1 стр. из 1

В настоящее время сейсмогеологическое моделирование на малоизученных геолого-разведочными работами территориях Восточной Сибири является наиболее оптимальным способом прогнозирования нефтегазоперспективных объектов. Одним из важнейших первоначальных этапов такого прогноза является надежная оценка емкостных свойств и литологического состава изучаемых пород. Вместе с тем, одновременное определение этих параметров по данным ГИС представляет собой весьма важную и трудно решаемую задачу.

Положение усугубляется тем, что венд-нижнекембрийские карбонатные отложения Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы (северная часть Иркутской области) представлены сложнопостроенными как по литологическому составу, так и структуре порового пространства породами, преимущественно доломитами. Встречаются также кальцит (известняк), ангидрит, галит, кварц, но существенно в меньших количествах, а также глины сложного полиминерального состава.

Сложный минералогический состав подтверждается графиками на рис. 2 и 3, где показан характер распределения индикационных точек в поле интерпретационных палеток, связывающих показания акустического и плотностного видов каротажа с показаниями нейтронного метода.

Методические приемы комплексной интерпретации ГИС в карбонатных породах выполняются в следующей последовательности:
1. Определение по комплексу методов «литология — пористость» АК-ГГК-НК (АК-НК) литологии и емкостных свойств изучаемых пород.
2. Выделение коллекторов, определение их типа и эффективных толщин по прямым признакам и количественным критериям.
3. Определение коэффициентов и характера насыщенности с использованием петрофизических уравнений: Рп=a*Кпm и Рн=b*Кпn и критических значений водонасыщенности.

Для определения литологии и емкостных свойств сложнопостроенных по минералогическому составу и структуре порового пространства карбонатных пород применяется комплекс ГИС, включающий методы пористости ГГК-АК-НК. В практике комплексной интерпретации ГИС существует два способа определения искомых параметров, характеризующих карбонатные породы: палеточный и оптимизационный.

Суть первого из них заключается в изучении характера поведения индикационных точек в поле интерпретационных палеток, которые представляют собой комбинированные графики, где входными осями служат геофизические параметры, например плотность — водородосодержание или интервальное время — водородосодержание пород, а выходными — геологические параметры, пористость и объемные содержания отдельных минеральных компонент (известняка, доломита, ангидрита, соли и т. д.). Каждый минералогический компонент породы на этих палетках занимает свое определенное место. Например, чистые известняки должны располагаться вдоль линии известняков, доломиты — доломитов и т. д. Смеси этих минералов располагаются между указанными линиями.

Способ весьма нагляден, однако он позволяет осуществлять только попарное сопоставление параметров и выбирать затем наиболее приемлемый из них. Кроме того, сложно учесть одновременное влияние, например солей и ангидрита, терригенных примесей и кварца. Т. е. одновременное решение указанных палеток для трех минералов простыми способами невозможно. Это существенно ограничивает возможности палеточного способа обработки материалов ГИС.

Второй способ комплексной интерпретации заключается в решении системы уравнений, связывающих значения замеренных геофизических и искомых геологических параметров. В общем виде подобная система представляет собой набор уравнений:

δ = δж*Кп + Σ(δск *Кск)
dt = dtж*Кп + Σ (dtск*Кск) (1)
W = Кп+ Σ (Wск*Кск)
1 = Кп + Σ Кск ,

где: δж, dtж, Wж — плотность, интервальное время и водородосодержание порозаполняющей жидкости; Кп — пористость пород, δск, dtск, Wск — плотность, интервальное время и водородосодержание каждой минеральной составляющих твердой фазы породы, Кск — объемные содержания каждой минеральной составляющих твердой фазы породы.

Решение этой системы может быть осуществлено различными способами, среди которых наибольшее распространение получил так называемый оптимизационный. Для однозначного решения системы 1 число неизвестных не должно превышать числа входящих в систему уравнений. Для трех методов пористости (АК-ГГК-НК) это число не должно превышать 4: пористость + три какие-либо минерала. Это, помимо пористости, могут быть, например, известняк+доломит+ангидрит или доломит+ ангидрит+соль и т. д.

Но в любом случае учитывается одновременное влияние этих трех минералов.
Как следует из рисунков, индикационные точки для усть-кутского горизонта распределились между линиями известняка и доломита. Часть точек сдвигается в область терригенных (глинистых) пород. Соли распределились в соответствующей области с координатами Кпнгк=–3%, DT=220–230 мкс/м, б=2,0–1,95 г/куб. см, что соответствует их табличным значениям. Чистых в минералогическом отношении пластов ангидритов не зафиксировано. Преображенский горизонт в минералогическом отношении более однороден, о чем свидетельствует более компактный характер распределения индикационных точек. Здесь преобладает доломит, а чистые соли и ангидриты, а также глины практически отсутствуют.

При таком количестве неизвестных компонент система 1 (если учесть одновременное влияние всех их) становится неопределенной и, следовательно, не имеет решений. Поэтому прежде всего необходимо хотя бы приближенно оценить возможный минералогической состав пород, необходимый для задания соответствующих уравнений, в которых число неизвестных не превышало бы трех (без учета пористости). Это можно достаточно уверенно сделать на основе так называемых литологических параметров M-N. Аналитически они могут быть представлены в виде отношения:

M = ( dtж — dtж)/(δ — δж)(4)
N = (Wж — W)/(δ — δж)(5)

По существу M-N представляют собой тангенс угла наклона литологических линий на соответствующих графиках. Для каждой литологической разности он является величиной постоянной.

Т. к. в числитель и в знаменатель выражений 4 и 5 в неявном виде входит коэффициент пористости, то их отношение в значительной степени становится свободным от его влияния и позволяет оперировать только минералогическими компонентами породы и, следовательно, более точно идентифицировать их. Поэтому на графике M-N каждый из минералов занимает свое, строго определенное местоположение. Смеси этих минералов смещают индикационные точки со своих опорных точек. Чем больше содержание того или иного минерала, тем ближе к его опорной точке располагаются индикационные точки.

На практике все геофизические параметры замеряются с определенной погрешностью. Т. е. смещение индикационных точек может быть обусловлено не только изменением литологического состава, но и погрешностью измерений. Величина этой погрешности определяется паспортными характеристиками применяемой каротажной аппаратуры. Принято, что погрешность измерений интервального времени не превышает ±3% (относительных), плотности пород ±0,03 г/куб. см (абсолютных), водородосодержания ±2% (абсолютных). На графике M-N опорные точки превращаются в эллипсы погрешностей. Аналогичным образом образуются области погрешностей для смеси этих минералов. Если индикационная точка незначительно смещается относительно опорной точки, но находится в пределах эллипса погрешности, то нельзя уверенно судить, какой причиной это вызвано: то ли изменением минерального состава пород, то ли погрешностью измерений. Поэтому будем считать, что точки, попавшие в области эллипсов погрешности, представлены чистыми минералами. Точки между ними представлены соответствующей смесью минералов.

Выбор соответствующих минеральных компонент обрабатывающей программой осуществляется автоматически, в зависимости от расположения индикационных и опорных точек.

Как следует из рисунков, минеральный состав пород, определенный по ГИС, вполне удовлетворительно согласуется с керновыми данными.
Описанный методический прием позволяет более надежно определять по данным ГИС минералогический состав сложнопостроенных карбонатных пород и, следовательно, более надежно определять их пористость.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!