Формирование петрофизических взаимосвязей типа «керн-керн» для создания модели свойств коллекторов

Abstract

Актуальность исследования состоит в необходимости детального анализа распределения физических свойств пласта в пространстве. В настоящее время параметры, связывающие результаты откликов геофизических полей и петрофизических исследований керна, осредняются. С одной стороны, это происходит из-за малого количества скважин с керном на месторождениях, а с другой - для упрощения и ускорения расчётов при наличии большого количества скважин с геофизическими исследованиями. Однако такой подход не позволяет выявить наибольшее число характеристик, свойственных конкретному пласту или разрезу. Это, в свою очередь, может повлечь неточности в вычислении фильтрационно-ёмкостных свойств коллектора. При осреднении параметров происходит потеря особенностей формирования залежи в частях месторождения с отбором керна, что не позволяет сформировать более точно емкостную модель месторождения. Цель: сгенерировать карту распределения плотности скелета по результатам керновых исследований для надугольной толщи терригенного нефтяного пласта; проанализировать получившуюся карту распределения, выявить области с повышенными и пониженными значениями плотности; оценить степень изменения коэффициента пористости при сопоставлении с величинами плотности; выделить области повышенной и пониженной плотности, выявить тренды её изменения. Объект: надугольная толща терригенных отложений одного из пластов нефтяного месторождения на территории Томской области. Методы. Анализ петрофизической базы данных способствует формированию концептуального строения залежи. Лабораторные исследования керна - источник самой достоверной информации о фильтрационно-ёмкостных свойствах пласта. Методика анализа подразумевает поскважинное построение зависимостей петрофизических параметров и определение величины постоянной плотности скелета. Дополнительно строится общая зависимость по всем скважинам для сопоставления значений и выявления максимальных и минимальных границ параметров. Строятся карты распределения плотности скелета и проводится анализ получившихся зон с пониженными и повышенными значениями плотности. Поскважинная дифференциация значений приводит к повышению детализации распределения изучаемого параметра и выявлению зон с аномально высокими и низкими значениями для более детальной проработки и формирования концептуальной геологической модели.

Relevance. The need in a detailed analysis of distribution of physical properties of the formation in space. Currently, the parameters connecting the results of responses of geophysical fields and petrophysical studies of core are averaged. On the one hand, this is due to the small number of wells with cores in the fields, and on the other hand, to simplify and speed up calculations in the presence of a large number of wells with geophysical surveys of wells. However, this approach does not allow us to identify the largest number of a particular layer or section characteristics. This, in its turn, may lead to inaccuracies in calculating filtration and capacitance properties. When averaging parameters, the features of formation of the deposit in parts of the field with core sampling are lost. And this is a very big opportunity to more accurately form facies models of deposits. Aims. To generate a map of skeletal density distribution based on core data for the supra-coal strata of a terrigenous oil reservoir; analyze the resulting distribution map, identify areas with increased and decreased density values; assess the degree of change in the porosity coefficient when compared with density values; identify areas of high and low density and trends. Object. Supra-coal strata of terrigenous sediments of one of the layers of an oil field in the Tomsk region. Methods. Analysis of the petrophysical database leads to formation of an idea of the reservoir. Laboratory core studies are the source of the most reliable information about the filtration and reservoir properties of the formation. The analysis technique involves the well-by-well construction of dependencies of petrophysical parameters and determination of the value of the constant density of the skeleton. Additionally, a general relationship is built for all wells to compare values and identify maximum and minimum parameters boundaries, skeletal density distribution map and resulting zones with lowand high-density values analysis. Borehole differentiation of values leads to increased detail of the distribution of the studied parameter and identification of zones with abnormally high and low values for more detailed study and the formation of a conceptual geological model.