Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин

Количественная интерпретация результатов исследований микросканеров включает в себя определение углов падения и азимутов простирания, оценку плотности и кажущейся раскрытости трещин. Определение углов падения и азимутов простирания трещин проводится с помощью методики аналогичной методике интерпретации результатов пластового наклономера. На рис. 1.23 приведены результаты определения пространственного расположения трещин. В рассматриваемом примере трещины практически вертикальные с простиранием ЮЗ-СВ.

Принципиальная возможность оценки кажущейся раскрытости трещин определяется следующим выражением:

W = adA/hE/kpbmpl-bхо.

где W - кажущаяся раскрытость трещин в мм; а = 0.218; 1/к, b - переводные коэффициенты, индивидуальные для каждого типа приборов, учитывающие охват ствола скважины и фактический диаметр скважины в точке замера; р_т- сопротивление ПЖ, Ом*м; p_хо - сопротивление ближней зоны плотной части породы, Ом*м; Е - суммарное превышение электропроводности в трассе трещины над полем плотной портик внутри выделенного прямоугольного окна; h - длина линейного сегмента трассы трещины в окне; dA - площадь текущего прямоугольного окна.

Оценка кажущейся раскрытости трещин и их плотности проводится с помощью программы Borview в автоматическом режиме. Перед запуском программы проводится калибровка изображений с помощью кривых бокового каротажа средней глубинности LLS или микросферического MSFL метода. В интерактивном режиме интерпретатором проводится трассировка трещин, классификация их по характеру раскрытости: открытые - электропроводящие (темные на изображениях) и залеченные (закрытые) - электронепроводящие (светлые); задаются и контролируются величины сопротивлений р_т и p_vo.

Затем программа проводит полную количественную интерпретацию подготовленного изображения по заданным параметрам и в результате оценивает следующие характеристики разреза:

• пространственные характеристики положения

трещин;

• кажущуюся раскрытость трещин непрерывно по

разрезу;

• среднюю плотность трещин;

• средний объем трещин - "трещинную емкость".

Высокие разрешающие возможности микроэлектрических сканеров позволяют проводить визуальный контроль техногенных трещин, которые обычно (в отличие от естественных трещин) регистрируются только на двух башмаках сканера и не секут оси скважины.

1.5.4 Возможности микроэлектрических сканеров при исследовании каверново-поровых коллекторов

Использование микроэлектрических сканеров при исследовании кавернозно-поровых пород позволяет получить непрерывно по разрезу скважины принципиально новую качественную и количественную характеристику коллекторов этого типа. На рис. 1.24 показаны результаты исследования участка разреза, представленного кавернозно-поровыми доломитами. На изображении (трек 2) каверны четко выделяются более темными участками. Более светлыми участками выделяются коллектора порового типа и почти белыми пятнами характеризуется плотная матрица. Как видно из примера, каверны располагаются хаотично, в отличие от трещин, которые на имиджах отражаются в виде определенной системы.

Появление микросканеров с высокими разрешающими возможностями позволили разработать новую методику анализа их результатов для количественной оценки емкостного пространства каверново-поровых коллекторов. Методика базируется на использовании классического уравнения Арчи-Дахнова pп/pв = а/Кпn*Квm и реализуется с помощью программы PoroSpect. Программа реализует следующие основные этапы обработки.

Рис. 1.24. Результаты исследования каверново-порового коллектора микроэлектрическим имиджером

Откалиброванные электрические изображения, полученные с помощью пластового микросканера FMI или FMS, представляют картину электропроводности пород на стенке ствола скважины - карту проводимости. Поскольку глубинность метода измеряется несколькими сантиметрами, то измеренные величины проводимости характеризуют электрические параметры зоны проникновения, а скорее всего, в коллекторах - полностью промытой зоны. Тогда величина проводимости, зарегистрированная каждым электродом прибора FMI или FMS, может быть пересчитана в значения пористости. Поскольку в нефтеносных пластах величина К_в промытой зоны неизвестна, пересчет к значениям пористости осуществляется по формуле:

K_пi =K_п^ГИС(p_зп^бк*у_ni)^1/m

где K_пi - коэффициент пористости; т - коэффициент уравнения Арчи-Дахнова; p_зп^бк, у_ni - удельное электрическое сопротивление зоны проникновения, измеренное зондом бокового каротажа со средней глубинностью исследования, и проводимость, замеренная каждым электродом прибора FMI; K_п^ГИС - пористость по данным нейтронного, плотностного или других методов ГИС.

В результате изображение переводится из масштаба проводимости в масштаб пористости и получается картина азимутального распределения пористости по стволу скважины - "карта пористости скважины".

На следующим этапе строится распределение коэффициентов пористости по глубине интервала в окне глубин 3 см. На рис. 1.24 показаны дифференциальные распределения пористости (гистограммы) в виде цветовой закраски, дублированной кривыми (трек 3). Интегральные кривые распределения коэффициентов пористости показаны на треке 4.

После построения распределений проводится их анализ с целью выделения из величины общей пористости доли, приходящейся на каверны. В каверново-поровых породах распределения пористости характеризуются большой дисперсией, а часто и двухвершинными распределениями. В породах порового типа распределения одновершинные и характеризуются низкой дисперсией. Выделение каверновой составляющей из общей емкости пустот каверново-поровых коллекторов базируется на решении статистической задачи разделения сложного распределения величины (в данном случае пористости) на простые составляющие. Программа выделяет распределение коэффициента пористости для поровой части из суммарного распределения пористости, рассчитывает статистические характеристики этого распределения (среднее арифметическое, стандартное отклонение) и устанавливает граничное значение пористости для разделения последней на матричную и вторичную. Часть распределения для значений пористости выше установленного граничного значения принимается за распределение вторичной пористости и по нему рассчитывается средняя величина каверновой составляющей.

Рассчитанные величины общей и каверновой емкости в виде непрерывных кривых выводятся в 5-й трек графической формы результатов обработки имиджей с помощью программы PoroSpect. На рис. 1.24 показаны результаты выполненной интерпретации.

2. Изученность и нефтегазоносность месторождения (пласта БС8)

2.1 Геолого-геофизическая изученность

Лянторское месторождение введено в промышленную экспедицию в 1978 году. На Лянторском месторождении пробурено 80 разведочных и 819 эксплуатационных скважин.

Разработка месторождения осуществляется по площадной девятиточечной системе по сетке скважин 400х400м. С начала разработки залежи происходит интенсивный приток газа газовой шапки воды к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет их эксплуатацию, ухудшает технико-эксплуатационные показатели добычи нефти, оказывает негативное влияние на величину извлечения нефти.

Контроль за выработкой запасов нефти геофизическими методами организован на месторождении с начала ввода его в разработку. По результатам геофизических исследований добывающих скважин выявлено, что пласт не включается в работу полностью в скважинах, где перфорацией вскрыты интервалы с различным насыщением; отсутствие притока в отдельных интервалах обусловлено различием в фильтрационно-емкостных характеристиках в разрезе пласта. Основными причинами обводнения скважин является подтягивание подошвенной воды на участках с контактным залеганием нефти и воды, прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам, а также затрубная циркуляция воды в интервал перфорации как снизу, так и сверху не всегда фиксируется по термометрии. С 1988 года выявлено перетоков воды сверху в 101 добывающей скважине. Скважины с затрубной циркуляцией составляют 28% от фонда исследованных скважин. Наличие затрубного перетока воды в интервал перфорации снижает эффективность выработки запасов нефти.

В нагнетательных скважинах закачиваемую воду пласты принимают практически по всей эффективной перфорированной толщине. В водонефтяной зоне с контактными запасами закачиваемая вода уходит и ниже интервала перфорации. В таких скважинах только около 40% закачиваемой воды поглощается нефтенасыщенной частью пласта. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная часть пласта, основной объем воды (до 90%) поглощается газонасыщенным интервалом, а подошвенная часть пласта закачиваемую воду практически не принимает. В скважинах, где перфорацией вскрыта газонасыщенная и нефтенасыщенная части пласта, приемистость по всей эффективной толщине, в количественном отношении до 90%, приходится на газонасыщенную часть. Это снижает эффективность вытеснения нефти из пласта.

При проведении на месторождении эксперимента по нестационарному заводнению на пласт в 1987 году выявлено, что закачиваемая вода по газонасыщенной части пласта может мигрировать на значительные расстояния, вплоть до 3200 м. То есть, продвижение фронта воды происходит с существенным опережением по газовому слою по сравнению с нефтяным. По данным геофизических исследований (РК) замещение газа на воду отмечается в 144 нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся на нижележащие пласты. Впоследствии закачиваемая вода мигрирует по газовому слою к соседним добывающим скважинам. В следствии этого и происходит изменение насыщения изначально газонасыщенных интервалов на водонасыщенные, выявленное по данным геофизических исследований в 204 добывающих скважинах. Поступление воды вызвано наименьшим фильтрационным сопротивлением газонасыщенных интервалов.

К аналогичным последствиям привело разбуривание с 1986 года только краевых участков месторождения, вызванное выполнением мероприятий по сокращению непроизводительных отборов природного газа.

В 1989 году пробурены кусты скважин, расположенные в центре Январской площади, в 1994-1995 годах на Востокинской площади. Выявилось, что во вновь пробуренных скважинах изменено первоначальное насыщение пластов АС₉, АС₁₀. Эти пласты были представлены полностью или частично промытой зоной. В большинстве скважин коллектора пласта АС₁₀ насыщены водой; нефтью с водой, а в газонасыщенной части - газом с водой. Изменение произошло из-за миграции закачиваемой воды из разрабатываемых участков в непробуренную зону.

В результате строительства и испытания в 1995 году скважин куста №427 выявлено, что закачиваемая с 1989 года вода внедрялась в газовую шапку и в нефтяную оторочку на расстояние более 2000 метров. Сопоставление интервалов пласта, промытых закачиваемой водой, и интервалов перфорации нагнетательных скважин указывает на то, что фронт закачиваемой воды продвигается по напластованию.

2.2 Нефтегазоносность

К настоящему времени в пределах Сургутского свода открыто более 40 месторождений нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений - многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская и васюганская свиты, пласты БС_1-2 и АС_4-12).

На Лянторском месторождении нефтегазоносность изучена по данным бурения 80 разведочных и 819 эксплуатационных скважин. Одна из разведочных скважин - №17 - полностью вскрыла осадочный чехол, скважины №№ 40, 76, 1875, 3001, 3004 вскрыли тюменскую свиту, 17 скважин вскрыли валанжинские отложения. Остальные разведочные скважины остановлены в верхней части готерив-барремских отложений, после вскрытия основных продуктивных пластов АС_9-11.

Испытанием скважин, по керну и каротажу доказано также нефтегазоносность валанжинских пластов БС_1-8, БС_2-8, пород ачимовской пачки и юры.

В отличии от большинства месторождений Сургутского свода, подавляющее большинство запасов нефти и газа на Лянторском месторождении сконцентрировано в узком возрастном и глубинном диапазоне - и пластах АС_9-11 верхней части вартовской свиты. В этих гидродинамически связанных между собой песчаных пластах выявлена и разведана единая, колоссальная по размерам (площадь около 1200 км²) газонефтяная залежь, протягивающаяся с севера на юг на 60.5 км. и с запада на восток на 27 км.

Наиболее широкий контур отмечается по продуктивному пласту АС₉, и ниже лежащим пластам АС₁₀ и АС₁₁ площадь залежей заметно сокращается и по последнему из них продуктивны лишь наиболее приподнятые участки структуры.

С севера-востока к основной залежи примыкает небольшая Тутлимская газонефтяная залежь, а с юга - Комарьинская.

Предполагается, что обе пластовые залежи сводовые, с небольшими по размерам площадями нефтеносных зон. Скважина №72 пробурена в водонефтяной зоне. Размеры залежи в пласте БС¹₈ - 5.0х8.5км. при высоте 9.6м. в пласте БС²₈ - 4.5х7.3км. при высоте 5.5м. Ловушки в них заполнены нефтью не до замка.

Не исключена возможность, что на Тайбинском и Таняунском поднятии при бурении до пластов БС¹₈ и БС²₈ могут быть обнаружены недозаполненные по высоте и по площади залежи. При оценке предполагаемых запасов категории С₂ на этих залежах были внесены поправки на площадь нефтеносности, замеренную внутри замыкающих изогипс по аналогии с коэффициентами заполнения структурных ловушек в пластах БС¹₈ и БС²₈ на Тутлимской площади.

В остальной части неокомского разреза, несмотря на сравнительно большое количество глубоких скважин, промышленных скоплений нефти и газа не обнаружено.

Глинизация разреза низов осадочного чехла снижает перспективы нижнемеловых и юрских образовании. В этой части разреза крупных залежей по площади Лянторского месторождения, по-видимому, нет. Однако исключать полностью обнаружения залежей не следует, т.к. даже при бурении небольшого количества скважин со вскрытием глубоких частей разреза получены нефтепроявления из ачимовской толщи (валанжин) и из юрских отложений.

При первом утверждении запасов по Лянторскому месторождению в геофизической экспертизе было обращено внимание эксперта-геофизика на необходимость изучения нефтегазоносности пачки глинистых коллекторов

АС_7-8, залегающих непосредственно над продуктивной толщей пластов АС_9-11 и отдельной от них глинистой перемычкой толщиной 4-10м, а в ряде скважин перемычка имеет толщину не более 1 м.

Опробование пластов АС_7-8 осуществлялось в неблагоприятных структурных условиях на погружениях крыльев Лянторской (скв.80) структуры.

Для выяснения характера насыщения были рассмотрены материалы ГИС в интервале пластов АС_7-8 по всем разведочным скважинам.

В ряде слоев коллекторов, входящих в состав пластов АС_7-8 встречаются слои толщиной 1-2м. c оп=0.7-0.45. Эти слои относительно чистых коллекторов непосредственно контактирует с более глинистыми коллекторами, которые имеют п=3-4 омм, характерные для водоносных пород.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что пачка пластов АС_7-8 не представляет интереса на площади Лянторского месторождения для поиска в них залежей нефти и газа.

Пласт АС₉ характеризуется наиболее широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44 м. Нефть залегает в виде оторочки кольцеобразной формы, которая окаймляет чисто газовые зоны. Запасы нефти пласта АС₉ связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чисто нефтяная зона выделяется условно при рассмотрении пласта АС₉ отдельно от пласта АС₁₀.

Пласт АС₉ на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанистости 0,73 и расчлененностью 2,2. В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.

Глинистые разделы внутри пласта АС₉ на уровне ГНК незначительные по толщине (1-3м), по площади распределены хаотично, подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 19,5 м, составляя в среднем 4,6 м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 м при среднем значении 6,8 м. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, среднее значение открытой пористости и проницаемости соответственно составляет 24,3% и 301х10-3 мкм² (по керну).

В пласте АС₁₀ содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС₁₀ связаны с водонефтяной и газо-водонефтяной зонами.

Строение пласта АС₁₀ изменчиво по площади. При среднем значении коэффициента песчанистости 0,74 и расчлененности 4,1 в центральных частях поднятий коэффициент песчанистости увеличивается до 0.8-0.9, расчлененность уменьшается до 1.1. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22 м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м, составляя в среднем 8,0 м. Подгазовая зона характеризуется наибольшими значениями нефтенасыщенной толщины и контактным залеганием нефти и газа -- на 94,6% площади толщина глинистого раздела на уровне ГНК менее 4-х м. Проницаемая часть пласта АС₁₀ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,8% и 387-10-3 мкм² (по керну).

Пласт АС₁₁ продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективная толщина достигает 30 м и более. Средневзвешенный по площади и разрезу коэффициент песчанистости составляет 0,57 при расчлененности 5,0. Нефть в пласте АС₁₁ подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. Основная доля запасов нефти приходится на газо-водонефтяную и водонефтяную зоны. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 21,1 м, составляя в среднем 5,6 м. Проницаемая часть пласта АС₁₁ представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта является более или менее однородным, отсутствуют как прослои высокопроницаемых песчаников, так и глинистых алевролитов. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,7% и 254х10-3 мкм² (по керну).

Залежь пластов АС₉-АС₁₁ является основным объектом разработки на месторождении. В его разрезе выявлены также небольшие нефтяные залежи в пласте БС₈ вартовской свиты и в пластах БС_16-20 ачимовской толщи мегионской свиты нижнего мела, запасы нефти которых не превышают 0,3% запасов месторождения. Эти залежи в разработку не введены.

С глубиной изменение плотности и пористости довольно неравномерно; наибольшие изменения характерны для глубин 0-3км. Среди терригенных осадочных пород песчаники всегда характеризуются несколько меньшей плотностью по сравнению с глинистыми породами.

Это прослеживается как для молодых отложений, так и для более древних.

Комплекс ГИС:

пористость пласт коллектор

3. Интерпретация данных

3.1 Определение Кп

В предприятии с помощью петрофизических данных были получены следующие зависимости для определения коэффициента пористости в пласте БС8:

К_П=(2.68-ГГКП)/1.68

К_П²=(АК-180)/0.175*((б_ПС-0.05)^(-0.5))

Кп=25.98+3.87*ДJ_ГК-31.4*ДJ_ГК²

К_П=10*б_пс+17

3.2 Обоснование Кнг и оценки насыщения

В предприятии принята традиционная методика определения Кнг:

Методика основана на функциях Р_п=аК_п^-m, Р_н=аК_в^-n

Порядок:

1.Определяется Кп по ГИС (с_в, с_п известны)

2.Находится Рп=f(Кп)

3.Находится с_вп=Р_п с_в

4.Р_н=с_п /с_вп

5.Кв=f(Рн)

6.Кнг=1-Кв

Условия:

1.Функции Рп=f(Кп) и Кв=f(Рн) должны быть получены при Св=Св.пл.

2. Функция Рп=f(Кп) должна быть получены при пластовых условиях

3.Для определения Кп нужно доказать, что кривая большого зонда ВИКИЗ есть с_п и рассчитать Кп=(ас_в/с_вп)^1/m (Кп найденное по другим методам не должно совпадать).

Эмпирически были получены зависимости: Р_п=К_п^-1,82 К_в=Р_н^-0.532; также не плохо работает зависимость: К_Н=18,3+72,2*б_пс.

Вывод

Задача выделения коллекторов выполнена. Довольно перспективной оказалась методика выделения коллекторов по прямым качественным признакам, но в связи с редкими исследованиями МКЗ и КВ, также хорошо работают косвенные количественные критерии (граничные значения К_{п гр} и б_{ПС гр}).

Список использованной литературы

1. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

Размещено на Allbest.ru