Вы здесь

Науково-методичні засади оцінки ємнісних властивостей гірських порід тонкошаруватих розрізів родовищ вуглеводнів за даними геофізичних досліджень

Автор: 
Карпенко Олексій Миколайович
Тип работы: 
Дис. докт. наук
Год: 
2005
Артикул:
3505U000562
99 грн
(320 руб)
Добавить в корзину

Содержимое

Розділ 2).
Відомо, що характерною особливістю відкладів сарматського віку є ритмічність
будови. Кожен ритм починається тонкими прошарками глинистих порід, які вверх по
розрізу поступово збагачуються піщаним матеріалом і на кінці майже повністю
заміщуються піщано-алевритовими різностями. Ритм закінчується різкою зміною
піщаних порід глинистими, в основі яких частіше за все знаходяться прошарки
туфів і туфітів. Туфогенні породи характеризуються бентонітизацією,
карбонатизацією, збагачені піритом, магнезитом, ільменітом. Наявність вказаних
мінералів впливає на різке зменшення позірного електричного опору на кривих
електрокаротажу.
На рис.1.8 зображено результати лабораторних досліджень гранулометричного
складу шламу, відібраного під час розкриття бурінням окремих горизонтів у
розрізах газових родовищ (дані гранулометричного аналізу надані геологом
Стрийського відділення бурових робіт
Рис. 1.8. Гранулометрична характеристика шламу з продуктивних горизонтів
газових родовищ Зовнішньої зони Передкарпатського прогину (наведені дані А.В.
Локтєва по досліджуваних світах)
А.В. Локтєвим). Представлена діаграма дає наочне уявлення про характер
співвідношення компонентів як фракційного складу, так і про співвідношення
глинистих і піщано-алевритових порід по окремих горизонтах неогенової товщі.
Майже всюди переважає глиниста складова, що свідчить про відсутність у розрізах
пластів пісковиків або алевролітів значної товщини.
Четвертинні відклади розповсюджені на всій території Зовнішньої зони
Передкарпатського прогину. Це переважно елювіальні і алювіальні утворення,
представлені глибами, щебенем, глинами і суглинками. Товщина четвертинних
відкладів від 1 - 5 м до 20 - 40 м.
Загальне уявлення про розподіл пористості () і карбонатності () піщаних і
глинистих порід у відкладах верхньодашавської підсвіти зображено на рис.1.9.
Логічне зменшення значень пористості з зростанням глибини залягання окремих
літотипів спостерігається лише при спостереженні середніх значень параметра по
окремих горизонтах (рис.1.9а). Розрахунок рівнянь криволінійної регресії між
значеннями загальної пористості і глибиною залягання порід верхньодашавської
підсвіти з високим ступенем кореляції також можна було виконати лише після
осереднення значень по окремих горизонтах (рис.1.9в). Для аналізу були обрані
результати лабораторних досліджень кернового матеріалу, що виконані в ІГГГК, по
27 свердловинах Свідницького, Пинянського, Садковицького, Мединицького,
Мостиського, Грушівського, Коханівського, Хідновицького газових родовищ.
Взагалі, дуже близькі значення пористості глинистих і піщано-алевритових порід
верхніх горизонтів дашавської світи на глибинах 200 - 800 м (див. рис.1.9а)
значно ускладнюють проведення оперативної якісної інтерпретації даних ГДС з
метою виявлення колекторів за загальної дуже високої глинистості розрізів
свердловин [36].
На рис.1.10 зображено графіки зміни пористості і густини порід різних літотипів
по багатьох газових родовищах Зовнішньої зони Передкарпатського прогину з
роботи [38]. Значна дисперсія пористості пісковиків на однакових глибинах
зубумовлена різним гранулометричним складом скелета породи, мінливістю вмісту
карбонатного і глинистого цементу. Наведені факти
Рис. 1.9. Графіки розподілу середніх значень пористості і карбонатності
основних літотипів порід верхньодашавської підсвіти по окремих продуктивних
горизонтах:
а - розподіл пористості; б - розподіл карбонатності; в - рівняння та лінії
регресії залежності пористості глин і пісковиків від глибини залягання
горизонтів
свідчать, що наявність прошарків або пластів пісковиків і алевролітів у
тонкошаруватих товщах з високим вмістом глинистих порід ще не є визначальним
фактором присутності порід-колекторів. Як буде показано далі, вміст ущільнених
низькопористих піщано-алевритових прошарків у складі неогенових відкладів
газових родовищ є досить значним. Такі прошарки за їх невеликої товщині (перші
одиниці або десятки сантиметрів) та підвищених значень питомого електричного
опору збільшують загальну величину пачки порід, що може бути невірно оцінено
під час якісної інтерпретації як ознаки продуктивного колектора.
Рис. 1.10. Зміна пористості пісковиків і густини глин у відкладах нижнього
сармату з глибиною (склав І.В. Леськів, [38]) з наступних газових родовищ:
1 - Хідновицького, 2 - Садковицького, 3 - Пинянського, 4 - Залужанського, 5 -
Новосілківського
1.2.1 Загальна промислово-геофізична характеристика типових тонкошаруватих
відкладів. В основу більшості способів інтерпретації даних ГДС покладена
фактична інформація про властивості геологічних об'єктів, яка отримана в
петрофізичній лабораторії або (часто - більш надійно) - в процесі випробовувань
пластів. Якість кількісної або якісної інтерпретації залежить значною мірою від
наявності і величини систематичних і випадкових похибок запису геофізичних
параметрів, найчастіше - від точності реєстрації лише одного параметра.
Серйозними недоліками, які впливають на ефективність більшості методик
інтерпретації даних ГДС є:
* поширені помилки про більш високу точність і достовірність лабораторних
аналізів кернового матеріалу порівняно з геофізичними даними;
* непрезентативність різноманіття літотипів гірських порід у розрізі
свердловини керновим матеріалом;
* недостатня кількість кернового матеріалу для побудови надійних петрофізичних
моделей порід розрізу;
* невідповідність фізичних об'ємів досліджень речовини під час проведення
аналізу керна і реєстрації геофізичних параметрів (що відповідає різним
ієрархічним рівням будови геологічного об’єкта