С. Н. (1 993) Zonation апd geocheшical pattems of buria1 calcite ceшents: Upper Sшackover Formatioп, Clarke County, Mississippi. J Sediшent Petrol 63, 1:44-60. (12]
Но~~шkа
S. D., Nance Н. S.. Kaans С. ( 1993) Parasequence geoшetry as control on porosity evolution: exaшples froш the San Andres and Grayburg Fonnation in the Guadalupe Mountains, New Mexico. ln: Loucks RG, Sarg JF, (eds) Carbonate sequeпce stratigraphy: recent developments апd applications. AAPG Меш 57:493-514. а
[ 13]
Нш·/еу
N. F.. Lolunann К. С. ( 1989) Diagenesis of Devoпian reefal carbonates in the Oscar Range, Canning Basin, Westem Australia. J Sediment Petrol 59, 1:127-146.
[ 14] James N. Р.. Ginsbu,.g R. N. ( 1979) The seawat·d atoll reefs. lnt Assoc Sediшeпtol Spec PtJЬ! 3, 191
шarginal
Belize barrier and
рр.
[ 15] Kenms С.. Lucia F. J.. Sengeг R. К. ( 1994) Integrated characterization of carbonate ramp reservoirs using outcrop analogs. AAPG Bull 78, 2:181-216. [ 16]
Кlm'ml
F. Е. (1964) Fades analysis of the Redwater Reef Canada. Bull Can Pet Geol 12, l: 1-100.
Сошрlех,
Alberta,
ГЛАВА
250
6
[ 17] Lonoy А. (2006) Making sense of carbonate pore systems. AAPG Bull 90, 9:1381-1405. [ 18] Lucia F. J ( 1962) Diagenesis of 32, 4:848-865.
а
crinoidal sediment: J Sediment Petrol
[ 19] Lucia F. J (1983) Petrophysical parameters estimated from visual description of carbonate rocks: а field classification of carbonate pore space. J Pet Technol March:626-637. [20] Lucia F. J. ( 1995) Rock/fabric petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bull 79, 9:270-300. [21] Lucia F. J, Murray R. С. ( 1966) Origin and distribution of porosity in crinoidal rocks. Proc 7th World Petroleum Congress, Mexico City, Mexico, 1966, рр 409423. [22] Melim L. А., Anse/metti F. S.. Ebe,-/i G. Р. (200 1) The importance of pore type оп permeaЬility of Neogene carbonates, Great Bahama Bank, ln Ginsburg RN (ed) Subsurface geology of а prograding carbonate platform margin, Great Bahama Bank: Results of the Bahamas drilling project. SEPM Spec PuЬI 70:217-240. [23] Mitchell F. J .. Lehman Р. J., Contrell D. L., Al-Jallal /.А., А/- Thaga.fY М. А. R. ( 1988) Lithofacies, diagenesis, and depositional sequence; Arab-D member, Ghawar field, Saudi AraЬia. In: Lomando AJ, Harris РМ, (eds) Giant oil and gas fields: А core workshop. SEPM Core Workshop 12, 2:459-514. [24]
Мо01·е С. Н.,
D1·uckman У. ( 1981) Burial diagenesis and porosity evolution, upper Jurassic Smackover, Arkansas and Louisiana. AAPG Bull65, 4:597-628.
[25]
Мипп
D., Jubralla А. F. ( 1987) Reservoir geologica1 modeling of the Arab D reservoir in the Bul Hanine Field, offshore Qatar: approach and results. SPE Middle East Oil Show, Bahrain, SPE Paper 15699, рр. 109-120.
[26] Powers R. W. ( 1962) AraЬian Upper Jurassic carbonate reservoir rocks, in C1assification ofCarbonate Rocks: А Symposium. AAPG Mem 1:122-192. [27] Schmoke1· J. W., Halley R. В. ( 1982) Carbonate porosity versus depth: а predictaЬie relation for south Florida. AAPG Bull 66, 12:2561-2570. [28] Schmoker F. W., Krystinic К. В., Halley R. В. ( 1985) Selected characteristics of limestone and dolomite reservoirs in tl1e United States. AAPG Bull 69, 5:733-741. [29] Sears S. О.. Lucia F. J. ( 1980) Dolomitization of northem Michigan Niagaran reefs Ьу brine refluxion and freshwater/seawater mixing. ln: Zenger DH, Dunham JB, Ethington RL. (eds) Concepts and models of dolomitization. SEPM Spec PuЬl 28:215-236.
251
ЛИТЕРАТУРА
[30] Shinn Е. А. ( 1969) Submarine lithification of Holocene in the Persian Gulf. Sedimento1ogy 12:109-144.
carЬonate
sediments
[31] Swirydezuk К. (1988) Mineralogical control on porosity type in upper Jurassic Smackover ooid grainstones, southem Arkansas and northem Louisiana. J Sediment Petrol 58, 2:339-347. [32]
Jliau С.
(1983) Depositional sequences, facies and evo1ution of the Upper Devonian Swan Hills reef buildup, Central Alberta, Canada. ln: Haпis РМ, (ed) Carbonate Buildups- А Core Workshop. SEPM Core Workshop 4:112-143.
[33] Weyl Р. К. (1959) Pressure solution and the force of crystallization а phenomenological theory. J Geophys Res 63, 11:2001-2025.
ГЛАВА
7
Доломитовые коллекторы
Введение
7.1.
Распределение петрафизических свойств в трехмерном пространстве кон тролируется
двумя
геологическими
процессами
-
седиментационным
и
дна
генетическим. Несмотря на то, что изначальная связь между седиментацион
ными структурами и распределением петрафизических свойств в трехмерном пространстве вполне о•1евидна, результаты многочисленных исследований по
казывают, что петрафизические свойства карбонатных коллекторов значительно
отличаются от петрафизических свойств современных карбонатных осадков. Ди агенез обычно приводит к уменьшению пористости, перераспределению порово го пространства и изменению проницаемости и капиллярных характеристик.
К основным днагенетическим процессам, рассматриваемым здесь, относят ся
1)
цементация кальцитом,
бирательное выщелачивание,
6)
2) механическое и химическое уплотнение, 3) из 4) доломитизация, 5) эвапоритовая минерализация,
сплошное выщелачивание, брекчирование и формирование трещиноватости.
Процессы цементации, уплотнения и избирательного выщелачивания рассматри вались в главе
6
«Известняковые коллекторы». В данной главе основное внима
ние будет уделено коллекторам, сложенным доломитами.
При отображении результатов влияния днагенетических процессов ключе вым является вопрос о степени сходства между продуктами диагенсза и струк
турами седиментогенеза. Если привнос материала в систему и его вынос из нее
не играет важной роли в образовании продуктов диагенеза, то свойства послед них, как правило, сходны со свойствами структур седиментационных карбонатов.
Однако если для образования продуктов диагенеза требовался привнос ионов флюидами или вынос их из системы, то днагенетические продукты по своим свойствам могут отличаться от седиментационных карбонатов. В этом случае для описания продуктов диагенеза могут потребоваться знания о гидрогеологических
условиях, включая информацию об источнике флюида, направлении фильтрации и геохимических изменениях, которые происходят на пути движения флюида.
Как было показано в главе
6,
продукты цементации, уплотнения и изби
рательного выщелачивания обычно могут быть связаны с первичными струк турами (седиментационными структурами). Перенос осадочного материала не
является важным фактором в процессах уплотнения и избирательного выщела чивания нестабильных арагонитовых аллохем и связанного с этим образования кальцитового цемента, хотя локальное проникновение метеорных вод могло уси-
7.2.
ДОЛОМИТИЗАЦIIЯ
253
лить процессы выщелачивания. Для ранней цементации необходима фильтра ция флюида, который прив"носит в систему кальций и карбонат, а фильтрация флюида тесно связана с обстановкой осадконакопления. Поздняя цементация или цементация на стадии погружения может происходить в результате хими
ческого уплотнения и, следовательно, также может быть связана с условиями
образования породы. Также для возникновения этих процессов может потребо ваться региональный перенос ионов грунтовыми водами, в этом случае связь
с обстановкой осадконакопления может и не прослеживаться. В результате про
ницаемость простых известняковых коллекторов оказывается тесно связанной с основными структурно-текстурными особенностями грейнстоунов. преимуще ственно зернистых пакстоунов, глинистых известняков и внутри·зерновой по ристостью.
В этой главе мы уделим особое внимание доломитизации и связанной с ней
эвапоритовой минерализации. Доломитизация требует наличия фильтрации флю ида для привноса в систему магния. Следовательно, фильтрация флюида яв ляется важным фактором в ходе образования доломитовых пород, а структура доломитов может соответствовать или не соответствовать первичным седимсн
тационным структурам. Ключевым моментом является нахождение иcтo'IIIIH\:1
и путей фильтрации доломитизирующих флюидов. При ранней доломитизаЦI!J1 флюиды, скорее всего, будут высокоминерализованными, их источником явля
ются приливно-отливные области, а пути фильтрации, скорее всего, контролиру ются осадочными фациями и продуктами раннего диагенеза. Предшествовавшие доломитизации днагенетические процессы могут значительно изменить проница
емость, в результате чего доломитизирующие воды на поздней стадии процесса
будут продвигаться преимущественно по путям фильтрации, которые образова лись в ходе диагенеза, а не осадконакопления. Днагенетические гипс и ангид
рит обычно ассоциируются с доломитизацией. Для их образования требуется привнос в систему сульфатов высокоминерализованной водой (рассолом). Про ведеиные исследования показывают слабую связь между строением осадочных фаций и структурами днагенетических гипса и ангидрита. С другой стороны, слоистый ангидрит и гипс, конечно, являются осадочными отложениями, и тип
их пространствеиного распределения может быть предсказан с помощью моде лей осадконакопления.
7.2.
Доломитизация
7.2.1.
Гидрологические модели
Как предполагается, только морская вода, перенасыщенная ионами Mg2 +, могла служить источником магния, который требовался для образования всего объема существующих в природе доломитов. Однако для превращения известня ков в доломиты требуется фильтрация огромных объемов перенасыщенной мор
ской воды через карбонатные пласты. Для объяснения процессов циркуляции больших объемов морской воды через толщи карбонатов было создано несколь-
ГЛАВА
254 ко ги дрологических
юделей:
1)
nросачивание высокоминерал изованной морской
воды (рассолов) в нижележащие слои ция (конвекция Коrоута) (рис.
7
7. 1).
2) зона смешиван_11я, 3) термальная
конвек
В зоне с.неищвания nроисходит смешивание
1етеорной (ат юсферной) и морской фреатической воды вдоль окраин nлатформ и nод островами . Предnолагается, что доломитизация nроисходит в результате
смешивания двух насыщенных кальцитом флюидов. Такое смешение вод вьtзьtва ет недонасыщение получившегося раствора в отношении кальцита
[55].
Это мо
жет создать химическую среду, благоприятную для растворения кальцита и вы падения в осадок доломита· этот процесс и называется доломитизацией. Моде ь
термалыюii конвекции (коивекции Ко аута) основывается на влиянии термаль ного градиента на фильтрацию морской воды через карбонатную платфор
ty [56].
Если ко ичество морской воды, прошедшей через такую платформу достаточно
велико то она становится перенасыщенной доломитом и сnособной доломити зировать известняки. В ряде исследований nосвященных карбонатным атоллам
nоказано, что доломитизация nроисходила в соответствии с этой моделью
[46].
Однако nоnытки моделировать этот процесс в количественных nоказателях nро
де юнстрировали, что он не может объяснить образование таких больших объ емов доломита
[56].
Термабарическая (гидротер,на7ыюя) . нодель - это
юдель
nогружения осадка. При этом источник гидротермальных растворов остается спорным. Циркуляция флюида возникает в результате нагрева подземных вод
что повышает их мобильность и приводит к фильтрации вверх по трещинам и другим участкам относительно nовышенной проницаемости. Доломитизация. связанная с разло 1 ами
искоnае 1ых
[6].
часто встречается на месторождениях твердых полезных
Но в настоящее вре 1я считается сомнительной возможность об
разования таким путе
1 больших
объемов доломитов . Мы остановимся на мо
дели просачивания сверхминерализованной морской воды в нижележащие слои
извест няков nотому что эта модель была nри 1енена для оnисания многих круп ных коллекторов и ее связь с условия 1И nриливно-отливной зоны является на дежной основой для выявления областей питания и обширных путей фильтрации таких вод.
Модель просачивания свердптерализоваиной воды (рассола) в Nи:желе;жа щие сл оu основана на nроцессе фильтрации морской воды со сверхвысокой кон
центрацией солей , которая образовалась в резу ьтате испарения. Просачивание nроисходило в нижележащие пласты с за · tещением наход ившейся там морской
вод ы и взаимодействием с грунтовыми водами (рис . зона
характернзующаяся
наличием
7.2).
Приливно-отливная
сверхминерализованных
вод и связанными
с ней сверхминерализованными больши tи и маленькими озерами и лагуна ! И является тиnичным источником таких вод. Высокая плотность минерализован ной воды и глубина дна nриливно-отливной зоны создают rи рединамический потенuиал
необхо имый дл я того, чтобы минерализованная вода nросачивалась
вниз и в сторону открытого моря через нижележащую осадочную толщу, заме
щая карбонат кальция на
оломит и сnособствуя выпадению гипса и ангидрита.
Эта модел ь доломитизации наиболе
достоверна и дает наил учший проrноз из
всех существующих мо елей. Она была успешно опробована авторами
Xiao [16].
7.2.
255
ДОЛОМИТИЗАЦИЯ
Модели д ви жен ия д ол оl\tитизи ру ющи х фл 101rдов
(а) Доломитизация путем просачивания
в нижележащие слои
(гравитационная фильтрация)
(Ь)
Доломитизация в зоне смешения
Морская вода
(с)
Термальна я конвекция
(конвекция Коrоута)
(d)
Гидротермальная циркуляция приуроченная
к зонам трещиноватости
Рис.
7.1.
Гидрологические модели доломитизации, демонстрирующие источники и схе ·•у
фильтрации доломитизирующих флюидов. (а) Доломитизация в результате nросачивания морской водь1 в нижележащие слои . Областью питания является nриливно-отливная рав нина, направление фильтрации
-
вниз по разрезу. (Ь) Доломитизация в зоне смещения.
Источник расположен в зоне nересечения потоков атмосферной и фреатической морской
воды , какие-либо специфические пути фильтрации не подразумеваются. (с) Термально конвекционная доломитизация. Источник морской водь1 находится на склоне платфор
мы, направление фильтрации -внутрь и вверх по разрезу.
(d)
Термальная конвекция до
ломитизирующих флюидов приурочена к зонам трещиноватости. Источник неизвестен, наnравление фильтрации
-
вверх и наружу в nроницаемые слои.
ГЛАВА 7
256
МОДЕЛЬ ПРОСАЧИВАНИЯ СВЕРХМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ МОРСКОЙ ВОДЫ В НИЖЕЛЕЖАЩИЕ ГОРИЗОНТЫ
Рис.
7.2.
Модель nросачивания сверхминерализованной морской воды в нижележащие
слои , основанная на современных данных из района Трушиал Кост 1 и Катара (Ближний Восток) . Постуnающая в аридную (грщtичащую с nустыней) nриливно-отливную зону морская
вода
исnаряется
и
nросачивается
в
нижележащие
осадочные толщи
сложен
ttые осадками nриливно-отливной равнины и сублиторальной зоны . При этом карбонат кальция nереходит в доломит. Сверх ·tинерализованная морская вода с 1ешивается с ре гиональными грунтовыми вода м~• в наnравлении суши , образуя сверхмннералюованный флюи д, состоящий из морской и атмосферной вод ы .
Доломитизация и петрофltЗические свойства
7.2.2.
Доломитизация - это днагенетический процесс, преобразующий известняки в доломиты в ходе микрохимических процессов выщелачивания карбоната каль
ция и осаждения доломита. Ниже приведены два уравнения описывающие это явление. Они соответствуют конечны 1 этапам продолжающихся серий возмож ных реакций :
2СаСО 3 + Mg++
= CaMg(C03 ) 2 + са++
Mg++ + са++ + 2СО3 Уравнение замещения
= CaMg(C0 3 ) 2 -
( юлы-юе взаи юзамещение).
(цементация).
это мольная реакция , при этом предполагается ,
что величина магниево-кальциевого коэ ффициента (соотношения
Mg/Ca
в во
де) является определяющим фактором в реакции. Анализ вод , содержащихся как в древних , так и в современных доломитах , показывает, что для доломити
зации известняков величина магниево-кальцисвого коэ ффициента должна быть выше
1 [ 11]
(рис.
7.3).
Однако обычная морская вода характеризуется величиной
магниево-кал ьциевого коэффициента, равной нию з начительных
7,
что не способствует образова
количеств доломита , тем самым
подчеркивая
влияние кине
тики 2 на доломитизацию . Морские доломиты обычно приурочены к условия испаряющейся
юрской воды , имеющей величину
фициента от
до
1
Н аходнтся
1О на
50.
1
rагниево-кальциевого коэф
Повышенные з начения этого nоказателя являются резул ь-
nобережье
Объединенных
Арабскнх
Эмиратов
(Персидскнй
заш ш) .
-
При. 11 . 11 ерев. 2
И~1еется в виду tiеОбход l tмость фил ьтраuии больщих масс воды
11
ее скорость. - При.н. 11ерев.
7.2.
ДОЛОМИТИЗАЦИЯ
257
Mg/Ca (лромилле)
Са
1:30 1:10
Mg
1:3
1:1
3:1
10:1 30:1
35%
3,5%
0,35% (350 промилле)
Рис.
7.3.
Соотношение между уLJастками стабильности доломита и кальцита и величи
нами магниево-кальциевого коэффициента и минерализации
[ 11].
Доломитизирующая
вода обнаружена в разлиLJных условиях , включая сабха (лриливно-отливная равнина), грунтовые воды и соленые озера .
татом потерь кальция в ходе выnадения гипса, ангидрита и карбоната кальция вследствие испарения морской воды (рис.
7.4).
Б закрытой системе замещение кальцита или арагонита доломитом умень
шает объем минерального скелета породы, nотому что молярный объем доло мита меньше, чем кальцита или арагонита. По сравнению с кальцитом умень
шение молярного объема составляет
12,5 %,
что является основой для хорошо
известных процессов образования nористости в ходе доломитизации
[2].
Одна
ко доломитизация включает необходимость фильтрации через породу больших объемов воды , что требует наличия открытой системы. Б этом случае не только магний, но и карбонат-анионы могут быть nривнесены в систему, что nриводит
одновременно и к замещению, и к заполнению (в процессе этого замещения) пор доломитом. Таким образом , процесс доломитизации включает в себя и за мещение кальцита или арагонита доломитом , и цементацию лорового простран
ства доломитовым цементом . Этот процесс называется объемным замещением (или равнообъемным замещением) и может быть выражен следующей форму лой
[37] :
(2- х) СаСОз
+ Mg2+ + хСо~-
= CaMg(C0 3 )2
+ (1- х)Са2+
258
ГЛАВА
7
50 Q.) о
Q.)
:s:
Q.)
.а
о
~
5
111
Q.)
:s: =
= = ~ =
о
111
Q.)
о
== Q.)
:s: [:а
~
.а
а 10
2
5
• 1
0,5
Ион хлораСС (эквивалент/кг) Рис.
7.4. Повышение величины магинево-кальциевого коэффициента вследствие выnаде CaS04 (гипса или ангидрита) в процессе испарения морской воды. Данные
ния в осадок
получены на о. Бонайре (Нидерландские Антипы), аnроксимирующие кривые расчитаны по зависимостям выпадения гипса и арагонита
где х
-
[7].
количество молей карбонат-анионов, привнесенных доломитизирующим
флюидом.
Происхождение пористости в доломитах
-
гораздо более сложный процесс,
чем предполагалось бы при простой реакции мольного замещения. Изучение молодых известняков и связанных с ними доломитов дает возможность пред
положить, что большая часть порового пространства в доломитах унаследована от предшествовавших известняков и заполнена в ходе сверхдоломитизации
[34].
В современных доломитовых отложениях увеличение объема доломита мало вли
яет на объем пор (рис.
7.5).
Значения пористости неогеновых известняков и до
ломитов на Багамской банке очень близки
[36],
что позволяет предположить, что
объем пор в доломитах в основном унаследован от предшествовавших извест няков. То же самое верно для миоценовых известняков и доломитов Большого Барьерного Рифа (Австралия)
[8].
Однако плиоцен-плейстоценовые доломиты,
как правило, менее пористые, чем их известняковые прототипы. Исследования
процессов доломитизации плиоцен-плейстоценовых карбонатов на о. Бонайре
(Нидерландские Антилы) показали, что известняки имеют пористость в сред нем
25 %,
в то время как доломиты
- 11 %,
что позволяет предположить сни
жение пористости в связи со сверхдоломитизацией
[27].
Если бы доломитизация
происходила в закрытой системе и кальций в карбонатной решетке заменялея
бы только магнием, то образовавшиеся в результате доломиты имели бы пори стость
35%
(рис.
7.6).
Палеозойские доломиты
зачастую
являются
более
пористыми,
чем
их
«предшественники»-известняки. Это наблюдение часто используется в качестве «доказательства» того, что при доломитизации создается дополнительная пори-
7.2.
ДОЛОМИТИЗАЦИЯ
ПОРИСТОСТЬ
259
100%
Неоrен
(по
Плиоцеп- Плейстоцен
( 15 млн лет назад)
[36])
(2 млн лет назад) (по [27]) Ми о цен
( 15 млн лет назад) (по
Юра
[8])
(175 млн лет назад) (по [42]) ------,,____~
Девон
(по Рис.
7.5.
(380 млн лет назад)
[24])
Соотношения между пористостью, доломитизацией и временем. CoвpeмeНI·Ii>IC
известняки характеризуются более высокой пористостью, чем доломиты или более древ ние известняки. Уменьшение пористости в известняках в ходе доломитизации с течением
времени и по мере погружения, возможно, объясняется различнями в степени уплотнения.
стость объемом
12,5 %.
Существует и альтернативное объяснение: известняки
обладают большей способностью к сжатию, чем доломиты, и теряют пористость быстрее, чем последние. Это соотношение видно на графике зависимости по ристости от глубины для Южной Флориды: на небольших глубинах доломиты менее пористы, чем известняки, и по мере роста глубины становятся более по ристыми, чем последние (рис.
7.7, [47]). Такую же зависимость можно наблюдать [31,42]: грейнстоуны и доломиты имеют близкие значе ния пористости, а преимущественно глинистые фации - более низкие вследствие на месторождении Гавар
уплотнения. В этом районе доля доломитов в преимущественно глинистых струк турах выше, и график зависимости между процентным содержанием доломитов и величиной пористости показывает снижение последней по мере роста доли доломитов и тонких известковистых глин и ее резкое увеличение в ситуации, ко
гда все карбонаты оказались замещены (рис.
7.8).
Влияние сверхдоломитизации
(или «передоломитизацию>) наблюдается в доломитах с пористостью
0-30%.
На основе этих наблюдений была выведена гипотеза о том, что пористость в доломитах зависит от ков,
2)
1)
пористости предшествовавших (исходных) известня
степени «передоломитизации» и
3)
уплотнения. Четвертым возможным
фактором, влияющим на уменьшение пористости, является последующая цемен
тация в ходе фильтрации доломитизирующеrо флюида. Определение точного времени доломитизации важно для понимания проис
хождения пористости в любых доломитовых образованиях. Для того чтобы обес-
ГЛАВА
260
7
Плиоцен-плейстоценовые известняки Бонайре ~
10~----------------,
РЕАЛЬНЫИ ПРОЦЕСС
n = 26
~ 8 !-<
Среднее
значение =
~ 6
ГИПОТЕТИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС
25%
u
~
4 2
10
20
30
Пористость
40
Плиоцен-плейстоценовые доломитыБонайре
50,----------------. n = 115 Среднее 40 значение
s 30 ~
= 11%
~ 20
10 20
30
Пористость
7.6.
10.----------------. n = 26 ~
40
50
8
Е; 6
::r 10
Рис.
Плиоцен-плейстоценовые доломиты Бонайре (в случае мольного замещения)
~
!-<
::r
50
(%)
Среднее
значение =
35%
4 2 о+-~~~~ч-~~~~ о 10 20 30 40 50
Пористость
(%)
(%)
Гистограммы nористости для доломитов, предшествовавших им известняков
и гипотетических доломитов, рассчитанных для случая мольного замещения
[27]
печить фильтрацию больших объемов воды через карбонатное тело, оно долж но быть пористым и проницаемым. Это означает, что и исходные известняки должны быть пористыми. Доломиты, формирование которых связано с проса чиванием сверхминерализованной воды, скорее всего, образавались на ранних этапах диагенеза, и предшествовавшие им известняки были относительно пори стыми. Доломиты, образовавшиеся в результате процессов погружения, скорее
всего, сформировались на поздних этапах диагенеза, и предшествовавшие им известняки были менее пористыми вследствие уплотнения и цементации. Как точное время поздней доломитизации, так и пористость исходных известняков
трудноопределимы. Определение времени обычно основано на текстурных вза имосвязях с другими днагенетическими явлениями, такими, как формирование трещиноватости или брекчий обрушения, цементация и т. п. В
[6]
описан уни
кальный подход к определению температур доломитизации, полученных в ре
зультате анализа содержащихся флюидов. Для определения возраста поздней до ломитизации авторы сравнивали температуры с кривыми погружения с течением
времени. Пористость исходных известняков часто определяют по кривым зависи
мости пористости от глубины (см., например,
[47]).
Однако обобщенные графики
такой зависимости не позволяют достаточно точно рассчитать широкий диапа-
7.2.
ДОЛОМИТИЗАЦИЯ
Пористость
оо
600
х
;>.
1'l
2400
11
3000 3600 4200 4800 5400
Рис.
7.7.
v
у Известняк
1800
10
t:
/
{
::;;
::s:
40
1 Доломит~
'-'
c:s
(%)
20
1200
-
261
'~L
11
l 1
Зависимость пористости от глубины и литологии (Южная Флорида). Данные по
самым мелким глубинам получены из четвертичных карбонатов, а по самым большим
-
из меловых. Доломиты становятся более пористыми, чем известняки, на глубине около
1600
метров, т. е. примерно на границе третичных и меловых отложений
~
'-' ..а
f-
Доломитовый известняк
Известняк
глинистые структуры
20
/
с;)
g
......._
.....~·-·-·-·-·-·-·-·-·-
·"'"
с;)
::s: 10 с. о
~
::S:\0 ХО
~е
!-;о
10Оо х
о
20
40 60 80 Доломит (% полного объема)
х
с::
::s:
t
80 ~ g ~~ с;)"' 60 u'-' 40 ~rJJ 20 ::;;gj о
о
7.8.
c;),Q
Доломит
Усредненные преимущественно
Е-<
Рис.
-
c:s :S::E
Q)
30
-
(47].
100
Q)Q)
Q.=
~м
::s:
График зависимости между долей доломита, пористостью и долей преимуще
ственно глинистых структур, показывающий, что значения пористости в rрейнстоунах
и доломитах близки, но в преимущественно глинистых структурах
-
значительно бо
лее низки, вероятно, в результате различной степени уплотнения этих юрских отложе
ний
[31].
262
ГЛАВА
7
зон значений пористости в карбонатах на различных глубинах и поэтому мало
используются nри изучении специфических доломито~ых образований (рис.
7.9).
трафик зависимости «nOpJrcтocть - глyбltlta» Плейстоцен
для известняков
~Обнажение
6...d1ltnJ
Миоцен
Глу~ина (м) 1 300 футов ( 400 м )
7 01КJ футов
(21 00 м)
Аль Хувайша
~00фуrов2400 l_dl_6_3Goo м) ~
~
Бассейн Сантое
[l[hijo
~
3000
футов
65 0Офуrо в
{ 1970 м)
Пермь
3600 50 м) --4200
[]Ь]
8700фуrов
{2650 м)
Карбон
m
13500фуrов
~ (4200 м)
6000
Усредненные данные
(по
Рис.
7.9. Кривая,
[9])
показывающая изменение значений пористости с глубиной в различных
известняках, в сравнении с аналогичной кривой , nриведеиной в
[47].
Доломитизация может в значительной степени изменить структурно-тек стурные признаки пород (рис.
7.1 0).
В преимущественно глинистых известня
ках образующиеся кристаллы доломита могут иметь размеры глинистых частиц но могут быть и намного крупнее тонких кристаллов карбонатов , которые они замещают. Размер кристаллов доломита обычно варьирует от нескольких мик
рон до
200
мкм , в то время как размер кристаллов известняков в кальциево
карбонатных глинах
-
обычно от
1 до 1О
мкм. Следовательно, доломитизация
карбонатного ила может привести к увеличению размера кристаллов от 3
ме.
20
мкм
Соответствует верхнему карбону (от башкирского до rжельскоrо яруса) по европейской систе
-
Прид п ерев.
7.2. до более чем
200
263
ДОЛОМИТИЗАЦИЯ
мкм, с соответствующим увеличением размера пор. Увеличение
размера частиц в результате доломитизации nреимущественно глинистых карбо натных nород значительно улучшает фильтрационные свойства породы и капил лярные свойства, вследствие соответствующего увеличения размера пор. Однако увеличение размера пор в результате укрупнения размера частиц комnенсируется
образованием дополнительного доломита в результате привноса магния и карбо ната доломитизирующими водами . Привнос нового материала может nривести
даже к общему уменьшению пористости и соответствующему уменьшению раз мера пор.
ФОРМИРОВАНИЕ ДОЛОМИТОВЫХ СТРУКТУР (а)
Увеличение размера пор в ходе доломитизации nреимущественно глинистых известняков
Привнос
Mg
++
,
С0 3
=
п ривнос l\11 g-т+
Фаза замещения ( пористость остается постоянной)
С0 и , Са++
3
Стадия заполнения пор
(Ь)
Доломитизация преимущественно зернистых известняков не приводит к увеличению размера пор
Привнос
++
Mg ,
-
СОа-
Привнос
-------------------------------------
Mg
++
и
СО 3 , Са
++
Стадия
Фаза замещения Спористость остается постоянной)
заполнения пор
Рис.
7.1О .
Изменение структуры порового nространства вследствие доломитизации
(а) преимущественно глинистых известняков и (Ь) преимущественно зернистых извест няков. Если в ходе nревращения nреимущественно глинистого известняка в средне- или круnнокристаллический доломит размер пор увеличивается , то доло 1итизация преиму щественно зернистых структур практически не влияет на размер пор .
Увеличение размера пор является результатом реорганизаци и nарового про странства
200
в ходе доломитизации.
Наnример,
кристаллы доломита размером
мкм займут не только пространство, ранее занятое кристаллами кальцита
ГЛАВА
264 или арагонита размером менее
20
7
мкм, но и микропоры, существовашие меж
ду ними. Следовательно, кристаллы доломита размером
200
мкм одновременно
и замещают кристаллы кальцита, и заполняют поры между ними. Привнос каль ция, магния и карбоната в места растущих кристаллов доломита приводит к тому, что кристаллы доломита занимают больший объем, чем предшествововшие им кристаллы кальцита. Двумя основными источниками кальция, магния и карбо натных ионов являются
2)
l)
выщелачивание близлежащих кристаллов карбонатов,
региональные грунтовые воды. Мuпау
[38]
назвал эти источники локальны
ми и удаленными. Выщелачивание близлежащих карбонатов формирует межкри сталлическую пористость, в то время как осаждение доломита из региональных
грунтовых вод образует доломитовый цемент (рис.
7.10).
Процесс формирования каверновой пористости в ходе доломитизации схо ден с вышеописанным. Если в породе уже образовался кристалл доломита, это
является благоприятным фактором для дальнейшего осаждения доломита. Та ким образом, карбонаты, растворенные в одном месте, переносятся на растущие
кристаллы доломита в другом месте. Скелетные фрагменты, как правило, выще лачиваются в процессе доломитизации в последнюю очередь в силу их размера,
поэтому, когда карбонат переносится на имеющиеся кристаллы доломита, оста
ются выщелоченные скелетные обломки, которые создают тип изолированных пустот, называемых ископаемыми слепками (рис.
7.10).
Однако формирование
таких пустот в ходе выщелачивания мало влияет на общую пористость, посколь ку компенсируется
заполнением
пор доломитом,
что приводит к уменьшению
межкристаллического лорового пространства.
Размер зерен в грейнстоунах, как правило, значительно больше, чем размер кристаллов доломита (рис.
7.l 0),
поэтому доломитизация не оказывает заметно
го влияния на размер пор в них. Преимущественно зернистые пакстоуны также
в основном состоят из крупных зерен, замещение которых значительно более мелкими кристаллами доломита не повлияет в большой степени на размер пор. Однако замещение зерен в преимущественно зернистых пакстоунах кристалла ми доломита размером свыше
100
мкм значительно улучшит петрофизические
свойства такой породы.
Размер кристаллов доломита является важным фактором, влияющим на петрофизические свойства породы. Он определяется двумя факторами:
1)
на
сыщенностью раствора (применительно к доломиту это- величина магинево
кальциевого коэффициента),
2) площадью
поверхности предшествовавшей струк
туры. В модели эвапоритового просачивания морской воды в нижележащие слои, сверхминерализованная вода, перенасыщенная доломитом, поступает в систему
из области приливно-отливной равнины, просачиваясь вниз по разрезу, и ми грирует из системы в направлении моря. Насыщенность доломитом уменьшает ся по мере продвижения воды в указанных направлениях, а размер кристаллов
доломита
-
увеличивается на путях фильтрации. Современные доломиты, об
наруженные в условиях эвапоритовой приливно-отливной равнины, состоят из кристаллов размером около
5
мкм, так же, как и доломитизированные осадки
приливно-отливной равнины, описанные в одном из геологических исследова-
7.2.
ДОЛОМИТИЗАЦИЯ
265
ний. В доломитовых коллекторах свит Сан-Андрее и Грейбург в западном Техасе
и Нью-Мексико часто набЛюдается корреляция между размерами кристаллов до ломита и расстоянием до вышележащих приливно-отливных фаций. В залежи в свите Сан-Андрее пермского возраста на месторождении Семинол в западном Техасе размер кристаллов доломита увеличивается с глубиной (рис.
7.11 ).
По
крышкой коллектора являются приливно-отливные фации, и увеличение размера кристаллов доломита интерпретируется как результат уменьшения степени насы щенности доломитом по мере того, как доломитизирующая вода мигрирует вниз
из этих фаций. Размеры кристаллов доломита также коррелируются с исходными структу
рами пород. Доломитизированные зерна обычно представлены более грубыми кристаллами, чем доломитизированный ил. Наиболее ярким примером может служить псевдоморфное замещение обломков эхинодерм (иглокожих), при ко
тором формируются миллиметровые кристаллы доломита в матрице, сложенной 200-микронными кристаллами
[24].
Площадь поверхности может быть соотнесе
на с объемом карбонатного раствора, поступившего в породу, и это, возможно, Грейистоуны
Вакстоуны
и преимущественно
и мадстоуны
зернистые пакстоуны
1540 т-т-т------, у
=
0,503х
- 767,58
2
R = 0,47 1555
~
6
1570
os :s:
=
10
;;>,
~
1585
1600
1615 '
о
' ' 20 40 60 80 100 Размер кристаллов доломита (мкм)
Рис.
7.11.
20 Размер кристаллов доломита (мкм)
Кросс-плот глубины и размера кристаллов доломита для преимущественно
глинистых и преимущественно зернистых доломитов в коллекторе свиты Сан-Андрее, месторождение Семинол (Западный Техас), демонстрирующий тенденцию увеличения
размера кристаллов с глубиной.
266
ГЛАВА
является
ключевым
параметром,
7
контролирующим
размер
кристаллов доломи
та. Влияние гранулометрического состава на размер 15ристаллов доломита мож
но продемонстрировать на графике зав исимости размера кристаллов от глубины на месторождении Семинол (рис .
7.11 ).
Это влияние проявляется в том, что пре
имущественно зернистые структуры характеризуются более крупными кристал лами доломита
чем преимущественно глинистые, даже с учетом того
что с глу
биной средний размер кристаллов увеличивается . Влияние площади nоверхности
осадков может также частично объяснить такое наблюдение: сформированные на более nоздних
тапах доломиты всегда имеют кристаллы в диаnазоне от сред
них до круnных . Предшествующие доломитизации цементация и уnлотнение nри погружении у 1еньшают nористость и п лощадь nоверхности
создавая условия,
необходимые для формирования более крупных кристаллов доломита.
В целом можно сказать
что доломитизаци я влияет на фильтрационные ха
рактеристики карбонатных пород-коллекторов следующим образом: вает размер частиц,
разующегося
1)
увеличи
2)
уменьшает объем пор вследствие превышения объе 1а об доломита 4 3) формирует слеnкавые поры, 4) усиливает сопротив-
яемость уплотнению.
Петрафизические свойства доломитов и седиментационных структур могут не совпадать
потому что класс доломита оnределяется
как
ти ш стрУJ--тура 1и
так и размером кристаллов (как указывает модифицированная классификация
Данхэма
(22]).
Дологрейнстоуны, преимущественно зернистые
с кристаллами раз
tepOII·t
менее
100
ты с кристаллами размером менее
20
мкм на графике будут сконцентрированы
в трех областях которые относятся , соответственно к классам с кристаллами размером менее
20
олоnакстоуны
мк t и nреимущественно глинистые доломи
1, 2 и 3. Доломиты
мкм приурочены к фациям приливно-отливной
равнины и с 1ежным с ними . В пределах этих nластов nетрафизические классы будут соответствовать седиментационны
1 структурам,
и модели осадканакоnле
ния могут быть использованы для описания nространствеиного расnределения
nетрафизических свойств (рис.
7.12).
В nреимущественно глинистых доломитах
расположенных дальше от фаций приливно-отливной равнины , раз 1еры кристал лов до омита обычно больше
20
мкм но меньше
100
мк 1. В пределах этих nла
стов преи rущественно глинистые доломиты бу.цут относиться к классу к
которому
относятся
вестняки (рис.
7.12).
npe
шествовавшие
им
преимущественно
2
а не
глинистые
3,
из
Преимущественно глинистые доломиты и преимуществен
но зернистые долопакстоуны будут относиться к классу только дологрейнстоуны
2.
В класс
1
nоnадают
и потребуется примен ние только одной зависимости,
кроме случаев, когда nрисутствуют грейнстоуны. В случае когда размер кристал
лов доломита превышает
100
мкм, все доломиты будут относиться к классу
1
независимо от условий осадконакопления. При этом nотребуется только одна зависимость, и для оnределения петрафизического класса условия осадконакоn л
ния не нужны .
4
Над объемом образующнхся новых пор. - Пр!Lн. перев.
7.2.
Д ОЛ ОМИТИ З АЦИЯ
267
Из в естня к и
Тонко крист~личес к11е
Ср ед н е кр11 сталл ичесюю
Кру nнокристаJJЛ I!чес к ие
nод nр ил ив н ога
дол омиты
дол омит ы
ДОЛ ОМII ТЬI
ц икла
Пор истость
Прошщасмость
П ористость
Прои иuае мость
Пористо сть
П ро шща смость.
и
П етрофооз ическ и ii клас с
~
4
100 10
о 25 50
О Гре й нстоун О
Аиподритовыii ~
Преи м у ществе н н о
uсмент
зерн истый n а кстоун Ва кстоу 11
Рис . на
7.12.
1
j1
1
100 10. lt
~
2! 1
n
И лл юстрация влияния доломити зации сверх минерализованны ш флюида м 11
лори стость
н
проницаемость
в
предел ах
единичного
nодnри ливнего
мел ководно
регр е ссивного (мел еющего вв ерх) цикл а осадконаколл ения. Кривая , соответствующая nредш е ствовавшим из вест някам , построена по данным из юрс кой
Bll ы Ар ~
42J.
Пористость эт их отложений уменьшится в ходе доломи т и з ации на величину, соответ
ствующую объему мигрировавшего через них доломи т изирующего фл юида . Профиль
проницаемости из мени тся в зависимости от
1)
и зменения пористости,
2)
раз меров кри
ста лл ов доломита, образ овавшегося в пр е имущественно гл инистых структурах . Расnоло жение nетрефи з ич еских классов на вертикальной шка ле будет изм е няться в соответствии с и з м е н е ниями р аз мер а кристаллов дол омита .
7.2.3.
Распределение доломитов
Характер дол омитизации зависит от источника , объема и путей фильтрации доломитизирующей воды. В модели nросачивания сверхминерализованной мор ской воды в нижел ежащие сл ои источником дол омитизирующих вод является
суnралиторальная зона, их объем будет зависеть от изменений условий в э той зоне с течением времени , а nути фил ьтрации будут оnределяться проницаемо
стыо нижележащих известняков. При nостуnл ении небол ьших объемов сверхм и нерал изованной воды доломитизация коснется тол ько фаций nриливно-отливной равнины. При образовании доломитизирующей воды в бол ьших объемах доло
митизация захвати т сотни метров нижел ежащих субл иторальных осадков . В дру гих моделях доломитизации оnределить источник и объемы долом итизирую щи х флюидов гораздо труднее . Однако крупные образования nоздних долом итов
-
это не ред кость, и источники nоявл ения больших объемов доломитизирующих вод, не связанных с морской водой
могут существовать . Проницаемость , опре
деляющая свойства nоздних дол омитов , обычно з ависит от ряда факторов , та ких как стеnень трещиноватости
наличие разломов , карста, карстовых брекчий
и т. д . , а также остаточной проницаемости матрицы. Мы подробнее остановимся
268
ГЛАВА
7
на некоторых из этих идей в ходе рассмотрения примеров специфических месторождений.
.
Доломитизация увеличивает емкостный потенциал карбонатных платформ (рис.
7.13).
В
толщах
известняков
к уменьшению пористости
процессы
уплотнения
обычно
приводят
в преимущественно глинистых фациях до такой
степени , что проницаемость становится слишком низкой для того, чтобы дан ная толща пород могл а рассматриваться в качестве коллектора. Доломитизация может преобразовать эти преимущественно глинистые известняки в среднекри
сталлические преимущественно глинистые доломиты. Этот процесс одновремен но
и
nредохраняет
поровое
nространство
от процессов
уnлотнения
и
приво
дит к увеличению размера пор . В результате nотенциал доломитов образовывать мощные коллекторские толщи более велик чем nотенциал известняков.
Породы с высокими
Породы с низ кими
коллекторскими
коллекторскими
свойствами
свойствами
11
Пр е нмуществе НJю зе рнистые долоr1акс тоу ны
D Рис.
ДОЛОМНТИЗ11рй031111ЫС
Грсйнстоуны
СредJJекристалличесю J е преимущественно
ГЛ II/Ш СТЫС ДОЛОМ IIТЫ
7. 13.
Высокочастот ные
отложен ия n pJШИBJIO·
• D
циклы
отл JtвJюй ра внины ДологрейнетоуJ·J Ы с nоровым пространетвом ,
эаnолнешJЫМ сульфатам и
И звестняковые вакстоувы
11
nакстоуны
Обобще нная схема распределе ния кол лекторов в высокочастот ной секвенции,
Образовавшихея в резул ьтате nроцессов цементации , уnлотнения и nоследовавшей за ними доломитизации nросачивающимися сверхминерализованны rи рассолам и и э ваnо
ри тавой минерализа ции . Увеличение размеров частиц в преимуществе нно гл инистых
доломи тах увеличивает объем nотенциально nродуктивного коллектора .
7.2.4.
Кальцитизац11я доломитов
Процесс замещения известняков доломитом может перейти в обратный т. е. смениться процессом кальцитизации доломита под воздействием вод с вы
соким содержанием кальция. Грунтовые воды , характеризующиеся величиной 1аrниево-кальциевого ко ффициента 1\·tеньще
1,
обладают сnособностью выще
лачивать доломит, при этом кальцит выnадает в осадок. Существуют самые
7.3.
ЭВАПОРИТОВАЯ МИН Е РАЛИЗАЦИЯ
269
различные модели процесса формирования вод, обладающих низким магниево
кальциевым коэффициентом и способных кальцитизировать доломит, но все они подразумевают наличие атмосферных или глубоких грунтовых вод. Выщелачива
ние CaS0 4 ат юсферными грунтовыми водами как раз и формирует такие «низко магниево-кальциевые» воды, способные вызвать кальцитизацию [ 1, 25]. Обога щенные кальцие 1 воды , которые образуются в глубокозалегающих соленосных отложениях и затем мигрируют по разломам вверх
стыо кальцитизировать доломит
также обладают способно
[21 ].
Кальцитизированные кристаллы доломита обычно состоят из кальцитовой
центральной части окруженной доломитом. Пустотелые ромбики доломита (ча сто называемые скелетным доломитом) наблюдаются во мRоrих доломитовых об разованиях , из чего можно предположить
что центральные части кристал
ов до
ломита обладают большей растворимостью чем их обрамление. Выщелачивание кристаллов доломита обычно приводит к образованию изолированно-каверновых пор. Некоторые петрографические исследования позволяют предположить , что кальцит заполняет пустые доломитовые ромбы , а результаты других исследова
ний указывают на то что кальцит замещает
7.3.
о омит
[ 10].
Эвапоритовая минераJiизация Ангидрит
( aSO )
и гипс
(CaS04·2H20)
являются эвапоритовыми минера
лами , часто обнаруживаемыми в доломитовых коллекторах . Галит пичен , но может иногда заполнять поровое пространство
соли . Гипс
-
то типичный
вапоритовый минерал
менных осадках и на небольших глубинах
(NaCI)
нети
примыкающее к слоям
присутствующий в совре
но сгустки (желваки) и слои совре
менного ангидрита обнаружены также в сабхе в районе Трушиал Кост
[3].
Эва
поритовая область приливно-отливной равнины является источнико 1 суnьфатов а также обогащенных магнием вод. Пойки отопные формы и желваки nочти не
оказывают влияния на коллекторские свойства. Слоистые э вапориты обычно при сутствуют в трактах фаций nриливно-отливной равнины и образуют покрышки и флюидоупоры для коллекторов. Заполняющий поры ангидрит обычно присут
ствует в грейнстоуновых образованиях, которые связаны с мощными фациями приливно-отливной равнины и могут быть описаны в соответствии со схемами осадконакоnления .
Замещение гипса ангидритом зависит от температуры и активности воды
(рис.
7.14).
Современные ангидриты обнаружены в осадках приливно-отливной
зоны Персидекого залива, где темnературы бл из nоверхности дна оченъ высок ие и воды , насыщающие донные осадки с глубиной приводит к то
·ty,
очень со еные. Повышение температуры
что гипс, находящийся в приповерхностных го
ризонтах , переходит в ангидрит. В пермском бассейне в заладном Техасе гипс
обнаружен на глубинах до
1 200
м
[ 19 39].
В доломитовых коллекторах обычно присутствуют четыре ти па ангидритов
(рис .
7.15).
Поикилотоmlыu ангидрит обнаружен в виде крупны х кристаллов ан
гидрита с вкmочениями более ме ких кристаллов доломита часто спорадически
ГЛАВА
270
7
Ангидрит и рассол
Гиnс и рассол
(after Hardie, 1967) -
(по
[13])
о~--------------------------1 0,9 0,8 0,7 Активность воды
Рис .
7. 14.
График зависимости темлературы от активности воды, локазывающий условия
образования гиnса и ангидрита nри разлиqной минерализации вод
[ 13).
распределенных в толще породы . Кристаллы образуются в результате комбина ции процессов замещения и заполнения пор, и пористость уменьшается пропор
ционально объему заполняющего поры материала . Пойкилотопный ангидрит, как
правило, беспорядочно рассеян и неравномерно распространен . Следовательно, в пространстве между кристаллами расnределение пор по размеру, существовав
шее в минеральном скелете первоначально , сохраняется. Проницаемость и ка пиллярные свойства больше связаны с размером пор, чем с собственно nористо стью, поэтому они лишь немного изменяются в результате образования пойки лотопного ангидрита .
Желвакавый шt идрит присутствует в доломите в виде тонкокристалличе ских масс ангидрита и обычно образуется внутри осадка в результате замещения либо обычного ангидрита, либо гипса. Следовательно , желваки являются днаге нетической структурой и не должны исnользоваться для интерпретации характе
ристик обстановки осадконакопления. Желваки обычно составляют небольшой процент от полного объема породы и почти не оказывают влияния на пористость или проницаемость .
Аигидрит., заполияющий поры, обычно распространен повсеместно и одно временно уменьшает и пористость, и распределение пор по размеру в карбонат ных коллекторах , поскольку заполняет межзерновое, межкристаллическое и ка верновое поравое пространство.
Слоистые аигидриты обнаружены в латерально протяженных слоях толщи
ной от нескольких сантиметров до нескольких десятков метров и образуются в
результате
выпадения
гипса
в
сверхсоленых
водоемах
и
его
последующе
го преобразования в ангидрит. Эти отложения могут быть или тонкослоисты ми (пластинчатыми), или состоять
из сросшихся желваков . Тонко расслоен
ный ангидрит, как предполагается , образовался из кристаллов гипса, выпавших
в сверхсоленой воде
[35] .
Прослои сросшихся желваков, видимо, образовзлись
из крупных кристаллов гипса, выросших на дне сверхсоленых озер и лагун
[49].
ЭВАПОРИТОВАЯ МИНЕРАЛИЗАЦИЯ
7.3.
271
ВЛИЯНИЕ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ
СТРУКТУРА
СВОЙСТВА Пойкилотоnная
ОЧАГОВОЕРАСПРЕДЕЛЕНИЕ (в виде включений) Пористость матрицы уменьшается
Размер пор сохраняется
L_j
nостоянным
0,1 мм Желваковая (нодулярная)
ОЧАГОВОЕРАСПРЕДЕЛЕ НИЕ (в виде вкmочений) Пористость матрицы уменьшается
Размер пор сохраняется ПОСТШПIНЫМ
L_j
1 см Заnолнения пор РАВНОМЕРНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ Межчастичная пористость и nроницаемость уменьшаются
L_j
0,1
мм
Слоистая Сросшисся
~~~§~~~~~~ ЖСЛВЗКII Пластинчатая
ЛАТЕРАЛЬНО ПРОТЯЖЕННЫЕ Неnроницаемые флюидауnоры и покрышки
L_j
1 см Рис .
7.15. Диаграмма
основных структур ангидрита и гиnса , nрисутствующих в карбо
натных nородах , и их влияние на коллекторские свойства .
Слоистые ангидриты обычно являются очень хорошими флюидаупорами или по крышками.
Галит также присутствует в карбонатных коллекторах, содержащих слои со
ли , в виде заполняющего поры эвапоритового минерала. Галит обладает высокой растворимостью и при подготовке образцов керна к исследован иям легко выще-
ГЛАВА
272 лачивается. Это
-
7
изотропный прозрачный минерал, поэтому в ходе петрографи
ческих исследований обнаружить его в шлифах затрудни~ельно. Прокрашивание образца помогает визуально разделить галит и поравое пространство.
Долгое время считалось, •по ангидрит заполняет nоравое пространство в до ломитах, превращая их в плотные, неnродуктивные карбонаты. Это действи тельно так
в
случаях
слоистых
или
заnолняющих
поры
ангидритов,
но
наши
исследования доломитовых коллекторов в пермском бассейне (Западный Техас) nоказали, что для пойкилотоnных ангидритов это неверно
[33].
Пойкилотоnные
ангидриты являются наиболее типичной формой в пермских доломитах в заnад
ном Техасе. Они встречаются в виде гнезд (очагов), обычно доломита,
размером от нескольких
с включениями
-
миллиметров до сантиметров, nри
этом ан
гидрит и заполняет межчастичные nоры, и замещает содержащие его карбонаты. Кросс-плот межчастичной пористости и проницаемости, замереиных в средне кристаллических доломитах и преимущественно зернистых долопакстоунах , со
держащих значительное количество nойкилотопного ангидрита, nоказывает, что
данные концентрируются в области петрафизического класса
предполагал Лусиа
[22]
(рис .
7.16).
1,
а не
2,
как ранее
Кроме того, и данные капиллярного давле
ния, замереннаго в вышеуказанных образцах, показывают аномально крупные для структур класса
2
размеры поровых каналов .
Оnисанные выше наблюдения позволяют предположить , что пойкилотоп ный ангидрит уменьшает nористость, но не уменьшает размер поровых каналов .
Проницаемость в определяющей степени зависит от размера nоровых каналов и остается практически nостоянной, несмотря на то, что заполнение пор гнез
дами ангидрита снижает пористость. Этот эффект nриводит к тому, что на гра
фике данные смещаются влево, от области класса
2 к области класса \. Этот
эффект был подтвержден первичны 1и результатами, полученными в ходе деталь ного моделирования nроцессов фильтрации , при котором сравнивались значения проницаемости доломитов , содержащих и не содержащих гнезда ангидрита . Сле
довательно, мы предполагаем, что пойкилотоnный ангидрит (а также и желваки ангидрита) не только не сnособствует формированию nлотных неnродуктивных доломитов, но и, наоборот, улучшают nетрафизические свойства.
7.3.1.
Кальцитизация ангидрита и гипса
Ангидрит или гиnс может быть замещен кальцитом и, иногда, самородной
серой и аутигеиным кремнеземом
[25].
Обнажения рампа и шельфовых отложе
ний пермского возраста в горах Гваделуnе (Техас и Нью-Мексико) содержат жел ваки кальцитовых nсевдоморфоз, а наличие nойкилотопного ангидрита позволя ет предположить, что ангидрит, который обычно присутствует в погребеиных аналогах этих обнажений , был замещен кальцитом во время воздымания в при
сутствии метеорных вод, nроникших в верхнюю часть разреза
[23,48].
Необычно
низкое содержание изотопов углерода , выявленное в некоторых кальцитах , nоз воляет nредположить замещение органогенным углерода
1,
возможно , связанным
с углеводородами. Иногда nрисутствует самородная сера, связанная с замеще-
7.4.
ПРИ •! Е РЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ - ДОЛОМИТОВЫЕ И ИЗВЕСТНЯКОВЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
273
ВЛИЯНИЕ РАСПР.ЕДЕЛЕНИЯ ОЧАГОВОГО ЦЕМЕНТА НА КРОСС-ПЛОТ ЗАВИСИМОСТИ ПОРИСТОСТИ ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ Равномерно расnределенное
10 000
поравое nространство
Кршшя рап ных
,...._
(а)
с::{
::<
'-'
1
uСJш~шн поровых
1000
каналов
1
1 Класс 1
а
!-
о
::;g
Q)
:s: :ж:
,.
~
Q)
:s:
:s:
::::!
мкм
:с
10
5
о о.
t:: Очаговый
Равномерно
ангидритовый
расnределенный
цемент
карбонатный цемент
(Ь)
о
..
о.-
100
Q)
500
О. се
::< а
А
(.)
~
Q)
1
~
"':.:>< :Jj
се
о о. о с::
1 10
20 30 40
Межчастичая nористость
(%)
(с)
о
о
о
о
о
500
Рис .
мкм
500
Пойкилотоnный
Карбонатный
сульфат
цемент
7.16.
Рисунок, демонстрирующий
мкм
влияние очагового расnределения ангидрита
на соотношение nористости и проницаемости. Равномерно распределенliЫЙ добавочный объеr.·l цемента (с) уменьшает размер поровых каналов , значение nористости и nрони
цаемость разных nетрафизических классов (от А до С). Добавление очагового це ·1ента (в данно 1 случае - ангидрита) уменьшает nористость, но практически не изменяет раз мер поровых каналов и понижает проницаемость , незначительно смещая структуры из
класса
2
к классу
1 (А
к В).
нием желваков ангидрита кальцитом в nогребеиных отложениях , что nозволяет
nредnоложить наличие сульфатвосстанавливающих бактерий.
7.4.
Примеры месторождений
-
доломttтовые
"
ttзвестняковые
коллекторы
Подходы к прогнозированию nетрафизических свойств доломитовых кол
лекторов весь
ta
разнообразны и зависят от степени ассоциации доломитов и из
вестняков. В случаях nереспаивания доло tитов и известняков первостепенное значение для прогнозирования свойств приобретает распределение доломитов. В случаях , когда коллектор полностыо сложен доломитами, ключевы м становит-
ГЛАВА
274
7
ся воnрос о расnределении петрафизических классов внутри доломитов. Мы рас смотрим три примера доло rит-известняковых коллекторов, акцентируя внимание на прогнозе распределения доло rитов, и три полностью доломитовых коллекто
ра, сделав фокус на прогнозе и
юделировании расnределения петрафизических
классов. Важность построения реалистичных моделей коллекюров для модели рования фильтрации и показателей добычи будет подtrеркнута на nримере доло митовых коллекторов .
7.4.1.
Коллекторы Ред Ривер, штаты Мо11тана и Северная Дакота (США)
Коллекторы свиты Ред Ривер являются nримера rи доломитовых коллек торов, форма образования (геометрическая
характеристика)
которых
связана
с приливно-отливными равнинными областями. Они относятся к верхнему ордо вику и сложены nод- и надnрипивными отложениями, образовавши!\шся на очень
широком
·lелководном карбонатном шельфе
[5].
Доломиты широко расnростра
нены и отмечено их близкое сходство с надnрипивными и приливно-отливными фациями. Однако
1ежду доломитами и подприпивными фациями сходства прак
тически нет. Наоборот пористые подприпивные доломиты замещаются в гори
зонтальном направлении плотными известняками без всякой связи с характером фаций. В свите Ред Ривер выделено три цикла, каждый из которых содержит в кров ле отложения приливно-отливной равнины (рис.
7.17).
Надnрипивные фации
в нижнем цикле (зона С) nредставлены мощными ангидритовыми доломитами, обычно - тонкокристаллическими и низкопроницаемыми, с прослоями слоистых
или желваковых ангидритов. Доломит отмечается на разных глубинах в падети лающих подприпивных фациях , что, возможно связанно с филътрацией сверх минерализованной воды
образованной в результате испарения морской воды
в надприливной обстановке (рис.
7.18).
Подприпивные доломиты характеризу
ются более грубыми кристаллами, чем надприливные, и, как правило , являются
пористыми и проницаемыми . Следовательно толщина продуктивных доломитов зависит от толщины подприпивных доломитов. Предполагается, что форма под припивных доломитовых тел связана с просачивание
1
сверхминерализованных
флюидов в нижележащие слои по региональным проницаемым зонам, связанным с трещиноватостью.
Средний цикл (зона В) является основным продуктивным горизонтом на ан тиклинали Седар Крик в Северной Дакоте (США). Надприливвые фации мало мощные, с пластовым
ангидритом
и
сращенными желвака ш
ангидрита
в
кро
вельной части , доломитизированные, причем доломитизация прослеживается на
различных глубинах в нижележащих подприпивных отложениях. Цикл разделен на три фации пористых nродуктивных доломитов: надприпивные
межприлив
ные и nодприливные. Эти фации могут быть идентифицированы по пористости и удельным сопротивлениям на диаграммах электрического каротажа вследствие
различий в paзi\·repax их частиц и пор. Над- и межприпивные фации характеризу ются тонкокристаллической структурой и менее проницаемы , чем более грубо-
7.4.
Рис.
ПРИМ Е РЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ - ДОЛОМИТОВЫЕ И ИЗВ ЕСТНЯКОВЫЕ КОЛЛ ЕКТОРЫ
7.17.
275
Циклы осад конакоnления и основные nродупивные з оны , связанные с доло
митами и на nрипивными толша 1и в свите Ред Ривер ,
no
да нным га ·JМа- и нейтронно
го каротажа . Известняки nлотные, доломиты nористые. Интервал залегания доломитов
охватывает надnриливные и nодстилаюшие подприливвые отложения (по
[5)).
кристаллические лодприливные доло tиты . Первые две фации отличаются непре рывным распространением по площади , в то время как доломиты nодприливной зоны имеют прерывистое залегание.
Эти коллекторы
-
отличный пример, в котором известняки всегда плотные,
а доломиты варьируют от плотных до пористых раз ностей . Основываясь на nри ведеиной выше гипотезе, можно сказать , что известняки становятся плотными
в результате уплотнения , в то время как доломиты обладают хорошей сопротив ляемостью к этому процессу. При прекращении процесса доломитизации (что
происход ит, вероятно , уже вскоре после погружения на небольшую глубину) по ристость под приливных доломитов не отличается от пористости соседствующих
известняков . Однако в течение более чем 500-миллионнолетнеrо периода поrру жения известняки потеряли свою пористость вследствие уплотн ен ия , тогда как
доло 1иты оказались более устойчивыми и сохранили свои nрежние показатели лористости.
ГЛАВА
276
7
Средняя ю1жняя отметка уровня воды
по всем nриливам , nринятая
\
за основу дnя исчислений
о
Скважнва
Скважива
Скважина
Скваж1ша
N~
N~
N2 33- 26
N2 11-36
42 -16
22-23
r:-r:--:-:--;---:---:-:-т:-r:-;-"'7"':'"--:-~~"'F:"""=:==;==:==:==;=F:r---- А'
\
3
6
12
15
18 Тонкослоистые надnрил ивиые
Фации
фации
[] llолосчатый доломит и ангидрит
С МliОГUЧ11СЛе ННЫМИ
!53
следами илоедов
Интерпретация по Л . Дж. Стоку
Доломит
ШJ Извествяк
0
Пластинчатые надприливвые фащш
[] Тонкослоистые 11адnриливные фации
[!)
Фации с мноrnчисле вными следам•• и лоедов
t
~ Фации закрытого моря
С (север)
IZI Примерный контур
Морские фации Подо шва nолн остью
месторождения П е ннел
дол оми т и з ировавных nород
(Вершкальныii масштаб разреза з начител ьно увеличен)
Рис.
7. 18. Соотношение
литологии и седиментационных фаций в зоне
U6- U7 , свита
Ред
Ривер . Поверхность контакта между доломитом и известняком не совпадает с под при
ливными фаuия11ш , потому что связана с путя ш фильтрации доломи ти з ирующей вод ы , а не с характером осадкенакопления
[5].
7.4.
ПРИМЕРЫ М!ZСТОРОЖДЕНИЙ - ДОЛОМИТОВЫЕ И ИЗВЕСТНЯКОВЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
277
Изменение nород по вертикали от плотных к nористым является nримером
«nередоло 1итизации» (сверхдоломитизации), связанной с толщиной nриливно отливных фаций . Мощн.ая толща этих отложений в зоне С характеризуется низ кой nористостыо. Учитывая гиnотезу сверхдоломитизации, эти отложения были
nередоломитизированы в ходе nрохождения большого количества доломитизи рующей воды. И наоборот, тонкие слои nриливно-отливных осадков в зоне В являются пористы 1и и nроницаемыми , что позволяет говорить о гораздо мень
ших объемах доломитизирующих флюидов и меньших масштабах сверхдоломи
тизации. Следовательно, nористость доломитов
южет быть связана с толщиной
интервалов приливно-отливных отложений.
7.4.2.
Девонская залежь 111есторождения Эндрюс Саут, Западныii Техас (США)
В некоторых доломитовых коллекторах доло tитизация захватила исключи тельно преимущественно глинистые фации, и распределение доломитов может быть предсказано на основе информации о седиментационной обстановке, в ко торой происходило накопление этих фаций . Девонская залежь месторожде н ия
Эндрюс Саут является nри 1ером такой доломитизации и объектом прогноза по указанной методике.
Месторождение находится в округе Эндрюс, Западный Техас
[24].
Добы
ча осуществляется из карбонатной толщи девонского возраста, образовавшейся вблизи окраинной части шельфа. Отложения мелеющей вверх (регрессивной) се квенции меняются от nреимущественно глинистых фаций к преимущественно зернистым и nерекрыты региональным несогласием. Продуктивные фации nред ставлены пористыми известняками и доломитами. Секвенция делится на ниж ний интервал , сложенный пелоидным преимущественно зернистым пакстоуном , и верхний , nредставленный криноидным rрейнстоуном. Интервалы выделяют ся по га 1ма-каротажу. Нижний интервал накалливалея в низкоэнергетической
обстановке и отличается нерегулярным характером распределения пор, в зависи
мости от объема илов в осадке. Верхний интервал подразделяется на несколько фаций. В фации rрейнсто
унов преобладают обломки криноидей. Они плотно сцементированы синтакси альным кальцитовым цементом. Фация преимущественно зернистого nакстоуна
представлена зернистыми отложниями с небольшим количеством известковых
илов,
которые являются
пористыJ\·tи
и
1ежзерновых
nроницаемыми
в
результа
те выщелачивания последних . Доломитовая фация nредставлена круnнокристал лически 1и доловакстоунами и является самой проницаемой в этом коллекторе . Фации различны по знаlJениям nористости (рис.
7.19).
Доломитизирующая во
да, ви д имо , образовалась в вышележащих горизонтах в надприливных условия х и nросачивалась вниз в толщу этих отложений. Криноидные грейистоувы к это
му времени уже были сцементированными и непроницаемыми. Вакстоуны по nрежнему оставались nористыми и nроницаемы 1 и, поскольку был и погруже.ны
не очень глубоко. Соответственно доломитизирующая вода в основном фильтро валась через вакстоуны , преобразуя их в доломиты.
278
ГЛАВА 7 ЗОг---------------------------------~
~ ~
20
..0
ь
~ g- 10
Доломитовая фаuня
:s:
t::
40
20
60
80
100
Начальное содержание известковых илов(%) Рис.
7.19.
Обобщенная схема, демонстрирующая соотношение между долей известковых
илов , известняков и доломитов и пористостью. В девонской залежи месторожден.ия Эн.д рюс Саут (Западный Техас) пористость, определенная по ГИС , может быть использована для определения структурных фаций
[24].
Избирательная природа процесса доломитизации позволяет прямо использо вать седиментационные модели для картирования свойств коллекторов и прогно
за их расnространения (рис.
7.20).
Можно предполагать быстрые изменения
от низко- или неnродуктивных доломитов до высокоnродуктивных доломитов,
-
nроисходящие вдоль по простиранию пластов. Такой характер избирательной до ломитизации в криноидных отложениях был отмечен в обнажениях и глубоко за
легающих горизонтах свиты Тернер- Вэлли (миссисиnского возраста) канадской nровинции Альберта (рис.
7.2 1, [28, 40]).
но заметить изменения в их составе доловакстоунов до
В Обнажениях пластов доломитов мож
как по вертикали , так и по горизонтали, - от
доломитизированных
криноидных
nреимущественно
зерни
стых пакстоунов и далее до криноидных грейнстоунов. Итоговый характер рас nространения доломитов оказался тесно связанным с условиями седиментации.
7.4.3.
Площадь Харад месторождения Гавар
Юрские доломиты на месторождении Гавар в Саудовской Аравии являются примерам ситуации, в которой большая часть пород не имеет связи с эвапо ритовыми фациями приливно - отливной равнины, поэтому прогноз распределе ния первых становится трудновьшолнимым. Единственные доломиты , которые могут иметь nрямую связь с эваnоритевой седиментацией прослои
тонкокристаллических
доломитов ,
залегающие
-
это маломощные
непосредственно
под
ангидритовыми отложения IИ. Они , видимо, были сформированы в результате просачивания сверхминерализованных вод на ранних этапах диагенеза. Одна ко большинство доломитовых тел nредставлено круnнокристаллическими доло митами , не имеющими отношения к фациям приливно-отливной равнины или
специфическим седиментационным структурам. По всем признакам, они были сформированы в ходе более поздних д нагенетических процессов. Геохимиче-
7.4.
ПРИМ Е РЫ МЕСТОРОЖДЕНИJ':J - ДОЛОМ ИТОВЫ Е И ИЗВЕСГНЯКОВЫЕ КОЛЛЕКТО РЫ
279
Девонская залежь месторождения Эндрюс Саут (округ Эндрюс, Техас)
300
О
!JOO
м
Фации
~ Грейнстоун
Рис .
7.20.
c=:J
Преимущественно зернистые пакстоуны
~
Преимуществеино гл инистые доломиты
Карта изо пахит э ффективной толщины де вонской залежи на месторождении
Э ндр юс Саут, демонстрирующая самые высокие з начения толщин в долом ити з ирован ны х nреимущественно гл инист ых фация х, меньшие знаtiе ния
-
в из в ест няковых nре
и tуществ е нно зе рнистых пакстоун ах ( внутр енний бар) и ни зк ие з начения - в гр ей нсто уновых (баровых) фациях
ские исследования
[50]
[28] . поз воляют предположить , что доломитизирующая во
да была представле на видои змененной морской водой , но ее источник и путь
фильтрации определ ить невозм ожно. Это затрудняет прогноз распределения до ломитов. Основываясь на карте изопахит дол омитов месторождения Гавар, ав торы
[4]
предпол ожи ли, что доломити зи рующий флюид nроник из вышележа
щих ангидритовых сл оев , инфи льт руясь вертикально вниз по трещинам и затем
горизонтально
-
в проницаемы е пласты. Эта гидрологическая модель, возм ож
но , является наилуч шей , но размер дол омитовых тел при этом остается неиз вестным.
Вертuкалышя nоследовательность ceдmиeumat{liOЮIЫX структур
Разрез
месторождения
Гавар
может быть
подразделен
на д ва интерва
ла, верхний , предст авленный грейнстоунами и преимуществен но зернисты ми
п а кстоунами , и нижний , сложенный
(рис.
7.22).
rтреи tущественно глинистыми фациями
Вертикал ьные последовательности седиментацио нных фаций , уста-
2
ГЛА ВА 7
о
С ояза юоы с С
IOptKIIMII
TC•I CiiltЯMit
Доломитизированный энкринитовый пакстоун
Н е сояза ошы е С M O p CКI IМI I
~
Рис.
7.21.
Доломитовый вакстоун
тeЧ C IIIIЯMif
Реконструкция ссд иментащюнной обстановки для свн т ы Тернер-В лл и по
обнажсниям в Муз Маунтин (Ал ьберта , Кана а) , показывающая наличие фациал ьноrо контрол я на
расnространением среднекриста лJiических дол овакстоунов
нов енные по описаниям керна испол ьзованы
дл я
корреляции
поз вол яют пре положить высокочастотных
циклов
и
[ 40] .
что они могут быть определ ения
хроно
стратиграфических поверхностей дл я целей построения секвентного стратигра
фического каркаса . Однако такое возможно тол ько для известняковых интерваов . Замещение известняков дол о rитами усл ожняет анал из вертикал ьных после довател ьностей фаций , поскол ьку типичные для доло rитов крупные кристал ы rаскируют седи rентационный характер предшествовавших известняков .
Ollиcauue структурио-текстуриых особеюшстеii 11 llеmрофизические свойства Данный
коллектор содержи т в своем составе все основные структурно
текстурные особенности известняков, а также тонко- н крупнокриста л ические
дол омиты
[31 ). Грейистоуны содержат хорошо отсортированные окутанные зер 200- 400 мкм) нзоnахитовый кал ьцитавый цемент на поликри
на (размером
сталлических зернах и синтаксиально-обрастающий на одиночных кристалл и5
нкриtrttт -
Пршt . переи.
ttс коп аемые ocтa·rкlt м орскttх J lltЛ itli . встрс'-tа tо щttес я в oca.no'-tt~ы x nородах. -
7.4. ПРНМ РЫ МЕ
ОРОЖДЕНИЙ - д0ЛОМИТО\3ЫЕ 1111ЗВ Е ТНЯКООЫ
КОЛЛЕКТОРЫ
281
Площадь Харад, месторождение Гавар (Саудовская Аравия)
...... "'"
Гамма-
~
каротаж (ГК)
~ ё
'"
50
о
Неltтронная nорнетость
о
0.3
2010
Верхний интервал
1::( \0 <1:1
а.
2010
:Е
f-<
:s:
=
u
:Е
~ :t
о
\0
а.
2070
<1:1
:.:.:::
Рнс.
7.22 . Тиnичные
кривые ГИ
,n
ощадь Харад
tесторождення Гавар.
ческих фрагментах · хинодерм (иглокожих). Преи 1ущественно зернистые nзк стоуны характеризуются широким разнообразием структур . В образцах с более однородной структурой доля межзернового известкового ила в общем объеме ко
леб ется от нескольких процентов до фациям здесь относятся: tатрицей
2) и
40- 50 %.
К преимущественно гпинисты 1
преимущественно глинистые пакстоуны с зернистой
но с запо ненным микритом межзерновым поровым пространством ,
вакстоуны с
3)
1)
ма стоувы
·tикритом в качестве четко выраженной матричной структуры содержащие редкие зерна
ви имые невоору-А<енны 1 rлазо~1.
За исключением тонкого прослоя мелкокристаллических до омитов залегающе го непосредственно по
рами кристаллов от
100
ангидрита 111 , образцы доломита характеризуются разме
о
500
мкм.
Большая часть крупнокристаллических доломитов проницаема и на графаке располагается в области класса
1 (рис. 7.23).
Там же располагаются и грейнстоу
ны. Преимущественно зернистые пакстоуны группируются в класс щественно глинистые фации - в класс
3.
2,
а преиму
282
ГЛАВА
7
104 1000 Е( ::0
'-'
... ..Q
(.1
100
о
~
u
"'::r:s:
10
:t
о
с..
t::
1
[]
0,1 4
6
8
30
10
Межчастичная пористость х
Класс
•
2Класс 3 -
о
Рис.
7.23.
Класс
1-
(%)
Крупнокристаллический доломит Преимущественно зернистый пакстоун Преимущественно глинистые фации
Кросс-плот пористости и проницаемости для площади Харад месторождения
Гавар, демонстрирующий структурно-текстурные особенности и петрафизические клас
сы. Большая часть относящихся к классу
3
преимущественно глинистых фаций имеет
проницаемость ниже О, 1 мД
Привязка кривых ГИС Гамма- и нейтронный каротаж были исnользованы в других nримерах оnре деления седиментационных фаций. Однако на данном месторождении этот ме
тод не представляется надежным. На графике (рис.
7.24),
демонстрирующем
соотношения между начальной водонасыщенностью, пористостью и структурны
ми особенностями nороды, nоследние обнаруживают тенденцию груnnироваться на участках, сходных с участками nетрафизических классов
[ 14,31 ].
сталлические доломиты и Грейистоуны класса
область, характери
1 формируют
Крупнокри
зующуюся низкой водонасыщенностью, причем чем кристаллы крупнее и гру
бее, тем ниже водонасыщенность. Нижняя граница этого участка проводится по структурно-текстурному индексу
0,5,
а верхняя
-
по индексу
1,5,
что совпа
дает со структурно-текстурными индексами, используемыми в формуле расчета проницаемости по пористости. Большинство данных на этом кросс-плоте по лучены из nреимущественно зернистых nакстоунов класса
2,
которые создают
четко видимый высокопористый тренд. Он характеризует известняки в верхнем интервале. Верхняя граница этого тренда проводится по структурно-текстурному
индексу
2,5.
Преимущественно глинистые фации класса
3
формируют тренд, рас
nоложенный выше области, в которой располагаются фации класса
2.
Этот тренд
7.4.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ- ДОЛОМИТОВЫЕ И ИЗВЕСТНЯКОВЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
283
характеризует известняки нижнего интервала. Верхняя граница участка преиму
щественно глинистых фаций расположена выше группы класса структурно-текстурному индексу
3и
соответствует
4.
2.5 Структурно-
2 текстурные ltH:teкcы
1.5
0,01 L___
_,___,__,L........L...J....JL....L.J..J....__
0,01
__,_....L.._....L.._.i.....L...i....1...J...J
0,1
1
Пористость (доли ед.)
Класс (по описаниям шлифов)
Рис.
7.24.
х
Класс
1-
Крупнокристаллический доломит
•
Класс
2-
Преимущественно зернистый пакстоун
о
Класс
3-
Преимущественно глинистые фации
Кросс-плот пористости и водонасъrщенности для площади Харад
На участке класса
1
[22].
преобладают крупнокристаллические доломиты. Преимуществен
но зернистые пакстоуны формируют основу класса
2.
Перскрытие данных с классом
1
может объясняться влиянием крупнозернистых фаций. Низкопористые преимуществен но глинистые фации составляют класс ОТНОСЯЩИХСЯ К КЛассу
3.
Граница класса
4
находится выше образцов,
3.
Соотношения между петрафизическим классом, воданасыщенностью и по ристостью были рассчитаны по множественным линейным регрессиям с исполь
зованием уравнений для границ классов. В данном исследовании пористость и межчастичная пористость
-
это практически одно и то же вследствие малого
объема каверноного порового пространства. Поэтому в уравнении была исполь зована общая пористость. Соотношение выглядит следующим образом:
log{CTИ) =(А+
Blog(kn)
+ log{k
где СТИ- структурно-текстурный индекс (от С =
3,0634, D
8
))/(C
0,5
до
+ Dlog(k,,)),
4),
А=
3.1107,
В=
1,8834,
= 1.4045.
Сравнение между расчетным структурно-текстурным индексом (СТИ) и оп ределенным по наблюдениям петрафизическим классом, проведеиное для двух
эталонных скважин, проиллюстрировано на рис.
7.25.
В целом в верхнем интер
вале преобладают преимущественно зернистые фации и крупнокристаллические
284
ГЛАВА
доломиты классов
фации класса
3.
и
2,
а в нижнем
7
в основном преимущественно глинистые
-
Значения СТИ создают континуум, то~да как значения петрефи
зических классов , полу•Jенные из оnисания керна , укладываются в три индекса.
Однако значения СТИ, полученные по описания 1 шлифов, в основном соответ ствуют трем классам.
Зна•1ения
СТИ
в
данном
случае
могут
быть
приравнены
к
осиовны
1
структурно-текстурным фациям известняков, но не доло 1итов, поскольку седи ментационные структуры исходных пород неизвестны. На рис.
7.25
nоказано
что большая часть известняков в верхнем интервале является преимуществен но зернисты tи nакстоунами класса
2
с включением нескольких тонких просло
ев вакстоунов. Эти вакстоуны являются nодошвой четырех возможных высоко частотных циклов. Большая часть известняков в нижнем интервале относится к nреи 1уществешю глинистым фациям класса
3,
содержащим тонкие слои круп
нозернистых преимущественно зернистых пакстоунов. Высокочастотные циклы в нижне
PtlCttem
1 интервале
определить труднее.
верtтtкалыtых llpoфuлeii llеmрофизических свойств
Проницаемость была рассчитана по каротажу путе
1 nодстановки
значений
струкrурно-текстурного индекса и межчастичной пористости в формулу расчета проницаемости по пористости. При этом бралась общая пористость вследствие малого объема изолированно-кавернового парового пространства в разрезе пло
щади Харад. Оценка проницаемости, определенная по указанному методу, близ ко
совпадает со значениями
проницаемости ,
nолученными
образцах керна, отобранного ~~з верхнего интервала (рис.
на
7.25).
цилиндрических
Значения , полу
ченные по керну, демонстрируют большую изменчивость , чем расчетные , вслед ствие того, что на каротажных диагра 1мах мелкомасштабные неоднородности усредняются. Разбросанные высокие значения nроницае юсти , оnределенные по образцам керна , от 1ечены в нижнем интервале, nричем они не nодтверждают ся расчетами по данньт 1 каротажа . Высокой nроницаемостью характеризуют ся круnнозернистые преимущественно зернистые nакстоуны, которые залегают в
виде тонких
трокаротажу
nрослоев
в
преимущественно
глинистом
интервале ,
и
по элек
ти nрослои также не выделяются. Значения nористости выглядят
вполне логичными, но характеристики петрафизического класса имеют тенден цию к более высоким значениям, что приводит к пониженной проницаемости. Построеиие .модели коллектора
Четыре цикла, упомянутые выше,
югут быть проележены по скважинам,
вскрывшим эти отложения с небольшой долей доло tитов . Коррелировать са 1и доло 1иты
1ежду скважина 111 nредставляется намного более трудной задачей.
Несмотря на то, что кровли высокочастотных циклов являются хроностратигра фическими поверхностя 'LИ, доло 1иты невозможно «привязать» к оnределенно
му времени. Распределение доломитов, показанное на рис.
7.26,
является чисто
7.4.
ПРИМЕРЫ МЕ ТОРОЖДЕНИЙ - ДОЛОМИТОВЫЕ И ИЗВЕСТНЯКОВЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
(а)
285
(Ь)
1997 1
Вероятные циклы
2012
~
2012
)
1
\l5
2
2027
3 4
=~ ~
~"<:)_
:{
с::
г--
2042
-=- !;;?
ь --..
_.:;;;;>"
~с ... ==' -
2057
l::io.
2057
>-..
~
-
~
-
2072
2072 о
1
2
3
4
Структурно-текстурвый
0,1 1
10 100 1000 10
4
Проницаемость (11·1Д)
nетрафизический класс
D
Петрафизический
П роницаемость
класс по описаниям шлифов
по керну
Структурно-текстурвый индекс, рассчитанный
Расчетная лроницаемость
по данным ГИС
Рис.
7.25.
Сравнение структурно-текстурнога индекса, рассчитанного по уравнению во
донасыщенности (а) и nроницаемости рассчитанной по зависимости nроницаемости от nористости с учетом данных о nетрафизическом классе и nроиицаемости , nолучеиньш
из оnисаний керна (Ь). В верхнем интервале зависимость nроницаемости от глубины вид1-1а четко , хотя по данньгм керна отмечается гораздо больше мелкомасштабной из менчивости, чем по данным каротажа. В нижнем интервале тонкие nрослои высокопро ницаемых nород слишком маломощны для того, чтобы выделяться на каротажной диа
rра !Ме. Четыре вероятных высокочастотных цикла. характеризующихся увеличением доли круnных зерен вверх по разрезу, оnределены на основе уменьшающихся значений структурно-текстурнаго индекса.
286
ГЛ АВА
7
схематическим и не основано на какой-либо гидрологической модели . Предпо лагается , что доломиты избирательно замещают спец!'Jфические структуры , но твердых петрографических доказательств этой идеи не существует. В nетрогра
фических и геохимических исследованиях
высказ ывается предnоложение,
[50)
что эти доломиты не имеют четких связей с фациями приливно-отливной рав нины , хотя источник доломитизирующей воды мог находиться в вышел ежащем
слое ангидритов. Если это верно, то вода должна была пройти через мощную толщу известняков ил и обогнуть ее до начала процесса доломитизации. Не з ная
об источнике и характере фильтрации флюида , прогнозировать конфигурацию доломитовых тел бессмысленно.
; гк
~
il
н =~
гк
11 1
~
!'"
(
1
1
1-
'l
j
<
ii 1'
, .к
f-
~
t1--
~
t~
~.
с.
·~ !~
гк
~
1
)
'~
tt
~
Г l(
1
i";-
-
~
;t
..
~~
!· ~~
Гl(
111 '--
~
1~ ~
т-
t-
1,...!>---
-
,t
т-
г-
t
,_
,...-
1-
г-
'-
1-
,_
о
:;; о.
t
:<
30
!-
1--
-
О Дол омиты
12 Рис.
f..
r~ 1""
~
1-
~~
cl
7.26. Раз рез
Проницаемост ь
км
чер ез ш е сть скважин , демонстрирующий характер распр еделения дол о
митов. Корреляция едел ава прои з вол ьно , по с кол ьку ги дрогсолог11я процессов дол о ·tи т и з ации и з у
7.5.
Примеры месторождений с доломитовыми коллекторами Пост роение модели , основанной на структурно-текстурных особенностях
пород, состоит и з нескол ьких этапов: тельности седиментационных структур,
1) 2)
описание вертикальной последова описание вертикальной nоследова
тел ьности структурно-текстурных особенностей и установление связ и между
ними и п етрафизическими свойствами ,
3)
привя з ка д иаграмм ГИС к фаци
ям осадканакопления и структурно-текстурным особенностям ,
4)
расчет вер
тикал ьных профилей пористост и, проницаемости и начальной воданасыщенно
сти
(k 80 ) 5)
nостроение границ высокочастотных циклов на основе описаний
керна и коррел яций диаграмм каротажа ,
6)
построение структурно-текстурных
7.5 .
ПРИМЕРЫ М ЕСТОР ОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
интервалов фильтрации ,
7), распределение
287
петрафизических параметров в пре
делах выделенных слоев фильтрации с использованием различных геостатисти ческих методов. Далее модель коллектора укрупняется с целью загрузки в про граммный комплекс для прогноза добычи. Мы приведем описание того, как указанный метод был использован для по строения
юделей доломитовых коллекторов на трех месторождениях западного
Техаса (США). Эти три месторождения очень похожи друг на друга, поскольку все они имеют пермский возраст расположены в пермском бассейне в западном Техасе и находятся в средней части карбонатного рампа. Однако соотношения
между осадочными фациями и петрафизическими классами , а также характер процесса установления того , как эти фации и классы определяются по данным ГИС , различны. Для расчета проницаемости и воданасыщенности на месторож дении Семинол исrюльзовались три зависимости искомых параметров с пористо
стыо, гамма-каротажем и нейтронной пористостыо . Для выделения сещtмента ционных фаций и фильтрационных интервалов была использована зависимость воданасыщенности и пористости. В случае месторождения Саут Уоссон (свита Клир Форк) дл я идентификации фаций осадканакопления использована толы·о
одна фор tула расчета и данные только нейтронной пористости. Наконец,
ця
месторождения Фаллертон (свита Клир Форк) снова потребсвались три завис н мости , петрафизические классы были nривязаны к стратиграфии, а ней тронн ая пористость служила главным критерием выделения седиментационных фаций и фильтрационных интервалов .
7.5.1.
Коллектор Сан-Андрее, месторождение Семинол, округ Гейне, Техас
Исследование, посвященное месторождению Семинол (свита Сан-Андрее) , является примером того, как множественные зависимости были использованы
для выделения структурных фаций, проницаемости и воданасыщенности на ос нове нейтронной пористости. Месторождение Семинол расположено в пермском бассейне, в северной части платфор tы центрального бассейна (рис.
7.27).
Добы
ча осуществляется из свиты Сан-Андрее гвадалупского возраста. Площадь ме
сторождения составляет примерно жин. Открытая в
1936
60
кв. км и на нем nробурено свыше
600
сква
году залежь нефти характеризуется режимо 1 растворенно
го газа с небольшой начальной газовой шаnкой. Начальные геологические заnасы
нефти оцениваются в
150
млн т
[ 12).
В
1970
г. начата закачка воды с использова
ние 1 блочно-юзадратной обращенной 9-точечной системы заводнения и альтер
нативных рядов блоков раз
tepo
1
64
га
("'-'16
га/скв) каждый. В
1976
г. началось
уплотняющее бурение- площадь некоторых блоков была изменена с
64 до 32
Вторая такая nрогра tма началась в
9-точечной
систе IЫ nриобрели размер
32
га. В
1984-85 гг., в ходе ее все блоки 1985 г. началась закачка СО 2 .
Вертuкальиая IIОС'lедовательиость ceдu;tteumal{liOIIHЫX
га.
cmpyl\myp
Описания вертикальных последовательностей осадочных структур, с целью
nостроения секвентно-стратиграфического каркаса, основаны на оnисани ях кер-
28
ГЛАВА
о
2
о
2
7
MIIЛII
3 км
Участок детальных
о
11Сследовав111i
о
о
кoмn a шreii Амерада
о
о о
Скваж sты с отбором керна
о
о
о
Скваж 1111 а
о о
о
о
о
о
о о
о
о
о
о
о
0
о о 6°о
о
о
о
о
о
0
о
о
о
о о
о о
о
о
о
о о
о
о
аста
о о
о
n
о
боо о
модел 11ровав11с nроведено
Данные ssсnыташrя
о
о
Участок. ва котором
•
о
о
о о
о
о о
о
0000000000 о
о
о
о о
о
о
о
о
о
о
о
о
о
о о
о о
о
о
о о
о о
о
о
о о
о
о о
о о
о о
о о
о о
о
ЕВЕ РО
ВОСТОЧНЬIЙ Ш ЕЛ ЬФ
~ Millllo
0
1 (1
40
Рис.
ЮЖНЫЙ ШЕЛЬФ
' 1
' о '
60 ...
7.27. Расположе ние кол ле h-тора Сан-Ан рее ва месторожденин Семннол.
на. Наиболее тиnичным седиментационным циклом встречаемым в
анных ко
-
лекторах, является nодnриливный, характеризующийся увеличением зернисто сти вверх по разрезу и состоящий из преи tущественно глинистого интервала
в нижней части и перекрывающего его nреимущественно зернистого интервала . Большинство nодnри ливных циклов имеет в кровле преимущественно глинистые или зернистые nакстоуны , но изредка встречаются и грейнстоуновые покрышки .
В некоторых случаях в кровле верхней части цикла обнаружены тонкие прослои приливно-от ивных отл ожений .
Вертикальная последовател ьность фаций цов керна
nостроенная на основе
11
образ
бы а детально описана и исnользована как основа дл я nостроения
хроностратиграфического ния Семинол. В результате
секвентно-стратиrрафического
каркаса месторожде
стал ьного и зучения керна были выделены
12
высо
кочастотн ых циклов (ВЧЦ), которые также коррелируются с диаграмма tи ГИС (рис.
7.2
[Keran et al. 1993]).
Две высокочастотных секвенции предположи-
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖД НИЙ
7.5.
Гам 1а-каротаж
Циклы о
120
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Описания
Описания
керна
шлифов
289
Пористость (о/о)
30
е о
:.:
о
()
:о са са
о
~
!< ; "' о !:-!:>
"' :Е
Cl)
1-()
:s:
u
10
х
:а ;I) са
:s: () ()
а>
са
~~
11
х "'
~!:-
"' :Е С!)
1--
()
:s:
u
[Q]
.... .... .... 0000
.
ш;] Рис .
7.28.
Фенестровые
текстуры (ФТ) Ооидвый rрейнстоун , nреимущсственssо
зернистый nакстоун
Пелоид11ый nакстоун Фузул иново-пслоs1Дный пакстоун
• •
1111
Фузушшовый вакстоун
Пслоsщны/1 вакстоун
Мадстоун
[Q]
D
• •
Февсстровый
rрейнстоун Грейнстоун Преимущественно зернистый пакстоун Вакстоун
Вертикальная nоследовательность фаций , секвенций и циклов в разрезе ме
сторождения Семииол.
290
ГЛАВА
7
тельно выделяются по вертикальной nоследовательности и латеральной nротя
женности фаций. Три нижних ВЧЦ (от
10
до
12)
являются частью фациального
тракта внешнегора ша. Они представлены богатыми фузулинидами интервала ми толщиной от
12
до
15
м , в которых низкопористые фузулиново-пелоидные
nреимущественно глинистые доломиты по мере увеличения зерен вверх по раз
резу переходят в более пористые криноидно-фузул иново-пелоидные nреимуще ственно зернистые долоnакстоуны (рис.
7.28).
Они представляют собой тракт
трансгрессивных фаций. Девять верхних ВЧЦ (от
1 до 9)
содержат меньше фу
зулинид и отражают фации наиболее высокой (гребневой) и внутренней частей рамnа. Эти ВЧЦ являются типичны ш мелеющими верх циклами с базальными tадстоунами и вакстоуна ·tи , переходящими вверх по разрезу в преимущественно
зернистые пакстоуны и грейнстоуны (рис.
7.28).
Циклы от
ны проrрадационными фациями с границей секвенции цикла
5,
5 до 9,
ви и ю сложе
nриуроченной к кровле
выделяемой по наличию фаций приливно-отл ивной равнины . Цикл
4
отражает процесс погружения , поскольку содержит фузулиниды в большом ко личестве что является хорошо известным индикатором глубины воды. Покрыш кой цикла
1
явл яется мощный интервал преимущественно зернистых отложе
ний который в свою очере ь nерекрыт 90-метровой тол щей приливно-отливных осадков. Этот перерыв в распространении основных фаций
ви имо
отражает
границу второй секвенции.
Опистще структурио-текстуриых особенностей
u
11етрофuзические
свойства
Оnисания смены вертикальных последовател ьностей структурно-текстур ных
особенностей
для
целей
количественного
выражения
nетрафиз ических
свойств и описания седиментационных структур для целей секвентного стра
тиграфического анализа тесно связаны
1ежду собой и
ают наилучшие резу ь
таты nри совместном использовании . Однако описания структурно-текстурных особенностей от tичаются от описания седимента ционных структур тer.·t, что nервые учитывают в ияние диагенеза и больше фокусируются на совре tен
ном состоянии фаций
чем на структурах осадконакоnления. Для секвентно
стратиграфическоrо анализа обычно используются оnисания крупных образцов керна но
я четкого разделения между тиnами nород как nравило, требуются
шлифы . Имеется в ви у разделеиие между
1)
грейнстоунами преимущественно
зернистыми пакстоуна tи и nреи tущественно глинисты 1и фациями , стичны 1 и внутричастичным nоровым nространством
3)
2)
межча
мелкими (тонкими)
средними и круnными кристаллами доломита. Эта раз ница в масштабе набл юде ний обычно nроявляется в некоторых различиях в оnисании фаций но nроблему можно решить nутем интеграции геологических описаний и петрафизических
анных (рис.
7.28).
Добыча и з залежи Сан-Андрее на месторождении Семинол осущест вл яется из ангидритовых дол оми тов . Ко лектор состоит из nяти основных nетрофаций:
1)
ол оrр йнстоунов (класс
1) 2)
тонко- и среднекристалл ических доломити-
7.5 .
ПРИМЕРЫ МЕ ТОРОЖДЕНИЙ
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
291
зированных преимущественно зернистых пакстоунов (класс
2) 3) тонкокри сталлических преимущественно глинистых доломитов (класс 3), 4) среднекри сталлических преимущественно глинистых доломитов (класс 4) 5) доломитов с изолированно-каверновой пористостыо (слепковой и связанной с пустотами
ископаемых организмов) (рис.
Рис.
7.29.
7 .29).
(а)
L___j
(с)
L___j
(е)
L___j
1 мм
1 мм
1 мм
L___j
(d)
1
мм
L___j
(f)
1 мм
Микрофотоrрафии шлифов, nроnитанных синим красителем и иллюстрирую
щнх структурно-текстурные особенности (участки белого цвета соответствуют ангидрн
ту). (а) Дологрейнстоун с межзерновым nоровым nространство зернистый дололакстоун с межзерновым лоровы
ло штизированны
t
t
1.
(Ь) Преимуществеюю
пространство11t и межзерновым до
1икритом. (с) Тонкокристаллическиii доловакстоун.
(d)
Среднекри
сталлический доловакстоун (крестообразно nоляризованный). (е) Изолированно-каоер
новая (слелковая) лористость в оондном долоrрейнстоуне.
(t)
Изолированно-каверновая
(внутрифузулиновая) nористость в nреимущественно зернистом долопакстоуне.
Дологрейнстоуны класса
1-
это наиболее редко встречаеl\lая фация в раз
резе обоих интервалов в пре елах
исс едуемого участка. Хотя
грейнстоуны
292
ГЛАВА
7
потенциально могут иметь наибольшие значения проницаемости и наимень шие
начальной водонасыщенности, в данном коллекторе они зачастую плот
-
но сцементированы ангидритом. Преимущественно зернистые Долопакстоуны
класса
2,
наоборот, очень широко распространены в разрезе месторождения
Семинол. Их часто путают с грейнстоунами, потому что в них отсутствует глинистый цемент и они могут содержать очень малое количество межзерно
вых илов. Наиболее типичным типом зерен являются пелоиды и фузулини ды. Среднекристаллические преимущественно глинистые доломиты класса
2
очень часто встречаются в нижней части пласта. Средний размер кристаллов
доломита переводит преимущественно глинистые фации из петрофизического класса
3
в класс
2
вследствие того, что размер межкристаллических пор круп
нее, чем размер межчастичных пор в микрите. Тонкокристаллические преиму щественно глинистые пакстоуны, вакстоуны и мадстоуны класса
3
являются ти
пичными для верхней части коллектора. Характерный тип зерен здесь
-
это
пелоиды, обломки моллюсков и фузулиниды. Эти фации характеризуются наи меньшей способностью к фильтрации флюида и наибольшей начальной водона сыщенностью.
Данные анализа керна, которые были использованы в этом исследовании, включают пористость, проницаемость, замереиные на полноразмерном образце, а также ограниченное количество исследований капиллярного давления и связан
ных с ними кривых проницаемости. Исследователи подозревали, что в значения замеренной по керну пористости могла вкрасться ошибка, поэтому для перепро веркиданных из каждого из 12-ти полноразмерных образцов отобранного керна
было высверлено по три цилиндрических образца. Средняя пористость по но вым (цилиндрическим) образцам была на
2
единицы выше, чем первоначальные
цифры, что, возможно, связано с некачественной экстракцией полноразмерного керна (см. главу
3).
Кросс-плот межчастичной пористости, проницаемости и структурно-тек стурных особенностей, построенный по данным, полученным из новых образ цов, совпадает с кросс-плотом, характерным для этой группы (рис.
7.30, Ь).
По
вторно экстрагированные, а затем исследованные образцы относятся к Доло грейнстоунам (класс
1),
преимущественно зернистым долопакстоунам (класс
2)
и преимущественно глинистым доломитам, содержащим кристаллы доломитов
размером
20-25
мкм (их отнесли к классу
межутке между классами су
3.
2
и
3).
2,5,
поскольку они оказались в про
Ни один из образцов не соответствует клас
На основе этих данных было принято допущение, что характерный для
этой группы кросс-плот является представительным для характеристики соотно
шения между структурно-текстурными особенностями, межчастичной пористо стью и проницаемостью, и для расчетов допустимо применять формулу расчета
проницаемости по пористости. В первоначальном исследовании преобразования специфических структурно-текстурных особенностей были выведены на основе проницаемости, определенной по керну, и пористости, определенной по каро
тажу,
-
способ некорректный вследствие проблем с песовпадением масштабов
и глубин.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
7.5.
293
(Ь)
(а).
1000
1000 1 •
~
100
rпубнна
1600-1615 111
..11
t)
о
::Е
11)
х
••••
•••
....... ••
10
.·---~ .:'·
~
=
• ·-~ ••• ••
:с
8. 1,0
r:::
•
1- Скважина 2505,
• 0,1
10
5
20
30 40
10
5
20
30 40
Межчастичная пористость
Пористость по керну(%)
(%)
о Дологрейнстоун
"'
Преимушественно эернистый долопакстоун
х Пренмушественно глинистый тонкокристаллический доломит
Рис.
7.30.
Схема пористости, проницаемости и структурно-текстурных преобразованнй
по данным исследований цилиндрических образцов керна из скважины
2505.
плот
долопакстоунов
пористости
и
проницаемости
для
преимущественно
зернистых
(а) Кроl~
и среднекристаллических преимущественно глинистых доломитов в нижней части кол
лектора. Такое распределение соответстует петрофизическому классу
2.
(Ь) Кросс-плот
межчастичной пористости и проницаемости по данным из повторно экстрагированных
цилиндрических образцов керна, показывающий более высокую проницаемость в пре имущественно зернистых долопакстоунах по сравнению с преимущественно глинисты
ми доломитами. Зависимости соответствуют участкам петрофизических классов, харак терных для этой группы, предложенных Лусиа
[22].
Слепки зерен и внутрифоссильные поры являются основным типом изо лированно-каверновых пор, состоящих из
моллюсков и фузулинид и
2)
1)
выщелоченных ооидов, обломков
внутрифузулиновых пор. В скважине
SSAU 2309
из интервала, характеризующеrося изолированно-каверновой пористостью, бы ли отобраны многочисленные образцы для целей исследования влияния изоли рованных каверн на проницаемость. Как следует из зависимостей, присутствие пор этого типа уменьшает проницаемость по сравнению с той, которая ожида
лась бы в случае, если бы все поры относилисъ к типу межчастичных (рис. Размер до
50-100
кристаллов
мкм (рис.
7.11 ).
доломита
возрастает
с
глубиной
от
10-20
7.31 ). мкм
Кристаллы доломита в преимущественно зернистых
разностях крупнее, чем в преимущественно глинистых. В верхней части коллек тора последние сложены тонкокристаллическими доломитами, и доломитовые
породы отражают предшествовавшие им известняки. Они относятся к петро физическому классу
3.
В нижней части коллектора кристаллы доломита в пре
имущественно глинистых доломитах имеют размер от
20
до
100
мкм (класс
2),
а петрофизические характеристики этих пород уже не отражают свойства ис ходных известняков. Увеличение размера частиц от мелких к средним приводит
Г АВА
294 1000
1
7
1
О Классы А Класс
1и 2
3 со
слепкоnой пористостыо
t::( 100 ~ .а
о
1-
u
о
:Е
10
t:)
"'::1
о
:s:
:I:
:::>
о
о.
1
t::
tьО
с
... ••
•
оо ')
)
о
о
о
1
10
5
Пористость Рис.
7.3 1.
20
30
40 50
(%)
Кросс-плот общей лористости и лроницаемости , демонстрирующий преиму
щественно зернистые nакстоуны со слепковой пористостью и более ни з кой проницае мостью , чем ожидалась в преимущественно зернистых долопакстоунах с высокой лори стостью.
к увеличению лорового nространства и улучшению nетрафизических свойств (рис.
7.30
а).
Лр116ЯЗК(l дттых гис Данные ГИС
-
то основная инфор 1ация
исnользуемая для построения
моделей коллекторов. Однако для того чтобы их можно было применить для выделения фаций и nолучения информации о структурно-текстурных особ н
ностях , каротаж
олжен быть привязан к керновым данным . Для корреляции
наиболее информативны 1 является га 1ма-каротаж сти
-
для оnределения пористо
нейтронный и nлотностной а для оценки межчастичной пористости и nет
рофизического класса/структурно-текстурнога индекса
-
акустический и
лек
трический .
Гамма-каротаж
ффективен для выделения высокочастотных циклов в дан
ном коллекторе. Преимущественно глинистые фации отличаются более высоки
ми значениями гамма-активности
че 1 преимущественно зернистые (рис.
7.32).
Нейтронный каротаж также информативен вследствие того LПО nреимуществен но глинистые nороды, как правило, имеют более низкие значения пористости
чем преимущественно зернистые (см. главу
3).
Преимущественно глинистые
отложения более уплотнены , чем преимущественно зернистые
что приводит
к образованию циклов, характеризующихся возрастанием ве ичин пористости и проницае юсти вверх по разрезу. С помощью указанных методов привязки представляется возможным разделить петрафизический класс
1и 2
3и
объединенный
класс.
Для разделения классов
1
и
2
были выведены соотношения между пори
стостью, начальной водонасыщенностыо, петрафизическим классом и толщи-
7.5.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖД Е НИЙ
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Гам tа-каротаж
Условные обозначения
5100
Фенестровые ламинитные мадетоун и nакстоун
D D D
Ооtщныii rреiiнетоун
tt
nренмущеетвенно
зерюtстый пакстоун
о
5100
~
u
0,3
f< >
J
1
(
't ,..;
~
'J
t'p )
1
Пелоишtый пакстоун ФузуЛ IIНОВО-ПСЛОI\ЩIЬJЙ
5lSO
nре11мущеетвенно
Пористость
100
о
r'l
]
~
5150
~
зернttстьtй nакстоуи
295
)
Обломо•tно-моJrлюсково
r-.
nело ид ные вакетоун и nакстоун
~
~
i\
1
(
)
5200 t----J
5200 1
Рис .
7.32.
По данным гамма-каротажа выделены nреимуществетю зернистые и пре
и ·tущественно глинистые фации в разрезе месторож ения Семинол. Ло керну можно оnисать большее количество фацнй , чем выделить по данным гамма-каротажа.
ной коллектора.
На основании данных о циклах
1- 9
было nроведено соло
став ение величин начальной воденасыщенности и nористости с одной сторо
ны и структурно-текстурных особенностей по керну
-
с другой (рис.
7.33).
Кросс-плот nористости и начальной воденасыщенности nоказывает, что тонко
кристаллические nреимущественно глинистые доломиты класса разделены с относящимися к классу стоунами
и среднекристаллическими
2
l
могут быть
nреимущественно зернистыми долоnак
nреимущественно
глинистыми доломита
ми. Среди образцов , исnользованных в данном исследовании
лишь несколько
относятся к rрейнстоуновым фациям. Такие образцы должны nопадать в область ниже участка класса
2.
Вначале
ля оценки петрефизического класса по дан
НЬIМ начальной воданасыщенности и nористости были nрименены зависимости
для каждой границы. Однако позже были выведены уравнения, учитывающие ти
ве
ва nараметра плюс структурно-текстур.ный индекс они представлены в гла
3).
Они были отработаны в ходе изучения
tесторождения Гавар
[31]
и с их
nомощью можно надежно предсказать положение участков различных петрафи
зических классов (рис .
7.34).
Существуют некоторые ограничения при использовании данных о водона сыщенности для определения петрафизического класса. Они указаны ниже.
296
ГЛАВА
7
,......,
~ ......, Q
.а
....
(.)
о
% %
С!)
3"
10
:Jj
Участок преимущественно зернистых
(.)
"'%
долоnакстоунов и среднекристаллических
о
преимущественно rлию1стых доломитов
§ ~
8
Преимущественно зе рнистая nорода
8
Преимущественно глинистая nорода
1
1
10
100
Пористость
Рис .
7.33.
(%)
Соотношения между водонасыщешюстью, пористостью и структурно-тек
стурными/петрофизическими классами . Значения пористости и водонасыщенности были усреднены в пределах структурно-текстурных интервалов в циклах от
1)
1 до 9.
Метод неприменим для воданасыщенных интервалов. На месторождении Семинол весь каротаж , использованный для построения модели , был nрове ден в нефтенасыщенном интервале.
2)
Необходимо учитывать высоту над уровнем нулевого каnиллярного давле ния (здесь называемую толщиной коллектора). В данном исследовании были использованы только интервалы , залегающие выше nереходной зоны.
3)
Метод также неприменим в зонах, в которых было использовано заводне ние . При исследовании месторождения Семинол было принято , что в без водных скважинах значения воданасыщенности и удельного соnротивления воды соответствуют начальным.
Оценку значений межчастичной пористости nроводили путем вычитания ве
личины изолированно-каверновой nористости из общей пористости. В
[29]
раз
работан метод оценки изолированно-каверновой nористости в известняках по соотношениям замеров изолированно-каверновой nористости в шлифах и откло
нений от уравнения Уилли (уравнения сред него времени). Похожим способом для месторождения Семинол было выведено эмnирическое уравнение, устанав ливающее соотношения между изолированно-каверновой nористостыо с одной
стороны и общей nористостью и
6.t -
с другой (см. формулу ниже; рис.
Это уравнение похоже на формулу Лусиа
and
различий в акустической скорости в известняке и ангидритовом доломите:
k
= П.I!-К
7.35).
Конти , но оно смещено в результате
10 4 , 4419 - 0 , 04652[ ~ t-475,6 k,. j •
7.5. ПРИМ ЕР Ы МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛ ЛЕК ТОРАМИ
297
Структурно-
текстурные/петрофизические классы о
1
2
Глубина (м)
3
4
0,1
Проницаемость (мД)
1
10
100
1540 ~=============:
12 5 +---==~~~,......"
:5-
б +--:;"с~:;::::::=:::
8-+----~
9-+---------
1585
D
Петрофиз и
no
Проницае мо сть
no
керну
Структурно-текстурный
Расч етная
инде кс, рассчита нный
nроницаемос ть
no ФПЗ
оnисаниям шлифов
каротажу
Фации nриливно-отливной з оны
Рис.
7.34. Сравнение
структурно-текстурнаго индекса , рассчитанного по формуле вода
насыщенности , и величины проницаемости , рассчитанной по формуле расчета проницае
мости по пористости, с петрафи з ическими классами и проницаемостью , определенными по керну из месторождения Семинол.
С помощью этого уравнения общую пористость можно разделить на меж частичную и изол ированно-каверновую путем вычитания последней из общей пористости.
Расчет вертикальных 11рофилей uетрофизических свойств Вертикальные профили пористости рассчитываются по данн ым нейтрон ного, плотностного и акустического каротажа. Для безводных скважин значе-
298
ГЛАВА 7
262 ,5
,...... ::0
~
::;:
229,7
'-'
"' ::Е С!)
0.. a:l
С!)
197,
о :х:
..Q
2 a:l
кавсрвовая пористость
0..
С!)
•о-2
f-<
~
2- 4 • 4-6 .. 6 о
131 ,2 о
10 Пористость
Рис .
7.35.
20 (%)
30
Зависи юсть между акустической скоростью , общей nористостью и изолиро
ванно-каверновой пористостыо на месторождении Семинол.
ния воданасыщенности были рассчитаны по методике Арчи, а проницаемость по
значениям
межчастичной
пористости
и
структурно-текстурнога
-
индекса,
полученным по зависимости между последними. Для скважин, из которых был
получен приток воды, для оценки номера петрефизического класса были исполь зованы стратиграфические корреляции , а сами эти номера были подставлены
в формулу расчета проницаемости по пористости и в характерные для этого клас са модели капиллярного давления, представленные в главе
3
(рис.
7.36).
Пример
соотношений расчетной проницаемости по сравнению с лолученной по данным
керна, а также пример определения петрафизического класса по шлифам nриве дсны на рис.
7.34.
Построеиие .~tодели коллектора
Построение модели структурно-текстурных слоев состоит из нескольких
этапов:
1)
nостроения каркаса ВЧЦ,
2)
определения важных с петрофизичесо
кй точки зрения структурно-текстурных особенностей в каждой скважине, строения структурно-текстурных слоев фильтрации,
4)
3)
по
расчета усредненных пет
рафизических свойств внутри структурно-текстурных слоев,
5)
расnределения
свойств в межскважинном nространстве. Каркас ВЧЦ строится методом nодо бия
12-ти
основных поверхностей , nрослеживаемых в nределах всей изучаемой
площади (рис.
7.37).
Интервалы фильтрации , называемые здесь структурно-текстурными слоя
ми фильтрации, являются основныJ\Ш стратиграфическими единицами в моде ли коллектора. Термин «интервал фильтрацию> nрименяется во многих смыслах.
ПРИМ Е РЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВ ЫМИ КОЛЛЕ КТОРАМИ
7.5.
Скважина
Скважина
SSAU N!! 2709 n 1977 г. )
299
SSA U N!! 27 14 1984 г.)
(nробурена в
(п р обурена
..
и те рвал ы
ф вльтрацнн
'''" ' ш""~
Вoдoнatbliii('II IIOCТЬ
ГАМ МА · КЛРОТАЖ
110 МСТОДI I КС Apчtt
Расчстныn К.13СС
\ l Uюсл
о
)
5
5Ь
(
G
")
1570 -
611 5
7
7а
( 1
\
(
1595-
{ ... )
9а
~
1
)
10
300 7.36.
z
8Ь
l Oa
>
Рис.
<"
8n
9
} !
с
7Ь
1!
P4C' I et"III..I Й
кпосс \ .
5а
~
(
J fCIIp3.8.'1C I IIIWЙ
м
~
Boccтat!OL'1CHH3JC
Boдoиncыwcttttocт• 110 MCТO.IJHKC ЛJ>"Ш
1ЮД0 11 3СЫЩеН tt ОСТЬ
/
масс о
l
~:
L ~ ~~
~
-1570
~ ~ :;
'
- 1595
.... f
Примеры выявления з аводненных интерва л ов с nомошыо nетрафи з ических
классов , оnределенных на основе стратиграфических корреляций , для расчетов началь
ной nодо насыщенности
no
модели каnилл ярного да вления на месторождении Се tинол.
Как было сказано в главе
5,
интервалы фильтрации или структурно-текстурные
слои фи л ьтрации определяются как структурно-текстурные фации, в которых петрафизические свойства распределены nроизвольно . Следовательно , недоста
точно определ ить лишь структурную кровлю высокочастотных циклов . Для то го чтобы петрафизические свойства были расnределены корректно , необходимо
также включить корреляцию петротекстурных слоев фильтрации в nределах цик л ов. На tесторождении Семинол преимущественно глинистые и преимуществен но зер нистые отложения могут быть выделены с nомощью гамма- и нейтро н ного каротажа и проележены в nределах всей изучаемой площади .
Структурно-текстурные фации (петрофации) в доломитовом коллекторе мо гут быть оп ределены по зависимости воданасыщенности и лористости только в случаях , когда преимущественно глинистые породы сложены тонкокристал ли
ческим доломитом. Такая ситуация выявлена только в верхней части коллекто ра , при этом структурно-текстурные ин дексы соответствуют седи ментационным
структурам и
югут быть исnол ьзованы для выделения фильтра ционных слоев.
В нижней части коллектора преи tущественно гл инистые породы представлены
7
ГЛАВА
300 Скважина
Скважина
Скважина
Скважина
SSAU 2406
SSAU 2504
SSAU 2506
SSAU 2604
12
Подошва зоны подвижной нефти
365м
365м
425м
- - гк
Структурно текс-rурнын
Пори-
Прони-
СТОСТh
цаемость
TIIП
Ш1ШJ
• • D
Рис .
7.37.
Феиестровые фаЦJш Дологрейнстоуны Пре1tмущестоеюю зерюtстыс долоnакстоуны
Преимущественно ГJittHIICTЫC ДОЛОМIIТЫ
• •
Фузулиновые nреимущественно зернистые дол оnакстоуны
Фузушtновые преимуществеtшо
D
ГJIItftHCТЫC ДОЛОМИТЫ
Плотный мадстоун
Разрез , nоказывающий расnределение структурно-текстурных фаций и струк
турно-текстурных слоев фильтрации в nределах высокочастотных циклов для части за
лежи Сан-Андрее на месторождении Семинол .
среднекристаллическим доломитом и относятся к nетрафизическому классу как и nреимущественно зернистый nакстоун
2
nри этом структурно-текстурньrе
индексы не могут быть исnользованы для выделения слоев фильтрации. Как nоказано на рис.
трации выделенных по
1)
7.38,
цикл
11
содержит
4
петротекстурных слоя филь
среднекристаллическому преимущественно зернисто
му долоnакстоуну из верхней части класса
вакстоуну из нижней части класса
2, 3)
2 2)
среднекристаллическому доло
плотному доломадстоуну. Полуметро
вый nрослой преимущественно зернистого долоnакстоуна был целиком вклю-
7.5.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
чен в фильтрационный слой класса
301
nоскольку из-за своей малой толщины он
3
не выделяется на каротажнь1х диаграммах. Применение формулы расчета nрони цаемости от пористости для класса
2
для всех четырех nетротекстурных слоев
фильтрации дало отличный результат в виде полного совпадения значений nро ницаемости
nолученных
no
керну, с расчетными .
Порtк:тосn. rю ""fXJТ3"'Y
:;;
Гамма-каротаж
30
=.. =
..
>.\0
о.
\О
о.
о:
Описание керна
50 с:ь~
о
Пор11стость
-"
Кровля цикла 11
1600-
0,1
Интервалы фил ьтрации
р
.J..
~',
lOBc
##t/CJ~//#
~~ -~-
J:'-
lla
/i/i/i/i/i/i/1
~~~~~~~ llba
~ровля цикла 12 1609
'11 \
•
)/
нь ь
-
1"
~ ....
Jlbc
'
/
####С?'##
~
/i/i/i/i/1/i/i
)', '
J2a
7.38.
Характеристики цикла и
ll:
/
описание керна, nетротекстурные слои фильтрации ,
nроницаемости
полученные по керну и
гамма-каротаж. Петротекстурный слой фи ьтрации чениям пористости , а
l l ЬЬ
,..._
'' -~ ~
# # Cl'# Cl'# # Рис.
.;
\t
1612 - #######
значения nористости
~1
j;;. ~ ----
####### 111 1111 111 1111
~
) ·'
)
utrJ'
111 111 111 11 1
J.
,,
////4'-'л'"'л'"'л;.
1606 -
)
...
' :>.
с
)
~ ~' 1-"
_
Cl'#####Cl'
1603
110 керну
о
\ 1
1
1000
Прон11цаемость
30 r-"------- - _Od ____ _ _ .!O.Q.O
9 mwpdg
11
110 '"Р"У
Pa cttCТIIЗJI nроницзе tость
о
11а
в результате рас•1етов
выделен по более высоким зна
- по наличию nлотного 1адстоуна (согласно оnисаниям кер
на). Расчеты проницае юсти nроведены по одинарной формуле оценки nрониuаемости по пористости для класса
В отложениях мита
соответствует
2.
расположенных выше цикла структуре
1О
предшествовавшего
текстурные/nетрофизические классы
1, 2
и
3
размер кристаллов доло известняка ,
а
структурно
соответствуют седиментационным
структурам грейнстоуна, преимущественно зернистого пакстоуна и nреимуще
ственно глинистых фаций. Как показано на рис.
7.39,
циклы
4, 3
и
2
относятся
к тиnу мелеющих вверх , при это 1 каждый из них содержит по два nетротекстур-
ГЛАВА
302
7
ных интервала фильтрации: тонкокристаллический преимущественно глинистый интервал, относящийся к нижней части класса
3,
и преимущественно зернистый
доломитовый интервал, относящися к верхней части класса
или к классу
2
1.
Были применены формулы расчета проницаемости по пористости для трех спе
цифических петрофаций и результатом явилось отличное совпадение со значени ями проницаемости по керну. Для определения этих трех классов были исполь зованы не прямые показатели, а соотношения водонасыщенности, петрофизиче
скоrо класса и пористости. Зависимость от пористости в данном случае играет очень маленькую роль, и хотя для выделения границ циклов можно использо вать гамма-каротаж, он не дает возможности разделить структурно-текстурвые
особенности класса
1и :;s
u
50
2. ПopiiC'IOCIЬnoкapcrrnжy
..
:ж: ::с..
Гамма-каротаж
класса
30
..
~~ ё = ~
Расчетная nроницае\fость
о Пороtстость по керну
Описание керна
]Q_- - - - - - - _u
0,1
1000
Прониuаемость ою керну
O.J _______IQ_OQ_
g rn
111
1548
}
' "1'
dq Jl
Интервалы фильтрации
:~~~~~~( Кровля цикла 2 ~~:~-~-~~~-~-~
lЬ
)
··~ . . . . ,
1551 Кровля цикла
3
За
роооооооос
~1
>фф'
>ф§
/
,))
15-17
Циклы
2-4:
4а
-:..\ \
?
,
~;;.
v '·
~
\~ ~ .;;- "" 1/
',
(
7.39.
ЗЬ
4
1 1 1
DOOOOOOOOC
Рис.
/ 2Ь
роооооооо<
Кровля цикла
/
-
ii!
1554-
(~'
~
~00000000( роооооооо<
DOOOOOOOO<
~
' ~) /
~ .....
1--
-:;
~
'_.1
>
с ~....
описание керна, петротскстурные слои фильтрации, значения по
ристости и проницаемости, полученные по керну и в результате расчетов, гамма-каро
таж. Петроструктурные слои фильтрации выделены на основе nетрофизических классов, рассчитанных по каротажу, и хорошо соответствуют петрофациям, выделенным по опи саниям керна. Проницаемость рассчитывалась на основе формул расчета проницаемости по пористости для трех пород с различными структурно-текстурными особенностями.
Структурно-текстурвые интервалы фильтрации определялись по данным ка ротажа в каждой скважине. В циклах
12-l О
за основу были взяты различия
7.5.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
в значениях пористости в каждом из этих циклов, а в циклах от
303 до
9
1 -
соотношения водонасыщенности, петрафизического класса и пористости. Тон кие плотные глинистые слои были добавлены в филырационные интервалы как дополнительный фактор при определении последних. В ходе корреляции фильтрационных интервалов между скважинами были выделены структурно текстурные слои фильтрации. Поскольку большинство программ моделирова ния
коллектора в случаях прерывистого распространения слоев неприменимы,
то необходимо, чтобы границы слоев в пределах модели были непрерывными. Это может привести к тому, что какой-либо слой фильтрации будет включать больше одной петрофации или, наоборот, какая-либо петрофация будет просле живаться в более чем одном слое фильтрации. Для изучаемого коллектора это обстоятельство не представляет трудности, поскольку блоки размещения сква жин размером по
8
га вряд ли окажутся крупнее, чем зоны фациальной неодно
родности.
Окончательная модель пласта-коллектора состоит из нога слоя филырации (рис.
7.37).
41
структурно-текстур
Отмечены латеральные изменения петрофаций
в пределах структурно-текстурных слоев. В трансгрессивной системе трактов (циклы
12-1 О)
латеральная структурно-текстурная неоднородность практичесю 1
не обнаруживается, тогда как в проградационных системах трактов (циклы
и
3-1)
9-S
выявлена более заметная латеральная неоднородность. Никаких четких
границ по простиранию фаций установлено не было, поскольку таковые не были
обнаружены в аналогичных Обнажениях размером
300
м.
Моделирование процессов фильтрации Петрафизические данные, характеризующие каждую петрофацию, явля ются
усредненными
для
каждой
скважины,
«привязанными»
к
структурно
текстурному слою породы и проинтерполированными между скважинами. Эти
характеристики слоев
и усредненные петрафизические данные были
жены в программный комплекс для
построения гидродинамической
Окончательный вариант такой модели показан на рис. жит
41
структурно-текстурный слой филырации в составе
загру
модели.
7.40. Модель содер 12 высокочастотных
циклов. Петрафизические свойства изменяются по простиранию пластов в мас штабе до
300
м и вертикально в масштабах от полуметра до нескольких мет
ров. Эта модель была использована для моделирования филырационных потоков и определения участков с невыработаиными запасами нефти
[53].
Описанный здесь структурно-текстурный метод построения дает возмож ность создать трехмерное изображение петрафизических свойств, которое срав нимо с описаниями обнажений. Он сохраняет не только геологический каркас, созданный на основе чередования циклов, но также и структуру петрофаций, выделенных на основе анализа петрафизических свойств. Проблему, возникаю
щую в связи с усреднением масштаба, можно минимизировать путем усредне ния петрафизических данных внутри петрофаций и использования структурно текстурных слоев для построения имитационной модели. Применеине формул
304
ГЛАВА 7
(а) Среднеарифметические значения Цикл
107
(350
м
футов)
максимального затопления
0,1
:t'o~ (ПМЗ) ~~ ,~r;;s
(мД)
!О~
":>~
Модель распределения сорока одного структурно
(Ь)
2401
107
(350
2103
текстурного слоя
м
футов)
35 (%)
Рис.
7.40.
(а) Расnределение проницаемости в имитационной модели структурно-тек
стурных особенностей на nлощади О
3
кв. км . Модель содержит
41
структурно-текстур
ный слой . (Ь) Окончательный вариант модели показывает, что nосле нефтенасыщенность все еще составляет более
ных участков) .
50%
17
лет заводнения
(показано расnределение нефтенос
ПРИМЕРЫ М Е ТОРОЖД НИЙ
7.5. расчета
проницаемости
по
ДО ОМИТОВЬIМИ КО ЛЕКТОРАМИ
пористости
д
я
различных
305
структурно-текстурных
особенностей позволяет лу~1ше учитывать высокие и низкие значения пока а телей,
а расчет изолированно
каверновой пористости пре отвращает переоценку величин проницаемости в зо нах
характеризующихся высокой пористостью этого типа . Кроме того, имита
ционные
юдели структурно-текстурных особенностей позволяют легко вклю
чать в них кривые относите ьной проницае юсти для соответствующих петро фаций
[52].
Геолого-гидродинамическая модель, содержащая слой
О
3
была
кв . к
ранее
1
использована для
4 1 структурно-текстурвый
юделирования добычи
в рамках изучаемой площади
на участке площадью
разрез которой, как у-же отмечалось
состоит из двух от елов. В результате моделирования карта остаточной
нефтенасыщенности (рис.
7.40)
показывает «целики» , содержащие нефть обра
зовав шиеся вследствие обхода потоко
1 нагнетаемой
во ы этих участков. Коэф
фициент извлечения нефти в коллекторах такого типа обычно равен
0,35
при до
быче первичны tи методами и обычном заводнении . Геолого-гидродинами чес кзя
юдель показывает что оставшиеся слоях. Это
-
65%
будут находиться в ни зкопроницаемых
вполне реалистичное изображение позволяющее более точно п ро
гнозировать показатели разработки в предложенной проrра 1ме добычи нефп•. ч ем традиционные геолого-гидродинамические мо ели
7.5.2.
[26 52].
Залежь в свите Клаtр Форк месторождения Саут Уоссон
Залежь в свите Клир Форк месторождения Саут Уоссон - пример выделения
фаций по данным каротажа пористости и примен ния единой зависимости дл я проницаемости и начальной водонасыщенности. Полный отчет по результатам данного исследования можно найти на веб-сайте Министерства энергетики Изучаемое месторож ение
одно из серии
-
[32].
1есторождений в зоне Клир Форк ,
расположенной вдоль восточной окраины северного шельфа в пермском бассейне
(Западный Техас). Структурно месторождение nредставляет собой часть погру жающейся на юrо-восток монок инали северо - восто
продол
жающейся от месторождения Расселл на юго-западе до месторож ения Прентис
на северо-востоке (рис.
7.41 ).
Небольшой куnол рас по ожен в центральной части
месторождения. Вверх по восстанию моноклинали покрышка залежи представле на карбонатами обогащенны tи
вапоритами ; покрышка
Форк пре ставлена песчаника 1и Табб, а для средней мыми доло 1итами (рис.
-
ля нижней части Клир плотны !И непроницае
7.42) .
Накопленная добыча н ефти на месторождении Саут Уоссон
осуществл я в
шаяся в основном из верхней и нижней частей свиты Клир Форк
\9
мш1 т. Наибольшее количество н фти
превышает
обьпо из средней зоны верхней ча
сти и из нижней части этой сви ы . В небольших объемах добыча осуществля
лась также из нижележащих сви
Уичито 6 Ол бани и и Эбо. Как
11
в большин-
~ Наr1болес Ор1111ятыii вариаt1т тра нсл 11тсра ц1111 этого t1азваю1я в русской тпературс; также ~юж IЮ встрет11ть вар11анты «У11ч11 та», « Вич11та». « BIIЧIПO ». - Пр11. 11 . перев.
Глдвд
306
7
УЧАСТОК КЛИР ФОРК МЕСТОРОЖДЕНИЯ
САУТУОССОН
Изучаемая плошадь Площадь моделирования
Граница участка
•
Добывающая скважина
•
1 1 1
1
----+--~-~~~1---1 / 1
1 1
1
1
Наmетательная скважина
----r---1
-Кровля
свиты Табб
1
1
Сечение
1,6 Рис.
7.41.
км
изопахит
= 30 м
Структурная карта свиты Клир Форк месторождения Саут Уоссон.
стве платформенных карбонатов леонардекого возраста 7 , коэффициент извлече ния нефти из этих пород низок. Вертикальная последовательность седиментационных структур
Выделение циклов на месторождении Саут Уоссон в свите Клир Форк ос
новано на характерной вертикальной последовательности фаций, наблюдаемой по керну. В нижней части свиты Клир Форк толщина высокочастотных циклов
варьирует от
0,5
до
5м
при средней величине около
1,5
м. Подприпивные циклы
в основном представлены двумя типами: фузулиновыми Вакстоунами и пакстоу нами в нижней части внешней части платформы (более глубокий шельф) и пе лоидными пакстоунами
-
в верхней; циклы мелководной платформы состоят из
пелоидио-скелетного вакстоуна в нижней части и пелоидиого преимущественно зернистого пакстоуна
-
в верхней.
Высокочастотные циклы в средней части свиты Клир Форк сходны по ве личине изменения толщины фаций с циклами в ее нижней части, их мощность
также изменяется от
0,5
до
4,5
м, составляя в среднем около
2
м (рис.
7.43).
Фации, слагающие эти циклы, варьируют от скелетного вакстоуна в основании и
пелоидиого пакстоуна в кровле до пелоидиого вакстоуна
в основании
и пе
лоидного преимущественно зернистого пакстоуна в кровле. Фации алевролитов и алевритистых вакстоунов являются типичными в подошвах верхних циклов.
7 По
европейской классификации соответствует нижней перми. - ПpiLII. перев.
7.5.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
307
Вод0118СЫ-
о
Сан Андрее
Глориета
Верхний Клир Форк
Средний Клир Форк
Нижний Клир Форк
Рис.
7.42. Типичные
каротажные диаграммы для свиты Клир Форк месторождения Саут
Уоссон.
Описания структурно-текстурных особенностей и 11етрофизических свойств
Вертикальная последовательность структурно-текстурных признаков пород была описана по образцам керна и шлифам. Это описание отличается от описа ния седиментационных фаций тем, что термин «пакстоун» (как он понимается
по классификации Данхэма) был заменен или на «преимущественно глинистый пакстоун» или на «преимущественно зернистый пакстоун»; кроме того, описания
включали измерения величины кристаллов доломита и объема ангидрита.
ГЛАВА 7
308 гк
ФАЦИИ
ПОРИСТОСТЬ
20
{%)
о
10
ФАЦИИ Криноидно-пело11дные преимущественно зернистые
пакстоуиы и грейнстоуsн.s Кршюидно-пелоидиые пакстоуны
Скслетно-пслоsщиые вакстоувы Песчаинкн и алевролиты
Фузулниовые вакстоуны Кровли высокочастотных циклов
ГАММА-КАРОТАЖ
D
К, Th (калий, торий)
U (уран)
30]]0 футы
о
Рис .
7.43.
Описание керна из свить! Клир Форк
м
о
1есторождения Саут Уоссон , деl\юн
стрирующее высокочастотные uиклы и па•1ки uиклов в средней части коллеК1'0ра свиты
Клир Фор к. Следуст обратить внимание на значительное количество урана, •по отражено на диаграмме гамма-каротажа .
Различные типы структуры пород
изученные в свите Клир Форк на ме
сторождении Саут Уоссон , включают nринадлежащие к классу
1
круnнокри
сталлические доломиты, долоrрейнстоуны и крупнозернистые преимуществен
но зернистые долопакстоуны. В класс
2
включены nреимущественно зернистые
7.5 .
ПРИМ Е РЫ М Е ТОРОЖДЕ ГIИ Й С ДОЛ О М ИТОВЫМИ КОЛ
долопакстоуны
и
ере
некристаллические
КТОРАМИ
преимущественно
309
глинистые
до
о
пакстоуны и доловакстоуfiы . Лишь несколько тонкокристаллических преиму щественно
гл инист ых Долопакстоунов
сторождения были отнесены к классу встреtшется редко
и
дол овакстоунов
в
пределах
этого
ме
Изолированно-каверновая пористость
3.
поскол ьку большая часть внуrрифоссил ьного и слепкового
лорового nространства заполнена ангидрита
1.
Был выявлен некоторый объем
взаимосвязанно-кавернового пространства в виде микротрещин , но большинство
трещин также заполнено ангидритом . Песчаники nредставлены кварцем алеври товой размерности и редкими зернами пол евых шпатов в смеси с доломитом,
как правило
стыо ниже О
тонкокристаллическим . Песчаники харю,...теризуются проницаемо
1 мД
и в этом коллекторе представл яют собой флюндоу пор.
Ангидрит является главным вкл ючением в вышеуказанные долом иты и n ред
ставлен в нескольких видах : как порозаполняющий , пойкилотопный и желвако вый анги дрит. Последний спорадически распространен во всей толще коллеrпо
ра
но в целом составляет незначите ьный объем . Средний объем двух первых
видов ангидрита в шлифах равен
20 %
ем
вл ияние
анги дрита
оказ ывает
важное
текстурными особенностями поро
,
и варьирует от О до на
Б оль шой объ
60 %.
соот ношение
между
стру ктурн о
пористостью проницаемост ью и к
11. 1. 1
ными свойствами породы . Кросс-пл оты пористости и прониuае юсти демонстрируют относитель ю
четкое группирование значений ниже
1
превышающих
1
мД (рис.
7.44
а) . Знач ения
1Д более разбросанны всл едствие наличия многочисленных образцов
характеризующихся низкой пористостью и впол не из · 1ери юй проницаемостью .
Было принято
что данные носят необъективный характер всле ствие ошибок
и змерений некачественной подготовки обра цов а также фильтрации через сти лол и ты и образовавшисся трещины . Более тщательные измерения , проведеиные лабораторией У стпорт в Хьюстоне, вкл ючали исследование 41- го нового ци ин дрического образца керна и показал и хорош ее группирование
и те , которые лол учены из образ цов с проницаемостью ниже
анных
1 мД
(рис.
включая
7.44 , Ь) .
Такая концентрация данных по группам подкреп л яет утверждение о том разброс показателей ниже
ны
1и
1
что
мД в предыдущих описаниях керна был ошибоч
его не следует учитывать nри выводе формул ы расчета nроницае юсти по
пористости .
Кросс-плоты nористости и проницаемости
на
из которых были с ел аны шл ифы
по всем данным
по строенные по образцам кер
сходны с кросс-плотами
хорошую выборку для характеристики коллектора (рис. текстурные характеристики пород щисся к кл ассу
построенными
что свидетел ьствует о том , что шлифы представляют собо й
1
описанные по шл ифа
о огрейнстоуны
крупнокри сталл ические преи 1ущественно
зернисты е дол опакстоуны и nр е имуществ
носящиеся к классу
пакстоуны и nреимущественно гл инисты пре пол агалось в
JiHO
2 среднекристалл ич ески е
на графике распол агаются в пре ел а
[22].
7.44, с) . Структурн о 1, вкл ючают отн ося
гл инист ые дол омиты , а также от
преи м ущественно зернистые доло
дол омиты . Однако отл ожения класса
обл асти кл асса
1
(р ис.
7.44
с)
2
ч его не
ГЛАВА
310
7
(а)
10~
--~
1000
t
100
Е{ 1000
.!.
~
о
::!!
~
:s:
10
:с
о
Q.
1
t::
о
1 • ' 1
0,1 0,1
20 30 40
5 Пористость
(%)
0.05
OJ
Пористость
0.2
0.4
(%)
(с)
104 Е{ :::;: '-' ~
""
Kлacll
1000
1
100
(")
о
::!!
cu
"':s:
а
10
::1 :с о
Q.
t::
.1/
а
.
1
li'ч.
а
:7 АаJзv
.::.-.,;,
.·~; •
.:~ ' 11' ·~
v
а
11'
5
•
Доломиты, крупнокристаллические преимущественно зернистые пакстоуны
•
Преимущественно зернистые пакстоуt1ы
а
Среднекристаллические преимущественно
20 30 40
10
Пористость
7.44.
1
1~.
а а
Рис.
;Jкл~с~
глинистые фации и преимущественно глинистые фации со слепковой пористостью
(%)
Кросс-плоты пористости и проницаемости: (а) старые данные, (Ь) новые дан
ные, описанные степенной зависимостью, (с) новые и старые данные, совмещенные
с описаниями структурно-текстурных особенностей nороды по шлифам. Следует отме тить, что, во-nервых, новые данные не разбросаны в зоне низкой nористости и, во-вто рых, относящиеся к классу
2
nреимущественно зернистые долоnакстоуны и среднекри
сталлические nреимущественно глинистые фации груnnируются в области класса
l.
Объяснение такой неожиданной ситуации можно найти путем изучения рас
пределения размеров пор. В процессе разработки зависимости проницаемости от пористости для разных типов пород за основу было взято предположение
о равномерном распределении размеров пор по всему объему образца. Однако в этих образцах было отмечено высокое содержание ангидрита при среднем значении
20 %.
-
от О до
60 %
Очаговые скопления ангидрита характеризуются от
сутствием пористости и формируют неоднородную «лоскутную» текстуру чере дования пористых и непроницаемых участков. По идее, наличие очаговых скоп лений ангидрита уменьшает пористость, но не влияет на размер самих пор. Рас пределение
пор
по размеру
кардинально
меняется,
но реальные
остаются неизменными, а именно они определяют проницаемость.
размеры
пор
7.5.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
311
В работах [20] и [41] ?писан метод Уинланда R35 8 для определения эффек тивного размера поровых каналов для соотношений пористости и проницаемости
(см. главы
l
и
2).
Линии равных размеров поровых каналов пересекают участ
ки разных по строению петрофизических классов вследствие того, что размер поровых каналов (или распределение пор по размеру) изменяется с изменени ем межчастичной пористости внутри структурно-текстурного класса (рис.
7.16).
Если допустить, что ангидрит в значительных объемах в виде очагов присут ствовал в карбонатах с одинаковыми размерами поровых каналов, то пористость
уменьшится, но размер поровых каналов сохранится неизменным. В результа те по мере уменьшения пористости образцы будут смещаться скорее вдоль ли нии равных размеров
поровых каналов, чем
вдоль структурно-текстурных ти
пов. Уменьшение пористости приведет к смещению образца из более высокого петрофизического класса в более низкий. Эта модель объясняет, почему образ цы, относящиеся к петрофизическому классу
2
и содержащие значительное ко
личество ангидрита, на кросс-плоте сместились из области класса класса
2
в область
1.
В результате этого горизонтального смещения для области класса
1, соотв<'т
ствующего средней и нижней частям коллектора Клир Форк на изучаемой Т•.:Р
ритории, может быть использована единая формула расчета проницаемости !,,) пористости. Коэффициент корреляции приведеиной ниже формулы равен
0,95.
Формула основана на данных, полученных в лаборатории Уэстпорт в Хьюстоне (рис.
7.44, Ь ): kпр = (4.6442 · 106 ) · k~· 526 ·т· = 0,95.
где
k11r -
проницаемость (мД),
k11
пористость (доли ед.).
-
Формула зависимости проницаемости по пористости для класса
l
свиты
Клир Форк месторождения Саут Уоссон применима только для коллектора перм ского возраста. Для него граничное значение пористости равно
время
как для коллекторов свит Сан-Андрее и Грейбург
Коэф
-
обычно от
4 %, в то 6% до 8 %.
фициенты в формуле означают, что небольшие изменения пористости приводят к значительным изменениям проницаемости. По расчетам проницаемость равна
2
мД при пористости
7 %, 14
мД
-
при
l О%
и
60
мД
-
при
13 %.
Таким об
разом, несмотря на то, что средняя пористость коллектора на рассматриваемом
месторождении ниже, чем в коллекторах Сан-Андрее и Грейбург, средняя прони цаемость имеет близкие значения вследствие значительного объема и очагового характера распределения ангидрита в проницаемых интервалах.
Модель капиллярного давления для начальной водонасыщенности была со здана на основе изучения
19
кривых капиллярного давления. Данные были под
разделены по значениям пористости на пять групп, для каждой из которых были рассчитаны усредненные кривые капиллярного давления. Модель водонасыщен ности, которая устанавливает соотношения этого параметра с пористостью и ка-
8 Эмпирическая
формула, разработанная Д. Уинландом (компания «Амоко»). учитывающая ра
диус пороных связок при 35 %-ом насыщении ртутью в поромстричсском опыте (по Тiш
Alle11 and Gavin McAulay). -
Прu. 11. перев.
Mike Spearing,
ГЛА В А
312
7
пиллярным давлением , была разработана на основе вышеуказанных усредненных кривых каnиллярного д авления с использованием мето.r,~-а многомерного анал иза .
Конечная модель приведена ниже.
k 8 = [1- А · ln (B /Pc ) ] C - Л/A) гдеРе- капиллярное давление и Л =С · А = О
9 ,
В =
22 ,7, С=
О
+ ln kп ) ·
(D
Значения констант таковы:
91, D = 4,2.
НорналliЗШ(liЯ датtых ГИС и керна Вследствие высокого содержания днагенетич еского урана в свите Клир Форк седиментационные и структурные фации в ней не могут быть иденти
фицированы с помощью гамма-каротажа (рис.
7.43).
сти
поскольку
и
воданасыщенности также мал о
пол ьзы ,
От кросс-пл отов пористо все типы
nород соот
ветствуют одному и тому же петрафизическому классу. Песчаники могут быть легко вы дел ены по кросс-плота
ротажу (рис.
7.45).
1 пористости
пол ученной по акустическому ка
Однако сопоставление данных о строении пород ы и пористо
сти дает воз можность пред положить , что преимущественно з ернистые пакстоуны
в основном и м еют более высокую пористость, чем преи ~rущественно глинисты е разности .
Данное набл юдение был о перепроверено с по ющью описаний и определения
свиты
пористости
Клир Форк .
шлифов
по керну как в нижней , так и в средней частях
В средней
части свиты доловакстоуны
характеризуются
средней пористостыо
4,5 % и составляют почти 70 % образ цов с пористостыо 5 %. Преимущественно гл инистые долопакстоуны обладают средней пори стостью 7 %, а преимущественно зернистые долопакстоуны - 9 % . В сумме доло пакстоуны составл яют около 70 % образцов , имеющих пористость выше 1О %. менее
Сход ные результаты были получены и в нижней части свиты Клир Форк , в ко торой nреимущест венно гл инистые дало шты характеризуются средней пористо
стью
3 %,
а nреимущественно зернистые долопакстоуны
- 7 %.
Здесь только
60 %
образцов , относящихся к преимущественно глинистым отложениям , имеют nо ристость менее
5 %,
а
80 %
образ цов , nринадлежащих к преимущественно з ер
нистым nакстоунам , характеризуются пористостью выше
5 %.
Таким образом , в средней части свиты Клир Форк интервал, характеризу
ющийся пористостыо свыше
1О %,
скорее всего, сл ожен преимущественно зер
нистыми пакстоуна 1и , а интервал с nористостью менее
5% -
преимущественно
глинист ыми породами . Можно с уверенностыо сказат ь, что в нижней части сви
ты интервал с пористостью свыше
5%
сложен nреимущественно зернистыми
пакстоунами , а интервал ы с более низкой пористостыо могут состоять как и з преиl\·tущест венно гл инистых , так и из nреи 1ущественно з ернистых отл ожений .
На рис .
7.46
по казан резул ьтат исnол ьзования нейтронного каротажа для
раздел ения ни з копористых nреимущественно глинистых и высокопорист ых пре
и 1ущественно зернистых пород. Циклы
6, 5, 4
и
2
в средней части свиты Кл ир
Форк показ ывают четкую тен денцию роста значений пористости вверх по раз резу и коррел ируются
с границами циклов ,
вы деляемыми по описаниям керна .
7.5 .
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Водонасыщенность о
Увеличение
l::!..t и
kп
313
Каротаж
1
Кровля цикла
~~--~--1----t----~~~т-А
с
D Рис.
7.45.
Песчаники и алевролиты
Глубинный разрез верхнего интервала средней части свиты Клир Форк , де
монстрирующий наличие алевритовых nрослоев , выделенных по наложению диаграмм акустического каротажа и нейтронного каротажа , с учетом высоких значений водонасы щенности.
Определение границы цикла
3
является крайне спорным. В цикле
7
в изучае
мой скважине хорошо выделяемая по высокой пористости граница отсутству ет, но она nрослеживается в соседних скважинах. Кровля цикла 4а выделяется по описаниям керна, но по нейтронному каротажу nрослеживается нечетко, nо скольку, как установлено в ходе изучения шлифов, ангидрит и доломитовый це мент заnолняют nоравое nространство
в слагающих кровлю
nреимущественно
зернистых долоnакстоунах. Таким образом , nримененный nодход nозволил четко определить кровли nяти циклов из семи с nомощью нейтронного каротажа. Кров ли циклов
3
и
7
были определены с помощью интерnоляции на основе данных по
соседним скважинам, приче 1 их точная nривязка к глубине в данной скважине не
очень важна для построения модели фильтрации
nоскольку в данной скважине
ГЛАВА
314
7
Описание
Описание
Расчеты
Циклы ,
геологического
струК1урно
на основе
выделеiUiые
строения
текстурных
каротажа
поданным
особенностей
пористости
каротажа
Слои фильтрации
0,2
2
__-)_-=~---=:t===~~ct= 2,5
1965
3
--~~~~:1.--~--~==ot--- 3,5
4
...~ 1980
\0
>.
с
5 6
1995 --4-------~==~-65
Н а осноuс д;з 11ны х по соседtш м ск наж•m ам
1- =-- -_ ~ :-75: Рис .
7.46.
деленных
Сравнение высокочастотных циклов в сред ней части свиты Клир Форк , опре
no
оnисаниям керна и етрую·урно-текстурным особенностям пород , с цикл ами ,
выделенными
no
да нным нейтронного каротажа . Циклы разделены на д ва слоя фильтра
ции согласно высоким и ни з ким значениям nористости.
эти циклы сложены плотны 1и породами . Следовательно , в приведе ином примере кровли всех семи циклов были четко установлены , включая кровли , совпадаю щие с
интервалами
плотных
пород и
определенные
по
аналогии с соседними
скважина JИ . Однако цикл 4а был полностью пропущен и совмещен с циклом
3.
Расчеты вертикальных llрофилей петрофизических свойств Вертикальные nрофили пористости были оnределены с помощью прижим наго нейтронного каротажа
кросс-плота нейтронного и плотностного карота
жа, а также на основе акустического каротажа. Межчастичная пористость была принята равной общей пористости , поскольку в керновом материале каверновая
7.5. ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Пори'стость (%)
Проницаемость (мД)
о
30
315
100
0,1
1965
19
о
1995 Пористость
no керну -
выше, чем nористость
no Рис.
-
Анализ керна Рас•1еты
no
каротажу
каротажу
7.47. Сравнение значений пористости и проницаемости , полученных по керну и ка
ротажу, для средней части nласта Клир Форк. Отмечено хорошее совпадение значений nроницаемости
onpeдeлeHiiЬJX по керну и каротажу, в случае ; если значения nористости ,
оnределенные такими же методами , также близки между собой.
nористость оказалась крайне низкой. Проницаемость и начальная воданасыщен ность были рассчитаны по пористости с использованием фор 1ул, nриведеиных ранее в этой главе . Отдельной формулы для слоев nесчаника не потребовалось, nоскольку результаты, nолученные по указанным формулам, nоказали , что nри
своей низкой nористости песчаники обладают проницаемостью менее О и
100 %-ой
1
мД
водонасыщенностью. Методика Арчи для расчетов воданасыщенно
сти также не nрименялась, поскольку в условиях низких значений пористости электрокаротаж дает неточные результаты
и
показатели
воданасыщенности
no
методике AptJИ оказываются завышенны JИ. Сравнение проницаемости , получен ной по керну, с расчетными значениями, nоказано на рис.
7.47.
Построеиие Jttoдeлu коллектора В nределах расс.матривае юй nлощади высокочастотные циклы были вы делены в
48
скважинах с учетом структурно-текстурных особенностей nород,
выделенных по пористости . Часть разреза , показывающего окончательный вари
ант стратиграфии среднего интервала верхней части пласта Кли р Форк, nоказав на рис.
7.48.
Для того чтобы соблюдать порядок чередования высоко- и низко-
ГЛАВА 7
316 Циклы
S\'V 7538
S\'V 7531
Sv\' 8542
Пористость
Пористость
Пористость
0,2
0,2
CЛOII
ф11ЛЬТр3Ц11И
2
0,2
0,0
2.5
3
3.5
,-""' = :::::::--
4.5
~=
~
1~ ?
5,5
-.;
7,5
...,~~ 1. . .
1:;-
~
l,J 1-с;·
' \ r-:;
с
:;, р
6,5
7
.о
...; ~':
1
k
с~~
!'-.... ь:::=
"
~
lc:::'.
"'
~~
-~
1
1· Рис.
7.48.
1500 фугов (450 м)
"1"
~~ ~
-"': = !==:
--
5
0,0
~
~~
~
4
G
0,0
f~
>
1100 фугов (330 м)
"1
Частичный разрез среднего интервала коллектора Клир Форк, демонстрирую
щий корреляцию ·tежду высокочастотными циклами и слоями фильтрации , вы деле нны ми на основе нейтронного каротажа пористости.
проницаемых интервалов , каждый высокочастотный цикл был разделен на два
слоя ф11льтрации . Базальный слой представлен песчаниками и nреимущественно глинистыми доломитами, а прикровельный
-
преимущественно зернистыми до
ло 1итами . Средний интервал верхней части пласта-коллектора Клир Форк разде лен на
21 высокочастотный цикл и 42 слоя фильтрации. При построении модели
коллектора эти циклы являются основными геологическими элементами
фильтрации В
-
а слои
основными петрафизическими элементами.
пределах
изучаемой территории
была
проведена корреляция
частотных циклов и слоев фильтрации , послужившая основой для
высоко построе
ния модели коллектора. Разрез среднего интервала верхней части коллектора
Клир Форк, иллюстрирующий указанные циклы и слои фильтрации , показан на рис.
7.49.
В зоне низких значений никакие циклы не описывались , поскольку
эта зона не является частью коллектора вследст вие высокой водонасыщенности ,
типичной дл я зоны перехода . Для целе й дем онстрации петрафизические свой ства были распределе ны внутри слоев фильтрации с помощью интерполяции (рис.
1етодов линейной
7.50).
Гttдродина.лшческая J'tодель Трехмерная модель фильтрации изучае юй п лощади (рис.
7.51)
была по
строена методом интеграции секвентно-стратиграфического детального каркаса , соотношений пористости и проницаемости по данным керна , мелкомасштабной
ПРИМ Е РЫ
7.5.
svv
7521
1 ЕСТ ОРОЖДЕНИЙ
s~ 753
Ко)ффшщеttт rr o ptt CТOCТII
0.2
о
ДОЛОМИТОВЫ 1И КОЛЛЕКТОРАМИ
S'vV 7531
SvV 7523
Ko'}фф tt U.t tettт rtop11cтocтt t
Коэффишt с t rт
fiOpiiCTOCTII
о
110рН СТОС1 11
ор.
о~ о
SvV 542
317
Козфф t щttе t tт
Koэфф ttцt tcttт
Кооффюшснт
110p~tC1"(}('ТI I
n o pttcтocnt
1 10p1tCТOCТII
о
:0
sw 8517 sw 8521 о,
~
§ ."
2
~
о~
о
:>::
о
\D
о.
~t
/
~
~
-
-~
~
Рис .
7.49.
1500
::;;;;~
~
~'
:0
в
\\
Табб
::.::"'
лои фильтраци и
::r
м
Раз рез, иллюстрирующий модель слоев фильтрации в средней части коллек
тора Клир Форк и демонстрирующий индексы от А до
G), 14
7
циклов , привязанных к алевритам (они имеют
карбонатных циклов и
21
слой фильтрации.
пространствеиной статистики , полученной из описаний обнажений , и практи ч е
ского подхода к масштабированию интеграции пористости и проницаемости
[15].
И дентификация и моделирование петрафизических слоев крайне важны для про
гноза влияния , оказываемого заводнением. В данном исследовании выделение слоев основано на высокочастотных циклах и выделенных слоях фильтрации
в зависимости от строения породы. Крупномасштабная неоднородность петро физических параметров пространственно распределена в интервалах фильтрации с резки
1и вертикальными контрастными переходами на границах этих интерва
лов и постепенныl\ш латеральными изменениями. Выделение петрафизических
слоев согласно масштабу интервалов фильтрации в горизонтальном направлении является постоянным (выдержанны
1)
1ежду скважинами , что ведет к появлению
обстановки многопластового коллектора с быстрым те<1ением воды при заводне нии в слоях с более высокой проницаемостыо огибанием слоев с пониженн оli проницае юстью , минимальным перет канием из одного слоя в другой и ра нним прорывом воды к скважине.
Для оценки nреимуществ улучшенной модели для прогноза добычи нефти по сравнению с существующей моделью было проведено моделирование про цессов фильтрации. Существующая модель была создана без учета деталыюга
секвентно-стратиграфического каркаса и выделение пластов п роизводилось ме тодом пропорционального раз мещения слоев между традицион ным и стратигра-
ГЛАВА
31
7
Циклы
;о о
00
Проницаемость по каротажу
Рис.
7.50.
(. ·•Д}
тратамодельный разрез средней части кол 11ектора Клир Форк nостроенный
и наnравлении с запада на носток и отражающий распределение проr-tицаемости .
фическими реперами.
ту модель мы будем называть «традиционной» . Модель,
разработанную в данном исследовании с использованием слоев, определенных на основе структурно-текстурных особенностей пород и высокочастотных цик лов
мы буде 1 называть «улучшенной». Площадная сетка улучшенной модели
была выбрана таким образом, чтобы она точно совпадала с сеткой традицион ной
юдели и для построения обеих моделей использовался один и тот же набор
анньтх ГИС. Также в обеих моделях применялея одинаковый упрощенный набор контрольных скважинных параметров .
Приемистость пласта и скорость движения воды при нагнетании являлись те ш отражающими свойства коллектора факторами ном исследовании .
которые изучались в дан
равнение пропюзов приемистости
пласта и скорости дви
жения воды в двух моделях было достигнуто путем моделирования нагнетания
однофазного индикатора , что позволило избежать дополнительных трудностей при моделировании заводнения. Таким образом остаточной во онасыщенности , ни
ни показатели начальной и и
юделирование относительной проницаемо
сти не понадобились. В качестве однофазного флюида выступала несжи rаемая жидкость постоянной вязкости.
7.5 .
ПРИМ · РЫ
IE ТОРОЖД НИЙ
(а)
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
(Ь)
1
Модель, основанная на циклах
Пролорциональная модель
Тройное вертикальное
1
1
о
319
05
1
увеличение
Концентрация индикатора (доли ед.)
Рис.
7.5 1. Результаты
10 елировання с nомощью индикатора. (а) Характер течения инд11-
катора в юдифицированной модели nри нагнетании воды в количестве , равном одному лоровому объему. (Ь) Характер течения индикатора в традиционной модел1-1 nри нагне тании воды в количестве, равно 1 о но
ty
лоровому объе
ty.
В прове енном ранее исследовании было достигнуга точное совлад ние тра диционной мо е и зава нения с реа ьными локазателями отдачи пласта в свите
Клир Форк на месторождении
Cayr
Уоссон. Такой результат был лолучен бла
годаря использованию коэффициента
knp.u/ kнp. r· =
О
0002
для уменьшения nе
ретока между слоями и увеличению горизонтальной nроницаемости вдвое дпя
адаnтации nластового давления . В данном исследовании улучшенная моде ь бы ла схожа с тра иционной в том
что в обеих моделях были использованы одни
и те же несжимаемые реагенты замещения (индикаторы) и согласованы два ука занных выше параметра.
В улучшенной модели коэффициент лью
ки.
получить тот
Однако для
же
ко ффициент
достижения
этого
knp.o/ knp.г
охвата
при
соответствия
был скорректирован с це неизменном
nотребовался
объеме зака
-
коэффициент
knp.u/ k 11 р.г = О. 02 т. е. на два порядка больше, чем величина необходимая д я
традиционной модели
и гораздо более близкий по значению к коэффициен
ту kг1 р. в / kгrp.ro соответствующе
ty средним значени ям , ожидаемым на основе Т11-
nичных данных nолученных nри исследовании полноразмерного керна в карбо
натах. Это улучшение в моделировании свойств коллектора был о полу чено в ре зультате применения уточненного отображения петрафизических слоев в модели.
ГЛАВА
320
7
Характер скоростного распространения индикатора в улучшенной модели
был стратиграфически упорядочен с целью разделить высоко- и низкопроница
емые интервалы фильтрации в средней части свиты Клир Форк и маломощные, но еще высокопроницаемые интервалы фильтрации вблизи кровли нижней ча сти этой свиты (рис.
7.51, а).
Вышеуказанный скоростной характер вещества
индикатора определяется стратиграфическим принцилом выделения петрафизи ческих слоев. В традиционной модели соответствующий скоростной характер
является более случайным (рис.
7.51, Ь).
Улучшенная модель указывает также
на потенциал для увеличения нагнетания в южной части месторождения, чего не предполагает традиционная
модель,
вследствие едва уловимого увеличения
пористости в направлении с севера на юг, которое было выявлено в той части исследования, в которой изучались тренды изменения свойств. Также может по
требоваться детальное сравнение с данными о свойствах коллектора, уже вне ра мок данного исследования, для того чтобы продемонстрировать, что выявленные схемы скорости распространения вещества-индикатора в улучшенной модели го
раздо более точно отражают свойства коллектора. Как бы то ни было, скоростной характер совпадает с геологической интерпретацией свиты Клир Форк на место рождении Саут Уоссон и, следовательно, является более убедительным.
7.5.3.
Коллектор в свите Клир Форк на месторождении Фаллертон
Исследование свиты Клир Форк на месторождении Фаллертон является при
мером использования стратиграфии для определения номеров петрафизических классов в ситуации, когда имеются только гамма- и нейтронный каротаж, то
гда как для описания всего многообразия строения пород требуется во много раз больше данных. Расположенное в округе Эндрюс, Техас (рис. рождение Фаллертон было открыто в
1942
7.52),
место
г., а горизонт в свите Клир Форк
-
в
1953 г. На текущий момент накопленная добыча составляет 39 млн т нефти из 1 250 скважин. Разрабатываемая площадь составляет около 122 кв. км. Началь ные запасы нефти оцениваются в 220-260 млн т товарной нефти при коэффици енте нефтеизвлечения 17 %. Добыча производится из нескольких проницаемых зон в 150-метровой толще известняков и доломитов пермского возраста (свиты Уичито и Нижний Клир Форк). Полный отчет об этом исследовании находится
на веб-сайте Министерства энергетики
[44].
Верт11калыщя IIОследовательность седu.11ентационных структур
В разрезе коллектора на месторождении Фаллертон могут быть выделены
12
фаций на основе данных о типе, размере и сортировке зерен, фациальном
составе, седиментационных структурах и литологии
1)
[44]:
Мадстоуны и вакстоуны приливно-отливной равнины: в основном доломи
тизированные, наиболее широко представленные в свите Уичито и покаль
но
-
в свите Нижний Клир Форк, тесно связанные с фациями приливно
отливной равнины.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
7.5.
321
С (север)
Нь~М::~·~~
~ А)~
Мскс11ко
i
1 ~a.'LICfП;~
. .?=-""""~-~rя~ Бассейн \ : Мидлен,"\ --.t..:~~~~-~:~c:~J • /
Техас \ Бассейн \
{ \,
:.
. Мидлснд'
Делавар
..... ~~... 32 КМ '·.,
'---
Платформа Центрального Бассе/!на
О Скважины с отбором керна
О
4000футов
...............
о
Рис.
1000
7.52.
Фаллертон
2)
м
Расnоложение
исследуемого участка свиты
Клир
Форк,
месторождение
[ 17].
Обогащенные глинами карбонатные мадстоуны: как правило, маломощные и распространенные локально, тесно связанные с супралиторальными фаци ями мадстоунов и вакстоунов.
3)
Субаэральная зона приливно-отливной равнины: выделение произведено по фенестрам, пизолитам, трещинам усыхания, микробной (микробиологиче ской) слоистости и отмеченным изменениям уровня моря в свитах Уичито и Нижний Клир Форк.
4)
Пелоидные вакстоуны: преимущественно глинистые фации с ходами ило едов, отлагавшиеся в низкоэнергетической подприливной обстановке.
ГЛАВА
322
5)
7
Пелоидные пакстоуны: преимущественно глинистые отложения с ходами илоедов и значительным количеством пелоидов (возможно , фекальных пел
лет), отлагавшиеся в низкоэнергетической подприлИвной обстано в ке .
6)
Пелоидные преимущественно зернистые пакстоуны: относительно хорошо отсортированные
пелоиды
в
межзерновом
поровом
пространстве
паксто
унов, Накапливавшихея в подприливной обстановке с умеренным энерге тическим уровнем .
7)
Ооидно - пелоидные преимущественно зернистые пакстоуны и грейнстоуны: в дополнение к пелоидам содержат ооиды и скелетные зерна, умеренной
(преимущественно зернистые пакстоуны) и хорошей (грейнстоуны) сорти ровки , что позволяет предположить обстановку с умеренным до высокого уровнем энергии.
8)
Фузулиновые вакстоуны и пакстоуны: наиболее распространены в свите Нижний Клир Форк, вскрыты в местах с предполагаемой глубиной воды
30
м и более, что делает их самыми глубоководными фациями в разрезе
tесторождения Фаллертон.
9)
Скелетные вакстоуны и пакстоуны: найдены , как правило, в Нижнем Клир Форке, содержат обломки моллюсков и криноиды , что предполагает низко энергетическую обстановку внутренней платформы.
10) Онкоидные вакстоуны и пакстоуны: в большом количестве встречаются в ба зальной части свиты Нижний Клир Форк по всей площади месторождения ,
содержат фузулиниды и другую фауну, что позволяет предположить седи ментацию в условиях открытого моря во время затопления платформы .
11) Алевролиты и песчаники: приурочены только к с в ите Табб, перекрывающей свиту Нижний Клир Форк , но следы их присутствия часто обнаруживаются в мелкоприпивных и прил ивно-отливных фациях.
12) Литокластические (обломочные) вакстоуны: маломощные прослои прилив но-отливных структур , перекрывающих приливно-отливные фации . Продуктивный интервал на месторождении Фаллертон делится на секвен ции и циклы на основе смены вертикальных последовательностей седимента
ционных фаций , выделенных по описанию керна. Установлены две секвенции: леонардекая
1 (L 1) и леонардекая 2 (L 2). Большая часть коллектора приурочена L 2, которая в свою очередь разделена на четыре высокочастотных секвенции (ВЧС): леонардскую 2.0 (ВЧС L 2.0), леонардскую 2.1 (ВЧС L 2.1), леонардскую 2.2 (ВЧС L 2.2) и леонардскую 2.3 (ВЧС L 2.3) (рис. 7 .53). к секвенции
Свита Уичито сложена различными фациями приливно -отливной зоны, ко торые образуют две секвенции: высокого стояния уровня моря грессивную
(L2)
(рис.
7.54).
(L 1)
и транс
Первый из них соответствует обращеннОI\·tу к су
ше прили вно-отливному эквиваленту бассейновых фаций внешней пл атформы
свиты Эбо, а трансгрессивный отдел секвенции
L2
соответствует обращенному
7.5.
ПРИМ ЕР Ы МЕСТОРОЖДЕ НИЙ С ДОЛОМ И ТО ВЫМИ КОЛЛЕ КТОРАМИ
'
Гаммакаротаж (ГК)
Секвенции
100
о
j
Пористость
"'"' "'
о
0 ,3
с
~ ~
"'
20~5
2 100
}
t
2115
.0:::::
2130
~ ~F'"
t
:с
Рис .
7.53 .
~
LC 4 LC5 I .C;дLC 6 Ц..'.;д
LC 7 9
\\' 5оЛ
\\>'5
Нсnроки цасмый liHТC рвал
\V ~ \\'::J•.\
\\'ЗА \\'9
""'
~
е
\\' .IЛ
2190
222v
о
~
I.С'З,,
~
2175
11
WIH
\\11 \\' IЛ \•\12 \\' ' \\13 \\'Зд \'\'4
220с
<;
Р..
фильтра-
LC'9ЛLC 1u
-
2160
(r--
LС З
1'0" 1,С
~
_L_
.:::::
LC2y
Слои
LC'ALC
2115
~
I.CI.\. ..._ С 2
LCfi:\
Г"'=- ~
:z
~
'i,
::.::
LC 1
~
-~
Свиты
~
2070
12.0
циклы
205
~
12.1
частоп~ые
(ВЧ Ц)
;>..
г
12.2
Вы со ко
~
6 <О
>
12.3
323
1~
\V 10 "'"'' \,\1 11 ~~::~~ \\1 12
Тиnичны й каротаж, демонстрирующий свиты, секвенции, высокочастотные
циклы и слои фильтрации на месторождении Фаллертон
(44]
к суше приливно-отливному э квиваленту подприпи вных фаций в базальной ча
сти свиты Нижний Клир Форк. В нескольких образцах керна, отобранных н иже границы секвенций
L1
и
L2
в средней части свиты Уичито, обнаружены при
знаки образования карста (рис.
7.54),
а так же в керне одной из скважин обнару
жены интервалы полимиктовой брекчии толшиной от
7,5
до
18
м . Их локальное
распространение и другие характеристики указывают на процессы образова ния
карста и позволяют предположить, что они образавались в результате заполнения осадком карстовых пещер .
Секвенция L 2 подразделяется на четыре высокочастотных секвенции (L 2 .0, L2.l , L2.2, L 2.3) (рис. 7.54). ВЧС L2.0 отражает начальное затопление плат формы, последовавшее за выходом территории на поверхность в конце пред шествовавшего периода
L 1.
На территории месторождения она представлена
межnрипивными фациями nриливно-отливной равнины верхней части свиты Уи чито . Основная часть ВЧС
L 2. 1
свиты Нижний Клир Форк п редставлена ба-
ГЛАВА
324
7
Обращенный к суше
Табб ·-
-~
-
-
Обращенный к морю
-
-.1
-
-
LЗ
-----
Нижний
Клир
L2
Фор к
Уичито
Ll
Эбо
ФАЦИАЛЬНЬfЕ ТРАКТЫ
D D D
Комплекс фацнi1 в11утреннеrо рампа
11
пpttлttнttO·OТЛttnlloii равнины
вчс
Вакстоун инугреннего рампа
С фаШIЯМII ПpiiПitOIIO•OТЛti BHOii paoiHIItЬJ в кроопе
rрсб11я paмrta Фузул ннооые вакстоувы
11
• Рис .
7.54.
Ll
Сложная ccквciiUIIЯ
r:::j
И нтсрвал KOJUicкropa
•
Обогащенный зернам н пакстоуtt
1tакстоун~1 внсш11еrо рампа
60 м
Высоко•tастотная секвенция
КарстовЬJс бpcкчtttt
11 конгломераты
Алеор1ГГ11СТЪJС В.1КСТОУIIЬI
11 aлcopOЛIIl'Ьt
трансгрессноной
CIICTCMЬ\ т раt.'ТОВ
Схематический разрез
1есторождсния Фаллертон , демонстрирующий свиты ,
секвенции и общее расnределение фаций
[44).
зальны tи породами подприливной платформенной фации, а ее верХliяЯ часть
-
прилив~ю-отливными фациями высокого стояния уровня моря. Это указыва ет на резкую смену седиментационной обстановки от межприливной равнины
(свита Уичито) до подnриливной (базальная часть свиты Нижний Клир Форк). ВЧС
L 2.2
сходна с ВЧС
L 2. 1 тем
что отражает базальный
таn
nредставлен
ный трансгрессивными приливно-отливными фаци.я tи средний этап, представ ленный в основно 1 nодnрипивными фация tи
и самый верхний этап высокого
стояния, nредставленный nриливно-отливны tи фациями . ВЧС лах
месторождения
ющими
к
кровле
состоит
из
ограниченных
nриливно-отливны 1и
подприпивных
отложениями
и
L 2.3
осадков
nерекрыта
в nреде с
tеле
кремнисто
обломочными nородами свиты Табб. Главной целью выделения циклов является создание корре яционноrо кар
каса на основе изохронных поверхностей . Эти nоверхности формируют основ ные границы корреляции, используемые для nостроения
юдели коллектора и вы-
7.5.
ПРИМЕРЫ МЕ ТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛ
Е КТОРАМИ
325
деления высокочастотных циклов (ВЧЦ). Вследствие того, что свита Уичито сло
жена фациями внешней и' внутренней приливно-отливной равнины , вы елять и коррелировать циклы представляется затруднителъным. Выявлен всего один пласт, про который можно с уверенностью сказать что он сложен nодnриливны
ми фация tи. В основном корреляция основана на пористости и выделении слоев известняков и
ми
-
оломитов
из которых пористыми являются доломиты
а nлотны
в основном известняки и иногда доло tиты. Предполагается, что каждый
доло tитовый горизонт сформирова ся в ходе просачивания сверхсоленых вод
вниз из приливно-отливных фаций в отливной равнины. По
tежпри ивные фации внешней nриливно
той причине доломитовые прослои выбраны для мар
кировки кровли высокочастотных секвенций (рис. мы разделили свиту Уичито на
10
до
W8
Wl2.
Интервал между
W5
и
ВЧ
7.55).
Применяя этот подход
пронумеровав их от
Wl
до
W5
и от
W8
является низкопористым и в нем подразделе
ния не делались.
ВЧС
L2.1
подразделяется на семь высокочастотных циклов (рис.
ти циклы получили номера от
LC4 до LC10. Нижние
7.53).
циклы относятся к транс
грессивным и обычно изменяются вверх по разрезу от фузулиновых и онкоидн ы преимущественно глинистых фаций до боле
отсортированных обогащенн ы
· 11 -
лоидами и п рекрываются приливно-отnивными фациями в кро вле. Верхни~.: uнк лы относятся к высокому стоянию уровня моря и, как правило, представлены n е
лои ными фациями в основании и зернисты ·tи пе оидо- и оои осадержащими
фациями в кровле . Два верхних цикла сложены межприпивными и приливно отливными фациями внешней и внутренней приливно-отливной равнины.
Определение циклов в доломитах ВЧ
L 2.2
является затруднительным
вс едствие их низкой пористости. Однако три ВЧС были предположительно вы делены на основании единичных образцов керна из известняков. Эти ВЧ ставлены тре 1я ме еющими вверх последовательностями фаций
номера от це
LC 1 до LC 3. Три
пред
получивши tи
цикла были nодразделены на восемь автоциклов для
й полного картирования месторождения
но
ти подразделения не испо ьзо
ва ись в имитационной модели.
Высокочастотная
L2.3.
цикличность наилучшим образом опреде яется
в ВЧС
Эти породы подприпивного цикла с фациями приливно-отливной равни
ны в кровле коррелируются
егче, чем в ВЧС
L 2.1
и и
L 2.2.
Однако эта ВЧС н е
считается частью коллектора и не включена в его модель .
Ollucaнue
cmpJ ктурио-текстурных
особеииостей и иетрофизические
своиства
В хо е исследований месторождения Фал 1ертон для оценки проница смости
и нача ьной во онасыщенности были исnользованы форму ы расчета прониuа емости по пористости для сnецифических типов пород и модели капиллярного давления
[22) .
В разрезе как известняков
так и
оломитов отмечено бот,шое
раз нообразие структурно-текстурных особенностей, таких как 1) известняковые ооидно-каверново-слепковые rрейнстоуны класса
1· 2)
nреимущественно зерни-
ГЛ АВА
326
7
0:
Петрофации
Е
no
о
__.....
Гамма-
:;:
е::
Пористость
:s::
'-'
каротаж
"" ж
:s::
о
0,3
<
s
о
<.>
~
~
;;
:s::
i ~ ~~
Э ,: и .:
~
~
2150
.с::::::..___.,
~
~
::;
е=;
\\2
~ ~
? 1(;<;
§
<-
V\4 р
~
ц
~
21
о
~
~
}
.0::::::::::
2195
""
.-s
с
=-
~
~
"'С..
<
~
--
-' :::::.
~
2225
<
-
>
W9 WlO
~
~
-<
:2 с:-'
1~
~
-
=
(.
Диаграммы ГИ
'"''
~
~
7.55.
W5
-с:::
~
Рис .
wз
=
~
-
1-'
~
"'"1.
~
~~ ~а.
~ ~~ сН! ~~
__.
-='-
~
::
и ел о и
фил ыр ации
~ ~~'JЧf~s t;~ ~~= ~=~~
1"
<-.2-
~~
Wl
~
"---====-
2~ 2~ =t =
:;
;
>.
с
100
Ци КЛ ЬI
%
~
\0
о
шлифам
g
=
проведеиные в отложениях свиты Уичито, демонстрируют
высокочастотные циклы и слои фильтрации , осиованные главным образом на nористости и литологии.
ПРИМЕРЫ М
7.5.
ТОРОЖДЕНИЙ
стые nакстоуны класса
2·
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛ
~) вакстоуны класса
3
КТОРАМИ
327
доломитовые породы nредстав
лены средне- и тонкокристаллическими nреимущественно зернистыми пакстоу
2 среднекристаллическими nреимущественно 2 и тонкокристаллическими nреимущественно класса 3. Если значения проницаемости нанести на
нами класса
глинистыми доломи
тами класса
глинистыми доломи
тами
этого nоказателя от
график зависимости
1ежчастичной nористости для указанных тиnов структур
то данные сгрупnируются в областях nетрафизических классов
и
1 2
3,
как
и nредnолагалось по nрогнозу. Однако межчастичную nористость невозможно рассчитать ,
nоскольку
nрактически во
всех скважинах на этом месторождении
был nроведен только га ·tма- и нейтронный каротаж.
Поэтому для nостроения зависимости проницаемости от nористости был исnользован кросс-nлот структурно-текстурных особенностей nор од, оnределен
ных на основе общей nористости
[ 17].
Тонкокристаллические доломиты харак
3, 3 (рис. 7.56, а).
теризуются низкой кавернавой nористостыо и груnnируются в области класса
как и ожи алось и эта групnа оnределяется формулой для класса Преимущественно глинистые известняки класса
3 также
ристостью и имеют лроницаемость ниже О
Относящиеся к классу
1 мД.
отличаются низкой по
2 средне
кристаллические nреимущественно глинистые доломиты , преи ·tущественно
11. -
н истые долоnакстоуны и
преимущественно зернистые лакстоуны концентри р)
2
что совладает с nроrнозом, и эта груnпа харю,"Тер изу
ются в области класса
ется зависимостью класса стоуны класса
2
(рис.
1 расnолагаются
7.56, Ь).
Ооидно-каверново-слеnковые грейн
в об астях классов
2
и
поскольку слепковая
3
пористость оказывает лишь незначительное влияние на проницаемость . По то му ооидно-каверново-слеnковые грейнстоуны груnnируются вместе с фациями
2.
класса
Единственной nородой которая совnадает с областью класса
1
являют
ся среднекристаллические доломиты с содержанием nойкилотоnного ангидрита
выше
10%
(рис .
7.56
с). Приtiиной такого распределения является то, что очаги
ангидрита уменьшают nористость до нуля , не изменяя размер пор в окружаю
щем ске ете nороды. Таки 1 образом
nредставляется , что nетрастуктуры
с большим основанием быть сгруnnированы в nетрафизические классы Проницаемость
юrут
1 2
и
3.
южет быть рассчитана через зависимость nроницаемости от
nористости с nодстановкой nоказателей общей пористости и nетрафизического класса.
Оценки начальной
воданасыщенности
nроизводились на основе модели
каnиллярного давления, которая устанавливает соотношения
водонасыщенностью
tежду начальной
соответствующей конкретному nетрафизическому классу,
с одной стороны , и nористостью и толщиной коллектора
-
с другой. Как часть
данного исследования были nостроены шесть новых кривых каnиллярного давле ния для класса
1,
которые хорошо соответствовали характерной для этого класса
модели . Для класса
2 были
nостроены
11
новых кривых каnиллярного давления
они указывали на несколько nоиижеиную начальную воданасыщенность по срав
нению с характерной для лярного
того класса моделью . Также
авления были построены для пород класса
11
3
новы х кривых каnил по н им была выявле
ны значительно более низкая началъная воданасыщенность чем по характерной
ГЛАВА
328
7
Зависимость
(а)
для nетрофизического класса
Уичито
i i/1~-''~~
1000 100
~ ~ Клас
10
1.~
.~
1/
0,1
о
. 0.011
~
/
3 Фации nриливно отливной равнины
• сЗ
Тонкокристаллические ДОЛОМИТЫ
о
Среднекристаллические ДОЛОМИТЫ
v.w
.
о
~~о.
:
••
10 Зависимость
(Ь)
ВЧС
для nетрофизи•tеского класса
L 2.1
1000
~-
1
'-.".
1_1 .!·
Кл•il
100
v;Кл.~
. ·.t' IJ ?l li" .v.o • .J.
о
0.1
1/ 1
1
/VT cJ
2
о Извсстковистые Jl!СЙнстоуны •
Известковистыс nреимущественно зернистые nакстоуны
"
Известковистые nреимущественно гщншстые nакстоуны, вакстоуны и мадстоуны
/
•
Среднекристалтtчсские доломиты
•
Тонкокристалтt•tсскис доломиты
•
Приливно-отливные фащш
10
Пористость
(%)
Зависимость для nетрофизического класса
(с)
ВЧС
L 2.2
'-....
1000
~ ..."'<.> .,::. "'==
i/к.,а!с 1 1 1 '1
100
10
=
1/·
х о
Q.
t::
1/ 1 0 •1 1
Рис.
7.56.
t;l
~~ )клзс llj / v 1'.· r, ~ •
о
1
сЗ
v
10
Пористость
(%)
Кросс-плот проницаемости от пористости для трех стратиграфических ин
тервалов, отражающих характерные изменения. (а) Свита Уичито, относящаяся к пет рофизическому классу
3,
который характеризует тонкокристаллические преимуществен
но глинистые доломиты, обнаруженные в фациях внешней приливно-отливной зоны. (Ь) Высокочастотная секвенция
L 2.1,
соответствующая петрафизическому классу
2,
ко
торый характеризует сложные фации в подприливных циклах. (с) Высокочастотная се квенция
L 2.2,
демонстрирующая петрафизический класс
лриливные доломиты класса
2
1,
который характеризует под
с большим содержанием пойкилотолного ангидрита
[ 17].
7.5.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
329
модели. Четыре зависимости были получены для ооидно-каверново-слепковых
грейнстоунов, эти зависимости совпадают с зависимостями класса 3. Для пород классов 2 и 3 были разработаны новые модели. При этом приме нялея метод [51] для характеристики кривых капиллярного давления. Этот метод позволяет оценивать минимально возможную водонасыщенность, входное капил
лярное давление и форму кривой капиллярного давления (так называемый
«G-
фактор») на основании кросс-плота, отражающего долю полного объема пора вого пространства, занятого ртутью, и входное капиллярное давление, скоррек
тированные для поверхностных условий. Исследования, проведеиные в той же области, показали, что экстраполированное входное капиллярное давление очень хорошо соответствует пористости, несмотря на то, qто корреляции различались
в каждом отдельном случае. Однако между пористостью и G-фактором корреля ция не установлена, поскольку каждый петрафизический класс имеет свой соб ственный G-фактор. Использованные модели (преобразования) приведены ниже:
Класс
н-о.:нв х k- 1·7 "15 1 k во =о ' 015?4. n kво = 1 [2,71828(-0,2/(log(50.1П4·H/(k,;-2,:<:Jщ))))] 2
Класс
3
Класс
kно
=
1 _
[
2,71828(-0.1 / ( log(1.2555·H/(k11- l !•J j ) j ) )) ) ]
Hop.;JtШIUЗUl(UЯ различиых структурио-текстуриых особеииостей пород,
ceдu.Jteumaцuouныx структур и даииых ГНС В большинстве скважин на месторождении Фаллертон были проведены только нейтронный каротаж и гамма-каротаж. Высокое содержание урана в отло жениях свит Клир Форк и Уичито делает гамма-каротаж практически бесполез
ным для привязки структур пород или фаций. По нейтронному каротажу мож но получить общие данные для корреляции высокочастотных циклов. В нижней части свиты Клир Форк, в ВЧС
L 2.1
и
L 2.2,
нижележащие преимущественно
глинистые породы отличаются более низкой пористостью, чем вышележащие преимущественно зернистые (рис.
7.57).
Анализ структурно-текстурных особен
ностей и пористости показывает, qто средняя пористость преимущественно зер
нистых долопакстоунов равна у нов
- 9,4 %,
11 ,5 %,
а доловакстоунов и доломадстоунов
грейнстоунах отмечена пористость
стоунах-
преимущественно глинистых долопаксто
8,2 %,
14,9 %,
- 4,9 %.
В известковистых
в преимущественно зернистых пак
в преимущественно глинистых отложениях-
7,3 %.
Однако ис
пользование этих значений напрямую не представляется возможным, поскольку
имеет место существенное перекрытие значений пористости между этими двумя породами. Поэтому для картирования циклов в нижней части свиты Клир Форк были использованы высокочастотные циклы, характеризующиеся увеличением
пористости вверх по рюрезу, и профили пористости. В свите Уичито четких взаимосвязей между породами и значениями пори стости не отмечено, поскольку циклы, как правило, сложены преимущественно
ГЛАВА
330
ГК (АНИ)
7
Пористость
(доли ед.)
о
о
11
LC 8
LClO
19 О Известняки
•
Доломиты
[]]]ill
Огложения nриливно-отливной равнины
D
Дологрейнстоуны Преимущественно зернистые nакстоуны
• Рис.
7.57.
Преимущественно глинистые доломиты
Каротажные диаграммы секвенции
L2.1
в нижней части свиты Клир Форк,
де11юнстрирующие высокочастотные циклы и слои фипьтрации
выделение которых ос
новано на увеличении nористости по вертикали. Секвенция разделена на нижний низко пористый и верхний более высокоnористый слои фильтрации.
глинисты ш известняками или тонкокристаллическими преимущественно глини
стыми доломитами. ВЧС в этой свите, видимо, являются циклами с отложения ми nриливно-отливной равнины в кровельной части, где доломиты nерекрывают известняки. Доломиты обычно пористьrе, а пористость известняков не превыша ет
3 %.
Следовательно, nрофили пористости отражают nереход от низкоnористых
известняков межприливной зоны к высокоnористым фациям внешней и внутрен ней nриливно-отливной равнины (рис.
7.55).
В некоторых ВЧС и низкопористые,
и высокопористые отложения представлены доломитами, и предполагается
что
7.5 .
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖДЕНИI';'I С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
331
приливно-отливные фации залегают в кровле высокопористой зоны. Таким об
разом , увеличение пористости по вертикали определяет высокочастотные циклы с фациями приливно-отливной равнины в кровле и используется для картирова
ния свиты Уичито. Вертикальная последовательность от преимущественно глинистых к пре имущественно зернистым отложениям не может быть использована для оценки петрафизического
класса ,
необходимого для расчетов , поскольку
преимуще
ственно глинистые доломиты могут относиться к любому из трех классов, в за висимости от размера кристаллов. Преимущественно зернистые породы могут относиться и к классу
и к классу
1,
2
и иметь разные значения изолированно
каверновой пористости. Эта проблема была решена с nомощью ун икального
метода. Вместо nривязки разнотипных пород к каротажу, они были привязаны к стратиграфии. Свита Уичито представлена в основном тонкокристаллически ми преимущественно глинистыми доломитами класса
3.
Некоторые отложения
приливно-отливной равнины имеют более высокую nроницаемость из-за фене стрового типа пор. Также присутствуют относящиеся к классу
2
nреимуществе н
но зернистые долопакстоуны и среднекристаллические преимущественно глин н
стые доломиты, но они малочисленны и распространены лишь локально. Таки .
1
образоl\·1 , для определения проницаемости и начальной воданасыщенности в св н
те Уичито были использованы формулы для класса
3
и модель капиллярно го
давления, вместе с общей пористостыо . ВЧС
в свите Нижний Клир Форк представлена породами с различны
L 2.1
ми структурно-текстурными признаками. Большинство преимущественно глини
стых отложений прошло процесс доломитизации и трансформировалось в сред некристаллические доломиты класса
также относятся к классу
2,
2.
Преимущественно зернистые пакстоуны
причем как известняки , так и доломиты. Ооидно
каверново-слепковые грейнстоуны на графике концентрируются в областях клас сов
2
и
3,
но характеризуются как класс
2,
хотя их проницаемость иногда оказы
вается оцененной слишком высоко. Соответственно , подприливные циклы ВЧС
L 2.1
относятся к классу
2.
также присутствуют в ВЧС
Преимущественно глинистые известняковые породы
L2.1
и относятся к классу
3.
Однако они характеризу
ются низкой пористостыо и проницаемостью менее О , 1 мД, а для расчетной про ницаемости такой величины используется зависимость класса зависимость класса
3
2.
Соответственно ,
для расчетов прониuаемости и начальной воданасыщенно
сти не требуется.
Два самых верхних цикла ВЧС
L 2.1 ,
однако, представлены межприпивны
ми и приливно-отливными фаuиями. Структурно-текстурн.ые особенности соот ветствуют тонкокристаллическим преи rущест венно глинистым доломитам клас
са
3.
ВЧС
Таким образом, несмотря на то, что пять нижних высокочастотных цикла
L 2.1 ВЧС
относятся к классу
L 2.2
2,
два верхних соответствуют классу
в свите Нижний Клир Фор к в северной части
3.
1есторождения
представлена доломитами с включениями небольтих «сгустков» известняков, а в южной
-
переспаивание 1 известняков и доломитов. Доломитовые породы
преимущественно сложены зернистыми долопакстоунами и средне кристалличе-
ГЛАВА 7
332
ски tи преи tущественно глинистыми доломита tи
и оба относятся к классу
2.
Однако согласно графику многие образцы оказываются соответствующими клас су
а не классу
1,
2
и содержат более
щение из области класса
2
1О%
пой килотопнаго ан идрита .
в область класса
l
то сме
может быть объяснено снижением
пористости в местах скопления ангидрита при сохранении прежнего размера пор
в остальной nороде
[33].
Таким образом , в северной части месторождения ВЧС
соответствует петрафизическому к ассу
L 2.2
1.
На большей территории южной части месторождения Фаллертон извест няки в ВЧС роды
L 2.1
nредстав
ены
и
L 2.2
переспаиваются с
низкоnористыми
оломитами. В
среднекристал
ически
tи
том районе по nреимуществен
но глинистыми доломитами и высокопористы tи nреимуществешю зернистыми
известняками со слепковым поровым nространством. Обе
ти породы на гра
фике зависимости проницаемости от пористости в основном совпадают с об ластью класса классом
2.
Таким образом , южная часть
tесторождения характеризуется
2.
Высокочастотная секвенция
L2.3
в свите Нижний Клир Форк nредставлена
фациями внешней и внутренн й nриливно-от ивной равнины , сл оженными тон кокристаллически 1и преимущественно глинистыми доломитами . Петрафизиче
ский кл асс
3
ает наилучшую характеристику этой секвенции . Следует отметить
что она не является кол ле ктором.
Расчет вертuкШlыtых 11рофuлеu петрофuзuческuх свойств
Как уже было рассмотрено ранее, nроницаемость и начал ьная воданасы
щенность были рассчитаны на основе знач ний nетрафизического класса по у ченных из стратиграфических соотноwений
а также на основе оnределенны
по каротажу величин общей nористости и зависимости для различных nетро фи ических классов. Точность по ученных да нных в большой степени зависит от точности оnределения nористости по каротажу. На месторождении Фа лер
тон nробурсны
60-
1 206
скважин
в которых был nроведен каротаж
отражающий
етнее раз витие технологии ГИС. В сил у трудностей привязки скважин в ко
торых каротаж был nровс ен
о
1960
г. , в данном исследовании
исnользовать нейтронный каротаж только по были оцифрованы
noc te
733
скважинам. Эти
южно было иаграммы
чего з начи тельные усилия был и nриложсны для то
го, чтобы выверить точность цифрового каротажа 11 заголовков относител ьно
бумажны ' диаграм 1. После того, как оба вида диаграмм бы и сопоставлены кривые пористости были нормали зованы и сравнены с да нны tи , nол ученными по керну
[ 18].
Проttицаемость была рассчитана по данным ГИС с использованием фор ·tу
лы расчета nроницае юсти по пористости. Обычно в таких формулах исполь зуются значения межчастичной пористости nоскольку nетрафизические классы
и структурно-те кстурвые индексы базируются именно на них. О нако в да н ном иссле овании петрафи з ический кла сс основывается на общей пористости , а в формуле были исnол ьзованы nетрафиз ический класс, оnределенный по стра-
7.5 .
ПРИМЕРЫ
1 Е ' ТОРОЖДЕНИЙ
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
тиrрафическим соотношениям, и значения общей пористости
333
определенные по
каротажу.
Этот метод успешно nрошел аnробацию в шести скважинах, в которых бы ли отобраны образцы керна (рис.
7.58). Отложения свиты Уичито характеризу 3, и расчетная проницае юсть хорошо совпадает части свиты (секвенция L2). Свита Нижний Клир
ются петрафизическим классом
с nроницаемостью в верхней
Форк характеризуется разнообразием nетрафизических классов . Пять нижних высокочастотных циклов в ВЧС а два верхних
-
классу
3.
L 2.1
соответствуют nетрафизическому классу
расчетной nроницаемости и определенной по керну. ВЧС как nетрафизический класс
2,
Было получено очень близкое совпадение значений
1, и
L 2.2
хараh.-теризуется
в ней также расчетные и опре елеин ые по керну
вел ичины nроницаемости очень б и зки .
Порнетость по •срну
3. Ё ~
гк о
ВЧС
L2.3
ВЧС
L2.2
ВЧС
L2.1
100
..:
(%) о
30
Пор нетость
Прошш;оемость ою •-срну (мД) Рnсчетм
по 1\Вротажу
I IJ)OI-IIЩI1CMOC"I'b
(мД)
(мл оо ед.)
0,3
0.1
IIJOO
о
1000
0. 1
::.:
Р.
о
е
о.
:s:
t:;
:::.::: >:S:
:s:
:I:
:Е
:s:
;:r:
Рис .
7.58.
Гра(!>иttеское изображение расчетов nроницаемости по каротажу nористости
и з нач ниям пстрофизического класса и з стратиграфических соотношсннй с исnользова
нием формулы расчета проницаемости по nористости . Расчетные значеяия близко сов па дают с величинами
nолученными по керну.
ГЛАВ
334
7
Оценка величины начальной водонасыщенности была проведсна с исполь зованием модели капиллярного давления, описанной выше
при этом предпо
лагалось что уровень нулевого капиллярного давлени·я соответствует глубине
1250
м ниже уровня моря. Оnределение водонасыщенности
no
чи может быть осуществлено по данны 1 из нескольких скважин профилей водонасыщенности, nолученных по
nиллярного давления, nредставлено на рис. щенность
методике Ар а сравнение
tето ике Арчи и по модели ка
7.59.
В зонах заводнения водонасы
определенная по методике Арчи, оказывается выше, чем значения ,
nолученные по модели.
_.......
::;: ._, Гамма-
"' :с
:с
каротаж
\0
Пористость
о
(дОJIИ ед.)
>.
о
100
~
2100
211 5
2130
2145
Рис.
7.59. Иллюстрация
расчетов начальной воданасыщенности по каротажу пористости
и значе1шй nетрафизического класса
no
стратиграфическим соотношениям с исnользо
ванием структурно-текстурных моделей каnи лярного давления . nоказателей воданасыщенности с nолученны 1Н в пре
ела
интерва
no
методикс
равнение расчетных
рч11 выявило отклонение
ов заводнения .
Построение обобщающей ;Jtoдeлu ;Jtесторож·дения Высокочастотные циклы были скоррелированы по всей территории изуча емой п ощади с исnользование 1 каротажа nористости и уточнены по гамма
каротажу.
С
nомошью
компьютерного
геологического
юделирования
Гокад
(Gocad)9 была подготовлена трехмерная модель nористости , nроницаемости и на чальной водонасыщенности . Карты демонстрируют, что распределение этих пет рафизических свойств значительно варьирует как латерально
квенциями (рис. 9
7.60).
так и
1еж у се
В северной части площа и nористость обыtшо выше, чем
8 некоторых источниках встречается наnнсанне ГОКАД (GO AD). - При.н. перев.
ПРИМЕРЫ МЕСТОРОЖД Е НИЙ С ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
7.5 .
335
в южной, а в свите Уичито - как правило, выше, чем в свите Нижний Клир Форк .
В нижней части свиты КлИр Форк лучшая пористость в пределах ВЧС
L 2.1.
Карты иллюстрируют дугообразную (арочную) схему распределения пористости на северном куnоле, с пористы 1и отложениями в северо-восточной и южной ча
стях площади и низкопористыми
-
в северо-западной . В свите Уичито величина
nористости больше всего в верхней и нижней частях. В ВЧС
Wl
и
W2
пористые
отложения ограничены северо-восточным участком северного купола. Они также прослеживаются в ВЧС рывистым
характером
W5
в южной части. ВЧС от
расnределения
пористости
W8 по
до
отличаются пре
W 12
площади
месторождения
но ее значения везде высоки.
Нижний Клир Форк
ВЧС
L 2.2
ВЧС
L 2.1
Унчито
СФ
20-25
СФ
26-29
СФ
29-37
СФ
38-39
доли ед .
< 0,05 >о
Расnределение средней пористости
12
мД
<о 1
> 10 Расnределение средней nротщае~юсп1
нн
< 0,2 >0
Расnределение средней нефтеиасышенности
Линейные запасы
<2 Раснределение линейных заnасов углеводородов
Рис .
7.60.
Расnределение nетрофиз ичсских свойств в ВЧС
по груnnам слоев фильтрации
(54).
L 2.2
> 12 и
L 2.1 11
в свите Уичито
ГЛАВА
336
7
Расnределение nрО!iицаемости отражает расnределение nористости и влия ние структурно-текстурного/nетрофизического класса. Нижняя часть свиты Клир
Форк в которой nреобладают nороды классов
1 и 2, характери зуется
значительно
более высокой nроницаемостью чем отложения свиты Уичито в которой nреоб л а ают
nopo
ы класса
3,
даже несмотря на то , что nористость в свите Уичито
обычно более высокая . Однако nроннцаемость в ВЧС вследствие влияния карстовых процессов. Хотя ВЧ низкой пористостыо чем ВЧС содержания пород класса
L 2. 1,
может быть выше
W8- W 12
L 2.2
характеризуется более
но проницае юсть в ней высока вследствие
l.
Начальная во онасыщенност ь отражает влияние высоты над нулевым уров
не ·1 каnиллярного давл ения
а также структурно-текстурного/петрофиз ического
класса. В самых нижних зонах свиты Уичито начал ьная воданасыщенность вы сока
аже несмотря на то , что и з начения пористости тоже высоки, потому что
нулевой уровень капи ВЧС
яриого дав ения здесь очень бл и зок . Воданасыщенность
бли ка по з начения •1 к ВЧ
L 2.2
зуется бол ее низ кой nористостыо к к ассу
2.
L 2. 1,
отя первая секвенция характери
но зато относится к классу
1,
а ВЧС
чае, когда сравниваются объемы углево ородов. В резул ьтате nочти
60 %
угл еводородов приурочены к нижней части свиты Клир Форк (в том числе к ВЧ
L 2. 1 -
Разл ичия в з начениях пористости видны еще более отчетливо в слу
L 2.1)
и только около
30 % -
к верхней tJасти свиты Уи<што
объе 1а
40 % -
в которой
нижние зоны характеризуются хорошей nористостыо но высокой водонасыщен ностыо .
Гидродuщtмuческое ,ttoдeлupoв(lttue Дл я имитационного модел ирования фи л ьтрации выбран участок п ощадью
кв . км
8
характеризующийся наивысшей плотностыо
в которых nроведен отбор керна и (рис .
7.52).
Для
noc
ожения скважин ,
pacno
выnо нены наибол ее качественные ГИС
роения этой мо е н вс
ВЧС были разделены на
ва слоя
фи ьтрации - нижний , преимущественно :л инистый ни з коnористый и верхний
преимущественно зернистый высокоnористый . Окончательная модел ь включает
39
nетротекстурных слоев фил ьтрации (рис .
7.61 ).
Мел комасштабная nетрафи з ическая моде ь свиты Клир Форк на месторож
дении Фаллертон содержит ложенных в
254
сл оях
3 165 [54] . Дл я
1 н ячеек размером
32
х
33
м каждая распо
имитации условий в кол л еh-торах мо ел ь бы
ла ул учшена м етодо 1 введения значений тол щины фильтрационных интервалов .
Имитаиионная мо е ь состоит из
137
тыс. яч еек размером
60
х
60
м и
фи л ьтрации. Значения пористости бы и арифметически усреднены
39
сл оев
а проница
е юст ь и начальная воданасыщенност ь рассчитаны по коррел яция м ст руктурно
текстурноrо/nетрофиз ического кл асса и пористости , как уже бы л о
yno
tян уто вы
ше . Поскольку проющае юсть дл я ими тационной модели была рассчитана по соотношениям проницаемости и пористост и , которые з анижают nроницаемост ь
отдел ьной ячейки в
5
то з начения nроницае юст и бы л и
как nравил о, увел ичены
раз для того , чтобы они соответствовали фактическим
бычи . Проницаемость в слоях фильтрации
W9- W 11
анным динамики до
был а увеличена в
30
раз дл я
7.5 . ;s:
з
ПРИМЕРЫ М ·
ТОРОЖДЕНИЙ
5927
6122
ДОЛОМИТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
6229
~ гv" g.~
u
гк
~-
гк
i
г-
гк ~
~g.
гк
l
~
с
L2.3
~а.
11 4
6429 r--
:х:
337
~
с:
7~ ~
1.2.2
rд.l
~
\, 2.0
Г' '
-.1 Ll
~!
D Рис.
Высокопористые
7.61.
:
:-' .
1
1
{1
Низкопористые
Разрез слоев фильтрации через скважины
в которых был отобран керн в сви
тах Нижний Клир Форк и Уичито на участке имитац11и , иллюстрирующий nрименев.ие значе1тй nористости для nостроения фильтрациоиной модели.
того, чтобы соответствовать объе
ty
воды, извлеченной из связанных с карстооб
разованием трещин, выявл нных ниже границы ВЧС
L I-L2.
Основной nричиной nостроения детальной имитационной модели фильтра ции старых месторождений с карбонатными коллекторами является попытка вы
явить остаточную нефть, которая осталась в це иках в результате заводнен~Lя. Эта цель была достигнута с помощью реконструкции истории разработки ме
сторождения и адаптации модели к истории добычи. Ги родинамическая модель месторождения Фаллертон показала совnадение динамики добычи за период от
мо tента его открытия до в
2002
2002
г. Вариант распределения нефтенасыщенности
г. nоказал низкий ко ффициент охвата nроцессом вытеснения в ВЧС
L2 .2
в силу того , что низкая nористость ограничивает неnрерывность коллектора меж
ду нагнетательной и добывающей скважинами. ВЧС
L 2.1
характеризуется самы
ми лучшими коллекторскими свойствами на всем месторождении но имитацио н~
ное распределение нефтенасыщенности указа о на то что многие участки не бы ли охвачены заводнением в результате латеральной неоднородности по nроница
е юсти (рис.
7.62).
Согласно модели, nористость и непрерывность (связанность)
коллектора лучше всего развиты в ВЧЦ
W1 и
WЗ свиты Уичито. Имитационные
расnределения нефтенасыщенности в слоях фи ьтрации в
2002
г.
показали
де заводнения за
что нефть в
20
и
22,
nроведеиные
тих слоях была полностью вытеснена в хо
исключением участков,
в
которых скважины
н е вскрыли эти
ГЛА ВА
338
7 ВЧС
- - -- - 3050
м - - --
Нефтенасыщенность
L2.1,
Слой фильтрации
15
Скважины,
-
не перфорированные
(%)
•
< б о/с
Пористость
< 20 Рис .
7.62.
Имитация
нефтенасыщеиности
no
да нным на
2002
г.
де юнстрирующая
остаточную нефтенасыщенность nосле 60-лет него периода заводнения: (а) в двух сло я · фил ьтрации в свите Нижний Клир Форк, и (Ь) в двух слоях фильтрации в свите
Уичнто
[54] .
слои (рис.
7.62).
Таким образом
целики нефти
образовавшисся вследствие об
хода отдельных участков потоком нагнетаемой воды связаны со степенью непре
рывности коллектора между нагнетательной и добываюшей скважинами которая может значительно различаться в разных ВЧЦ и слоях фильтрации.
Литература
[ 1] Back W Нет l1a1v В. В. Plumme1· L. N. Ra/111 Р Н. Rigl1tmi1·e С. Т Rubln М. ( 1983) Proce and rate of dedolotnitization: mass transfer and 14С dating in а regional carbonate aquifeг. GSA Bнll . 94, 12:1415- 1429. [2) Beaumo11L Е. De (183 7) Appl ication de calcul а 1'hypothe е de la formation par epigenie des anhydгites, de gyp е et des dolomie .: Soc. Geol. France Bull. 8:174-177.
ЛI1TEr т
[3]
339
1'
Виt!ег
G. Р. (1969) Mode111 evaporite depo itioп and geocl1emi try of coexi tiпg briпes, tl1e abkl1a, Tt11cial оа t, At-abian Gttlf Joumal of Sed. Petюlogy 39:70- 89.
[4] CantJ·e/1 D. Sнa1 ·t Р. , HaпdfoJ"CI R. С.. Kenda/1 С. G.. Geologic and productioп igпificaпce of dolomite treпd Ghawar Fiel.d Saudi Arabia. Geo-AraЬia 6:45- 60.
[5]
Clemeпt
/i(/estplюl Н
(2004) Arab-D re ervoir
J. Н. ( 19 5) Depo itioпal eque11ce апd cl1aracteri tics of Ordovic ian
Red River Re etvoirs Р ппеl Field Willi tоп Ва iп Мопtапа . lп: Roehl RO Clюquette PW, (ed ) Carboпate petюleнm re er oirs. pringer Berlin Heidelberg ew York рр . 85- 106. [6] Da vies G. R. Langlюm e В. S. (2006) tt"Uctш·al\y cot1trolled l1ydrotheпnal dolomite reservoir facie: An overview. APG 8Ltlletit1 90. 11 : 1641 - 1690. [7]
Dejj~11es К.
S. . Lucia F. J. , Wey! Р. К. (1965) Dolomitization of Recent апd Plio-Piei tосепе sediment Ьу marine evapoгitc watet· оп Bonaire etl1et·la11d Antille . ln : Pray L. . Мuпау R. С. , (ed ) Dolomitization and lit . t) ' diagene i - а утро ium. S РМ Spec. PllЬI. 13, рр. 71 - 88.
[8]
Е/и·епЬегg S. . Ebe1·/i С. Р. Baecllle В. (2006) Poгosity-pet111eaЬil ity relation l1ips in Miocene carbonate platfot·m and lopes eaward of the Great Barrier Reef Au tralia (ODP Leg 194, Mation PlateaLt). edimentology 53 6:1- 30.
[9] Elu·enbe1-g S. . adeau Р. Н. (2005) Saпdstoпe v . carbonate petroleum re ervoir : а global per pective оп poro ity-depth and poro ity perrneaЬility relation- hip . AAPG Bнll ., 89, 4:435-446. [ 1О] Evamy В. D. ( 1967) Dedolomi tizatioп апd the development of pores in lime tone . J. Sediment. Pet. 37: 1204- 1215.
rlюmbohedral
[11] Folk R. L. Land L. S. (1975) Mg/Ca ratio апd alinity: two control crystallization of dolomite. AAPG Bull. 59, 1:60- 68. [ 12]
Gal!oи ау
W
Е. .
E1ving
Т Е.
Gaп-ett С. Е..
Atlas of major Теха oil re ervoit·s. Tl1c of Economic Geology, 139 рр.
ovet·
. Belюut D. G. ( 1983) ity of Теха at Att ti11 Bureau
7} le1·
пiver
[ 13] H01-c/ie L. А . ( 1967) The gypsum-a11l1ydrite eqltilibrium at one atmospl1e1·c pre ure. Am. Mi11eral. 52: t 71 - 200. [14] Jenning J ~V. . J1: , Lucia F.J. (2003) Predicting petmcaЬility from well logs in carbo11ates witl1 а liпk to geology for iпterwell perrneaЬility mapping: Society of Petroleum Eпgineer Re ervoir Evaluation & E11giпeering 6, 4:215- 225 . [15] Jenning J W , J1:. Lucia F.J. Ruppel S. . (2007) 30 modeli11g of tratigraphically controlled petrophysical variaЬility in tl1e Soutl1 Wasson Clear Fork Re ervoir, lп Pre s.
ГЛАВА
340
7
[ 16] Jones G. D., Xiao У. (2005) Dolomitization, anhydrite, cementation, and porosity evo1ution in а reflux system: Insights from reactive _transport models. AAPG Bull. 89, 5:577-601. [ 17] Jones R. Н., Lucia F. J. (2004) lntegration of rock fabric, petrophysical c1ass, andstratigraphy for petrophysica1 quantification of sequence-stratigraphic framework, Fullerton Clear Fork field, Texas. In: Ruppel, SC (ed) Multidisciplinaryimaging of rock properties in carbonate reservoirs for flow-unit targeting: Univ. Texas Austin Bureau of Economic Geology, final technical report prepared for U.S. Department of Energy under contract по. DE-FC260lВCJ5351, р. 121-162. [ 18]
Капе
J. А., Jennings J. W.. J1: (2005) А method to normalize 1og data Ьу calibration to 1arge-scale data trends. Society of Petroleum Engineers, Paper No. SPE 96081, 12 р.
[ 19] Kasprzyk А. ( 1995) Gypsum-to-anhydrite transition in the Miocene of southem Poland. J. Sedimentary Research, А65, 2:348-357. [20] Kolodizie S., J1: ( 1980) Analysis of pore throat size and use of the WaxmanSmits equation to determine OOIP in Spind1e Fie1d, Colorado. SPE paper 9382 presented at the 1980 SPE Annua1 Technical Conference and ExhiЬition, Dallas, Texas. [21] Land L. S., Prezblndowski D. R. (1981) The origin and evolution of saline formation water, lower Cretaceous carbonates, South-Central Texas, USA. J. Hydrol. 54:5 1-74. [22] Lucia F. J ( 1995) Rock-fabric/petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization. AAPG Bull. 79, 9:1275-1300. [23) Lucia F.J (1961) Dedoloшitization in the Tansill (Permian) Formation. Geol. Soc. Am. Bull. 72:1107-111 О. [24] Lucia F. J (1962) Diagenesis of 4:848-865.
а
crinoidal sediment. J.
Sediшent.
Petrol. 32,
[25] Lucia F. J (1972) Recognition of evaporite-carbonate shoreline sedimentation. In: Rigby JK, HamЬlin WK, (eds) Recognition of ancient sedimentary environшents. SEPM Spec. PuЬI. 16: 160-191. [26] Lucia F. J. Ке1·аш С.. Wang F. Р. ( 1995) Fluid-flow characterization of dolomitized carbonate-raшp reservoirs: San Andres Formation (Permian) of Semino1e field and Algerita Escarpment, Permian Basin, Texas and New Mexico. In: Stoudt EL, Harris РМ (eds) Hydrocarbon reservoir characterization: geo1ogic framework and flow unit шodeling. SEPM (Society for Sedimentary Geo1ogy), SEPM Short Course 34:129-153.
ЛИТЕРАТУРА
341
[27] Lucia F J., Major R. Р. (1994) Porosity evo1ution through hypersaline reflux do1omitization. In: Purser В. Н., Tucker М. Е., Zenger D. Н., (eds) Do1omites, а volume in honor of Dolomieu. Int. Assoc. Sedimento1. Spec. PuЬl. 21 :325341. [28] Lucia F J., Murray R. С. ( 1966) Origin and distribution of porosity in crinoidal rock. Proc World Petroleum Congr, Mexico City, Mexico, 1966, рр. 406-423. [29] Lucia F J., Conti R. D. ( 1987) Rock fabric, permeaЬility, and log relationships in an upward-shoaling, vuggy carbonate sequence. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, Geo1ogical Circular 87-5, 22 рр. [30] Lucia F J., Капе J. А. (2004) Calculations of permeability and initial water saturations from wireline logs. In: Ruppel SC (ed) Mu1tidisciplinary imaging of rock properties in carbonate reservoirs for tlow-unit targeting: Univ. Texas Austin Bureau of Economic Geology, final technical report prepared for U.S. Department of Energy under contract no. DE-FC26-01 ВС 15351, р. 189-218. [31] Lucia F J., Jennings J. W., Jr., Rahnis М. А., Meyer F О. (200 1) PermeaЬility nnd rock fabric from wireline 1ogs, Arab-D reservoir, Ghawar field, Saudi AraЬi,l. GeoAraЬia б, 4:619-646. [32] Lucia F J. (2002) Integrated outcrop and subsurface studies of the interwell environment of carbonate reservoirs: C1ear Fork (Leonardian-age) reservoirs, West Texas and New Mexico, www .osti .gov/servlets/purl/811895-
4EHgbz/native/ [33] Lucia FJ., Jones R. Н., Jennings J. W. (2004) Poikilotopic anhydrite enhances reservoir quality (abs.): AAPG Annua1 Convention Abstracts Volume, v. 13, р. А88.
[34] Lucia F J. (2004) Origin and petrophysics of do1ostone pore space, In: Braithwaite С. J. R., Rizzi G., Darke G .. (eds), The geometry and petrogenesis of do1omite hydrocarbon reservoirs, London, Geo1ogical Society, Specia1 PuЬ\ications 235, рр. 141-155. [35] Lucia F J. ( 1968) Recent sediments and diagenesis of South Bonaire, Netherlands Antilles, J. Sediment. Petrol. 38:ХХ. [36] Me/im L. А., Anse/mitte F S., Eberli G. Р. (200 1) The importance of pore type on permeaЬility of Neogene carbonates, Great Bahama Bank. In: Ginsburg RN (ed) Subsurface geology of а prograding carbonate platform margin, Great Bahama Bank: Resu1ts of the Bahamas drilling project. Society for Sedimentary Geology Special PuЫication 70, рр. 217-241. [3 7] Mo1·row D. W. ( 1990) Dolomite-part 1: the cheшistry of dolomitization and dolomite precipitation. ln: Mcllreath, IA, Morrow, DW (eds) Diagenesis. Geoscience Canada, Reprint Series 4, рр. 113-123.
~42
ГЛАВА 7
:З8] Миггау
С.
R. 30:59-84.
[39]
Мштау
[40]
Миггау
( 1960) Origin of porosity in carbonate rocks. J.
R. С. (1964) Petrol. 34:512-523.
Ьу
Origiп
Sediшent.
and diagenesis of gypsum and anhydrite. J.
Petrol.
Sediшent.
R. С.. Lucia F. J. (1967) Cause and control of doloшite distribution rock selectivity, Geological Soc. of America Bulletin, 78:21-36. Е.
D. ( 1992) Relationship of porosity and penneaЬility to various derived froш шercury injection - capillary pressure curves for sandstone. AAPG Bull. 72:191-198.
[41] Pittman
paraшeters
[42]
Рон•аs
ln:
AraЬian Upper Jurassic carbonate reservoir rocks. WE, (ed.) Classification ofcarbonate rocks, AAPG Меш 1:122-192.
R. W. ( 1962)
Наш.
Jones R. Н. (2004) Facies, sequence stratigraphy and porosity developшent in the Fнllerton C\ear Fork reservoir. ln: Ruppe1, SC (ed) Mu1tidiscip1inary iшaging of rock properties in carbonate reservoirs for flowunit taгgeting: Univ. Texas Austin Bureau of Econoшic Geology, fina1 technical report pгepared for U.S. Departшent of Eneгgy under contract no. DE-FC260IВC15351, р. 1-120.
[43] Ruppel S.
С..
ed. (2004) Multidisciplinary iшaging ofrock properties in carbonate flow-unit targeting: Univ. Texas Aнstin Bureau of Econoшic Geo1ogy, final technica1 report prepared for U.S. Departшent of Eпergy нnder contract по. DE-FC26-0IВC15351.
[44] Ruppel S.
С.,
reseгvoirs fог
[45] Ruppel S. С., Jones R. Н. (2006) Кеу role of outcrops апd cores in carboпate гeservoir characterization and шodeling, Lower Permiaп Fullet1on fie1d, Pennian Basin, USA. ln: Harris РМ, Weber LJ (eds) Giant hydrocarbon reservoirs of the world - froш rocks to rcservoir characterization, SEPM/AAPG Core Workshop, AAPG Annual Meeting. [46]
Salleг А. Н.
(1984) Petro1ogic and geocheшica\ constraints on the origin of subsurface do1oшite, Enewetak Atoll: an ехашр\е of do1oшitization Ьу nonnal sea-water. Geology 12: 217-220.
[47]
Scl1mokeг dictaЬ!e
J. W., Hal/ey R. В. (1982) Carbonate porosity versus depth: relation for south Florida. AAPG Bull. 66, 12:2561-2570.
а
pre-
[48]
Sclюl/e Р. А .. И/та D. S.. Melim L. А. (1992) Late stage calcites in the Pennian Capitan Fonnation and its eqнivalents, De1aware Basin шargin, West Texas and New Mexico: evidence for replacement of precursor evaporites. Sedimentology 39:207-234.
[49]
Sclu·eiheг В. С.,
F1·iedman G. М.. Decima А., Schгeibeг Е. ( 1976) Depositional environments of Upper Miocene (Messinian) evaporite deposits of the Sici1ian Basin. Sedimento1ogy, 23:729-760.
ЛИТЕРАТУРА
343
[50]
Swш·t Р К., Cantrelf D. L., Westphal Н., Hand_foni С. R., Kendall С. G. (2005) Origin of dolomite in the Arab-D reservoir from the Ghawar Fie1d, Saudi Arabla: Evidence from petrographic and geochemical constraints. J. Sediment. Research., 75, 3:476-491.
[51]
Tlюmeer J. Н. М. ( 1960) Introduction of а pore geometrical factor defined capillary pressure curve: AIME Transactions, v. 219, р. 354-358.
Ьу
the
[52] Wang F. Р, Lucia F. J. Keгans С. (1994) Critical sca1es, upscaling, and modeling of shallow-water carbonate reservoirs. Society of Petroleum Engineers, Paper No. SPE 27715, Midland, Texas, рр. 765-773. [53] Wang F. Р, Lucia F. J., Kerans С. (1998) Integrated reservoir clшracterization study of а carbonate ramp reservoir: Semino1e San Andres Unit, Gaines County, Texas. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 1, 3: 105-114. [54] Wang F. Р, Lucia F. J (2004) Reservoir modeling and simulation of Fнllerton Clear Fork fie1d, Andrews Couпty, Texas. In Ruppel SC (ed) Multidisciplinary imaging of rock properties in carbonate reservoirs for flow-unit targeting: Uпi\'. Texas Austin Bureaн of Economic Geology, final technica1 report prepared 1<'r U .S. Department of Energy under contract no. DE-FC26-0 1ВС 15351, р. 2 j ') 304. [55] Ward W С., Halley R. В. ( 1985) Dolomitization in а mixing zone of near-seawater composition, Late Pleistocene, Northeastern Yucatan Peninsu1a. J of Sedimentary Petro1ogy 55, 5:407-420. [56] Wllitaka F. F., Sma1·t Р L., Jones D. G. (2004) Dolomitization: from conceptual to numerical mode1s. In Braithwaite С. J. R., Rizzi G., Darke G. (eds) The geometry and petrogenesis of do1omite hydrocarbon reservoirs. London, Geological Society, Special Pub1ications 235, рр. 99-139.
ГЛАВА
8
Коллекторы с каверново-связанным типом пор
8.1.
Введение Распределение петрафизических свойств в трехмерном пространстве конт
ролируется двумя геологическими процессами
-
осадконакоплением и диагене
зом. Хотя и ясно, что это распределение на начальной стадии контролируется пространствеиным распределением седиментационных текстур, из многочислен
ных исследований коллекторов также очевидно, что петрафизические свойства, выявленные в карбонатных коллекторах, значительно отличаются от тех, кото рые характерны для современных карбонатных осадков. Процессы диагенеза, как правило, уменьшают пористость,
перераспределяют поравое
пространство
и изменяют проницаемость и капиллярные характеристики.
К основным днагенетическим процессам, которые рассматривались в дан ной книге, относятся
ское уплотнение,
3)
1)
кальцитовая цементация,
избирательное выщелачивание,
ритовая минерализация и
6)
2) 4)
механическое и химиче
доломитизация,
5)
эвапо
растворение, обрушение и развитие трещиновато
сти. Каждый из этих процессов может быть охарактеризован по присущим ему фациям (вторичным структурам). То, как они видоизменяют седиментационные текстуры, является ключевым элементом прогнозирования и картирования рас
пределения петрафизических свойств в пределах карбонатного коллектора. Ключевым моментом в картировании результатов влияния диагенеза являет ся степень совпадения свойств днагенетических продуктов и структур осадкона
копления. Если привнос материала в систему и его вынос из нее не оказывает значительного влияния на продукты диагенеза, то последние, как правило, сход
ны с седиментационными структурами. Однако если перемещение ионов в си
стему и из нее фильтрующимся флюидом являлось необходимым фактором для создания
продуктов диагенеза, то последние могут не совпадать с седимента
ционными структурами. В таком случае для картирования продуктов диагенеза может потребоваться знание гидрогеологической системы, включая информацию об источнике фильтрующегося флюида и пути его миграции.
Днагенетические процессы могут быть объединены в группы в зависимо сти от степени сходства их результатов с исходными седиментационными струк
турами, поскольку в данной книге акцент сделан на картировании и прогнозе
распределения петрафизических структурно-текстурных особенностей. Цемен тация, уплотнение и избирательное выщелачивание формируют первую группу, доломитизация просачивающимися рассолами и эвапоритовая минерализация
-
8.1.
ВВЕДЕНИЕ
345
вторую, а выщелачивание (растворение), образование брекчий обрушения и тре щиноватости
-
третью.
Как уже говорилось в главе
6,
продукты цементации, уплотнения и изби
рательного выщелачивания обычно могуr быть сопоставлены с седиментацион ными структурами. В главе
7
мы обсуждали доломитизацию просачивающимися
рассолами и эвапоритовую минерализацию, т. е. два процесса, для осуществле
ния которых требуется наличие фильтрующегося флюида, привносящего в систе му магний и сульфат. Таким образом, структуры, испытавшие влияние этих двух процессов, могут не совпадать со структурами осадконакопления. Доломитиза ция может привести к увеличению размеров частиц, что в свою очередь значи
тельно изменит распределение пор по размеру и сгладит серьезные петрофизиче ские различия, наблюдаемые в седиментационных текстурах. Предшествующие доломитизации процессы диагенеза могуr значительно изменить структуру про
ницаемости, а это приведет к тому, что доломитизирующие воды будут следовать
по путям фильтрации, образованным в ходе диагенеза, а не осадконакопления. Схемы пространствеиного распределения гипса и ангидрита указывают на сла бую связь со схемой седиментационных фаций, даже несмотря на то, что су.rt.фат обычно избирательно заполняет поровое пространство в грейнстоунах. В данной главе мы рассмотрим процессы выщелачивания (растворения). ~~~> разования брекчий обрушения и развития трещиноватости. Выщелачивание мо жет быть связано или не связано со строением породы, но главным факторол,t влияния на структуру породы являются совместно действующие процессы об разования трещин
u карстовых полостей,
которые увеличивают пронuцае.мость
нанного больше, чем .11ожно бьию бы ожидать в .матрице породы. В нашем об суждении мы затронем два вида каверн: мелкомасштабные взаимосвязанные ка верны, связанные с выщелачиванием структуры, и крупные взаимосвязанные ка
верны, образовавшиеся в результате карстовых процессов. Первая группа вклю чает микротрещины, связанные с уплотнением в результате давления вышележа
щих пород. Образование микротрещин улучшает связь между изолированными
кавернами и повышает проницаемость. Эта структура обычно находится в пре делах совокупности значений проницаемости и может быть охарактеризована с помощью образцов керна.
Крупномасштабные взаимосвязанные каверны включают большое количе ство разнообразных типов каверн: простые трещины, разломные брекчии, тре щины, увеличенные в результате выщелачивания, выщелачивание слоистых эва
поритовых минералов, образование каверн самого разного размера и связан ные с ними обрушение, формирование трещиноватости и образование брекчий. Обычно размеры этих структур крупнее образцов керна и имеют мало обще
го со структурно-текстурными особенностями. В результате их петрофизические свойства не могут быть точно охарактеризованы посредством исследования кер на, поэтому построение модели представляется затруднительным.
В большинстве случаев коллекторы, характеризующиеся более высокой про ницаемостью, чем можно было бы ожидать, исходя из свойств структур скелета, относятся к типу трещинных (см. описания трещинных коллекторов в
[2]).
Од-
ГЛАВА
346
8
нако карбонатные коллекторы с необычно высокой проницаемостью обладают более сложной структурой пор, чем просто трещины. В поровом пространстве, которое обычно связано с трещинами, увеличенными в результате растворения, каверны соединяются в целую сеть, характеризующуюся большим разнообра
зием размеров и форм пор, а также брекчий обрушения. Как правило, предпо лагается, что эти типы пор связаны с фильтрацией грунтовых вод в приповерх ностных горизонтах. Фильтрация может контролироваться системой трещин, при
этом днагенетическая обстановка относится к типу метеорной или карстовой. Однако некоторое не связанное со структурой скелета выщелачивание и образо вание брекчий может быть связано с глубинными миграциями флюида и не зави сеть от поверхностных явлений
[8, 31 ].
Существует предположение, что глубин
ное выщелачивание связано с «термохимическим восстановлением сульфатов»,
т. е. с процессом образования серной кислоты в ходе восстановления сульфат ных минералов или сероводорода
H2 S
в углеводородах
[9, 11 ].
Миграция этих
захороненных флюидов, как предполагается, сконцентрирована вдоль зон раз вития трещин и разломов и часто определяется как «гидротермальный диаге
нез»
[6].
В данной главе мы будем рассматривать только метеорную обстановку,
хотя свойства коллектора, образовавшиеся под влиянием выщелачивания. обру шения и формирования трещиноватости очень похожи в обоих случаях
-
как
метеорной, так и при захоронении (погружении) осадков.
Мелкомасштабные явления выщелачивания, обрушения
8.2.
(смятия) и формирования микротрещин Мелкомасштабное выщелачивание обычно связано с выщелачиванием зерен арагонита или кристаллов гипса и ангидрита. Изредка встречаются избирательно выщелоченные центральные части кристаллов доломита. Такое выщелачивание может происходить в метеорной обстановке, связанной с присутствием пресной
воды, или в условиях погружения. Обрушение слепков зерен приводит к растрес киванию последних, а также окружающей глинистой матрицы, создавая тем са
мым сеть соединенных между собой микротрещин и реликтов выщелоченных зе рен. Такая система относится к типу мелкомасштабных взаимосвязанных каверн. которая улучшает проницаемость без заметного изменения пористости. Пример
мелкомасштабного взаимосвязанно-кавернового лорового пространства рождение Идд-эль-Шарги- был рассмотрен в главе
-
место
6.
Трансформация гипса в ангидрит приводит к уменьшению пористости на
40 %.
Этот процесс контролируется температурой и соленостью пластовой
воды (см. главу
1 200
7).
В западном Техасе это происходит на глубинах примерно
метров. Горное давление приводит к смятию Образовавшихея каверн и фор
мированию трещиноватости в окружающих отложениях. В ходе процесса транс формации и обрушения эти трещины обычно заполняются ангидритом. Однако если позднее ангидрит избирательно выщелачивается, то образовавшисся в ре зультате каверны и трещины образуют мелкомасштабную систему взаимосвязан ных пустот.
8.2.
М!=:ЛКОМЛСШТАБНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЯ
347
Влияние на петрофизические свойства
8.2.1.
Мелкомасштабное
выщелачивание
и
образование
микротрещиноватости
происходят в таких размерах, которые могут быть проанализированы с помо щью кернового материала. Этот процесс обычно улучшает проницаемость, при этом мало изменяя пористость (см. главу
6,
описание месторождения Идд-эль
Шарги). Преимущественно глинистые пакстоуны класса
гут концентрироваться в области класса ственно зернистые пакстоуны
крок с коллектором
на кросс-плотах мо
3
а относящиеся к классу
2,
2
преимуще
в области класса 1. Пример месторождения Са пенсильванского возраста 1 (Западный Техас) демонстрирует,
-
что образцы, содержащие микротрещины, концентрируются в области класса
(рис.
8.1 ).
Проницаемость увеличивается в
5-1 О
1
раз по сравнению с проницае
мостью матрицы породы. Пример другого месторождения падном Техасе, с коллектором пермского возраста,
-
-
Саут Коуден в за
показывает, что среднекри
сталлические вакстоуны и преимущественно зернистые пакстоуны на графике находятся в области класса
что совпадает с прогнозом, принимая во внимание,
2,
что проницаемость в образцах, содержащих микротрещины, увеличена в Следовательно, можно предположить, что выщелачивание, обрушение
5 раз. (смятис)
и образование трещиноватости в масштабах, сопоставимых с размерами зере1 1, увеличивает проницаемость в
5-1 О
раз по сравнению с проницаемостью скел~1 .1
породы, характеризующегося такой же пористостью. (а)
8
Греiiнстоуи класса
1
(Ь)
Х Преимущественно зерН!sстый пакстоун класса 2
[]
Вакстоун класса
v~~l:~l-
~ 1000 ~
"~~ ./~ ~~
100
u
о
~
10
:s:
1
t:::
0.1
§ :с о с.
0,01
1
~v;v
/
v 5
v
1/
10
Пористость Рис.
8.1.
2
Х Трещиноватые структуры класса
3
3
104
-
Трещиноватые структуры класса
8
104
j_,
1000
t/-~ ~~
100
~
1
1
0,01
;; v / ;> v
~с.
10
1
OJ 40
_l
1
5
10
Пористость
(%)
40
(%)
Кросс-плот пористости 11 nроницаемости для месторождения Сакрок (Западный
Техас) с коллектором пенсильванскоrо возраста, демонстрирующий, что а) структуры, в которых микротрещины отсутствуют, концентрируются в области класса
2,
причем
номера классов уменьшаются от вакстоунов к грсйнстоунам, Ь) структуры, содержащие
микротрещины, концентрируются в области класса
1 По
1.
европейской классификации соответствуеr верхнему карбону. - Прrш. IU!peв.
34
ГЛАВ
8.2.2.
Коллекторы с системой мелкомасштабных взаимосвязанных каверн
В и
главе
мы
6
рассматривали
продемонстрировали,
месторождение
Идд-эль-Шарги
как мелкие взаимосвязанные каверны,
в
О 1ане
представленные
реликтами выщелоченных зерен и соединенные между собой трещинами , об разовавши шся в результате уплотнения осадка
улучшают проницаемость пре
имущественно глинистых пакстоунов. Развитие реликтов выщелоченных зерен подчинено специфической седиментационной обстановке, откуда возможно про гнозировать и распредел ение взаимосвязанных каверн. В
анной главе мы рас
смотрим еще один пример мелкомасштабной системы взаимосвязанных каверн
-
коллектор на месторождении Саут Коуден в западном Техасе в котором микро трещиноватость связана с отложением ангидрита и выщелачиванием . Исследо вание сходной системы взаимосвязанных каверн
ангидрита было опубликовано в
свя за нной с выщелачиванием
[7].
Коллектор в свите Грейбург, .местороJкдеиие Саут Коуде11 Кол лектор в свите Грейбург на месторож ении Саут Коуде н является при мерам колле~-.-тора
в котором улучшение проницаемости связано с системой
мелкомасштабных взаи юсвязанных каверн
представленных рел иктами выще
лоченных зерен и микротрещинами. Месторождение Саут Коуден распол ожено в округе Эктор, в Техасе (рис.
8.2).
бург и песчаников на глубинах от в
1948
г., и в
1962
Добыча осуществляется из доломитов Грей
1 200
до
L500
метров. Разработка началась
г. месторождение было объединено в единый блок с це
лью осуществления заводнения. Карта накопленной добычи нефти показывает
большие различия в объе 1ах этой добычи
-
она уменьшается в скважинах про
буренных вверх по восстанию пластов в за падном наnравл ении
как следствие
вык инивания пористых отл ожений , и в скважинах, пробуренных вниз по nа де нию nластов в воеточно 1 наnравлении
вследствие сокращения
толщины и nовышения объема добычи воды (рис. и
· ллер и Хеи ерсон
[24)
ффективной
Лусиа и Рупnель
8.3).
[18]
установили , что причиной увеличения nористости
в направ 1ении вверх по восстанию
n
астов являлась сверхдол омитизация .
Свита Гр йбург подраздел яется на четыре высокочастотных секвенции. Про дуктивный интервал nриурочен к секвенциям Грейбург разделе ны на
11
высокочастотных циклов (рис.
8.4).
3
и Грейбург
4,
которые
Корре яция циклов nро
изводи 1 ась на основе гамма-каротажа и каротажа пористости . В нижней части циклы представле ны низкоnористыми алевритистыми доломи тами или скелет но
пе оидными преимущественно глинистыми доломита tи , а в верхней - более по ристыми преимуществ нно зернистыми Доло nакстоуна 1и . Каждый цикл в свою
очередь , подразделяется на д ва интервала фи л ьтрации
выде енных на основе
этих фациальных изменений .
Доломитизация оказал а большое вл ияние на формирование петрафизиче ских свойств в
анно ·t коллекторе. Она nривела к увеличению размеров частиц
в преимущественно глинистых фациях в резул ьтате за tещения известкового ила
на среднекристаллические доломиты . Известковые илы относятся к классу
3,
8.2.
МЕЛКОМАСШТАБНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЯ Участок Мосс
С (север)
~
комnании «Юнокал»
-'
,1
••
'
1
'1
.~
\
--~--1
,-
349
'1
. ....--
'1
- 1100 \
•
1
1
'
'
- ->,
'
1
' 1
'
1
' 1
'1
,_ ..
--
-
'1 ' '\ ..
• о
--- -
Участок Эммонс
компании «Фина»
Скважины Скважины , и з которых
о
отбирался керн ВНК (глубина
Рис .
Участок Саут Коуден комnании «Филлипс>>
,__....__,,..__.........
5000 футов .....
~
о
560 м)
Контур изучаемой nлощади
8.2. Карта
...'
Сечение
1500 м изолиний 30 метров
расnоложения месторождения Саут Коуден , nоказывающая продуктивные
интервалы изучаемый участок и структуру.
а доломитизированные фации
-
к классу
2.
Как показано на рис.
8.5
а, результа
том доломитизации является то, что для оценки проницаемости достаточно при
менить только одну трансформацию класса
2.
Ангидрит встречается в виде жел
ваков, пойкилотопных кристаллов и кристаллов заполняющих поры. Кристаллы заполняют межзерновое и трещинное поровое пространство
а т акже простран
ство, созданное реликтами выщелоченных зерен. Интересно, что ангидрит был
ГЛАВА
350
8 Линия nересечения
«G.:маркера» и ВНК на mубине
560
м
(север)
~
о О
lкм
о скважин
D D
D
менее
8.3.
-- --"~"'
13,6-68,2 мл.н т нефти
Линия nересе•Iения
68,2- 136,4 млн т нефти свыше
Рис.
"' "
13 6 млн т нефти
136,4 млн
«Е-маркера» и ВНК
т нефти
на глубине
560
м
Карта nоказателей объема накоnленной добычи из эксnлуатационных скважин
на изучае юй nлощади .
выщелочен на большей территории nродуктивной nлощади.
но выявить по крупным с епкам ангидритовых желваков и по трещинам
Скорее всего
тот nроцесс мож
слеnкам фузулинид
выполненным кальцитом , который частично заместил анrи рит.
то явление связано с миграцией подземных флюидов из Бассейна
Мидленд .
Выщела•1ивание ангидрита увеличивает nроницаемость в нию с nроницае юстью матрицы nороды (рис. заnолняющего nоры
8.5, Ь)
анrидрита из микротрещин
и
5
раз по сравне
вследствие выще ачивания
реликтов выщелоченных зе
рен и образования мелкомасштабной системы взаимосвязанных каверн. Увели чение nроницаемости на этой nлощади и nослужило причиной высокого уровня
добычи, как nоказано на рис.
8.3.
Удалось также создать карту улучшения nро
ницаемости на данной nлощади в целом с nомощью кросс-nлотов nористости
и времени nробега акустической волны. На графике кривая времени nрохож-
.2.
М · ЛКОМАСШТАБНЫЕ ЯВЛ · НИЯ ВЫЩЕ АЧИВАНИЯ
35 1
Заnад
Восток Свита Кун в
D
Ри с.
N'2 9- 17
]\'g
Фац1111 прt tшшно-
« Юнокал »
16-14
« IOнo кa.Jm
N28- 12
'2
« 10tюкал»
6-16
'2
6- 20
Граница CCIOICIЩIIII
отливноii равш111ы
D
Фузул шtовыс вакстоувы
• •
00I1ДII0-ПCJI011ДIIЬI C
[Е]
« 10но кал»
«Ювока.Jт
Высокочастотные цнклы
ВЧС
прсttмущественllо зс рннст ые
пакстоу11 ы н rpeiiнcтoy11ьr
1
1
футов
Высокочастотная ССКВСНЦIIЯ (ВЧС) Гpeiiбypr
Интервал КОЛЛСt.."l'Ора
1
50
Ьоофутов
Пec•talltiKII 11 алеврошrrы
о
500
м
Ilслоидные н скелетные вакстоуньr
11
пакстоу11ьr
8.4. тратиrрафический разрез месторождения
аут Коу ен , иллюстрирующий рас
положение высокочастотных секвенций и ц~1клов .
сния сигнала АК на участках выщелачивания ангидрита имеет гораздо более nологий ви
, tie
1 на участках
стично выщелочен (рис.
на которых ангидрит сохранился или только •ш
8.6).
Для выделения зон выще оченноrо ангидрита и оnределения общего харак тера выщелачивания были исnол ьзованы акустические методы. Данные по сква жинам указывают на присутствие целиков неизмененнога ангидритнога доломи
та диаметром до первых сотен метров в nределах общей площади подвергшейся выщелачиваtiИЮ. Также четко установлено, что низкопроницаемые флюидоуло
ры , препятствующие фильтрации на участках неи менеиного ангидрита, отсу
..
ствуют на участках , на которых происходило выщелачивание .
Однако имевшихся данных по скважинам было не остаточно дл я уверен ного nостроения карты участка выщелачивания. Бы а предnринята попытка ис nользовать данные о сейсмических амnлитудах для картирования зон высокой
пористости и оказалось
что результаты совпали с участком , на котором был
отмечен высокий уровею, добычи (рис.
8.7).
Согласно этой карте можно пред
nоложить наличие nря юугольной сетки трещин которая контрол ировала филь-
ГЛАВА
352
8 (Ь)
(а)
1000 ..,-----.-----.--..,....--,.--,
1000 1
Е( ::0 ..._,
Лрсобразованне класса
100
1-
10
о
::10
cu
..
«1
::: :s:
1
х о
0.1
=~~·
8.5.
..Q
1-
u
о
·: ....
...,:"
v «1 ::: :s:: :z:
D
1
о
0.. с::
20
10
5
10
::0
~
Пористость Рис.
::0 ..._,
l!:•"....
·,.l ·.: . . . ·. .
........ · ..
0..
с::
Е! 100
у
..Q
u
2
30 40
а а
о
о<9
1
5
Пористость
no керну(%)
Кросс-n л от nористости и nроницае 10сти
стнчной nористости , Ь)
10
no
20
30 40
no керну(%)
керну в зависи юсти от а) ·lежча
1ел комасшта бной вз аимосвязанно-кавернооой nористости, ил
люстрирующий nовышенную nроницаемость во юаи юсвя з анно-каверновой nоровей системе.
262 5
-
/
/
"..-..,
/
::0
t)
:.:
/
236 2
6
~~*'/
Е
d''Ь'/
Q)
1.0 о
0..
/
~~
210,0
/
с:
/
с.:
~
Q)
0..
се
1 37
Q)
о
:s: ..Q
<:::
ro 0..
се
157 5
Q)
.... :r:
8
HC IOMC IIC IIII Ьi ii ЭНГitдрl tт
х
Изменснныii a tt rндpttт
О Выщелочс tшыii a ttrндpttт
::s:
о Пористость Рис .
30
no нейтронному и nл отностному каротажу (доли ед.)
8.6.
стости
Кросс-nлот интерва л ьного времени nробега по акустичееко ·IY каротажу и nори no нейтронному и nлотностному каротажу, демонстрирующий уникальные свой
ства систе 1ы озаимосоя за нно-каоерновых пор , выявленной на участке выщел оченных анги д ритов.
траuию
no
земных фл юи дов , приведшую к выщелачиванию ангидритов. Карты
nодобного тиnа не могли быть построены только ло данны 1 из скважин. Тем са мым nродемонстрирована важная роль сейсмических
руются с геолого-nетрофизической модел ью.
анных , которые коррели
8.3.
Рнс .
8.7.
КРУПНОМА
Ш ТАБНО Е ВЫЩ ЕЛАЧIIВА НИ • ТР ЩИНОВАТО Т И
353
ейсмнческая карта колл ектора на 1ест<;>рождени11 Саут Коуден илню трирую
щая nрямол инейный характер раз ви тия пористостн .
8.3.
Крупномасштабное выщелачивание, обрушение и формирование трещиноватости Круnномасштабное выщел ачивание
-
это характерный nроцесс связанный
с круnными nресноводными аквиферами , с обстановкой метеорного д иагенеза
(рис.
8.8).
Обычным резул ьтатом выщел ачивания в такой обстановке является
раз вит ие nещер
и многие колл екторы яв
валах раз вития палеоnещер
[15].
яются nродуктивными именно в интер
Метеорные воды
вьша ающие в виде осадков
на поверхность зем л и , nроникают в систе 1у грунтовых вод и
tигрируют в на
nравлении моря . В интервале между поверхностью земли и уровнем грунтовых вод nоровое nространство частично насыщенно во ой
удерживаемой каn илля р
ными сила 1и з а исключением периодов сил ьных дож ей и и наводнений. Эти
зоны , характеризующиеся частичной аэрацией , называются вадозиы1rи. Ф иль т рация вод ы из них nроисходит в периоды выnадения дождей или наводнени й, nриурочена к системе nересекающихся
трещин
и
карстовым
воронка
1,
и
вода
мигрирует в основном , вниз по разрезу. Ниже уровня грунтов ых вод nоровое
nространство на
100 %
насыщенно водой.
та зона носи т название фреатич е
скои (зоны грунтовых вод). Фил ьтрация из этой зоны может происходить в двух
ГЛАВА
354
8
160 км
300
Рис.
м
8.8.
Схема метеорной обстановки (наличия грунтовых вод), иллюстрирующая зо
ны развития грунтовых вод, зоны смешения вод и направление фильтрации флюидов. Выщелачивание, как правило, происходит в вадозной зоне. т. е. в зоне верхней части
метеорных фреатических вод, и в зоне смешения.
направлениях
-
латерально и вниз, она связана с трещинами и зонами выщела
чивания отложений вдоль путей миграции.
Граница между вадозной и фреатической зонами не постоянна, а переме шается вверх и вниз в зависимости от баланса между количеством поступаю щих дождевых осадков, суммарного испарения (т. е. испарения и транспирации) и разгрузки в водоемы. Толщина вадозной зоны определяется также топографи ей. В гористых районах вадозная зона может простираться до глубины свыше
300
м, в то время как в равнинных районах ее толщина составляет не более
нескольких десятков метров. Большинство коллекторов было выявлено в усло виях пассивной тектонической окраины, поверхность которой характеризуется
слабым развитием возвышенных форм рельефа. В связи с этим, мы уделим ос новное внимание условиям метеорного диагенеза, связанным с преимущественно
пологими поверхностями рельефа.
В исследованиях карстов и современных пещер вадозной зоне уделяется особое внимание. Карстовый ландшафт характеризуется внутренней разгрузкой (дренажам) в карстовые провалы и воронки, образовавшиеся в результате актив ного концентрированного («точечного») выщелачивания, возможно, приурочен
ного к местам пересечения систем трещин. Карстовые провалы приводят к об разованию подземных туннелей, в которых могут формироваться подземные по токи. Дно таких туннелей обычно сложено «пещерными» осадками и брекчи
ей обрушения. Эти пещеры концентрируются в вадозной зоне и верхней части фреатической зоны. О протяженности современных пещер, расположенных ниже уровня
грунтовых вод, известно мало, но геологические исследования позволя
ют предположить,
что они
могут
простираться
на сотни метров
ниже уровня
грунтовых вод.
Геохимическая и гидрологическая обстановка в системе грунтовых вод яв
ляется ключевым фактором для понимания условий происхождения и распреде ления взаимосвязанно-каверновых поровых систем. В сложной обстановке гео химической и гидрологической системы происходят и выщелачивание, и выпа дение в осадок, ведущие к выносу карбонатов из одних участков и их осаждение
в других. Пористость уменьшается в результате образования висячего и мениска-
8.3.
КРУПНОМАСШТАБНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ
355
вого цемента, которое приводит к формированию капиллярно закупоренной воды в вадозной зоне. В вадозной зоне образуется также спаритовый цемент. Недонасыщенная метеорная вода является одной из характерных черт обста новки метеорного диагенеза, при этом выщелачивание происходит, в основном,
в вадозной зоне, верхней части фреатической зоны и в зоне смешения. Посколь ку дождевая вода недонасыщена, она вначале выщелачивает карбонаты в вадоз ной и верхней части фреатической зон. Геохимические исследования позволили установить, что смешение двух типов воды, насыщенной кальцитом, при раз
личных парциальных давлениях со2 может привести к образованию растворов, недонасыщенных кальцитом, и тем самым усилить способность воды выщела чивать кальцит
[23).
Морская вода перенасыщена карбонатом кальция СаСО 3 ,
но при смешении с более пресными метеорными грунтовыми водами в зоне
смешения она может стать недонасыщенной, способной к более сильному вы щелачиванию и образованию при фильтрации кавернозного парового простран ства (рис.
8.9; [23]).
Исследования Флоридского аквифера и прибрежных пещер
Юкатана (Мексика) показали, что известняки выщелачиваются в зоне смсiiiС ния морской воды или пластовой минерализованной воды с пресной водой <J,,-
вифера
[28]. 1
.---------------------------~
Доля морской воды в смеси(%) Рис.
8.9.
Индекс насыщенности кальцитом в смешанных растворах при различных пар
циальных давлениях со2, температуре
25
ос и измененной морской воде
[23).
Геометрия систем взаимосвязанно-кавернового пространства в метеорной
обстановке контролируется характером предшествовавших тектонических тре щин, расположением контакта между вадозной и фреатической зонами, формой зоны смешения и литологией. Седиментационные текстуры оказывают слабое влияние на распределение крупномасштабного выщелачивания; однако прослои растворимых минералов, таких, как эвапоритовые минералы ангидрит, гипс или
ГЛАВА
356
8
галит, могут быть избирательно выщелочены в условиях грунтовых вод, что при
ведет к формированию системы пещер
[30].
Также более вероятно, что прослои
известняков будут выщелочены раньше, чем прослои доломитов в тех пластах, в которых эти две породы переслаиваются.
Карты пещер обычно демонстрируют, что системы трещин в значительной
степени контролируют геометрию той или иной пещеры. Трещины являются ти пичным атрибутом карбонатных пород и формируются в результате напряжений, которые создаются под воздействием разных факторов. Три наиболее частых причины возникновения режима напряжения
-
это тектоническое напряжение,
горное давление и формирование крупных каверн (пещер). Тектонические тре щины образуются как результат изгибания и разламывания пластов, и распреде ление трещин может быть связано с моментом изгибания и расстоянием от раз ломов. В некоторых случаях плотность трещин зависит от литологии; например, доломиты имеют тенденцию быть более трещиноватыми, чем известняки. Тре щины, образовавшиеся в результате горного давления, формируются тогда, когда флюиды оказываются закупоренными в порах и не могут быть оттуда вытесне ны, даже когда давление вышележащих отложений возрастает. В момент, когда поровое давление приближается к давлению вышележащих пластов, достигается давление растрескивания и породы разламываются. Трещины образуются в сво де
пещеры
по
мере того,
как
погружение
увеличивает горное
давление,
пока
не наступает момент, когда свод обваливается и образуются брекчии обрушения. Распределение трещин напрямую связано с распределением пещер и косвенно
-
с тектоническими трещинами и уровнем грунтовых вод.
Сплошное выщелачивание и карстообразование могут быть тесно связаны с субаэральным обнажением поверхностей, поскольку эти поверхности являются местом проникновения воды в систему грунтовых вод. В модели доломитизации просачивающимися рассолами выявление надприпивных поверхностей и эвапо ритовых лагун в качестве мест проникновения доломитизирующей воды являет ся важным фактором при прогнозе характера и пористости доломитов. Похожим образом, выявление мест проникновения метеорных грунтовых вод важно для прогноза распределения продуктов сплошного выщелачивания, таких, как пеще
ры, брекчии обрушения и трещины. Обзор исследований по секвентной стратиграфии позволяет предположить, что карстообразование не очень характерно для границ высокочастотных цик лов. Небольшие карстовые углубления, заполненные вышележащими осадками, могут быть выявлены на обнаженных поверхностях, приуроченных к высокоча стотным секвенциям и сложным секвенциям
[14].
Однако влияние сплошного
выщелачивания, видимо, связано с несогласиями второго порядка, с поверхно
стями обнажений, соответствующими перерывам в осадконакоплении протяжен ностью в миллионы лет
[3].
Установление поверхностей, с которыми можно связать процессы образова ния брекчий обрушения и каверн, бывает затруднительным, поскольку сплошное выщелачивание может происходить на глубине в несколько десятков метров ниже субаэральной поверхности обнажения. Не существует типичных последователь-
8.3.
КРУПНОМАСШТАБНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ
357
ностей карстовых структур, которые могли бы быть использованы для опреде
ления поверхностей карста, а одномерные данные, как, например, вертикальный керн, могут показать непрерывную протяженность пласта между карстовой по
верхностью и первым нижележащим горизонтом брекчии обрушения. Замечен ная среди исследователей тенденция располагать поверхность обнажения сразу же над брекчией обрушения привела к неверным выводам о том, что обширное выщелачивание происходит на границах циклов. Наблюдения на обнажениях,
тем не менее, не подтверждают подобного заключения.
Подводя итоги, .11о.жно сказать, что формирование систем пещер и ка верн в ходе сплошного выщелачивания дает толчок к осуществлению целой
серии событий, которые могут оказать важное влияние на геометрию коллек тора (рис.
8.1 0).
Первым из этой серии является привнос осадк:~ в пещеры по
средством фильтрующейся поверхностной воды. Этот осадок может отлагаться в вадозных пещерах или фильтроваться вниз по разрезу по трещинам и каналам в зоне грунтовых вод. Крупные пещеры не могут сохраняться на протяжении долгого времени и обрушиваются. Обрушение свода пещеры может произойти в период ее обнажения (т. е. нахождения пещеры на поверхности земли) 11 i!ро должаться
уже в
процессе
перекрытия
накапливающимися
осадками
и
) IК.III
чения горного давления. История пещерных обвалов зачастую крайне сло11"''1
и продолжается в течение миллионов лет
[16].
При описании коллекторов важно обратить внимание на трещины и брек
чии обрушения; трещинная пористость и поравое пространство между блоками брекчий относятся к типу взаимосвязанно-каверновых пор. Геометрия брекчии
обрушения будет определяться основными процессами развития пещеры. Тре щинная пористость будет приурочена к участкам разрушившегося свода пещеры
и боковых частей систем каверн
[ 16].
Распределение петрафизических свойств в условиях сплошного выщела чивания, обрушения и формирования трещиноватости контролируется изна чальным характером трещиноватости, режимом метеорной филырации и ли
тологией пласта (рис.
8.11 ).
Сплошное выщелачивание формирует крупные
соединенные между собой каверны, которые мы называем взаимосвязанными. Если эти пустоты выщелачивания достаточно велики для того, чтобы обра
зовывать каверны и пещеры, то они могут обрушиться, при этом их своды подвергаются растрескиванию и образуется брекчия обрушения, характеризу ющаяся «межблоково-брекчиевой» пористостью. Развитие и обрушение каверн
может сформировать вертикальную секвенцию трещинного и брекчиевого ти пов
[ 12].
Брекчии растрескивания, мозаичная брекчия или брекчия смешанно
го («мозаично-трещинного») типа являются характерными признаками обрушив шегося свода пещеры. Хаотическая брекчия, характеризующаяся открытым или
заполненным внутренними осадками межобломочным поровым пространством,
указывает на существование обрушившейся каверны. Открытые и заполненные осадками пустоты выщелачивания и небольшие каверны являются характерным признаком участков пластов, расположенных непосредственно nод обрушивши мися кавернами или рядом с ними.
ГЛАВА
358
~ :::r
~ о
""§
~
~ (.) ~
Заnол неttныii водой -
::-
CQ
:::;
(Т)
/---=<---:..-1 фpCЗTИ'ICCKIIii К311аЛ
1::
~
8
~
_:s=
~
~
:r: ru о :r:
~
Обруше1111е свода пещеры
Бре~~11111
11 иос.тедующее
ра СТрССК И ВЗ IНIЯ в сводах пещер
Fs~~~~====~
~
~
:t:
вы щ ел ач11втше
С>
§""
щ
CQ
о
Разрушающийся
~
t::
:s:: Q.,
купол
~
Хаотические
CQ
об руш ившисся
~
t::
брекчии
Захоро11енные
"':r:
:s::
б рСК'IИИ p acтpCCКIIOЗIIIIЯ
щ
в сводах nещер
~
>Q.,
Брекч11я
1о
растрескивания
щ
брСКЧ IIЯ
11
t:::
u u :::r
мозаичная
щ
Захоро11енные
о Q.,
б pCK'IИII
t::
ра ст р ССК 110 3 11И Я
о::!
стенок nещер
~
Захороненные
Пос.тедующее . н extliiii 1 U!Cкo e
y n.1nm1tenue
Дапьнеiiшее брекч 11рова tтс
:::r Q а
су щест во вав ши х хаот в • t ес к11х
хаоп1 ч есюtе
ОбруШ ИIJШИХСЯ бpCKЧit ii
oбpyiJII I BШI IC CЯ
бpCK'II IIt
о::!
(Т)
Рис .
МОдИфtщИрОR3113
8.1 О .
8.3.1.
LOtiCk ПО [15) 11 (16)
Схе tат ичсские д иаграммы , показыuающие э вол юцию пещерных брекчий
[ 16) .
Влияние иа распределение петрофизических свойств
Крупномасштабное выщелачивание создаст поровую систему которая немо жет быть свя зана с межчастичной и л и изолированно-каверновой пористостью и называется вза имосвяза нно-кавернавой поровой системой. Кроме того, эти системы имеют слабое отношение к характеру осадконакопления , что создает трудности при их
юделировании. Хотя пористость матрицы пород ы
южст быть
достаточно высокой , фильтрация флюида в основном происходит через систе му взаимосвя занных каверн , поскол ьку они обычно очень крупны и ле гко про пускают фл юиды (рис.
8. 12).
Исследования аквифера Эдварде в Техасе показа-
8.3.
КРУПНОМАСШТАБНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ
359
Влияние уровня грунтовых вод Выщелачивание
и трещиноватости на развитие nещеры
Влияние трещиноватости
слоистых эваnоритои
Уровень грунтовых вод
т Рис .
8.\\ .
- Фации разрушенного свода nещеры
-Брекчия обрушения
Схема взаимосвязанно-кавернового парового пространства , образовавшегос я
в результате сnлошного выщелачивания, развития каверн и их обрушения. Геометр ня взаимосвязанно-каверновых тел контролируется стратиформными звапоритовыми тещ
-
ми , уровнем грунтовых вод и характером предшествовавшей трещиноватости .
о
Рис.
8.12. Примеры
2
5см
о
2 5 см
кавернозной пористости в образцах керна . (а) Оолиты нз свиты Май
ами , отобранные из аквифера Майами, город Майами , Флорида . (Ь) Ниагарский риф-пин накл силурийского возраста , штат Мичиган .
Гл
360 ли
вл
что фильтрация по трещинам и через nещеры (т. е. взаимосвязанные кавер
ны) более чем в
100
раз nревышает фильтрацию через матрицу nороды
[1 0].
Взаимосвязанно-кавернавые системы обычно контролируют фи л ьтрацию флюи дов в силу широкой сети nроводящих каналов хотя они составляют
1енее
1%
от парового пространства коллектора . Изучение современных пещерных систе выявило, что nещерное <<Поровое пространство» составл яет е
ta
пород в стране
относится к типу
·tенее
1%
·t
от объ
Бол ьшая часть nарового nространства в коллекторах
[25].
tатричных пор, создающих бимодальную поровую систему,
в которой основной объем пор способных вместить флюиды , приурочен к ске лету породы , и наибол ее nодходящими для фильтрации явл яются каверновые систе ·tы.
Дать характеристику nетрафизических свойств коллекторов со взаимосвя з анно-каверновым
nоровы
1
nространством з атруд ни тел ьно
поскольку каверны
по размеру и форме зачастую оказываются круnнее, чем образцы керна . Од нако обыttно кросс-nлоты nористости и проницаемости
исnол ьзующие данные
анализа пол норазмерного керна , показывают разброс з начений проницаемости
от высоких до низких в nереде ах
6 %-го
интервала изменений nоказателей по-
1000 1
•• 100
• • • •• •·~ • •• •• • • ••• •• • • • • •• •••
".....
:< .._,
~
u
о
::t 1!)
•
•
•
h(
1
•
10
С\1
::1
:s:
х о о.
t::
1
1
••
• о
-
•
•
•
1 о
•
•
01
0.05
о
02
1
03
Пористость (дол и ед .)
Рис .
8.13.
poвo ro
Кросс- n л от nори сто ст и и nрон1щае юст и дл я взанмосвяза нно-кавернового
пространства
колл сt·:тора
псн с и л ьванскоt·о
воз ра ста
на
месторождении
no-
акрок
(Запа ный Техас) , демонстрирующнн ра з брос высоких и низких з начений проницас мост и
и
ни з кие
ных каверн .
величины
nористости ,
ч то
характе рно
дл я
некоторых
в з аимосвя з ан
8.3.
КР У ПНОМАСШТ БНО Е ВЫШЕЛ ЧIIB Hll · ТР Е ЩИНОВАТО ТИ
ристости (рис.
.1 3).
361
Наиболее полезные д я nостроения диаграмм данные были
nолучены из материалов исnытаний скважин и журналов добывающих и нагне тательных скважин.
уровней
ти данные позволяют nредположить
что для совпадения
обычи и нагнетания требуется значительно более высокая проницае
мость, чем та, которая была рассчитана для
rатрицы породы . На nримере кол-
ектора пенсильванского возраста на месторождении Коrделл в западном Техасе
было показано, что весь нагнетаемый флюи рактеризуюшийся средней пористостью зону
залегающую ниже (рис .
зоне составляет от
50
6
до
0,2
8. 14).
закачан в пласт толщиной
6
1, ха
но не проник в более пористую
7 %,
Оценка проницаемости матрицы в этой
мД. Расчеты по данным нагнетания дали значение
мД, что означает увеличение проницаемости в средне 1 в
50
раз. Нет ниче
го необычного в том, что определение nоказателей матричной nрон ицае юсти по данным добычи давало результаты в несколько десятков миллидарси. Во донасышенность , как предполагается, очень низка всле ствие больши х раз r е ров зерен , а торы
n
реходная зона
-
очень маломощна. Таким образом
характеризующиеся взаиl\юсвязанно-каверновым поровы
зачастую относятся к более низкопористым
че 1
1
хотя ·оллек
простра н с т во м .
руrие карбонатные коллсr.:
торы , процессы крупномасштабного выщелачивания приводят к формирован тu
Га ·ша каротаж (ГК)
о
150
Нагветанне
Нагве'fание
Пористость
в о
1978 г.
в1985г.
(%) 100
о
(%) 100
1
Рис.
.14. Демонстрация
профи я 1·1аrнетавия , иллюстрирующая тот ф а "-'~ что все флю
иды были закачены в nласт низкоnористых nород толщиной опюсящийся к взаимосвя з анно-каверновой nоровой системе .
6
м
п р едnоложительно
ГЛАВА
362
8
очень высокой проницаемости и низкой начальной водонасыщенности, несмотря на низкую пористость .
Коллекторы характеризующиеся крупномасштабным
8.3.2.
взаttмосвязан••о- каверновым поровы
1
пространство
1
иагенетическая обстановка сплошного выщелачивания обычно создается на
позднем
таnе
иагенеза
уже
noc
1е
прохожден~LЯ
процессов
це rентации
уnлотнения , избирательного выщелачивания, до омитизации просачивающими
ся рассолами и сульфатной мr1.нерализации. выщелачивание коллекторы
особенности дения
Поэтому испытавшие сnлошное
tracтo сохраняют некоторые структурно-текстурные
тих более ранних
в Зала но 1 Техасе,
иагенетических
в которых
процессов .
ко лекторы
Два месторож
приурочены
к свите Сан
Ан рее, nриведсны в качестве nримеров сочетания распределения nетрафизи ческих свойств ,
контролирус юго седиментационны ш условиями,
сов образования брекчий
обрушения и развития трещиноватости
емых условиями сn л ошного выщелачивания. Ко лектор
и
процес
контролиру
шссисипского возраста
в штате Вайоминr представлен здесь как пример расnределения петрафизиче ских свойств контролирус юго nозд ней
оломитизацией, которая в свою очередь
оnределяется nроцессами обрушения и растрескивания . Хотя мы делаем акцент
на углеводородсоде ржащие коллекторы
некоторые из нанболе
интересных
к
земпляров «коллепоров» обнаружены в свинцовых и цинковых руд никах в ордо внкскнх отложениях в штате Миссури
(
ША) и в девонских
nopo
ах в зала ной
Канаде.
Mecmopo.?Jcдemtя, приурочеииые к свите Саи-Андрес, Западиыи Техас Несмотря на то, что на из колл спора в свите го
и
1ногих
1есторож ениях запа ного Техаса добыча
ан-Андрес связана с поровыми системами
изолированно-кавернового тиnов
от tечается
т льно
наложение
на
ти
системы
на некоторых каверн
·tежчастично
круnных месторож
и т рещин ,
ения
оказ ывающих
·
з начи
вл ияние на фи л ьтрацию фл юида . Два таких кол сктора открыты на пr
гантсt<О 1 месторождении Йейтс, начальные геологическис запасы нефти которо го состав яют
Эти
ва
545
1лн т, и интересном
·Jесторож ении Тэ й ор Линк
rссторож енr1я расположены на расстоянии всего
и и 1еют с од ную историю осадканакопления и
24
км
(7
млн т).
руг от
руга
иагенеза. Разрез . несторо.?IС
деиия Йeiim c по разде ен на нижний комплекс ни з ко нергетических фаций от крытого рамnа и верхний ко
1n
скс , включающий от трех до четырех ме сющих
ввер
(регр ссивных) высокочастотны
ят из
13
Три верхни
ВЧС состо
мелеющих вверх высокочастотных циклов . Кровля свиты
секвенций
ан-Ан дрес
[20].
явл яется важной карстовой поверхностью .
Хотя колл спор на ·rссторожде нии Йейтс сложен оло ·rитами , зде сь от Jеча ется близко лектора, nри
схо ство между се иментационными текстурами и качество!\·! кол том грейнетаувы и преимущественно
рактеризуются наивысшей nористостью
ериистые пакстоуны ха
·1инерал ьного скелета
[20].
Седимен-
8.3.
КРУПНО 1ACWT БНОЕ ВЫЩЕЛ ЧИВАНИ Е ТРЕЩИНОВАТОСТИ
тационные текстуры
характеризуются
географией района в пермско
t
ожи
авши tися соотношения tи
времени , при
363 с
nалео
том грейнстоуны концентрируют
ся на гребне рампа . а преимущественно глинистые фации и осадки приливно отливной равнины
-
в среднем и внутреннем рамnе.
Широкая сеть трещин накладывается на поровое пространство матрицы. Та система трещин, которая является важным фактором
влияющим на дина
мику эксплуатации пласта nредположительно сформировалась на первых
таnах
образования коллектора и исnытала расширение в результате растворения ф ю ндами в nериод
последовавший за процессом карстообразования в отложени
ях свиты Сан-Ан рее. Характер трещиноватости вполне предсказуем , поскольку система трещин имеет хорошо определяемую СЗ-ЮВ и СВ-ЮЗ ориентировку
(рис.
8.15).
Многочисленные пещеры были выявлены с nомощью за tеров 1\·tе
ханической скорости бурения («падения»
о ота) и каверно 1етрии
nри чем они
были обнаружены на глубине в неско ько сот метров ниже кровли свиты Сан Ан рее (рис.
8.16).
Были установлены некоторые признаки того , что форми ро
вание nещер nроизошло вел дствие образования линз nресной воды сформнро вавшихся в периоды выхода на поверхность отложений каждой из четырех ВЧС.
Месторождение Йейтс является относительно неглубоко залегающим , и бол ,шинство пещер не испытывали механического обрушения .
Месторо:жде"ие Тэй. 1ор Лшtк схо но с 1есторождение ·t Йейтс тем, что пет-
С (север)
·~
ечение IIЗОЛИНИЙ
Рис.
. 15.
=5
Карта юоnахит трещшюватых отложеннй с сеченне 1
1.6 км
6
1\ tетр ов свиты
ан
ндрсс на tесторождснни Йеilтс. смонстрнрующая ссверо-заnад-юrо- восточныi.i и nря моугольный севсро-восток-юrо-запа ныil тренд, на юженный на данные
[29) .
ГЛАВА
364
16 км 1
Рис.
8.1 6.
tл
1
Трех tерная диаграмма , и люстрируюшая распре еление nешер в свите Сан
н рее на месторож ен1111 Йейтс [29]. рофизические свойства минерального скелета хорошо совnа ают с седиментаци онными текстура 1и, а системы трещин
-
нет
[19].
Коллекторо
ний дологрейнстоуновый горизонт толщиной nримерно роя·пю
npe
18
1 является
верх
метров , который ве
ставляет собой объединение нескольких мелеющих вверх циклов .
Поровое nространство сформировалось между ооидными зернами
и для
фаций применима форму а расчета проницаемости по nористости класса
тих
1 [20].
Нижний горизонт сложен фузулиновыми тонкокристаллически 1и доловакстоу нами с рассеянными включениями отnечатков фузулинид. Трещины и круnные округлые каверны сконцентрированы в щин являются
ния
оловакстоунах. Осиовны ·1 и типами тре
простые трещины, тр щины, увеличенные в процессе растворе
1икробрекчия и связанны Анализ керна nоказал,
с ней трещины.
что
наивысшие значения nористости от 1ечаются
в дологрейнстоунах, в то время как nроницаемость в доловакстоунах так же
высока, как в до оrрейнстоунах (рис.
8. 17).
Это объясняется трещинныl\·t ха
рактером nористости в вакстоунах. Ве ичина трещинной nроницаемости была получена на основе оц нки доли nроницае юсти матрицы породы в общей nро
ницаемости nуте
1 nрименения
формулы расчета nроницае юсти по nористости
для грейнстоуна и сравнения nолученных величин со значения ш по керну т.
.с
вели•1инами, учитывающи ш и матричную
цае юсть. Результаты nоказывают что в интерва ницаемость (nримерно
20
мД) nолностью
onp
nолученными
и трещинную прони
залегания грейнстоуна nро
деляется межчастичной nористо
стыо, в то время как в вакстоунах nроницаемость (также около
20
мД)
ависит
только от трещинного типа nористости. Значения трещинной nористости оцени ваются в
1 %.
8.3 .
КРУПНОМА ШТ БНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАIIИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ
Порнетость
Нефте
Проющаемостъ насыщен-
DЗЭ IIMO•
(мД)
С6,. З3 111 1 0. J\3RCptiOВ..'\Я
о о
365
tiOCTb
М:rrрнчноя
О Меж·
Вз:шмосвЯ 38 1шо· ..-звсрttоваи
•
зер н оnая
J.I30Jш
ровn 11 ,~ о-К11вtр ·
JQ J0
1000 !1. 1
IIOI<ЗJI
1
Кровля свиты
Сан-Андр ее
500
520
Рис.
8.17. Глуб инные диаrрам ·Jы , nостроенные no скважинам вскрывшим свиту Сан
Андрее на ·t есторождении Тэйлор Линк , де юнстрируют значения матричной н трещин ной nроницае ю сти . Послед няя вы дел сна ч ерны. н цветом н явля ется раз ницей вел ичинами матричной nроницаемости , оnределеt·tныr.ш
no
t ежду
фацнальному анализу, 11 ве
личинами общей nроницаемости , оnределе нными по за мсрам в образцах керна [ 19].
Модел ь коллектора дл я месторождения Тэйлор Линк (рис.
8.18)
де юнстри
рует что верхний горизонт сложен nористыми и прониuае 1ыми фа uия 1и грейн стоунов
которые постепенно трансформируются по латерали в низкопористые
трещиноватые вакстоуны . Нижний горизонт пол ностью nредставлен низкопори
стыми трещиноватыми вакстоунами. Пористость и нефтенасыще нн ость в них
Гл лвл
366
8 во ток
ЗАЛА Д
Скважина
Скважина
Скважина
N2 59
N2 3
N2 67
кважина
N2 151
(м ) (фуrы)
Про t 1 11 ШlС МОСТЪ ГК
Всртнкз ь11ыii ~ш штзб
ur rn rruJ
IS
:f 5О
ol o
ВНК
(247
м)
И ttте рвал ф tt льтра цнн А : Нсфте tt асы щсн ны !J коллсhоор, xa pa hoCpюy юtwt i1cя м зтрн•t11 оi1 п рон нuае tостью, cлoжe ttttыii OO t tдti o - n cлo ttдllьtМtt фзшt ям н rреi1нстоу 11 ов
И trrсрвал вaкcroy tt on
Интер вал ф tш ьтра wш В : Koшt choop, xa pa hoC p юy toщttii c я ВЗ3 1Ш ОС 8Я 33 1111 0·КВВСрНОВОii Пр0 1111U3СМОСТЬ Ю 11 H\IЗKOIJ
11СфТС 113 СЫ ЩС11110СТ ЫО М 3Тр11 Ц Ы IIОр ОДЫ, CЛOЖC IItt Ыi1 фyЗy!I IIH O· брахtюn одн ымll фщ11ям11 флаутстоун ов. 11акстоу н ов 11 вакстоу н ов
D
Взаttмос вязаtш о-ка nерновая rtротщаемость Общая проннuаем ость ( п о да 11ным а в ализа ке рна) Рзс •t стная м зтрн•шая п ро 111щае мостt.
Рис .
.1 .
еологический
в свите Са н-Андрее н а
разрез
с
северо -з ала а
на
юго-восток
ч е ре з
колл ектор
· •есто1юждени11 Т йл ор Линк. демонстрнрующнй расnределе
ние структурных фаций оои дных rрсйнстоуиов 11 фацнй тре щииоватых фузул иновы х
ва к тоунов
[ 19].
nрактически не отмечаются но выявлена трещинная nроницае юстъ . Они отно сятся к зоне nоrл ощения .
Коллектор Миссиси"ского возраста, JttecmopoзiCдeuue Элк Бэисин Добыча на месторождении Элк Бэ йсин осуществля ется из отложений свиты Мэдисон
tиссисиnскоrо возраста . Оно распол ожено в предел ах северной окра
ины бассейна Биr Хорн на границ
штатов Вайо шнг и Монтана. Отл ожения
составл яющие колл ектор формиравались на мелком карбонатном шел ьфе в ме л еющей вверх секвенции от преимущественно гл инист ых отлож ний до преиму
щественно зернистых . В конце периода накоn ения отл оже ний свиты Мэ исон nосл едние оказал ись в условиях субаэ рал ьного воздействия в результате в тече ние позд него миссисипского врем ени и в начале rtенсил ъванского времени фор мировал ась обширная карстовая поверхность . Эвапоритовые прослои были вы щелочены , что nривел о к образованию стратиформны
брекчий и каверн , и вдоль
.3.
КРУПНОМА
ШТАБНО Е ВЫЩ ЕЛАЧИВА НИ Е Т Р Е ЩИНОВ ТО ТИ
367
nлоскостей и злома (ллоскост~й трещин) видимо образавались вертикальные ка верны (рис .
8.19).
В nерио
накоnления nерскрывающих их nенси ьванских от
ложений nолости были частично заnолнены с rесыо глины и nеска. Дальнейшее погружение каверн вызвало их обрушение. В результате двух nоследних nроцес сов круnные участки месторождения Элк Б йсин оказались изолированы друг от друга.
Граница секвенции второго порядка
м
о
60 120 1 о Стратиформные брекчии обрушения ,
D
о
16 к
·•
образовавшисся в результате растворения эваnоритоn
Брекчии обрушения , образовавшисся в результате
Рис .
8.1 9.
1ассюшоrо растворения
Геологический разрез месторождения
(штат Вайо нrнг)
л к Б йсин миссисиnского воз раста
демонстрирующий массивные брекчии , которые секут толщу отл о
жений коллектора и страт иформные брекчии обрушения , сформированные в результате выщелачивания э ваnоритовых nроело в
(no [22]).
Прекрасный пример аналогичной ситуации в обнажении, который связан с месторождением
лк Бэ йсин
был описан в
ний на nоверхности земли составл яет
1 20
[27].
Период нахождения отложе
м л н лет, что типично для границы
секвенции второго порядка . Мелкомасштабные nроявления карста были обна ружены в кровле двух верхних высокочастотных секвенций третьего порядка .
Прослои ангидрита очень часто встречаются в этом районе, но на месторожде
нии Элк Б йсин они отсутствуют. Это объясняется активны
r выщелачиванием
ангидритов недонасыщенной метеорной водой в районе Элк Б йсин. В результа те сплошного выщелачивания образуются стратиформные системы пещер кото
рые позже обрушиваются
формируя широко расnространенные стратифор rны е
брекчии обрушения , представ енные набором брекчиевых фаций - хаотических мозаичных и бреКLJИЙ растрескивания (рис.
8.20).
процесс накопления вышележащих отл ожений
по разрезу до
Обрушение пещеры nрерывает
которые расnространяются вверх
rиссисипско rо несогласия. Вертикаль ные брекчии , возможно объ-
ГЛАВА
36
Доло~111т. образовавш tti1 ся о резу.q ьтатс п роса•tн вз ння рассолов
D
l()Q
Хаотическая rлш111стая брс~·111я обрушс нн я, образооа вшаяся в результате
D D Рнс.
8.20.
Хаотнчссtшс t'ЛI Iflltcтьt c брс~-ч иtt разрущення
Гm нtнстая б рс~• нtя
11 осм юt
бре~"ЧIIЯ Доломнтt t з нров.1нная м оза нчная
брскч ня
33ПOЛI ICIIIIЯ ПС ще р ы
хсма обважения
nopo
свиты М iЦifCOii в ущелье
щая распределение брекч11и обрушения
ясняются
ДОЛОМ !IТ11311ро0:111 11 ЗЯ трСЩIIНОВ.1ТЗЯ
•
растворС1111Я 'IIIШIOpiiTOB
м
наличие
1 ранее
Y11t1
Риве р илл юстрирую
[27).
существовавших трещин
расnоложенных
на рассто
янии 60 метров друг от друга. Процессы nоз ней доломитизации наложились на вертикальные брекчии
а также на
юзаичные и трещиноватые брекчии стра
тиформных фаций кровли. Интервал nород
имеющих свойства ко ле ктора
npиypotteн к
оломи там
и к фациям кровли , характсризующиl\·tся трещина tи обрушения . Известняки из
редка обл адают nористостью бо ее в резул ьтате растворения
2%
· ваnоритов ,
а брекчии обрушения , образовавшисся
явл яются ф юидоуnора 1и
поскольку со
держат глины. Прослои фаций nриливно-от 11вной равнины 11 свя анные с ни ми доломиты образовавшисся nри до омитизации nросачивающимися рассола ми, как nравило nористые и nроницаемые и образуют гори зонтал ьно nротяжен ные интервалы фильтрации. Поздняя доло 1итизация контролируется характером формирования бр кчий обрушения и также сnособствует образованию до оми
тов, имеющих свойства коллектора. О нако они не являются стратиформны ми , и их залегание характеризуется латеральной невы держанностыо вследствие
нерегулярного распредел ения брекчий обрушения и трещиноватости. MecmopOJI(:дeuuя, ириурочещtые к свите Э теибургер юtJiсиеордовикского вoзpllcma
Коллектор
nриуроченный к свите
лле нбургер нижнеордовикского возрас
та в nермском бассейне (Западный Техас и Нью-Мексико) , относится к тиnу
8.3 .
КРУПНОМАСШТАБНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ
369
(а) Рэйнджер Пик
33 _......_ млн .
/ 7
лет тому назад
о
u
"'
с::
~
~аккеллигонКаньон
~ о
1000
футов
l .м)о 1 Брекчня обрушення
м
О Каверны
Пещерный апевр11Т
1-l--,.-L...,---!1 о
300
О Известняк
0
Доломи:_ прнлнвно · отлнвнои равнниы
(Ь)
о
1000
футов
l .м)о 1 Брек-нtя о~рушення Пещсрнын алеврит
l1-1г'--1г--il о
300
м
(с)
D D
Каверttы
1f.l,,'l Трещиноватые фациtt свода
О Доломи-..: nр•tливио отл нвнои равннн ы
Известняк
Монтойя
о
1000
футов
--г......_,.__,,
l .м)о 1 БрекчltЯ обрушення
О ДоломtiТ пр нл нвно-
Пещерныii алеврит
отлнвноii равttниы
1-l
о
300
м
О Известняк
D
Доло~нiТ пост фасселманскоrо периода
~ Трешнноватыс фации свода
Рис .
8.21.
Реконструкция каверн Эль Пасо. (а) Почти современная доломитизация от
ложений свиты Синди , развитие горизонтально протяженных nлитчатых каверн в свите Р э йнджер Пик и вертикальных , невыдержанных в горизонтальном направлении , каверн
в свите ~аккеллигон Каньон . (Ь) Обрушение каверн Элъ Пасо , иллюстрирующее обру шение отложений свиты Монтойя , развитие вулканических трубок проникающих в вы
шележащие породы свиты Фасселман, и развитие каверн в последних . (с) Доломитиза ция последней стадии в породах свит Эль Пасо и Монтойя , контролируемая фильтрацией флюидов через брекчию обрушения и трещины в окружающие карбонаты
[201.
ГЛАВА
370 трещинных
приче
1 трещины
являются результатом сnлошного выщелачивания
и обрушения. Аналог таких коллекторов в обнажениях обн~ружен в горах Фран
клин в округе Эль Пасо (Техас). Круnные брекчии обрушения связаны с границей секвенции второго порядка между свитой Эль Пасо нижнеордовикского возраста и свитой Монтойя верхнеордови.кского возраста, свидетельствующей о nереры
ве в осадканакоплении nротяженностью nримерно
30
шн лет. Обширные рабо
ты по картированию свиты Эль Пасо продемонстрировали, что в верхней
300-
метровой части отложений свиты была сформирована крупная система каверн (рис.
8.21 ).
В самой верхней 75-метровой части свиты
ти каверны имеют п ит
чатый (п астинчатый) и горизонтальный характер и были образованы вблизи границы вадозной и фреатической зон. Эти каверны не связаны между собой и
расnространены
nрерывисто
но
в
горизонтальном
направлении
они
протя
гиваются на сотни метров. В нижнем 225-метровом интервале каверны имеют линейный и вертика ьный характер, они были сформированы в глубокой зоне грунтовых во
янии ние
вдоль системы вертикальных трещин, расnоложенных на рассто
900 1друг
от друга. Эти каверны также и 1еют прерывистое распростране
nростираются в горизонтальном направлении вдоль существовавших ранее
трещин на несколько километров и на сотни метров составляют систе 1у
дикулярную общему характеру трещин (рис .
8.22).
перпен
Обрушение каверн Эль Пасо
привело к образованию системы трещин, связанных со сводами nещер, в выше лежащих отложениях свиты Монтойя и мегабрекчии обрушения в породах свиты Эль Пасо. Образование брекчий обрушения вызвало фор 1ирование трещинова тости в nерекрывающих пластах ордовикского и силурийского возраста которые
затем подверrлись выщелачиванию и формированию новых брекчий обрушения. Пос едующая доло 1итизация трансформировала большую часть трещиноватых и брекчированных пластов в доломиты
при этом доломитовый це 1ент заполнил
большую часть трещин и брекчиевого парового пространства.
Брекчироваиные отложе1н1я
свит Маккеллнrон Каньон , Сщ1ди и Рэйнджер Пнк
z:::::::::"'" О 3000 фyron 1-l--'---'---il о 900 м
Рис.
8.22. Карта
D D
Брекчироnаииые отложе!НIЯ свиты Рэйнджер Пик
Небрекчнроваиные отложевия свиты
ль Пасо
южной части гор Фраиклнн. округ Эль Пасо (Техас) демонстрирующая
реконструкцию бреh-чии обрушения в
том районе
[20] .
8.3 .
КРУПНОМАСШТАБНОЕ ВЫЩЕЛ ЧИВАНИ · ТРЕЩИНОВАТО Пl
371
В коллекторских nластах .свиты Элленбургер брекчии обрушения могут быть обнаружены до глубин
300
метров ниже nоверхности обнажения в кровле кол
лектора. Однако наибольший интерес представляют верхние ку в большинстве коллекторов
то
-
90
метров, посколь
самый перспективный интервал для выяв
ления ловушек углеводородов . Такие колл к-горы были описаны
Keran [12 13]
как содержащие трещиноватые фации кровли, фаuии осадков пещерного напол нения и брекчиевые фации дна пещер. Хорошо выдержанные по латерали ка верны со ержат брекчии
на пещер, сформированные в период развития пещер
и перскрывающие обломочные отложения свиты Симnсон которые были смыты в образовавшисся пещеры в nериод трансгр ссии (рис.
8.23- 8.25).
Последующее
обрушение привело к развитию обширной трещиноватости и брекчированию.
что создало вертикальную секвенцию неnоврежденного дна пещер, брекчий дна пещер, брекчий наполнения пещер и брекчий свода пещер.
~ СвитаСимпсои
&!Э~
дно nещеры
наполнения nещеры
Рис.
8.23.
хематическая блок-диаграм
ta
иллюстрирующая латеральное распростране
ние системы пещер с брекчиями обрушения , выстилающи 1и дно nещер
[ 13].
Брекчия напо нения пещер образует флюидаупор в пределах коллектора. разделяя его на верхнюю и нижнюю части . Для идентификации обломочных от ложений наполнения nещер и картирования верхней и нижней частей коллектора
были исnользованы кривая ПС и гамма-каротаж. Эти ·tесторождения характери зуются активным водонапорны
1 режимом, и первые
ксnлуатаuионные скважи
ны бы и пробурсны на верХI·ною часть коллектора только для того чтобы контро лировать образование конуса обводнения . Однако выявление в коллекторе флю и
oynopa
образованного фациями наполнения пещер
и установление того что
постуnающая в скважины вода является боковой, а не подошвенной
[ 1], привело
v.>
-.1 N
Наполнение карстовых воронок
Кровля песчаников Коннел
м
(свита Симпсон)
---
--l
свод
фуrы
ОтО
ПЕЩЕРЫ
50
two ~
нижняя
ЗОНА ОБРУШЕНИЯ
(
400
>
~ -...._ Верхний отдел
~
Ciliill --------
Средний отдел
Нижний отдел
Рис.
8.24.
100
-
..
1::0
:>
Свод пещеры (мозаичная брекчия)
00
600
Осадки заполнения пещеры
(хаотическая брекчия с кремнисто-обломочным матриксом)
200
Осадки заполнения пещеры
(хаотическая брекчия с карбонатным матриксом и образовавшимиен здесь же доломитовыми столбами)
~ ~
Нижняя зона обрушения
1
Небрекчированные отложения свиты Элленбургер
1
:d :>
150
(карбонатная хаотическая брекчия с обломочным матриксом)
Геологический разрез через отложения свиты Элленбургер, месторождение Эмма (округ Эндрюс, Западный Техас), де
монстрирующий трещиноватые фации сводов пещер, фации наполнения пещер, характеризующиеся постоянной латеральной про тяженностью, и фации брекчий обрушения, характеризующиеся латеральной невыдержанностью
[13].
8.3.
КРУПНОМАСШТАБНОЕ ВЫЩЕЛАЧИВАНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ
373
Свод пещеры
Осадки
Нижняя
заполнения
зона
пещеры
обрушения
Неповрежденное дно пещеры
Рис.
8.25.
Трехмерная схема развития каверн и их обрушения на месторождениях Запад
ного Техаса, приуроченных к свите Элленбургер нижнеордовикского возраста, демон стрирующая пещерные фации
[13].
к появлению программы дополнительной разработки месторождения, предусмат ривающей углубление скважин с целью извлечения углеводородов из нижней части коллектора.
Месторождения, 11риуроченные к рифам с11лурийского возраста
Добыча нефти в пределах Северо-Мичиганского рифового пояса осуществ ляется из рифов-пиннаклов. Рифы располагаются параллельна массивному ри
фовому комплексу края шельфа и протягиваются от него в сторону бассейна.
В пределах рифового пояса примерно на каждые 4 км 2 приходится один риф, и их средние размеры составляют около 0,3 км 2 по площади и 120 м в вы соту. Образование этих рифов началось с отложения фаций глинистых куполо
видных построек в глубоководных условиях. Рост продолжился уже в мелко-
ГЛАВА
374
8
(а)
Начальная стадия образования
-~--Л-;а гу н н ы е ф а цi;и'::'и_ _,Рифовые фации
111111111
__''-.... ·
Первичный биогерм·
(Ь) Массивное выщелачивание и формирование rрешиноватости Филырация метеорных грунтовых вод и развитие каверн
Морская вода
(с)
Обрушение и nоздняя доломитизация
f
Образование трещин, каверн, nустот выщелачивания, брекчии Отсутствие сходства с седиментационными фациями
Брекчия обрушения
600м
Рис.
8.26.
Иллюстрация сплошного выщелачивания рифов-пиннаклов силурийского воз
раста, штат Мичиган. (а) Рост рифа начался с образования морских сцементированных биогерм, на которых росли кораллы и строматопоры, формируя окраину и склоны рифа и внутреннюю лагуну. (Ь) В эпоху субаэрального воздействия образовзлись линзы прес ной воды, что nривело к массивному выщелачиванию, образованию каверн и связанных с ними расширенных трещин. (с) Обрушение системы nещер в результате последующего поrружения nривело к образованию брекчий обрушения и трещин (смоделировано
[26]).
водных условиях, в которых кораллы и строматопоры сформировали основные постройки. Криноидные фации на боковых частях рифов встречаются со сторо ны моря, а чистые фации морских водорослей обнаружены позади кораллово строматопоровых.
После окончания формирования рифа последний оказался
подвержен субаэральному воздействию, в ходе которого произошло сплошное
выщелачивание (рис.
8.26).
В зонах, смежных с рифом, образовались мощные
слои соли, после чего в бассейне снова наступили нормальные морские условия,
ЛИТЕРАТУРА
375
и над рифами и вокруг них откладывались карбонатные секвенции приливно отливной равнины. В это же время происходили процессы доломитизации. По мере погружения соленасыщенные воды были выдавлены из соленосиого бас
сейна и проникли в рифы, вызвав заполнение галитом большей части пор в об ращенной к бассейну части рифа
[4,26].
Сплошное выщелачивание является обычным явлением как при небольших подъемах уровня моря, так и при его значительных изменениях. Изменения уров
ня моря, видимо, были больше связаны с обмелением в результате испарения воды в изолированном мичиганском бассейне, чем с колебанием уровня моря
под влиянием вращения Земли (эвстазии). При этом, скорее всего, формирова лась не региональная система грунтовых вод, а локальные системы внутри каж
дой постройки, причем сплошное выщелачивание привело к созданию каверн
и расширенных трещин, которые позднее были доломитизированы. Небольшие «падения» бурового долота, отмеченные в ходе разбуривания этих коллекторов, указывают на то, что некоторые из этих каверн существуют до сих пор.
Литература
[ l] Ade1· J. С. ( 1980) Stratification testing results in revised concept of reservoir drive mechanism, University Block 13 Ellenburger Field. J Pet Technol 32, 8:1452-1458. [2] Aguile1·a R. ( 1979) Naturally fractured reservoirs. Petroleum Publishing, Tulsa, Okla.
[3) Back W. 1963 Preliminary results of а study of calcium carbonate saturation of а ground water in Central Florida: Int Assoc Sci Hydrol VIIIe, Annee 3, рр. 43-51. [4] Bu(/d D. А .. Salle1· А. Н., Hш·,.is Р.А. (eds) (1995) Unconfonnities and porosity in carbonate strata. AAPG Mem 63, 313 рр. [5] Caugblin W. G., Lucia F. J., Мс/\1е1· N. L. (1976) The detection and development of Silurian reefs in Northern Michigan. Geophysics 41, 4:646-658.
[6]
Clюquette Р. W., James N. Р. (1984) Introduction. In: James NP, Choquette PW, (eds) Paleokarst. Springer Verlag, Berlin, Heidelberg, New York, рр. 1-24.
[7] Dm1ies R. D., Smith L. В. (2006) Structurally controlled hydrothennal dolomite reservoir facies: an overview. AAPG Bull 90, 11:1641-1690. [8] Del1glmni К., Hm'l'is Р. М.. Edwш·ds К. А .. Dees Н. Т. ( \999) Modeling а vuggy carbonate reservoir, McEiroy Field, West Texas. AAPG Bull 83, 1:19-43. [9] D1'Civis J. J., Mui1· !. D. (1993) Deep-burial brecciation in thc Devonian Upper Elk Point Group, Rainbow Basin, Alberta, Western Canada. In: Fritz RD, Wilson JL, Yurewicz DA, (eds) Paleokarst related hydrocarbon reservoirs. SEPM Core Workshop 18: рр. 119-167.
ГЛАВА
376
8
[ l О] Heydari Е., Moore С. Н. ( 1989) Burial diagenesis and thennochemical su1fate reduction, Smackover Fonnation, southeastem Mississippi salt basin. Geology 17, 12:1080-1084. [ 11] Hovorka S. D., Масе R. Е. ( 1998) Penneabl1ity structure of the Edwards aquifer, South Texas - Implications for aquifer management. The University of Texas, Bureau of Economic Geology, Report of Investigations No. 250, 55 рр. [ 12] Kaufman J., Meye1·s W J., Hanson G. N. (1990) Burial cementation in the Swan Hills Fonnation (Devonian), Rosevear Field, Alberta, Canada. J. Sediment Petrol 60, 6:918-939. [ 13] Kerans С. (1988) Karst controlled reservoir heterogeneity in Ellenburger Group carbonates of West Texas. AAPG Bull 72, 10:1160-1183. [14]
Кш-ш1s С.
[ 15]
Ке1-ш1s
(1989) Karst-controlled reservoir heterogeneity and an example from the Ellenburger Group (Lower Ordovician) of West Texas. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, Report of Investigations No. 186, 40 рр. С., Lucia F. J., Senger R. К. ( 1994) Iпtegrated characterizatioп of carboпate ramp reservoirs using outcrop aпa1ogs. AAPG Bull 78, 2:181-216.
[ 16] Loucks R. G. ( 1999) Paleocave carbonate reservoirs: Origins, burial-depth modifications, spatial complexity, and reservoir implications. AAPG Bull 83, 11: 1795-1834. [ 17] Loucks R. G., Handj01·d С. R. ( 1992) Origin and recognition of fractures, breccias, апd sediment fills in paleocave-reservoir networks. In: Cande1aria МР, Reed CL, (eds) Pa1eokarst, karst-re1ated diagenesis and reservoir development: examp1es from Ordovician-Devonian age strata of West Texas and the MidContinent. Pennian Basin Section-SEPM PuЬI 92-33, Midland, Texas, рр. 3144. [ 18] Lucia F. J. ( 1970) Lower Paleozoic history of the westem DiaЬ\o Platfonn of West Texas and south central New Mexico. Geologic Framework of the Chihuahua Tectonic Belt, West Texas Geol Soc PuЬI, Mid1and, Texas. [ 19] Lucia F. J., Ruppel S. С. (1996) Characterization of diagenetically a1tered carbonate reservoirs, South Cowden Grayburg reservoir, West Texas. SPE paper 36650. [20] Lucia F. J., Kerans С., Vande1· Stoep G. W ( 1992) Characterization of а karsted, high-energy, ramp-margin carboпate reservoir: Taylor-link West San Andres Unit, Pecos County, Texas. The University of Texas at Austin, Bureau of Economic Geology, Report of Investigations No, 208, 46 рр. [21] Lucia F. J. ( 1995) Lower Paleozoic development, collapse, and dolomitization, Franklin Mouпtains, Е! Paso, Texas. In: Budd DA, Sai\er АН, Harris РА, (eds) Unconfonnities and porosity in carbonate strata. AAPG Mem 63:279-300.
ЛИТЕРАТУРА
377
[22] Maiklem W R. ( 1971) Evaporative drawdown - а mechanism for water-level lowering and diagenesis in the Elk Point Basin. Bull Can Petrol Geol 19, 2:487-503. [23]
МсСаlеЫ. А.,
Wayhan D. А. (1969) Geologic reservoir analysis, Mississippian Madison Formation, E1k Basin Fie1d, Wyoming, Montana. AAPG Bull 51:2122-2132.
[24] Plummer F. N. (1975) Mixing of sea water and calcium carbonate ground water: ln: Whitten ЕНТ (ed) Quantitative Studies in Geo1ogica\ Sciences. GSA Mem 112:219-236. [25] Saller А. Н., Hendenюn N. (1998) Distribution of porosity and permeabl\ity in p1atform carbonates: Insights from the Permian of West Texas. AAPG Bull 82, 8:1528-1551. [26] Sassowsky /. D. (2004) Detailed ana1ogs for Pa1eokarst reservoirs: Promise and problems (abs). AAPG Annual Convention Abstracts Volume, v. 13, р. Al23. [27] Sem·s S. 0., Lucia F. J. (1980) Dolomitization of Northem Michigan Niag.a1 ~:11 reefs Ьу brine reflt1xion and freshwater/seawater mixing. In: Zenger DH, Dt1nham JB, Ethington RL, (eds) Concepts and models of dolomitization. SEPM Spec Publ 28:215-236. [28] Sonnen_feld М. D. ( 1996) An integrated sequence stratigraphic approach to reservoir characterization of the Lower Mississippian Madison Limestone, emphasizing E1k Basin Field, Bighorn Basin, Montana. Unpubl PhD Dissertation, Co1orado School of Mines, Go1den, Colorado, 438 рр. [29] Stoessell R. К., Ward W С., Fm·d В. Н., Schцffeгt J. D. ( 1989) Water chemistry and СаСО:1 disso1ution in the saline part of an open-tlow mixing zone, coasta1 Yucatan Peninsula, Mexico. GSA Bull 101,2:159-169. [30]
Тinke1·
S. W, Mгuk D. Н. ( 1995) Reservoir characterization of а Permian giant: Yates field, West Texas. 1n: Stoudt EL, Harris РМ, (eds) Hydrocarbon reservoir characterization: Geologic framework and tlow unit modeling. SEPM Short Course 35:51-128.
[31] Wal"ren J. К., Havholm К. G., Rosen М. R., Pan;/ey М. J. ( 1990) EYolution of gypsum karst in the Kirshberg Evaporite member near Fredericksburg, Texas. J Sedimentary Petrology 60, 5:721-734. [32]
~Vie1·zblcke R., D,.avis J. J. 2006 Burial dolomitization and dissolution of Upper Jurassic Abenaki platfonn carbonates, Deep Panuke reservoir, Nova Scotia, Canada. AAPG Bull 90, ll: 1843-1861.
Предметный указатель
./-функция (функция Леверетrа),
71
Z -плоты, 11 О, 111, 283
литология, определенная по, нормализация
с
данными
1Об анализа
керна, Акустический каротаж,
Аномальное пластовое давление, Бассанит,
91-132, 294-295, 329-332 ограничения, 94
107-115 37, 38
22, 23 155 153, 258
определенная
структурно-текстурные
Биогермы,
Бонайре,
проницаемость,
по,
126-128 сти, определенные по,
особенно
132
фации, определенные по,
133 95-97, 132, 295 ВГК, с.н. Вычисленная кривая гаммаГеостатистика, 173-177 каротажа (ВГК) Гидродинамические модели, 303-305, Вадозная зона, 218, 353-355 316-320, 336-338 Вакстоун, 56, 59 Гидрологические модели, 253-256 Вариография и вариограммы, 173-175, Гидростатическое давление, 38 187 Гамма-каротаж (ГК),
Вертикальная последовательность фа ций,287-289,
306,320-325,332-334
пористость,
49, 55, 56, 344-375 проницаемость, 80-82 Водонасыщенность, 115-1 16, 118, 124125, 296-334 Воздушный мини-измеритель проница
Высокочастотные
секвенции
(ВЧС),
145, 157-167 145-
155, 208, 290, 298 Высота залежи, 41 кривая
104, 105
253
Горы Гвадалупе, Франклин, Грейнстоуны,
160-167, 177, 234 370 164, 182, 231
слепкавый (молдиковый) грейнсто ун,
26
Высокоtшстотные циклы (ВЧЦ),
Вычисленная
влияние на ГИС, диаrенез,
Взаимосвязанно-каверновая
емости (мини-пермеаметр),
Гипс
234
слепкавый грейнстоун,
Данные полевого механического поро пермиметра (ПМП),
177, 184
Доломит
гамма-каротажа
(ВГК),
95, 103, 109 216, 221-227 крупномасштабное, 353-375 мелкомасштабное, 346-352
Выщелачивание,
коллекторы,
252-336 257-266 проницаемость, 65 размер кристаллов, 263-266 распределение, 267-268 пористость,
структурно-текстурные ГГКс, с.н. Фотоэлектрический каротаж
ГИС,
236
282-286, 294-297, 312-314
сти,
особенно
62-71, 127 213, 215, 253-269, 348
Доломитизация,
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
в зоне смешения,
Идд-эль-Шарги,
255
просачивающимися рассоЛами, 255
197, 296, 304, 338 Дарен, 25, 27
Избирательное
Саут Коуден,
выщелачивание,
сд
320-329
нии Эндрюс Саут,
62, 224, 277-279
Кривая
213-214
структурно-текстурные
особенно
пс,
228
спонтанной поляризации (ПС),
56-62
Кривая
Изолированно-каверновый
пористость,
нии Фаллертон,
девонского возраста на месторожде
Выщелачивание
сти,
348-351
в свите Клир Форк на месторожде
Известняк
коллектор,
Ред Ривер,
235-244, 347 274-277
в свите Грейбург на месторождении
Заводнение, Закон
379
49, 54-56, 77-78, 117-
(КВД),
восстановления
228
давления
28-29
Кривые
118, 130 Интервалы фильтрации,
192-193, 298-
имбибиции (пропитки),
29, 30 30, 32-ЗК
капиллярного давления,
302 Интервальное время пробега,
l 08, 114,
78, 79, 311
132 Исследование керна,
91
Каверново-поровое отношение (КПО),
116 368-375 взаимосвязанные, 80-82 изолированные, 76-80 определение, 49 Кальцитизация,268-269, 272-273 Карбонатные осадки, 137-144 Керн
92
нормализация данных ГИС с данны ми анализа керна,
94-126
Классификация
21, 48, 49, 51, 115-118, 122, 125, 128, 130 Данхэма,51,54, 84,140,141 Лусиа, 48-51 Шокетта и Прея, 48-50 Эмбри и Клована, 140, 141 Классы пакстоунов, 54, 59 Когезионные (связывающие) силы, 31 , 32 Коллектор
пористость,
с.н.
Пори
стость
Эль Пасо,
Арчи,
162, 164, 177-182, 188-
197, 236 Межзерновая
Каверны
анализ,
Лойер-Каньон,
Межкристаллическая
пористость,
слt.
Пористость Месторождение Гавар,
58, 120, 124, 259, 278-286 228-233 Тэйлор Линк, 64, 363-365 Честер, 227-228 Элк Бэйсин, 366-367 Тубарао,
Месторождения, приуроченные к свите
Элленбургер,
368-373
Метод Хорнера,
28
кернадержателя Хасслера, нестабильного состояния, слоистого коллектора,
26 41
171 41 Миссисипский возраст, 227, 366-368 Мичиганский риф-пиннакл, 373-375 Многоразовый испытатель пластов, 37 стабильного состояния,
Модели коллектора
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
380
Идд-эль-Шарги мелового возраста,
Тубарао мелового возраста,
слой
фильтрации,
Петрофизические классы,
235
свита Клир Форк на месторождении
Саут Уоссон, Фаллертон,
334-338
свита Сан-Андрее на месторожде
нии Семинол,
56-80, 124, 280-281, 290-294 Пещеры и каверны, 354-357, 368-375 Плотностной (гравитационный) каро-
таж,
303-305
105-106
Поверхностное натяжение,
Модель
Модель
CAt.
термальной
сверхминерализован
ных жидкостей, термальной
Пониженное давление,
31
38
Пористость
конвекции Когоута просачивания
20-23, 66-
73, 84-85, 294-295 Петрофизические соотношения,
316-320
свита Клир Форк на месторождении
Коrоута,
Петротекстурный
192-193, 298-305
242,243
конвекции
взаимосвязанно-каверновая, изолированно-каверновая,
254, 256, 267 Коrоута,
межзерновая,
80-82 76-80
23, 219
межкристаллическая,
51-54, 63-66 межчастичная,51-54, 56-71 определение, 20, 21 определяемая, 20-23, 99, 132 ошибки измерений, 22
254-256 Морские организмы,
144, 145
Насыщенность по методике Арчи,
234
углеводородами,
по нейтронному и плотностному ка
флюидами,
ротажу,
35 29-39, 43, 71
Начальная водонасыщенность,
128, 129 Нейтронный каротаж, 99, 101-104 Некавернозные известняки, 59, 60
99-100
по полноразмерному керну, современных осадков,
эффективная,
20
Поровое пространство, Образование брекчии обрушения,
370-
373 Образование карста,
23
142
20, 47-56
Построение геолого-гидродинамической модели коллектора
354, 356, 357
Обстановка метеорных грунтовых вод,
методы,
171
определение,
170
построение модели,
353, 354 Объем межскважинного пространства,
Построение
206-208
модели
Объемная влажность,
выдержанного
Объемная плотность,
тервала,
120 105 Объемное замещение, 257 Окаймленный шельф, 148 Остаточная нефть, 39
продуктивного
ин
170-172 245, 246 245 давления, 38
Постройка Суонхиллс, Превышение
143, 151
Приливно-отливные
157-160, 274 ПМП, с.н. Данные механического поле
Проницаемость
абсолютная,
вого поропермиметра
•.
пространственно
Постройка Редуотер,
Отложения Багамской банки,
Параметр насыщения Р.
129, 188
цель,20,46
116 117, 131
Параметр цементации (т),
40
измеренная,26 модели,
182
циклы,
151-152,
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
неоднородность,
178-189
381
Сканирование пласта,
124-126, 131
Скважинный сканер, см. Сканирование
относительная,40-43 по данным каротажа,
126 современных осадков, 142 эффективная, 40 Процессы диагенеза, 213-216, 252, 253, 344-346
пласта
Смачиваемость,
33
Смачиваемый и несмачиваемый,
Сопротивление,
параметр насыщения,
пластовой воды Размер
(R8 ),
116 116
удельное сопротивление пород (Rп),
кристаллов доломита,
262-266 31, 33-35 Рампы, 148, 149, 159, 160, 163 Распределение пор по размер~ 29-34, 43 Риф силурийского возраста, 27, 373374
Стратиграфический каркас,
Рифовые постройки в бассейне Аль
Структурно-текстурный
поровых каналов,
берта (Канада),
244-248 138, 154, 244-246, 373-375
Рифы, СТИ,
32, 3 5
115-118
ot.
Структурно-текстурный ин
декс
Сверхдоломитизация,
(ГКс ),
Структурно-текстурные
198-201
особенности,
62, 66, 136--137, 198-205 типы, 238-243 индекс (СТИ), 69-71, 120-123, 130, 285, 286 метод, 172, 198-205, 209, 286, 298303, 325-332 Структуры осадконакопления, 136-160
Термабарическая модель,
254
Типыангидритов,269-273
152, 153
Толщина коллектора,
Свита
Грейбург,
348-350
305-316 366, 368
~ЭДИСОН,
Сан-Андрее
на
месторождении
Йейтс, 362-363 Сан-Андрее на месторождении Се
22, 64, 184-187, 205, 208,
260-305 Тернер-Вэлли,
280 320-338 Шуайба, 72-73, 121-124 Эль Пасо, 370 Уичито,
Седиментационные текстуры, Секвентная стратиграфия,
287-290 145-167
Сектор Харад, с.н. Месторождение Га-
Трансгрессивная
(ТСТ),
32, 33
система
трактов
157, 160
Уплотнение,213,
220-221,275 120
Уравнение Баклса,
Уран,
96, 103
Уровень
нулевого
капиллярного
ления
(зеркало
(УНК),
37, 204, 296
свободной
дав
воды)
Условная моделирование, Уступ Алджерита,
175 160-234
Фактор цементации (т), с.н. Параметр
цементации (т), Фациальный метод, Формирование
347, 348
вар
Силы сцепления,
42, 71-73, 118-
121, 296
Клир Форк на месторождении Саут
минол,
гамма-каротаж
96, 97, 132
258-259, 277
Сверхсоленые (гиперсоленые) лагуны,
Уоссон,
116 Спектральный
Формула
117 171
микротрещиноватости,
382
ПРЕДМННЫЙ УКАЗАГЕЛЬ
Козени,
Эвапоритовая
29
Питтмана,
33-70 Уилли, 108-112, 296 Уинланда, 34
дов,
74, 85, 128, 131, 297. 333
Фотоэлектрический
каротаж
(ГГКс).
193-196, 316-320
Экспонента насыщенности
J -функция
Цементаuия,214,2\6-220
( n ), 132
Эффект Клинкенберга.
106, 133 Функция Леверетта, с. н.
213,
Эксперименты по фильтрации флюи
расчета прониuаемости по пористо
сти,
минерализания,
269-272
26
nлавучести (всплывания), Эффективное давление,
35, 37
23. 24
ISBN 978-5-93972-880-5
9 785939 728805
Ф.Джерри Лусиа
ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПОДХОД ТеУnический редактор А. В. Широбоков
Кш.тьютерная верстка Д. П. Вакуленко Корректор О. З. Логунова
Подписано в nечать 07.12.2010. Формат 70 х 100 1/н;. Печать офсетная. Уел. печ.л.
31,2.
Гарнитура Тайме. Бумага офсетная
Уч. изд.л.
N2 \.
Заказ
30,23. N!! 00204.
АНО «Ижевский институт компьютерных исследований»
426034, г. Ижевск, ул. Университетская, 1. http://shop.rcd.ru E-mail:
[email protected] Тел./факс: (+73412) 500-295 Оrпечатано в ГУП УР «Ижевский полиграфический комбинат»
426039, r.
Ижевск, Боткинекое шоссе,
180.
Уважаемые читатели! Интересующие
Вас
Интернет-магазин
книги
нашего
издательства
можно
заказать
или по электронной почте
http://shop.rcd.ru
через
Книги можно приобрести в наших представительствах:
МОСКВА Институт машиноведения им. А. А. Благонравова РАН ул. Бардина,д.4, корп.
3,
к.414,тел.:
(499) 135-54-37,(495)641-69-38
ИЖЕВСК Удмуртский государственный университет
ул. Университетская, д.
1,
корп.
4, 2
эт., к.
211, тел./факс: (3412) 50-02-95
Также книпt I\IOЖHO приобрести:
МОСКВА Московский государственный университет им. М. В. Ломоносова ГЗ
Физический ф-т Биологический
( 1 эт.), Гуманитарный ф-т ( 1 эт.).
ф-т (О и
( 1 эт.),
1 эт.),
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина ГЗ
(3-4
эт.), книжные киоски фирмы «Аргумент».
Магазины: МОСКВА:
«Дом научно-технической книги» Ленинский пр.,
40,
тел.:
137-06-33
«Московский дом книги»
ул. Новый Арбат,
ДОЛГОПРУДНЫЙ:
8,
290-45-07
Книжный магазин «Физматкнига» новый корn. МФТИ,
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ:
тел.:
1 эт.,
тел.:
409-93-28
«Санкт-Петербургский дом книги» Невский проспект,
28
Издательство СПбГУ, Магазин Университетская набережная,
N!! 1 7/9
наш
[email protected]
