Обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая

Описание стратиграфии и лито-фациальной характеристики, тектоники, нефтегазоносности и гидрогеологических условий залегания чокракских отложений в районе работ. Составление промыслово-геофизической характеристики чокракских коллекторов на площади Новая.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 18.10.2013
Размер файла 4,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выпускная квалификационная (дипломная) работа

Обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая

Введение

Настоящая дипломная работа выполнена по результатам 2-й производственной (преддипломной) практики в 2012 году в ОАО «Краснодарнефтегеофизика» и 2-й специализированной практики на кафедре геофизических методов поиска и разведки КубГУ.

Цель работы - обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая. В результате прохождения преддипломных практик дипломант принимал участие в обработке данных лабораторных петрофизических исследований и определении ряда подсчетных параметров по данным ГИС.

В 1992 году производственной нефтегазовой экспедиции ОАО «Роснефть - Краснодарнефтегаз» по данным поисковых сейсморазведочных работ была выявлена, а на базе морских работ МОГТ 2003-2005 гг. с привлечением других геофизических методов электроразведки (комплекс ВП, ЗСБ-ИВП и ЗСБ-ВСЭФ), грави- и магниторазведки сотрудниками Краснодарского филиала ОАО «Союзморгео» КОМЭ была детализирована (уточнены ее местоположение и размеры) и подготовлена к бурению структура «Новая». Данная структура расположена в юго-восточной части Темрюкского залива, в прибрежно-морской транзитной зоне, а в тектоническом плане на южном борту Индоло-Кубанского прогиба в области развития диапировой тектоники.

В 2003-2006 годах в рамках утвержденной ООО «НК Приазовнефть» программы работ по изучению Темрюкского-Ахтарского лицензионного участка проведены обобщающие исследования по литофациальной зональности, прогнозу коллекторов и их насыщению группами специалистов КОМЭ ПО «Союзморгео», ФГУП ГНЦ «Южморгеология», ОАО «Лукойл-Нижневолскнефть», ООО СК «Петроальянс», ООО «Нефтегазовая производственная экспедиции», ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и кафедры геофизики Кубанского госуниверситета [2,5,11].

Задачами настоящей дипломной работы являлись:

1. Ознакомление с опубликованными и фондовыми материалами по геологическому строению района работ, описание стратиграфии и лито-фациальной характеристики, тектоники, нефтегазоносности и гидрогеологических условий залегания чокракских отложений в районе работ.

2. Обобщение и статическая обработка представленных дипломнику массивов петрофизических данных, полученных в лабораториях «НК Роснефть» - НТЦ и Кубанского и госуниверситета.

3. Освоение приемов комплексной интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях Западно-Кубанского прогиба, определение пористости и насыщенности продуктивных коллекторов в скважине №1 Новая.

4. Обоснование, на основе полученных дипломником данных и предоставленных кафедрой геофизики КубГУ материалов, петрофизических моделей и составление промыслово-геофизической характеристики чокракских коллекторов на площади Новая.

1. Геологическая характеристика района работ

1.1 Физико-географический очерк

нефтегазоносность гидрогеологический чоксарский коллектор

Площадь Новая расположена в пределах юго-восточной части Темрюкского залива Азовского моря, в непосредственной близости от Куликовского лимана (Рисунок 1). В 16 км юго-западнее от нее расположен г. Темрюк, в административном плане месторождение входит в Темрюкский район Краснодарского края.

Рисунок 1 - Обзорная карта

Основные ближайшие населенные пункты: г. Темрюк, станица Голубицкая - в 24 км к западу, станица Черноерковская в 20 км к северо-востоку. Между городами и станицами проложены автомобильные дороги с твердым покрытием. Темрюк имеет железнодорожную станцию, которая связывает город с населенными пунктами Тамани и краевым центром - г. Краснодаром (170 км).

Площадь Новая расположена в западной части Прикубанской низменности высотой над уровнем моря от 0-7,5 метров. Основной особенностью местности является чередования песчаных гряд, плавней и лиманов, глубина воды в которых не превышает 3 м.

Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура воздуха на Азовском море составляет +9 - +11°С. Лето сухое, жаркое, со средней месячной температурой воздуха +25°С, достигающей в июле +35 - +40°С, а в зимний период - от 0 до -5°С, иногда до -20°С. Среднегодовое количество осадков составляет 300-450 мм, большая их часть выпадает в осеннее-весенний период в виде дождя. Ветровой режим неустойчивый, часто над Азовским морем наблюдаются штормовые ветры с северо-западного направления. Ветры восточного и западного направлений вызывают повышение уровня воды в лиманах и плавнях до 1 м.

Территория района входит в природоохранную зону, где проживают редкие виды птиц и животных. Близлежащие водоемы являются нерестилищами для ценных видов рыб. Указанные особенности затрудняют проведение геологоразведочных работ, увеличивают сроки подготовительных работ для строительства скважин, прокладку подъездных путей и трубопроводов.

1.2 История геолого-геофизической изученности

Начало изучения геологического строения района расположения площади Новой было положено проведением в период с 1953 по 1963 гг. аэромагнитной, гравиметрической и электроразведочной съемок в масштабе 1:500000 и 1:200000. Примерно в то же время трестом «Краснодарнефтегеофизика», НИМГЭ ВНИИгеофизика и объединением «Крымгеология» начаты морские сейсморазведочные работы преимущественно в восточной части на акватории Азовского моря. В результате обработки полученных материалов были выделены тектонические элементы второго порядка, являющиеся морским продолжением Азовского вала, Южно-азовской ступени и Индоло-Кубанского прогиба.

Последующая интерпретация материалов сейсмических исследований, выполненная тематической партией ВНПО «Южморгео» в 1978-1980 гг., позволила в пределах юго-восточной части акватории Азовского моря выделить субширотную зону осложнений.

В 1980-1990 гг. дальнейшее изучение геологии и нефтегазоносности миоцен-плиоценового комплекса Темрюкского залива проводились геологами и геофизиками КОМЭ ПО Союзморгео (Борков Ф.П., Головачев Э.М., Семендуев М.М. и др.). Сейсмические исследования мелководной и транзитной зоны юго-восточного побережья Темрюкского залива начались лишь в начале 90-х годов прошлого века.

В пределах нефтегазоносного Прибрежно-Морзовского района Западно-Кубанского прогиба, начиная с 1983 г. пробурено более сотни скважин на чокракские отложения, выявлено более двадцати месторождений легкой нефти и газоконденсата. В непосредственной близости выявлены на площадях ЮМГ, Чумаковское и Прибрежное.

Геологоразведочные работы по изучению осадочного комплекса в районе структуры Новая проводились начиная с 1990 года. Так, в 1990 году КОМЭ ПО «Союзморгео» в ходе планомерных сейсмических исследований Темрюкского залива по редкой сети профилей закартирована синклинальная зона, смежная с севера со структурой Новая.

В 2003-2006 годах в рамках утвержденной ООО «НК Приазовнефть» программы работ по изучению Темрюкского-Ахтарского лицензионного участка проведены обобщающие исследования по литофациальной зональности, прогнозу коллекторов и их насыщению группами специалистов КОМЭ ПО «Союзморгео», ФГУП ГНЦ «Южморгеология», ОАО «Лукойл-Нижневолжскнефть», ООО СК «Петроальянс», ООО «Нефтегазовая производственная экспедиция», ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и кафедры геофизики Кубанского университета [1,5,11].

В результате обработки и интерпретации материалов сейсмических исследований в 2004 году была выявлена структура Новая, на которую по материалам детализационных сейсмических работ 2005 года составляется паспорт и обоснование для подготовки ее к бурению. Работы выполнялись по заданию ООО «НК Приазовнефть» Краснодарской опытно-методической экспедицией (КОМЭ) ГУП «Союзморгео».

Основным перспективным объектом считалась ловушка III1 пачке чокракских отложений. В декабре 2006 года, согласно проекту поискового бурения, начата и в сентябре 2007 года закончено бурение поисковой скважины №1. В результате опробования коллекторов III пачки получен промышленный приток углеводородов. В скважине проведен широкий комплекс геофизических исследований. В результате анализа и обобщения материалов геофизических исследований, данных комплексного изучения керна, шлама и пластовых флюидов обоснована геологическая модель залежи, определены подсчетные параметры и проведен подсчет запасов углеводородов [5,11].

1.3 Стратиграфия и литолого-фациальная характеристика разреза

В пределах береговой и морской части Темрюкского залива бурением вскрыты отложения от миоцена до антропогена. Литолого-стратиграфическая характеристика площади Новая составлена с учетом стратиграфических схем, разработанных А.К. Богдановичем, В.Н. Буряком (Рисунок 2). Геолого-геофизический разрез по скважине №1 Новая представлен на рисунке 3.

Неоген

Верхнемайкопская подсерия

В пределах Темрюкского залива вскрыта только верхняя часть мойкопской серии (сотни метров). Верхнемайкопские отложения сложены глинами темно-серыми до черных, листоватыми, гидрослюдистыми, тонкослоистыми, плотными, аргилитоподобными, неизвестковистыми.

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика

Рисунок 3 - Геолого-геофизический разрез по скважине №1 Новая

Майкопские глины отличаются от вышележащих тархан-чокракских глин низким содержанием мелкопесчаного (до 0,5%) и алевритового (до 30%) материала и резким повышением рассеянного органического вещества.

Вскрытая толщина верхнемайкопских отложений в скважине №1 Новая составляет 43 м.

Средний миоцен

На рассматриваемой территории средний миоцен подразделяется на тарханский, чокракский, караганский и конкский ярусы. Наиболее хорошо охарактеризован микрофайной перспективный для поисков углеводородов чокракский горизонт.

Чокракский ярус

По литолого-стратиграфическим и сейсмическим признакам в чокракском разрезе выделяют нижнечокракские отложения.

Нижнечокракские (среднечокракские) отложения

Нижнечокраскские отложения залегают на майкопском горизонте со стратиграфическим и, нередко, угловым несогласием.

По данным описания изучения керна и шлама, петрофизическим исследованиям и результатам ГИС нижнечокракские отложения в скважине №1 Новая сложены глинистыми породами, в которых в интервале 3710,5 - 3741,2 залегает III песчано-алевролитовая пачка (Рисунок 4).

Глины темно-серые с коричневым или голубоватым оттенком, слоистые, неяснослоистые, листовые, гидрослюдистые, в разной степени известковистые и алевролитовые. В глинах встречаются включения микрофауны, пирита, обугленных растительных остатков, тонкие прослои алевролитов, мергелей и известняков. В глинах преобладает пелитовая (44,3%) и алевролитовая (27,7%) фракции. Минералогическая плотность глин составляет в среднем 2,73 г./смі, объемная плотность варьирует от 2,3 до 2,7 г/смі при среднем значении 2,51 г./смі. Пористость глин составляет в среднем 12,7%, карбонатность - 12,9%.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4 - Обобщенная петрофизическая характеристика чокракских коллекторов на площади Новая[5]

Достаточно высокая проницаемость образцов глин Кпрсрс=15,9 мД вероятнее всего связана с техногенной трещиноватостью, образовавшейся в процессе отбора керна.

По материалам геофизических исследований глины характеризуются низкими (1-2 Омм) удельными сопротивлениями, повышенными показаниями ГК (до 9-10 мкР/час), высокой нейтронной пористостью (36-38%) и интервальным временем продольной волны (380 мкс/м).

III пачка сложена песчано-алевролитовыми породами. Песчаники и алевролиты светло-серые с зеленоватым оттенком, мелкозернистые, глауконито-кварцевые, слабо глинистые и неизвестковистые, слабо и средне сцементированные. В целом по минералогическому составу скелет породы III пачки является мономинеральным кварцевым, но с существенным содержанием глауконита. По гранулометрическому составу в скелетном компоненте преобладает мелкозерниста (0,25-0,1 мм) песчаная (43,3%) и крупно алевритовая (0,1-0,05 мм) - (20%) фракции.

Пористость песчано-алевритовых коллекторов изменяется в узких пределах и составляет в среднем 19,6%, проницаемость варьирует от 15 до 500 мД (Кпрсрс=195 мД). По данным ГИС III пачка характеризуется повышенными удельными сопротивлениями (7-70 Омм). Наблюдается понижающее проникновение фильтрата промывочной жидкости, что является качественным признаком нефтегазонасыщенности коллекторов.

Верхнечокракские отложения

Регионально распространены в Западно-Кубанском, Керченско-Таманском прогибах и на Тимашевской ступени.

Верхнечокракские отложения представлены переслаиванием глин темно-серых с зеленоватым и коричневым оттенком. Глины карбонатные и слабокарбонатные, слабоалевритистые, слюдистые, плотные, крепкие и средней крепости, с многочисленными прослоями и линзами известняков, мергелей, доломитов, реже алевролитов и песчаников. Толщина прослоев 0,03-0,3 м.

Известняки темно-серые и темно-серые с коричневым оттенком, массивные, очень крепкие доломитизированные. Мергели темно-коричневые, плотные, массивные, очень крепкие, с оскольчатым изломом, доломитизированные, с налетами, прожилками и линзами белого и кремового кальцита. Алевролиты от серых до темно-серых, песчанистые, кварцевые, плотные, средней крепости, на глинистом цементе. Песчаники серые кварц-глауконитовые, плотные, крепкие, на глинистом, местами на карбонатном цементе.

Толщина верхнего чокрака на площади Новой составляет 36 м, общая толщина чокракского яруса 143 м.

Караганский ярус

Представлен глинами (95%) с тонкими прослоями до (5% разреза) мергелей, песчаников, алевролитов, реже известняков и доломитов.

Глины серые, темно-серые до черных, темно-серые с коричневатым оттенком, слабоалевролито-слюдистые, слегка песчанистые, сильно-слабокарбонатные и некарбонатные, плотные, местами слаботрещиоватые.

Мергели серые и темно-серые, очень крепкие, сильно доломитизированнные переходящие в доломит. Толщина прослоев от нескольких мм до 7-10 см. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, карбонатные, толщина прослоев от 1-5 мм до 1-7 см.

Известняки серые, светло-серые, коричневатые и бежевого цвета, доломитизированные, пелитоморфные, неслоистые, с ровным изломом. Слаботрещиноватые. Толщина прослоев 1-4 см. Доломиты серые, коричневато-серые, плотные, неслоистые, толщина прослоев 1-2 см.

Карганские отложения характеризуются резко обедненным составом фауны, указывающим на относительное мелководье и опреснение бассейна нижней части карагана. Верхняя часть формировалась в условиях относительно глубоководного и полносоленого моря.

На площади Новой толщина карагана составляет 176 м.

Верхний миоцен

Представлен двумя ярусами: сарматским и меотическим.

Сарматский ярус. Подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний. Отложения нижнесарматского подъяруса представлены глинами серыми, темно-серыми до черных, карбонатными, песчанистыми, слюдистыми, с прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и известняков толщиной 2-5 см, реже до 0,4-1 м, а также песчаниками, алевролитами и мергелями. На площади Новой толщиной нижнего сармата составляет 105 м.

Отложения среднего сармата представлены глинами серыми, темно-серыми до черных, песчанистыми, карбонатными, с тонкими и редкими прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и известняков. В осевой части Темрюкской синклинали этот горизонт имеет максимальную (до 70-85 м) общую толщину. На площади Новая толщина среднего сармата 264 м.

Разрез верхнесарматского подъяруса сложен глинами серыми, темно-серыми, карбонатными, плотными с частыми прослоями мергелей, известняков и песчаников. На площади Новой толщина верхнего сармата составляет 232 м, общая толщина сарматского яруса - 601 м.

Меотический ярус

Меотический ярус со стратиграфическим и угловым несогласием залегает на сарматском. В осевой части, в том числе на площади Новой, характеризуется полным разрезом и согласно залегает на подстилающих отложениях.

Разрез меотического яруса сложен глинами серыми, зеленовато-серыми, алевритистыми, слюдистыми, карбонатными с мощными пластами и пачками песчаников, песков и алевролитов светло-серых, мелкозернистых, преимущественно некарбонатных.

Максимальное количество горизонтов и их наибольшие толщины установлены в приосевой части Темрюкской синклинали в полосе площадей Губернаторская - Ордынская, характеризующиеся также максимальной толщиной меотического яруса.

Толщина меотического яруса в районе скважины №1 составляет 615 м.

Нижний плиоцен

Отложения понтийского яруса представлены глинами серыми и темно-серыми, карбонатными, песчанистыми, слюдистыми, с прослоями и пластами песчаников (песков) серых, темно-серых, карбонатных, среде - мелкозернистых.

Песчаные прослои объединены в II и III промысловые горизонты. Максимальные суммарные толщины, до 320 м, горизонты имеют на северном борту Темрюкской синклинали. В южном направлении горизонты постепенно выклиниваются. В осевой части и на южном борту синклинали, на площадях Гарбузовская, Становая, Рисовая толщины горизонтов не превышают 15-30 м.

На площади Новой толщины II и III горизонтов составляют 18 и 58 м. Общая толщина яруса 711 м.

Средний плиоцен

Киммерийский ярус

Обособляется на две части: нижнюю - глинистую («рудные слои») и верхнюю - песчано-глинистую («надрудные слои»).

Нижняя часть сложена глинами серыми, темно-серыми, некарбонатными, алевритистыми, слюдистыми, плотными, средней крепости, с обуглившимися растительными остатками и редкими прослоями и линзами сидерита толщиной от 1-2 см до 15-20 см. Верхняя часть киммерия песчано-глинистая. Пески серые и светло-серые, некарбонатные, местами глинистые, слоистые, с прослоями глин серых, некарбонатных, слабопесчанистых, плотных.

Общая толщина киммерийского яруса на площади Новой составляет 515 м.

Верхний плиоцен

Отложения верхнего плиоцена куяльницкого яруса представлены чередованием крупных пачек песков и глин, которые не выдерживаются на площади, замещая друг друга на коротких расстояниях.

Глины встречаются двух типов: в низах куяльника преобладают голубовато-серые, карбонатные, в верхней части - пестроокрашенные, бесструктурные, песчанистые, с карбонатными включениями. Пески буровато-желтые и светлые, рыхлые, мелко- и разнозернистые, часто с включениями галек древних пород. Толщина куяльницкого яруса 1025 м.

Антропоген + нерасчлененный верхний плиоцен

Граница четвертичных отложений и верхнего плиоцена в ЗКП фаунистически не обоснована и при отсутствие литологических отличий проводится ориентировочно. Ниже современных и позднечетвертичных осадков, представленных темно-окрашенными илами и глинистыми алевритами толщиной до 10-20 м, залегают с прослоями и линзами песков субконтинентального генезиса, большая или меньшая часть которых (предположительно 50-70 м) относительно к антропогену.

1.4 Тектоника

В тектоническом плане Новая площадь расположена в пределах осевой части Западно-Кубанского прогиба, западным продолжением которого в пределах акватории Азовского моря является Индоло-Кубанский прогиб (Рисунок 5).

Западно-Кубанский прогиб - геоструктура II порядка, имеющая платформенное основание и заложенная в начале олигоценового времени. Геоструктура выполнена мощным орогенным песчано-глинистым комплексом олигоцена-антропогена. На юге ЗКП через Ахтырскую шовную зону сочленяется с мегантиклинорием Большого Кавказа, а на севере по Новотитаровскому разлому - с Тимашевской ступенью. Восточное замыкание прогиба сочленяется с Адыгейским выступом. В западном направлении прогиб расширяется и глубина подошвы майкопских отложений вдоль осевой части в этом направлении изменяется от 2000 до 6000 м.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5 - Тектоническая схема

Аналогично изменяется и глубина залегания палеозойского фундамента. По данным геофизических исследований на востоке она составляет 4,5 км, на западе, в районе Анастасиевского-Троицкого месторождения - 12 км.

В восточной части прогиба по отложениям палеозоя и мезозоя выделяется Шапсуго-Апшеронский вал. Пологий северный борт ЗКП постепенно переходит в широкую осевую часть. В пределах борта отложения понта и меотиса осложняют малоамплитудные складки уплотнения (Славянская, Фрунзенская и др.).

По данным сейсморазведки в интервале средний миоцен-майкоп на северном борту установлено наличие «блоков оползания», ограниченных гравитационными разрывными нарушениями, погружающихся в сторону прогиба, а также палеоврезов в теле пород эоцена, выполненных майкопскими отложениями древних русел.

Южный складчатый борт прогиба имеет двухъярусное строение, обусловленное особенностями его развития.

Западно-Кубанский прогиб по олигоцен-миоценовым отложениям, как новообразованная, геотектоническая структура, частично унаследовал более узкий палеоцен-эоценовый Афипский флишевый прогиб. Поэтому, в осевой части ЗКП, эоцен и майкоп связаны согласным переходом.

Раннемайкопская фаза складчатости вовлекла в складкообразование северо-западное окончание мегантиклинория Большого Кавказа и южную часть бывшего Афипского прогиба. В связи с этим, средний майкоп и более молодые отложения до понта включительно в этой части региона резко несогласно контактируют с палеоцен-эоценовыми. На некоторых участках борта верхний структурный этаж нарушен разрывами незначительной амплитуды.

Нижний структурный ярус во вскрытой скважинами части сложен эоценом, палеоценом, мелом и характеризуется сжатыми, опрокинутыми преимущественно на север, разбитыми нарушениями складками (Абино-Украинская, Ахтурско-Бугундырская, Зыбза-Глубокий Яр).

Согласно геотектоническому районированию площадь Новая находится в пределах Темрюкской синклинали, расположенной в западной, наиболее погруженной части Славянско-Рязанской мегасинклинали.

Темрюкская синклиналь характеризуется интенсивными пликативно-дизъюнктивными дислокациями и нефтегазоносностью миоценовых и плиоценовых отложений. Характерной особенностью структуры олигоцен-плиоценового Темрюкской синклинали является резкая асимметричность ее поперечного профиля. Она заключается в наличии обширного, моноклинально построенного северного борта синклинали и на порядок более узкого южного борта.

Моноклиналь северного борта осложнена пликативно-дизъюктивными дислокациями и осложнениями седиментационной природы (Прибрежно-Новотитаровская зона).

В олигоцен-неогеновом разрезе Темрюкской синклинали выделяются три структурных яруса.

Нижний ярус представлен глинистой толщей нижнего-среднего майкопа, характеризующейся, преимущественно, отсутствием замкнутых структурных осложнений в нижнем и среднем майкопе. Исключением являются складки Новая, Геленджикская, Свистельниковская, Башьтанная и некоторые другие.

Средний ярус сложен глинистыми и глинисто-карбонатными с прослоями песчаников, пликативно дислоцированными отложениями верхнего майкоп-сармата. По критерию наличия резервуарных песчаных коллекторов целевым стратиграфическим подразделением среднего структурного яруса являются чокракские отложения.

Верхний структурный ярус Темрюкской синклинали представлен глинисто песчаной толщей меотиса-плиоцена, характерной чертой которых является наличие малоамплитудных поднятий. В понтическом и меотическом ярусах выделяется несколько мощных высокорезервуарных алевро-песчаных пачек.

С учетом результатов бурения скважины №1 Новая, а также ранее проведенных сейсмических исследований, уточнено тектоническое строение Новой площади. По отражающему сейсмическому горизонту Сш (кровля III пачки чокрака), Новая площадь представлена антиклинальной складкой субширотного простирания. Замыкается складка изогипсой на отметке - 3510 м и имеет высоту более 100 м. Размеры складки в указанных границах равны 3,5х1,7 км. Складка осложнена в сводовой части разрывным нарушением, амплитуда которого составляет 10 м.

1.5 Нефтегазоносность

Площадь Новая приурочена к Западно-Кубанскому прогибу, в пределах которого регионально нефтегазоносным является миоценовый комплекс.

С терригенными отложениями среднего миоцена связаны чокракские промышленные залежи углеводородов, установленные на ряде площадей Прибрежного и Складковско-Морозовского районов. Указанные залежи характеризуются сложным геологическим строением, наличием аномально-высоких давлений, сложным фазовым составом пластового флюида, значительной изменчивостью толщин и коллекторских свойств продуктивных пачек.

Ближайшие к площади Новая промышленные залежи углеводородов в чокракских отложениях установлены на площади Прибрежная, Чумаковская и Юпачки МГ.

Месторождение Прибрежное открыто в 1985 году, когда при испытании I пачки чокракских отложений был получен приток углеводородов. Позже в пределах площади были открыты залежи углеводородов в нижнечокракских пачках чокракского яруса.

Месторождение Чумаковское открыто в 2005 г. При опробовании III0 пачки чокракского яруса в скважине №1 в интервале 3448,4-3458,6 м получен приток нефти и растворенного газа с дебитами 281,6 мі/сут. и 73,39 тыс. мі/сут на штуцере 6,2 мм. Пластовое давление, приведенное к глубине 3453,5 м, составило 61,26 МПа, коэффициент аномальности 1,81.

Месторождение ЮМГ открыто в 2006 году при испытании III0 и III1 пачки чокракских отложений в скважине №1. При опробование III0, в интервале 3168,8-3170,8 м получен приток конденсата 85,8 мі/сут. и газа 124,8 тыс. мі/сут. на штуцере 6,1 мм. Пластовое давление на глубине 3159,8 м составило 58,24 МПа, коэффициент аномальности 1,87. Пачка III1 испытана в интервале 3176,8-3182,0 м, в результате получены конденсат и газ с дебитами 69,6 мі/сут. и 156,4 тыс. мі/сут. на штуцере 4,1 мм. Пластовое давление на глубине 3179,4 м составило 58,33 МПа, коэффициент аномальности 1,87.

На площади Новая залежь углеводородов открыта в скважине №1. При испытании III пачки чокракских отложений в интервале 3710,4-3730,4 м получен приток нефти с дебитом 158.4 мі/сут. и газа 180 тыс. мі/сут. на штуцере 6,4 мм. Пластовое давление составляет 61,5 МПа.

Залежь пластовая, сводовая, эффективная толщина коллекторов III продуктивной пачки равна 28.4 м, они сложены слабоглинистыми, некарбонатными, достаточно отсортированными мелкозернистыми песчано-алевритовыми породами. ВНК в залежи не вскрыт и принят отметке -3510 м (последняя замкнутая изогипса ловушки). Залежь приурочена к ловушке структурного типа, осложненная в сводовой части тектоническим нарушением и ограничена линией контура нефтеносности, проведенного по отметке -3510 м. Размеры ее в этих границах равны 3,5 x 1,7 км, высота более 100 м.

1.6 Гидрогеологические условия

Нижним региональным водоупором чокракского водоносного комплекса являются глинистые майкопские отложения, толщины которых в осевой части ЗКП составляют свыше 3000 м. Сверху чокракский комплекс изолирован глинами карагана, толщины которых в пределах ЗКП изменяются от нескольких десятков до первых сотен метров.

За область питания чокракского водоносного комплекса, традиционно принимаются выходы чокрака на дневную поверхность в междуречье Белой - Урупа, расположенные на абсолютных отметках 400-500 м. В соответствии с этим, приведенные гидростатические напоры на близлежащих площадях (Ярославская, Лабинская и др.) составляют 300-480 м над уровнем моря. В платформенной части Западного Предкавказья, т.е. на площадях Адыгеского выступа, Восточно-Кубанской впадины и Ейско-Березанского района, где рассматриваемый водоносный комплекс сложен хорошо непроницаемыми песчано-алевритовыми породами, напоры закономерно снижаются от области выходов чокрака в сторону Ейского полуострова от 500 до 100 м.

Химический состав пластовых вод чокракских отложений ЗКП отличается однородностью. Воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с минералзацией 450-570 мг-экв/л.

Солевой состав изменяется в небольших пределах. Плотность при 20°С изменяется от 1,004 до 1,009 г./смі; щелочность от 7,5 до 8,3; соленость равна 1,59° Бомэ; общая минерализация 13,25-16,68 г./л или 453,4-570,6 мг. экв/л; содержание хлора - 4,63-5,80 г./л; аммиака - 29,9-34 мг/л; бора - 64,8-101,5 мг/л; брома - 46,6-56,4 мг/л; йода - 31,37-47,59 мг/л; фенолов - 5,09-9,80 мг/л.

Пластовые воды чокракского горизонта отличаются сравнительно невысокой степенью минерализации при довольно значительных дебитах и высокой пластовой энергией, связанной с явлениями АВПД. Эти воды могут быть использованы в народном хозяйстве.

2. Методика исследований

2.1 Комплекс лабораторных и промыслово-геофизических исследований в скважине №1 Новая

Лабораторные исследования

При бурении скважины №1 Новая в продуктивной пачке чокракских отложений, залегающей на глубине 3710,6 - 3741,1 м, проведен сплошной отбор керна с высоким (от 74 до 97%, при среднем значении 86,4%) выносом (Таблица 1). Это обеспечивает надежное изучение петрофизических параметров вскрытых пород.

Таблица 1 - Освещенность керновым материалом разреза скважины

Интервал отбора керна, м

Проходка, м

Вынос керна, м

Вынос керна, %

Количество исследованных образцов

Количество образцов на 1 м проходки

2730,0-2731,2

1,2

0,34

28,3

-

-

3433,7-3441,0

7,3

7,3

100

5

0,7

3596,0-3605,0

9,0

9,0

100

10

1,1

3690,0-3708,0

18,0

14,3

79,4

14

0,8

3708,0-3715,1

7,1

6,7

94,4

12

1,7

3715,1-3718,3

3,2

2,8

87,5

11

3,4

3718,3-3722,9

4,6

4,45

96,7

14

3,0

3722,9-3724,9

2,0

1,9

95

5

2,5

3724,9-3726,39

1,49

1,45

97,3

5

3,4

3726,4-3740,4

14,0

11,2

80

32

2,3

3740,4-3758,5

18,1

18,1

100

18

1,0

3779,0-3797,0

18,0

13,5

75

7

0,4

3811,0-3820,0

9,0

6,6

74

7

0,8

Всего

112,99

97,64

86,4

140

1,24

Как видно из представленной таблицы проходка с отбором керна в скважине составила 112,99 м. Вынос керна изменяется от 28,3 до 100% и в среднем составляет 86,4%. В интервале 2730,0 - 2731,2 м вынос керна составляет всего 28,3%. Такой низкий вынос обусловлен, очевидно, тем, что в данном интервале преобладают тонкослоистые глины, часть которых разрушилась.

Петрофизические исследования керна проведены в лабораториях ООО «НК Роснефть» - НТЦ (далее по тексту НТЦ), ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» (далее по тексту НПЦ) и Кубанского государственного университета (далее по тексту КубГУ).

В результате петрофизических исследований в лаборатории НТЦ на 74 образцах керна продуктивной пачки и 22 образцах вмещающих глин определены: минералогическая дмин и объемная доб плотность, общая пористость Кпобщ и пористость насыщения Кпнас, насыщенность углеводородами Кнкерн и водой Квкерн, проницаемость Кпр по трем направлениям, карбонатность Скар, гранулометрия с определением содержания песчаной Спес, алевритовой Сал и глинистой Сгл фракций. Кроме того, на выборке 40 образцов измерены удельные сопротивления полностью водонасыщенных образцов свп. Затем центрифугированием поэтапно снижалась и измерялась их водонасыщенность Кв и удельные сопротивления свп. При этом, минимальная, неснижаемая водонасыщенность с некоторым приближением может быть принята за остаточную Кво.

В лаборатории НПЦ на 40 образцах из продуктивной пачки определены пористость насыщения Кпнас и проницаемость Кпр стандартными методами. Выполнена капиллярометрия на различных ступенях капиллярного давления с измерением на каждой ступени удельного сопротивления и водонасыщенности. Проведены исследования методом ядерного-магнитного резонанса с расчетом общей, эффективной пористости, проницаемости и оценкой распределения пор по размерам. По данным рентгено-структурного анализа изучен минералогический состав пород.

В петрофизической лаборатории КубГУ исследовано 26 образцов песчаников, отобранных из продуктивной пачки чокрака. Для этого использовались образцы цилиндрической формы, изготовленные ранее в лаборатории физики пласта ООО «НК Роснефть» - НТЦ. Лабораторные эксперименты включали насыщение образцов аналогом пластовой воды с последующей оценкой объемной плотности доб и пористости насыщения Кпнас, определение интервального времени пробега продольной ?Тр и поперечной ?Тs волны, измерение статических упругих модулей - коэффициента Пуассона и модуля Юнга.

Промыслово-геофизические исследования

В скважине №1 Новая в интервале чокракских отложений выполнен комплекс геофизических исследований, включающий стандартный каротаж потенциал-зондом N11, М0,5А, градиент - зондом А2, 0М0,5N и ПС; БКЗ; боковой каротаж БК-3; двухзондовый боковой каротаж 2БК; двухзондовый индукционный каротаж 2 ИК; ВИКИЗ; микрозонды; боковой микрокаротаж БМК; гамма-каротаж ГК; спектрометрический гамма-каротаж СГК; нейтрон-нейтронный каротаж ННК; спектрометрический нейтронный гамма - каротаж СНГК; гамма-гамма-каротаж ГГК; лито-плотностной гамма-гамма каротаж; стандартный нейтронный гамма-каротаж НГК; акустический каротаж АК; кавернометрия-профилеметрия; микрокавернометрия; наклонометрия; инклинометрия; термометрия, цементометрия (Таблица 2).

В скважине проведены повторные исследования БМК и БКЗ (аппаратурой ЛОГИС фирмы «РИАЛОГ» и РИАЛОГ-200 НПО «НЕФТЕГЕОФИЗПРИБОР»), что позволило провести оценку качества каротажа сопротивления по повторным замерам разными приборами. В результате установлено хорошее их соответствие, что свидетельствует о надлежащем качестве выполненных исследований.

Анализ материалов новых методов ВИКИЗ, СГК, СНГК, ГГК-ПП позволил установить следующее [5].

Метод ВИКИЗ позволяет определить удельное сопротивление пластов сп, зоны проникновения сзп и приближенно диаметр зоны проникновения D. Сравнение этих параметров, определенных по данным других методов каротажа сопротивлений показало, в целом, неплохое их соответствие.

Спектрометрические гамма- и нейтронный гамма-каротажи, за исключением интегрального ГК, характеризуются плохой повторяемостью в интервалах повторных замеров, пористость по СНГК в продуктивной пачке существенно занижена по сравнению со стандартным ННК. Лито-плотностной гамма-гамма-каротаж также отличается невысоким качеством, о чем свидетельствуют существенное завышение объемной плотности по сравнению со стандартным ГГК и нереально высокие индексы фотоэлектрического поглощения.

Таблица 2 - Комплекс ГИС, выполненный в скважине №1

Методы

Масштаб

Интервал, м

Аппаратура

Скорость записи, м/ч

Стандартный каротаж

1:500

33 - 3836

Э-35, Э-7, БКЗ-75

2000

БК

1:500

1:200

33 - 3836.4
1697,8 - 2008

3560,5 - 3836,4

2БК, БКЗ-75

400-900

ГК

1:500 1:200

33-3833

652-3836,4

РК-8

150-200

БКЗ

1:200

1697,8 - 2006

3560,5 - 3836

БКЗ-75

900

ИК

1:200

3560,5 - 3836,8

2ИК-75

200

ВИКИЗ

1:200

3560,5-3838,4

ВИКИЗ

1500

МК, МБК, МКВ

1:200

3560,5 - 3836,8

БМК-75

360

ННК

1:200

3560,5-3836

РК-8

200

НГК

1:200

3560,5-3836

РК-8

200

ГГК-П

1:500

1:200

3560,5 - 3836

3560,5 - 3836

ПК-75

330

ГГК-ЛП

1:200

3555-3825

СГПЛ-73

150

СГК

1:200

3560,5-3836

ЦГС-2

200

СНГК-СL

1:200

3560,5-3836

СПРК-90

АК

1:200

652-3827

АКЦ-75

360

АКЦ

1:500

0-650

АКЦ-75

360

1:500

0-1697

1:500

0-3121,6

1:500

2040-3567

Кавернометрия

1:200

652-3830,8

КП-75

150-900

Термометрия

1:500

0 - 3839

Т-75

1000

ГДК

11 проб

3724-3745,2

АГИП-К

Наклонометрия

3560-2840

НИД-2

Инклинометрия

Через 5, 10, 20 м

0 - 3837

ИММН-60

384 точки

В целом материалы новых методов, за исключением ВИКИЗ, интегрального ГК аппаратуры СГК и наклонометрии оказались низкого качества, что не позволило использовать их и выданные по ним заключения для количественной интерпретации.

2.2 Технология комплексной интерпретации данных ГИС

Технология выделения коллекторов, определения их свойств и нефтегазонасыщенности в разрезе скважины №1 Новая основана на комплексной интерпретации результатов изучения керна и геофизических исследований [5]. При этом решались следующие задачи:

- увязка интервалов отбора керна и материалов геофизических исследований по глубинам;

- расчленение продуктивной пачки на однородные по данным ГИС пластопересечения, выделение коллекторов и определение их толщин;

- снятие существенных значений кажущихся параметров, введение поправок за искажающие факторы и определение истинных параметров (сп, спп, дп, Кпнк, Дtп, Iг);

- определение глинистости, пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности выделенных пластопересечений по материалам петрофизических исследований;

- определение пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности, коэффициента вытеснения по материалам ГИС с использованием обоснованных петрофизических и интерпретационных моделей геофизических методов;

- анализ полученных результатов и обоснование принятых значений глинистости, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и коэффициента вытеснения.

Увязка керна геофизических материалов по глубинам

Увязка керна и геофизических материалов по глубине проведена на основе сопоставления естественной гамма-активности, полученной при сплошном исследовании керна, с диаграммой гамма-каротажа и результатов послойного описания керна с диаграммами микрозондов и микрокаверномер. При этом вынесенный керн равномерно распределялся в интервале отбора. В качестве реперов использовались глинистые прослои по описанию керна, четко выделяющиеся на диаграммах микрометодов. В результате установлено, что в верхней части пачки глубины отбора керна на 2,3 м больше, чем по данным ГИС, к низу пачки это расхождение сначала уменьшается, а затем, в пределах 1 м приобретает обратный знак. В целом погрешности привязки керна к материалам ГИС по нашим оценкам не превышает ±0,2-0,3 м.

В дальнейшем результаты петрофизических исследований образцов керна были привязаны к выделенным по материалам ГИС пластовым пересечениям, что позволило определить их фильтрационно-емкостные свойства и предельную водонасыщенность по керну.

Определение истинных параметров пластов

Всего в разрезе чокракских отложений выделено 17 пластопересечений, толщина которых изменяется от 0,4 до 6 м. Во всех пластопересечениях отсчитаны существенные значения диаметра скважины по каверномеру и микрокаверномеру; кажущиеся сопротивления микроградинт- и микропотенциал-зондов. БМК; БК; 2БК; 2ИК; сзп; сп и D/dc по методу ВИКИЗ; показания ГК; нейтронная пористость; объемная плотность; интервальное время пробега продольной волны Дtп. Используя существующее палеточное обеспечение [1,9] и документацию на геофизические приборы, введены поправки за влияние искажающих факторов.

В связи с небольшой толщиной глинистой корки (10-14 мм) поправки за ее влияние в сбмк не вводились и принято, что сбмкпп.

Кажущиеся сопротивления бокового каротажа исправлены за влияние скважины и вмещающих пород, а кажущиеся сопротивления двухзондового индукционного каротажа - за скин-эффект, влияние скважины и вмещающих пород.

В результате программной обработки материалов ВИКИЗ определены удельные сопротивления зоны проникновения, пласта и диаметр зоны проникновения. В связи с небольшими толщинами выделенных пластопересечений обработка БКЗ для определения удельных сопротивлений пластов не проводилась.

В результате анализа материалов каротажа сопротивлений установлено понижающее проникновение фильтрата промывочной жидкости в проницаемые пласты, что надежно подтверждается радиальным градиентом сопротивлений на зондах с разной глубиной исследований. Глубина зоны проникновения небольшая и по ВИКИЗ составляет в среднем 2-3 диаметра скважины. Понижающее проникновение в условиях чокракских отложений при сфп является надежным качественным признаком нефтегазонасыщенности коллекторов. Окончательные значения с определялись по материалам бокового и индукционного каротажей.

В показания гамма-каротажа введены поправки за инерционность аппаратуры и по зависимости Кгл=ѓ(Iг) при Iг<4мкР/ч приближенно определена глинистость пород. При оценке нейтронной пористости использовались измеренные Кпннк3. В зарегистрированную гамма-гамма-каротажем объемную плотность введены поправки за естественное гамма-излучение дс опр.

Определенные истинные геофизические параметры спп, сп, Iгисп, Кпннк, дс попр, Дtп и ранее обоснованные интерпретационные модели геофизических методов использованы для геологической интерпретации при выделении коллекторов, определении глинистости, пористости, нефтегазонасыщенности и коэффициента вытеснения.

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин проводилось по комплексу качественных геофизических признаков с привлечением послойного описания и петрофизических исследований керна.

При выделении коллекторов и определении эффективности толщин использовались следующие качественные критерии:

- положительные приращения на кривых микрозондов;

- сужение фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным на диаграммах микрокаверномера за счет образования глинистой корки;

- радиальный градиент сопротивлений, четко фиксирующийся при сравнении кривых бокового каротажа и бокового микрокаротажа, причем сБКБМК, что свидетельствует о понижающем проникновении и нефтегазонасыщенности коллекторов;

- низкие значения естественной гамма-активности, не превышающие 5-6 мкР/ч.

В целом в III продуктивной пачке выделено 17 пластопересечений коллекторов, эффективная толщина которых варьирует в пределах 0,4-6 м. Общая эффективная толщина III пачки составляет 28,4 м.

Определение глинистости

Известно, что определение глинистости по материалам гамма-каротажа в слабо глинистых песчано-алевритовых коллекторах является сложной задачей, поскольку естественная гамма-активность пород в таких условиях в основном зависит от содержания и гамма-активности алевритового компонента [10,15]. Приближенные оценки глинистости при 4 мкР/час могут быть получены по зависимости Кгл= ѓ(Iг).

Более точные оценки глинистости могут быть получены по результатам гранулометрического анализа керна. В соответствии с рисунка 4, объемное содержание пелитовой фракции в коллекторах не превышает 10%, при этом для подавляющего количества образцов Кгл меньше 6% и составляет в среднем 3,5%. Глинистость по керну найдена для всех выделенных пластовых пересечений коллекторов и изменяется от 1,7 до 9,4% при средневзвешенном по толщине значении, равном 4,5%. Установленные величины глинистости пластовых пересечений по керну учитывались при определении пористости по нейтронному каротажу.

Определение пористости

Пористость коллекторов III продуктивной пачки найдена по материалам петрофизических и геофизических исследований. Определение пористости по керну проведено на равномерно отобранных по разрезу пачки 74 образцах в НТЦ и 40 образцах НПЦ. Распределение пористости по этим данным приведены на рисунке 4. Как видно, пористость варьирует в узком диапазоне, преимущественно от 16 до 22%, при этом более 75% образцов характеризуется пористостью 18-22%, а ее среднее значение составляет 19,6%.

В результате увязки керна с материалами ГИС по глубине определена средняя пористость по керну для всех выделенных пластопересечений и ее средневзвешенное по эффективной толщине значение, равное 19,4%. Следует отметить, что пористость по керну может быть несколько занижена вследствие неполного (82%) выноса породы при отборе. Как правило, потеря породы при отборе керна приурочена к наиболее рыхлым участкам разреза с наилучшими коллекторскими свойствами.

При оценке пористости по геофизическим исследованиям использовались материалы плотностного гамма-гамма, нейтронного и акустического каротажей. Наиболее эффективным методом определения пористости коллекторов III пачки является плотностной гамма-гамма каротаж. Интерпретационная модель объемной плотности имеет выражение:

Кпобщ=(2,66-дп)/ 1,66=1,6-0,6·дп., (1)

где Кпобщ - общая пористость, %;

дп - объемная плотность, г/см3.

По уравнению 1 определена пористость всех выделенных пластопересечений. Сравнение пористости по ГГК и керну показало хорошее их соответствие, средние расхождения не превышают 1%, а средневзвешенные по эффективности толщине значения составляют 20,1 и 19,4%.

Пористость по интервальному времени продольной волны Дtр вычислялись по уравнению среднего времени [14]:

Кп=(Дtр-180)/430, (2)

где Кп - пористость, %;

Дtр - интервальное время продольной волны, Мкс/м.

Окончательные значения пористости приняты по ГИС на основе анализа результатов, полученных по всем методам (ГГК, АК, ННК) и пористости по керну.

3. Обоснование интерпретационных моделей ГИС

3.1 Обоснование петрофизических моделей чокракских коллекторов

В целом чокракские коллекторы III продуктивной пачки в скважине №1 Новая могут быть отмечены к поровому типу, к III и IV классам по классификации А.А. Ханина [12] и сложены глауконито - кварцевыми, мелкозернисто - псаммитовыми и крупнозернистыми алевритовыми, слабоглинистыми, некарбонатными песчано-алевтировыми породами. Пределы изменения и средние значения петрофизических параметров коллекторов в скважине №1 Новая приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Петрофизические параметры чокракских коллекторов

Петрофизические параметры

Пределы изменения

Средние значения

Пористость Кп, %

16,0 - 24.4

19,6

Пористость скелета породы Кпск%

20 - 25

23

Проницаемость Кпр, мД

15 - 500

195

Объемное содержание песчаной фракции Кпес, %

31 - 64

50

Объемное содержание алевритовой фракции Кал, %

12 - 39

23,7

Объемное содержание глинистой фракции Кгл, %

1,1 - 13

3,5

Относительная глинистость згл, %

8,1 - 40,2

14,4

Карбонатность Ккар, %

1.3 - 12

3,1

Объемная плотность дп, г/см3

2,25 - 2,45

2,34

Минералогическая плотность дмин г/см3

2,65 - 2,7

2,66

Связанная водонасыщенность Кво, %

12 - 50

25,6

Эффективная пористость Кпэф, %

12 - 18

14,4

В результате выполненных лабораторных исследований обоснованы следующие петрофизические модели чокракских коллекторов.

Модель объемной плотности водонасыщенных пород

Известно [10], что объемная плотность дп водонасыщенных пород определяется выражением:

дпск * (1-Кп) + дв*Кп, (3)

откуда общая пористость пород определяется:

Кп = (дск - дп) / (дск - дв). (4)

где дск - плотность скелета, г/см3;

дв - плотность пластовой воды, г/см3.

Плотность пластовой воды дв для чокракских отложений равна 1г/см3, таким образом, для определения пористости по уравнению (4) необходимо обосновать плотность скелета дск. Из распределения минералогической плотности скелета образцов керна (Рисунок 4) следует, что она варьирует в узких пределах, преимущественно от 2,65 до 2.68 г./см3, причем, для 50% образцов, составляет 2,66 г./см3.

На рисунке 6 приведена зависимость объемной плотности водонасыщенных образцов дп от общей пористости Кпобщ которая надежно аппроксимируемая выражением:

Кпобщ=(2,66-дп) / 1,66 = 1,6 - 0,6*дп. (5)

Формула (5) является петрофизической моделью объемной плотности для изучаемых водонасыщенных пород.

Рисунок 6 - Зависимость объемной плотности дп от общей пористости Кпобщ

Модель удельного сопротивления

При интерпретации материалов каротажа сопротивлений, определении нефтегазонасыщенности и коэффициента вытеснения нефти основополагающими являются зависимости параметра пористости Рп от пористости Кп и параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв [4,7,8,10].Параметр пористости Рп связан с пористостью соотношением:

Рп = свп / св = свпп / сф = а / Кпm, (6)

где свп - удельное сопротивление водонасыщенного пласта, Омм;

свпп - удельное сопротивление промытой зоны водонасыщенного пласта, Омм;

св - удельное сопротивление насыщающей пласт воды, Омм;

сф - удельное сопротивление фильтрата промывочной жидкости, Омм;

а, m - эмпирические коэффициенты;

Рп - параметр пористости.

Для обоснования коэффициентов а и m необходимо провести измерения удельных сопротивлений водонасыщенных образцов керна. Первоначально такие исследования на 40 образцах керна были выполнены в лаборатории НТЦ. На рисунке 7 приведено сопоставление измеренных на образцах керна значений Рп и Кп для коллекторов III пачки и приведена ранее обоснованная зависимость Pп = f (Кп) для чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба [5,14]:

Pп=0,87 * Кп1,69. (7)

Как видно, фактические точки располагаются выше зависимости (7) и аппроксимируются уравнением:

Рп = 0,87 * Кп1.79 (8)

Использование уравнения (8) приводит к некоторому увеличению удельного сопротивления водонасыщенного пласта и, следовательно, к снижению нефтегазонасыщенности коллектора. Для оценки влияния этого фактора в петрофизической лаборатории КубГУ было осуществлено параллельное изучение параметров Рп и Кп. На рисунке 8 представлено сравнение пористости и параметра пористости, определенных в лаборатории НТЦ (Кп1 и Рп1) и лаборатории КубГУ (Кп2 и Рп2). Отмечается небольшое (в среднем на 0,2%) увеличение пористости Кп2 и существенное увеличение параметра пористости Рп2. Было установлено, что увеличение пористости коллекторов происходит в результате недонасыщения образцов керна пластовой воды. Существенное увеличение параметра пористости, измеренного в лаборатории НТЦ, по всей вероятности обусловлено излишним осушением боковой поверхности образца при замере сопротивления Рвп.

Рисунок 7 - Зависимость параметра пористости Рп от общей пористости Кп

В декабре 2007 года были выполнены исследования керна в петрофизической лаборатории ОАО НПЦ «Тверьгеофизика», в которой на 40 образцах проведено измерение удельного сопротивления свп и пористости Кп. На рисунке 9 приведены распределения параметров пористости образцов керна по данным двух лабораторий. Наблюдается существенное завышение параметра пористости Рп1 по данным НТЦ (средние значения Рп1 и Рп3 соответственно, составляют 17,7 и 14,6 и их относительное расхождение - 21%). С другой стороны, значения Рп3 по данным НПЦ неплохо согласуются с результатами лаборатории КубГУ (Рп2).

Рисунок 8 - Сопоставление пористости Кп и параметра пористости Рп по данным петрофизических лабораторий НТЦ (Кп1, Рп1) и КубГУ (Кп2, Рп2)

На рисунке 10 приведено сравнение параметров пористости и пористости, определенных в трех лабораториях, хорошо подтверждающее ранее установленные расхождения. Окончательная зависимость Рп=f(Кп) обоснована по результатам измерений в лаборатории НПЦ и лаборатории КубГУ и имеет следующий аналитический вид:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.