СОЗДАНИЕ ПЕТРОУПРУГОЙ МОДЕЛИ СРЕДЫ И ЕЕ ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

СОЗДАНИЕ ПЕТРОУПРУГОЙ МОДЕЛИ СРЕДЫ И ЕЕ ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Общий граф выполнения работ: Подготовка данных (загрузка, систематизация, сшивка и увязка) Коррекция АК и ГГКп (нормализация, коррекция и синтез АК и ГГКп, итеративная доработка кривых АК и ГГКп совместно с сейсмиками) Интерпретация (выбор методики интерпретации , выделение литотипов, расчет пористости и насыщения, расчет объемного содержания компонентов матрицы, расчет объемной петрофизической модели) Петроупругое моделирование (моделирование и флюидозамещение) Анализ упругих свойств (построение кроссплотов и гистограмм по ИЗМЕРЕННЫМ данным) Анализ влияния геологических параметров (Оценка влияния Кп, Кпесч, Кнг и т. д по МОДЕЛЬНЫМ данным)

КОРРЕКЦИЯ ПОКАЗАНИЙ АКУСТИЧЕСКОГО И ПЛОТНОСТНОГО МЕТОДОВ

4 Причины и виды искажений на замерах АК и ГГМ-п ü Малая глубинность исследования: ГГМп – до 0, 15 м АК – до 0, 5 м Пример искажений на теоретических кривых АК. Зеленая – диаметр скважины, черная – кривая АК с искажениями, синяя – идеальная кривая АК. ü Искажения значений ΔТ на кривых акустического каротажа могут быть обусловлены: 1) пропуском первых вступлений головной волны; 2) из-за неровностей стенки скважины - возникновением z-эффектов на границах перехода с одного диаметра скважины на другой (возникают ложные «выбросы» , достигающие ± 60 мкс, которые создают недопустимые погрешности); 3) наличие каверн ü Показания ГГКп зависят от положения прибора в скважине, изменений в ближней зоне (плотности бурового раствора, толщины глинистой корки, диаметра скважины и. т. п. ). Поскольку плотность глинистого раствора и глинистой корки меньше плотности горных пород, то с удалением прибора от стенки скважины вследствие наличия каверн уменьшается средняя плотность среды вокруг зонда ГГМп. Это может быть ошибочно проинтерпретировано как уменьшение плотности породы. Наличие каверны и наличие искажений в показаниях это не синонимы! Наличие каверны не означает, что запись брак, и наоборот, ее отсутствие не является показателем качества. Причины: Каверномер и АК/ГГКп могут писаться раздельно.

5 Пример искажений записи АК и ГГМп Пример искажений на кривой Т (Инструкция по обработке…, 2009) Пример искажений записи ГГМп в интервалах каверн (Инструкция по обработке…, 2009)

Коррекция акустического каротажа Для расчета кривой акустического каротажа и последующей коррекции некачественной записи наиболее подходящим методом является ИК, второй по значимости - метод НКТ, который использовался как дополнительный, если в скважине отсутствовала кривая ИК, а также для редакции искажений в коллекторах, вызванных УВ-насыщением. Самым распространенным методом восстановлением DT является эмпирическое уравнение Фауста: Где RT – истинное сопротивление породы DEPTH – глубина, контролирующая тренд уплотнения. Подбирая параметры С и Е необходимо добиться максимального повторения тенденций поведения регистрированной кривой DT. Если по абсолютному уровню значения и будут отличаться, то меняя аддитивную поправку (А) можно совместить их. Корректировка с использование данных ИК осуществлялась в кавернах. Восстановление DT с помощью нейтронного метода DT_НК = -90 * log(НК - C) + A Подбором коэффициента С достигается максимальное совпадение зарегистрированной кривой с восстановленной по относительным значениям (форме кривой), а подбором аддитивной поправки А достигается совпадение по абсолютным значениям. Величина коэффициента С размерности показаний НК, а величина коэффициента А размерности единиц DT.

Результаты расчета модельных кривых акустического метода по уравнению Фауста В реальных условиях значения скорости (медленности) полученные с применением уравнения Фауста будут несколько отличаться от измеренных Основными причинами подобных различий являются: 1)Проблема получения истинного УЭС по всему стволу скважины на начальной стадии проекта; 2)Тренд уплотнения отличается от нормального (например, наличие зон аномально высокого давления); 3)Некоторые интервалы, как то нефтегазонасыщенные коллектора и встречающиеся в разрезе пласты углей заведомо не могут быть рассчитаны по предлагаемому уравнению; 4) Наличие повышающей, равно как и понижающей, зон проникновения фильтрата бурового раствора оказывает серьезное влияние на показания методов сопротивления

Коррекция плотностного метода с настройкой индивидуальных зависимостей Уравнение в общем случае выглядит следующим образом: ρ=A*DT 2+B*DT+C+D(Z)* a. ПС (или a. ГК) ρ – объемная плотность, DT – исправленная медленность продольных волн, A, B и C – константы, а D(Z) – поправка за глинистость Точность восстановления контролируется степенью учета глинистости (APS, AGR). Кривая АК задает тренд уплотнения породы и отвечает за “отрисовку” уплотненных разностей и углей

Коррекция плотностного метода с настройкой индивидуальных зависимостей

НОРМАЛИЗАЦИЯ КРИВЫХ ИНТЕРВАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ И ПЛОТНОСТИ

Нормализация методов АК и ГГКп Построение распределений методов ГИС в опорном интервале. Для того, что строить распределения в интервале, исключив интервалы каверн, песчаные и плотные пропластки, необходимо: 1. Быть уверенным, что разрез изучаемых скважин и тренд уплотнения в каждой скважине идентичен; 2. Интервал нормализации одинаково освещен во всех скважинах. Общепринятый подход по нормализации данных путем построения распределений методов ГИС может быть неправомерен по следующим причинам: 1. Измерения в основном выполнялись лишь на ограниченный интервал глубин, внутри которого как правило отсутствовали какие-либо реперные пласты с выдержанными свойствами; 2. Высокая литологическая изменчивость, обуславливающая изменчивость свойств в интервалах исследования; 3. Сильное влияние скважинных условий измерений. Отмечается сильное влияние скважинных условий, в частности кавернозности ствола скважины, а также аппаратурные искажения, вызванные неверной калибровкой каротажных приборов.

Выводы: Подготовка данных состоит из следующих этапов: ü Расчет модельных кривых АК и ГГКп; ü Расчетные кривые используются только для корректировки кривых акустического и плотностного каротажа в местах искажения записи; ü Критерием качества выполненной коррекции является достижение максимального соответствия синтетических сейсмограмм с наблюденными; ü Нормализация методов ГИС

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС

14 Связь плотности и пористости Плотность пористой мономинеральной горной породы Общая пористость = объем пор / объем породы зависимость плотности от общей пористости линейная Ф – пористость породы ρm – плотность матрицы ρfluid – плотность флюида

Связь плотности и пористости Наличие глинистого цемента: 3 -х компонентная модель обломочной породы 3 компоненты: - песчаные зерна - цемент (глина) - флюид - Двухкомпонентная модель глины Ф – общая пористость породы Фshale – пористость глин Фeff – эффективная пористость породы (Фeff=Ф-Фshale ) ρm – плотность матрицы ρfluid – плотность флюида ρclay – минералогическая плотность глин Kshale – коэф. глинистости (объемная доля глин от всего объема породы) 15

16 Связь глинистости с общей и эффективной пористостью Эффективная пористость и глинистость Общая пористость, эффективная пористость и глинистость

17 Плотность и степень уплотнения обломочных горных пород плотность глубина Общая пористость - глины - чистые песчаники Но в явном виде этот эффект редко наблюдается по причине фациальной изменчивости разреза

Интерпретация данных ГИС Для полноценного моделирования требуется наличие результатов не только в интервале целевого пласта но и за его пределами Необходим расчет следующего набора петрофизических параметров: üРасчет объемного содержания компонентов матрицы (Кгл, Кпесч, Ккарб и т. д); üОбщей пористости (Кп); üКоэффициента водо-/нефтегазонасыщенности (Кв, Кнг) От выбора методики интерпретации напрямую зависит качество выполненного петроупругого моделирования

Оценка объемного содержания компонентов матрицы (статистический подход) В качестве входных данных для вероятностной оценки объемного содержания различных минералов, пористости и насыщения используются следующие методы: • • Плотностной Литоплотностной (фотоэффект) Нейтронный Селективный ГК Контроль качества выполненной интерпретации осуществлялся путем сопоставления коэффициентов пористости, определенных на керне со значениями, рассчитанными по ГИС с учетом литологического состава.

Оценка объемного содержания компонентов матрицы (детерминистический подход) Пример определения объемной глинистости по комплексу нейтронного-плотностного каротажа (шифр: глинистость) Расчет объемного содержания глинистого вещества можно проводить следующим способами: 2. 3 2. 8 2. 7 2. 6 2. 5 2. 4 Максимальное содержание глинистых минералов в глине 65 -70 % - подходящее для Западной Сибири значение линия песчаников Объемная плотность, г/см 3 2. По комплексу методов: нейтронный-плотностной, нейтронный-акустический, акустический-плотностной 2. 2 2. 1. 2. 0 1. Из двойного разностного параметра по ГК и ПС 2. 9 3 где ρск – плотность матрицы , ρфл – плотность флюида (1 г/см 3), ρгл – плотность набухшей глины (определяется данным ГИС), ρсух. гл – минералогическая плотность сухой глины. линия глин -0. 5 0 0. 05 0. 15 0. 25 0. 3 ΔW 0. 35 Объемная глинистость 0. 45

ПЕТРОУПРУГОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Моделирование упругих свойств Некоторые задачи, решаемые моделированием: ü Получение отсутствующей кривой поперечной волны (DTS); ü Заполнение «пробелов» в записи DТ; ü Коррекция за пропуски циклов и размывы ствола ü Коррекция за зону проникновения; ü Нормализация скважинных данных по площади для получения согласованной пространственной модели; ü Анализ влияния изменения пористости, литологии и насыщения на упругие свойства горных пород.

ПАРАМЕТРЫ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ УПРУГИХ СВОЙСТВ Петроупругое моделирование выполняется по результатам петрофизической интерпретации с привлечением следующего набора параметров: üОбъемного содержания минералов (Кпесч, Кгл и тд. ); üОткрытой пористости (Кп); üКоэффициентов водо- и нефтегазонасыщенности (Кв, Кнг)

Моделирование плотности Объемная плотность породы представляет собой сумму значений плотности ее составных компонентов: где Vi – объемное содержание и i плотность i-ой компоненты. Плотность компонент возможно получить несколькими способами: 1. табличные значения; 2. исследования керна; Объемное содержание породы – по ГИС компонент

Моделирование скоростей Необходимо знание следующих параметров: üмодули каждой компоненты породы; üзначения плотности компонент породы; üобъемное содержание компонентов породы (из объемной модели); üгеометрические свойства и упаковка. В случае отсутствия информации о геометрических свойствах породы, возможно определить лишь верхний и нижний предел изменения упругих модулей!

Верхний и нижний пределы изменения упругих модулей

27 Верхний и нижний пределы изменения упругих модулей Верхний предел Войта (Voight) Верхний и нижний пределы Хашин-Штрикмана (Hashin and Shtrikman, 1963): Нижний предел Ройса (Reuss) Не учитывается геометрия порового пространства!!!

28 Осреднения при расчет упругих модулей смеси минералов Уравнение среднего времени Осреднение Войта-Ройса-Хилла (Voight-Reuss-Hill average) Осреднение Хашин-Штрикман (Hashin and Shtrikman average) :

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

30 Основные параметры пластовых флюидов 1. Температура (T) 2. Давление (P) 3. Минерализация пластовой воды (C) 4. Удельный вес газа (Gas gravity) 5. Плотность нефти (API) 6. Газовый фактор (GOR)

31 Зависимость плотности и модулей сжатия (K) пластовых флюидов от глубины ü Газ более сжимаем, чем пластовая вода и нефть ü Если нефть легкая (высокие API и GOR), то она может иметь свойства близкие к газу Плотность (г/см 3) Объемный модуль сжатия (K) флюидов (ГПа)

Свойства пластовых флюидов (Batzle and Wang, 1992) Пример расчета модуля сжатия и плотности газа Необходимые параметры для расчета свойств газа: 1. Температура (T) 2. Давление (P) 3. Удельный вес газа (G) 1. Расчет абсолютной температуры Та 2. Расчет псевдо-давления Pr и псевдо-температуры Tr Удельный вес газа (G): G=ρгаза/ρвоздуха (в атмосферных условиях) 3. Расчет плотности газа (г/см 3) 4. Расчет модуль сжатия газа KG (МПа) 32

Замещение флюида Уравнение Гассмана (Gassmann, 1951) Сжимаемость сухой породы может быть выражена как сумма сжимаемости минералов и порового пространства: Гассман показал возможность прогнозирования общего изменения модуля сжатия породы при изменение насыщения где Ksat – модуль объемного сжатия насыщенными породы, Kdry – модуль объемного сжатия сухой породы, K 0/Kmin– модуль объемного сжатия смеси минералов, Kfluid – модуль объемного сжатия насыщающего флюида, KФ - модуль объемного сжатия пор, Ф – пористость породы, μsat – модуль свдига насыщенной породы, μdry – модуль свдига сухой породы Уравнение Гассмана имеет ряд допущений: • Описывает модули полностью насыщенной пористой среды (один тип флюида); • Относительное движение матрица-флюид пренебрежимо мало по отношению к колебанию породы в целом; • Среда однородная, изотропная, поры сообщаются; • Поровый флюид не взаимодействует с матрицей в том смысле, что не делает ее ни жестче ни мягче; • Хорошо работает для низких частот. 33

34 Расчет модуля всестороннего сжатия для смеси флюидов (Domenico, 1976) Одним из допущений использования уравнения Гассмана является то, что порода полностью насыщена одним типом флюида. Доменико (Domenico, 1976) показал, что смесь вода-нефть-газ может быть также смоделирована на основание уравнения Гассмана: Ограничения в использование предложенного уравнения: • Скорости зависят не только от насыщения, но и от распределения фаз внутри породы; • Уравнение может быть применено только, если газ, вода, нефть смешаны в небольшом количестве так, что различные изменение порового давления, вызванные проходящей сейсмической волной, каждой фазы приходят в равновесное состояние в течение периода прохождения сейсмических волн.

35 Расчет модуля всестороннего сжатия для смеси флюидов (Kfl) Формула Вуда (Wood): Формула Бри (Brie): где Sw – коэффициент водонасыщенности, Kw, Khc – модули всестороннего сжатия воды и углеводорода соответственно B – коэффициент Бри

36 Смесь флюидов в промытой зоне пласта

Выводы: Расчет кривых Vp, Vs и состоит из следующих основных этапов: 1. Расчет плотности ( мin), модулей сжатия (Kmin) и сдвига (µmin) для смеси минералов ; 2. Расчет плотности ( dry), модулей сжатия (Kdry) и сдвига (µdry) сухой породы; 3. Расчет модуля сжатия (Kfl) и плотности (ρfl) каждого флюида (Batzle and Wang, 1992) 4. Расчет модуля сжатия (Kfl) и плотности (ρfl) для смеси флюидов, насыщающих породу (уравнение Вуда (Wood) или формулы Бри (Brie); 5. Замещение флюида на основе теории Био-Гассмана

38 Аппроксимирующая модель Xu-White (1996) 1. Расчет интервального времени для смеси минералов P и S волн (уравнение среднего времени), а также объемной плотности: P – продольная волна S – поперечная волна Где Tg, Tc , Tm – интервальное время продольной волны песчаника, глины, смеси минералов соответственно, V’c –доля глины от твердой составляющей породы, где Φ – общая пористость горной породы Где pg, pc , pm – объемная плотность песчаника, глины и смеси минералов соответственно 2. Расчет упругих модулей смеси минералов:

39 Аппроксимирующая модель Xu-White (1996) 3. Расчет упругих модулей сухой/насыщенной породы (Kuster and Tokscoz, 1974): Kd, Km, K’ – модули сжатия сухой породы, смеси минералов и флюида соответственно; µd, µm, µ’ – модуль сдвига сухой породы, смеси минералов и флюида соответственно; α - аспектное соотношение пор

Kuster and Toksoz formulation for effective moduli Расчет эффективных модулей K*KT and μ*KT для различных форм включений xi – объем включений материала i Коэфициенты Pmi and Qmi описывают влияние влючений материала i на смесь компонентов породы m

41 Модель Гассмана, предложенная Xu (1965) -сжимаемость смеси минералов - сжимаемость флюида - сжимаемость сухой породы - объемная плотность насыщенной породы

ПРИМЕР ПЕТРОУПРУГОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Моделирование скоростей поперечных волн (Vs) Расчет недостающих кривых Vs возможно выполнить двумя способами: 1. Использованием обобщенных или же выведенных для конкретной площади эмпирических зависимостей. Результаты зависят от обучающей выборки и не дают дополнительной информации относительно природы наблюдаемы явлений 2. Выполнением полноценного моделирования акустических свойств с учетом положений теории упругих сред. Реализация требует высокого качества входных данных и приложения значительный усилий. Результат является более достоверным и теоретически обоснованным Учитывая достоинства и недостатки обоих методов: 1. На базе имеющихся скважин с выполненными измерениями скоростей продольных и поперечных волн строятся соответствующие графики зависимостей. Выполняется по ним расчет отсутствующих кривых скорости поперечных волн во всех остальных скважинах. Рассчитанные по этим уравнениям модельные кривые скоростей поперечных волн выступают также в качестве контрольных при выполнении моделирования акустических свойств с применением теоретических моделей; 2. Выбирается ограниченное количество скважин с наиболее полным и качественным комплексом ГИС (в том числе имеется запись Vs) и, выполняется настройка параметров теоретической модели в базовых скважинах; 3. Полученные параметры распространяются на все остальные скважины

НЕОБХОДИМЫЕ ПАРАМЕТРЫ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ΔTP, ΔTS, ГГКП Петроупругое моделирование выполняется по результатам петрофизической интерпретации с привлечением следующего набора параметров: Параметры для моделирования ΔTp, ΔTs, ГГКп • Объемного содержания компонент матрицы; • Открытой пористости (Кп); • Коэффициентов водо- и нефтегазонасыщенности (Кв, Кнг) В качестве значений упругих свойств минеральной матрицы и флюидов использовались значения представленные в таблице Параметры пластовых флюидов

АНАЛИЗ УПРУГИХ СВОЙСТВ

Анализ влияния литологического состава, пористости и характера насыщения на упругие свойства горных пород Выполняется построение серии гистограмм и графиков с последующим их анализом и вынесением решения о том, какие свойства и/или их комбинации позволяют с наибольшей вероятностью разделить породы исследуемых интервалов по составу, качеству коллекторских свойств, характеру насыщения.

Выводы: ü На базе имеющихся скважин с выполненными измерениями скоростей продольных и поперечных волн строятся графики зависимостей (уравнение регрессии) для изучаемой территории; ü Выполняется расчет отсутствующих кривых скоростей поперечных волн во всех остальных скважинах; ü Выбирается ограниченное количество скважин с наиболее полным и качественным комплексом ГИС и выполняется настройка параметров теоретической модели для петроэластического моделирования (ПЭМ) в базовых скважинах; ü Выполняется собственно петроэластическом моделирование; ü Петроэластическая модель в дальнейшем используется для оценки влияния насыщения и литологии на упругие свойства среды.

48 Заключение: Наличие строгой петрофизической модели позволяет выполнить моделирование упругих свойств и создает надежную основу для трехмерной интерпретации результатов инверсионных преобразований, а также позволяет выполнить не только площадной прогноз литологии и коллекторских свойств, но и рассчитать кубы литологии и пористости