Обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая

Рп = с_вп / с_в = с_впп / с_ф = 0,87 / Кп^1.7. (9)

Уравнение (9) практически совпадает с ранее установленной зависимостью параметра пористости от пористости для чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба [5] и является петрофизической моделью удельного сопротивления водонасыщенных коллекторов III пачки чокракских отложений в скважине №1 Новая.

Рисунок 9 - Сопоставление параметров пористости Рп, определенных лабораториях НПЦ и КубГУ

Известно, что параметр насыщения Рн определяется выражениями [3,4,10]:

Рн = с_нп / с_вп = 1 / Квⁿ, (10)

Рно = с_нпп / с_впп = 1 / Квппⁿ = 1/ (1 - Кно)^n, (11)

где Рн и Рно - параметры насыщения пласта и промытой зоны;

с_нп и с_нпп - удельные сопротивления нефтегазонасыщенного пласта и промытой зоны, Омм;

Кв и Квпп - водонасыщенность пласта и промытой зоны, %;

Кн - нефтегазонасыщенность, %;

Кно - остаточная нефтегазонасыщенность, %.

Рисунок 10 - Сопоставление оценок параметров Рп и Кп по данным лабораторий НТЦ, НПЦ и КубГУ

На рисунке 11 приведено сопоставление всех значений параметра насыщения и водонасыщенности (а) и их предельных значений Рн_пред и Кво (б). Фактическое поле точек аппроксимируется зависимостью:

Рн = с_нп / с_вп =1 / Кв^1.85. (12)

Уравнение (12) является петрофизической моделью удельного сопротивления нефтегазонасыщенных коллекторов.

Рисунок 11 - Зависимость параметра насыщения Рн от водонасыщения коллекторов Кв

Модель проницаемости

Абсолютная проницаемость образцов керна измерена в лабораториях НТЦ (74 обр.) и НПЦ (30 обр.). Кроме того, в лаборатории НПЦ на 40 образцах определена проницаемость методом ядерно-магнитного резонанса в сильном магнитном поле, [2] распределения проницаемости по данным этих лабораторий в целом хорошо согласуются между собой. Проницаемость коллекторов варьирует в пределах от 10-20 до 190-500 мД при среднем значении 170-190 мД. На распределениях выделяются две группы пород с проницаемостью 50-200 мД (порядка 50-60% образцов) и более 200 мД (20-40% образцов). Таким образом, коллекторы III пачки в скважине №1 Новая по проницаемости также относятся к III-IV классу по классификации А.А. Ханина.

При определении проницаемости терригенных коллекторов по материалам ГИС устанавливаются статистические связи между проницаемостью и геофизическими параметрами. В условиях, когда емкость и фильтрационные свойства коллекторов контролируются глинистостью, существуют устойчивые статистические зависимости типа Кпр = f (Кгл), Кпр = f (з_гл), Кпр = f (Кп), Кпр = f (Iг), Кпр = f (б_пс) и другие [3,10,15].

Наиболее тесно проницаемость терригенных пород связана с эффективной пористостью Кп_эф и остаточной водонасыщенностью Кво, поскольку эти параметры, также как и проницаемость, зависят от размера пор.

Эффективная пористость и остаточная водонасыщенность определены по данным исследования кернов в НТЦ и НПЦ. На рисунке 12 приведена зависимость проницаемости от эффективной пористости. Как видно, между сравниваемыми параметрами наблюдается статистическая связь с коэффициентом корреляции 0,77, которая имеет следующий аналитический вид:

?g Кпр = -0,33+17,5 * Кп_эф, (13)

где Кпр - проницаемость, мД;

Кп_эф - эффективная пористость, %.

Уравнение (13) является петрофизической моделью проницаемости для изучаемых коллекторов при их предельной нефтегазонасыщенности.

3.2 Промыслово-геофизическая характеристика чокракских коллекторов

По данным промыслово-геофизических исследований залегающая в интервале 3710,6-3741,1 м III продуктивная пачка чокрака характеризуется повышенными удельными сопротивлениями, изменяющимися от 7 до 69 Омм. Понижающее проникновение является качественным признаком нефтегазонасыщенности коллекторов. В разрезе отсутствуют плотные породы с повышенным содержанием карбонатного материала, о чем свидетельствуют диаграммы микрозондов и БМК, на которых не прослеживаются прослои высокого сопротивления. Положительные приращения на кривых микрозондов и сужение диаметра скважины на микрокаверномере, из-за образования глинистой корки, является надежным признаком коллектора. Близкие удельные сопротивления фильтрата промывочной жидкости и пластовой воды приводят к слабой дифференциации кривой ПС. Тем не менее, против продуктивной пачки наблюдаются небольшие отрицательные аномалии до -10мВ.

Рисунок 12 - Зависимость проницаемости чокракских коллекторов Кпр от эффективной пористости

По материалам гамма-каротажа коллекторы характеризуются достаточно низкой гамма-активности, порядка 3-3,5 мкР/ч, встречающиеся в пачке глинистые прослои в интервале: 3713,5-3714,4; 3726,4-3727,2; 3730,2-3733,1; 3737,2-3738,3 м выделяются повышенной гамма-активностью до 5,5-7 мкР/ч. Нейтронная пористость коллекторов с поправкой за литологический состав варьирует в пределах 23,2-19,2%, объемная плотность изменяется от 2,28 до 2,35 г./смі, интервальное время пробега продольной волны от 260 до 308 мкс/м. Следует заметить что нейтронный, гамма-гамма- и акустический каротажи хорошо согласуются между собой и дают близкие оценки пористой породы.

Несколько отличается геофизическая характеристика пласта, залегающего в нижней части продуктивной пачки (интервал 3738,3-3741,1 м). По данным микрозондов пласт является коллектором (сужение диаметра скважины, положительное приращение на кривых сопротивлений), однако на кривых БМК и БК не наблюдается существенных расхождений сопротивлений, что свидетельствует о нейтральном проникновении. Последнее косвенно указывает на непредельное насыщение пласта углеводородами и возможное наличие в нем подвижной воды.

Вмещающие продуктивную пачку глинистые породы, как и на других площадях Западно-Кубанского прогиба, характеризуются низкими удельными сопротивлениями, порядка 1-1,5 Омм, повышенными показаниями гамма-каротажа (8-9 мкР/ч), высокими нейтронной пористостью (порядка 36-38%) и интервальным временем продольной волны (360-370 мкс/м). Объемная плотность глин варьирует в достаточно широком диапазоне и составляет в среднем 2.2-2,4 г/смі.

Эффективные толщины пластов найдены по комплексу качественных признаков коллектора: наличию глинистой корки на микрокаверномере, положительному приращению на кривых микрозондов, снижению удельных сопротивлений на кривых бокового микрокаротажа по сравнению с боковым каротажем, что для чокракских отложений является надежным критерием продуктивных коллекторов, низкими показаниями ГК. В дальнейшем они контролировались по значениям найденной пористости, нефтегазонасыщенности и проницаемости. Эффективные толщины продуктивной пачки приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Сопоставление оценок УЭС пластов III пачки различными методами

Таблица 5 - Сопоставление оценок пористости пластов III пачки различными методами ГИС

При количественной оценке пористости и нефтегазонасыщенности наиболее сложной проблемой является учет влияния глинистости на показания нейтронного, плотностного, акустического каротажей и удельные сопротивления. Ранее для преимущественно песчано-глинистых коллекторов Прибрежного, Сладковско-Морозовского районов обоснована статическая зависимость показаний ГК от объемной глинистости [5], которая позволяет определить верхний предел глинистости породНесколько повышенная гамма-активность пород продуктивной пачки в скважине №1 Новая (3-3,5 мкР/ч), также косвенно свидетельствует о значительном содержании в них алевритового компонента. Это затрудняет оценку глинистости по материалам ГИС без привлечения петрофизических исследований керна. В связи с указанным, оценка пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности проведена без учета влияния глинистости и является верхним возможным пределом изучаемых параметров.

Пористость коллекторов Кп определена по материалам промытой зоны (таблица 5). Окончательное значение пористости принималось на основе анализа всех полученных данных. Как следует из приведенных данных пористость коллекторов изменяется в небольших пределах от 18 до 24,5% при преобладающих значениях 20-22%. Средневзвешенное по толщине значение пористости III пачки составляет 21,9%.

Для количественной оценки нефтегазонасыщенности Кн использовались основополагающие зависимости параметра пористости Рп от пористости Кп (9) и параметра насыщенности Рн от водонасыщенности Кв(11). Проницаемость коллекторов оценивалась по зависимости (13). Полученные в результате оценки ФЭС по ГИС и керну проведены в таблице 6.

Результаты интерпретации всего комплекса промыслово-геофизических методов и кернового материала позволяют обосновать модель коллектора в рассматриваемой скважине (таблица 7, рисунок 13). В скважине №1 Новая коллекторы сложены слабо глинистыми, слабо карбонатными песчано-алевритовыми породами Минералогический состав песчано-алевритового компонента преимущественно кварцевый, в фракционном составе преобладает мелкозернистая песчаная и алевритовая фракции. Глинистость коллекторов, определенная по ГК, изменяется от 4 до 13%, пористость коллекторов составляет в среднем 19-22%, проницаемость варьирует от 50 до 450 мД, нефтегазонасыщенность изменяется от 70 до 89%. В целом в скважине №1 Новая преобладают чистые терригенные коллектора первого типа, что и предопределяет разработанную технологию геологической интерпретации материалов ГИС.

Таблица 6 - Сопоставление оценок ФЕС по ГИС и керну в скважине №1

Таблица 7 - Принятые параметры чокракских коллекторов в скважине №1

Заключение

Целью подготовки дипломной работы являлось обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС чокракских коллекторов площади Новая. В основу работы были положены результаты лабораторных определений петрофизических параметров на керновом материале и определении ряда подсчетных параметров продуктивных коллекторов рассматриваемой площади по данным ГИС. В проведении этих исследований дипломант принимал непосредственное участие во время прохождения преддипломных практик в ОАО «Краснодарнефтегеофизика» и на кафедре геофизических методов поисков и разведки Кубанского Госуниверситета.

В ходе выполнения дипломной работы были решены следующие задачи.

1. На основании проработки опубликованных и фондовых материалов составлено описание стратиграфии и лито-фациальной характеристики, тектоники, нефтегазоносности и гидрогеологических условий залегания чокракских отложений в районе работ.

2. Осуществлена статистическая обработка петрофизических данных, полученных в лабораториях «НК» Роснефть» - НТЦ» и Кубанского Госуниверситета.

3. Обоснованы петрофизические и интерпретационные модели ГИС для чокракских коллекторов на площади Новая.

4. Освоены приемы комплексной интепретации промыслово-геофизических исследований в терригенных отложениях Западно-Кубанского прогиба и определения пористости и насыщенности продуктивных коллекторов в скважине №1 Новая.

Список использованных источников

1. Альбом палеток и номограмм для введения поправок за искажающие факторы при работе с аппаратурой АООТ «Нефтегеофизприбор» и НИИГИ. - Краснодар: АООТ «Нефтегеофизприбор», 1993.

2. Боярчук, А.Ф., Никитин А.Н., Фенин В.А, и др. Литолого-петрофизические и фильтрационные исследования керна по скважине поисково-оценочной 1 Новая: Тверь, 2007. - 100 с.

3. Вендельштейн, Б.Ю. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов / Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов. - М.: Недра, 1978. - 318 с.

4. Дахнов, В.Н. Геофизические методы определения коллекторных свойств и нефтегазонасыщения горных пород / В.Н. Дахнов. - М.: Недра, 1975. - 343 с.

5. Дембицкий, С.И. Совершенствование методики интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований в продуктивных отложениях на площади Новая: отчет / С.И. Дембицкий, Г.А. Шнурман и др. - Краснодар, 2007. - 71 с.

6. Добрынин, В.М. Петрофизика / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников. - М.: Недра, 1991. - 367 с.

7. Итенберг, С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин / С.С. Итенберг. - М.: Недра, 1987. - 374 с.

8. Итенберг, С.С. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов / С.С. Итенберг, Г.А. Шнурман. - М.: Недра, 1984. - 251 с.

9. Латышева, М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин / М.Г. Латышева. - М.: Недра, 1987. - 181 с.

10. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов / сост. Б.Ю. Вендельштейн, В.Ф. Козяр, Г.Г. Яценко, Калинин. - ГКЗ, 1990.

11. Прошляков, С.Л. Подсчет запасов по поисково-оценочной скважине №1 площади Новой: отчет / С.Л. Прошляков, А.А. Денисенко и др. - Краснодар, 2007. - 122 с.

12. Ханин, А.А. Породы - коллекторы нефти и газа и их изучение / А.А. Ханин. - М.: «Недра», 1969. - 363 с.

13. Шнурман, Г.А. Изучение сложных коллекторов Восточного Предкавказья по данным промысловой геофизики / Г.А. Шнурман, С.С. Итенберг. - Изд-во Ростовского университета, 1979. - 240 с.

14. Шнурман, И.Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин / И.Г. Шнурман. - Краснодар: Просвещение - Юг, 2003. - 397 с.

15. Элланский, М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (метод. пос.) / М.М. Элланский. - Изд-во ГЕРС, 2001. - 229 с.

Размещено на Allbest.ru