Геофизические исследования скважин с целью оценки фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов на Верх-Тарском месторождении нефти (Новосибирская область)
ВВЕДЕНИЕ 7
2 ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ 8
2.1 ВЫБОР УЧАСТКА РАБОТ 8
2.2 КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ 10
2.3 МЕТОДИКА И ТЕХНИКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ 13
2.4 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ 17
2.5 ТОПОГРАФИЧЕСКИЕ РАБОТЫ 19
2.7. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ 19
3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 24
3.1 ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА Ю1-1 24
3.2 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА Ю1-1 29
3.3 ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ЗАВИСИМОСТИ, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ПРИ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС 34
3.4 ЗАВИСИМОСТИ ДЛЯ РАСЧЕТОВ КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТА 37
3.5 НИЖНИЕ ПРЕДЕЛЫ «КОЛЛЕКТОР-НЕКОЛЛЕКТОР» ПО ДАННЫМ КЕРНА 38
3.6 ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИС 38
3.7 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА Ю1-1 44
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 49
Рассматриваемое в настоящей работе Верх-Тарское месторождение нефти самое южное и наиболее крупное на юго-востоке Западно-Сибирского нефтегазоносного района, территориально расположено в Северном районе Новосибирской области. Извлекаемые балансовые запасы Верх-Тарского месторождения составляют — 32 миллиона тонн нефти, геологические — 68 миллионов тонн нефти. Одной из особенностей Верх- Тарского нефтяного месторождения является удаленность от всех коммуникаций, что создает главную сложность при освоении запасов углеродного сырья в Новосибирской области. Добываемая на Верх-Тарском месторождении нефть по своим свойствам очень близка к марке «Brent». Верх-Тарская нефть характеризуется высоким качеством с минимальным количеством примесей. Нефть — малопарафинистая, малосернистая. При переработке Верх-Тарской нефти выход светлых фракций на 25 % выше, чем в среднем по России
Проект состоит из пяти частей: общей, проектной, специальной, финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и социальная ответственность, в которой рассмотрены производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ.
В общей части приводится географо-экономической очерк района работ, изложено геологическое строение с описанием стратиграфии, тектоники и нефтегазоносности. Приводятся данные о геолого-геофизической изученности района, физических свойствах пород разреза, а так же проведен анализ результатов геофизических исследований скважин прошлых лет.
В проектной части обосновывается выбор участка работ, применяемый комплекс геофизических методов, описывается методика и техника проведения геофизических исследований в скважинах и интерпретация геофизических данных.
Специальная часть проекта посвящена детальному описанию продуктивного горизонта Ю1-1.
По результатам промыслово-геофизических материалов и петрофизических исследований продуктивного пласта Ю1-1 Верх-Тарского месторождения установлено:
По результатам петрофизических исследований: проанализированы литологические особенности пород пласта Ю1-1 :
- породы-коллекторы представляют собой отложения нормального терригенного ряда, для которых характерна высокая корреляция между гранулометрическими фракциями, а также между гранулометрическими характеристиками и коллекторскими свойствами пород
- наиболее сильным литологическим фактором, определяющим коллекторские свойства пород, является сумма алевритовых и пелитовой фракций, а поскольку глинистость пород коррелируется с суммой алевритовых фракций, а также для коллекторов с общей суммой цемента, она может выступать в качестве главного литологического критерия, определяющего коллекторские свойства пород
- вещественный состав породообразующих компонентов не оказывает существенного влияния на коллекторские свойства пород
- некоторое значение имеет пиритизация пород, достигающая иногда 5-6% по площади шлифа. Наличие этой токопроводящей компоненты, скоррелированной с глинистостью, влияет на электрические параметры пород
- существенное влияние на емкостно-фильтрационные свойства пород оказывает карбонатность. Увеличение карбонатного цемента до 5-6% резко снижает фильтрационные свойства пород и переводит породу в разряд неколлекторов. Породы- коллекторы пласта Ю1 -1 имеют преимущественно глинистый цемент гидрослюдистого состава
1. Изучены взаимосвязи между коллекторскими свойствами пород.
Установлено :
- зависимость Кп=ДСгл) и граничные значения глинистости по нижним пределам коллекторских свойств - Кп, Кпр, Кво. В среднем значение Сгл.крит. составляет 13%
- зависимость Ь§(Кпр)=Г(Кп, Ь§(Кво)), которая позволяет оценивать проницаемость пород в зоне предельного нефтенасыщения, где Кв=Кво
2. Установлены петрофизические зависимости для использования их при количественной интерпретации данных ГИС :
- для определения пористости предложена зависимость Рп=ДКп), учитывающая влияние пиритизации и глинистости пород. Зависимость использована для определения рпв при определении Кн
- отработана зависимость плотности водонасыщенных пород от пористости Kn=f( ) для определения Кп по замерам ГГК
- проведено адаптирование зависимости Kn=f(dT) к условиям района работ. Рекомендуемое значение dT^=170 мкс/м
- установлены связи между глинистостью, параметром ^ps и естественной гамма- активностью пород. Отмечается, что в основе связи Jgk(отношение радиоактивности пласта к значению радиоактивности в опорном пласте) с пористостью у некарбонатных разностей лежит их однотипная обусловленность дисперсностью твердой фазы и, в частности, глинистостью. Чем больше Сгл, тем меньше Кп, больше удельная поверхность, больше содержание сорбированного урана и тория. У карбонатных пород-неколлекторов наоборот - чем больше Скарб, тем меньше сорбционные свойства, меньше радиоактивного тория и урана, меньше пористость. Граница коллектор-неколлектор (Кп=11-12%) соответствует максимуму 1§к=16мкР/ч
- для определения коэффициента нефтегазонасыщенности по ГИС предложена зависимость Рн=ДКв) и рекомендовано соответствующее уравнение для определения Кн.
3. Установлены нижние пределы коллектор-неколлектор : Кпр=0.5 мД, Кп=12%,
Кво=65%, ^ps =0.39, Рп=45
По результатам интерпретации материалов ГИС :
- на базе различных петрофизических связей «керн-керн», а также зависимостей «керн-ГИС», «ГИС-ГИС» определены подсчетные параметры пласта Ю1-1, разработаны алгоритмы определения рп, Кп, Сгл, Кво, Кн.
- существенные изменения внесены в зависимость Рп=ДКп), а следовательно и в определение сопротивления водонасыщенных пластов рпв и параметра насыщения Рн
- предложен способ определения D/d для обработок пластов малой мощности по ИК
- предложен способ определения ^ps для Ю1-1, используя для этой цели стабильный статический потенциал ПС тарской свиты, пересчитанный на глубину пласта с учетом изменения температуры и минерализации (к=1.3)
- проведен анализ закономерностей изменения параметров по разрезу пласта Ю1 -1 и месторождению. Установлено, что в региональном плане ухудшение коллекторских свойств наблюдается в южном направлении. Наиболее проницаемые, менее глинистые песчаники и более однородный по строению пласт Ю1 -1 выделяются в северном блоке месторождения (скв.3, 30, 14). По ГИС в этом районе среднее значение Кп=18.6%, Кпр=150 мД, Сгл=4.3%, в то время как в районе южного блока (скв.2, 15, 16) они составляют Кп=17%, Кпр=20 мД, Сгл=8%, в центральном блоке (скв.7, 9, 12) - промежуточные.
Глинистость в присводовой части структуры всегда выше, чем в погруженных участках. Это означает, что в присводовых участках залежи коэффициенты нефтенасыщенности снижены.
По разрезу пласта глинистость в скважинах северного блока увеличивается к подошве, в южных скважинах - наоборот.
Величина пористости по разрезу находится в соответствии с изменением глинистости и карбонатности.
Проницаемость изменяется в соответствии с изменением глинистости и все определенные значения носят оценочный характер.
Граничные значения, указанные выше (Кпр=0.5 мД, Кп=12%, Кво=65%, Xps=0.39) подтверждены результатами ГИС, различными по физической основе методами: отсутствие положительного приращения по микрозондам, корки по кавернометрии, проникновения фильтрата раствора по БКЗ и ВИКИЗ, то есть отсутствуют прямые признаки коллектора
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
