Оценка перспектив доразведки и опытно-промышленной разработки эксплуатационных объектов Южно-Удмуртского нефтяного месторождения

Свойства нефти пласта БП22² Южно-Удмуртского месторождения

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Южно-Удмуртского месторождения (% мол.)

Ввиду недостаточности материалов или их полного отсутствия для представления фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов месторождения были использованы результаты исследований и экспериментов, на близлежащих Ярайнерском, Холмистом и Харампурском месторождениях, а также материалы переинтерпретации материалов ГИС И ГДИ скв.708Р Южно-Удмуртского месторождения.

Совокупность данных, полученных по результатам геофизических, гидродинамических исследований и анализов керна, позволило составить представление о литологическом строении, петрофизических и фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов Южно-Удмуртского месторождения.

Обоснованием правильности привлечения материалов ФЕС по соседним площадям

Возникают случаи, когда в малоизученном районе на новом месторождении не хватает данных по петрофизике и испытаниям продуктивных коллекторов и приходится использовать, например, петрофизические зависимости по коллекторам соседних месторождений, которые являются достаточно представительными и прошли апробацию при оценке коллекторов, в том числе и для подсчета запасов.

В настоящий момент такое привлечение данных «старых» месторождений для изучения «новых» продуктивных коллекторов соседних месторождений производится с большой долей субъективности. Для более обоснованного решения этой проблемы необходима разработка системы критериев для достоверного выбора аналога коллекторов [1].

К таким критериям можно отнести следующее:

1. Петрофизические свойства

2. Каротажная характеристика

3. Литологическая характеристика коллекторов

4. Комплексная оценка пород - покрышек (глинистых, плотностных).

5. Характеристика пластовых флюидов, в том числе по данным ИПТ и ОПК.

6. Сейсмические характеристики районов работ.

8. Геологические особенности районов работ.

К вспомогательным критериям следует отнести территориальную близость сравниваемых месторождений.

Таким образом, чтобы обосновать (найти) аналог коллектора для малоизученного месторождения (когда базовые петрофизические зависимости не обеспечены достаточным количеством измерений на кернах) приходится исследовать и сравнивать значительный объем информации по сравниваемым месторождениям в соответствии с вышеуказанным перечнем геолого-геофизических свойств разреза.

Другого рода трудности возникают непосредственно при определении степени близости сравниваемых параметров или свойств исследуемых коллекторов (разрезов). Для тех свойств и параметров, которые бывают только описаны, их близость устанавливается с позиции «здравого смысла», когда суждения о сходстве принимаются, во многом, в зависимости от опыта и даже геологической интуиции интерпретатора. При этом получают ответы типа: «да» - «нет». Это больше относится к геологическим свойствам, сейсмическим и литологическим характеристикам сравниваемых объектов.

Для сравнения количественных параметров также используется их простое сопоставление, но в некоторых случаях применяют корреляционный анализ. Очевидно, что различие в величинах параметров сравниваемых коллекторов не превышающее 20-30%, как правило, является тем пределом, который свидетельствует о положительном суждении о наличии в качестве аналога, выбранного для сравнения коллектора. Конечно, по близости лишь одного какого-либо параметра сравниваемых коллекторов нельзя принимать суждение о наличии искомого аналога. На практике приходится устанавливать достаточную близость относительно друг друга комплекса (комбинации) параметров и свойств сравниваемых коллекторов различных месторождений.

Охарактеризованность пластов по данным ГИС, ГДИ и лабораторных исследований керна

Определение коэффициента пористости проводилось по обобщенной зависимости Кп(Апс) от абсолютной глубины на основе скорректированной по керну зависимости Кп(Н а.о.).

Используя зависимость Кп= f(_пс), в результате экстраполяции линий связи в область чистых коллекторов (_пс=1) и область граничного значения коллектора (_пс =0.3) были получены значения минимальной (Кп^min) и максимальной (Кп^max) пористости и установлен диапазон изменения ее с глубиной:

Кп^max = 5.1512*Х6 - 71.902*Х5 + 408.81*Х4 - 1208*Х3 + 1952.4*Х2- 1643.1*Х + 597.09

Х=Н а.о./100 (1)

Кп^min = 18.77+12.45*Х- -9.82* Х2 +1.66* Х3 (2)

Следовательно, Кп = Кп^min+ (Кп^max - Кп^min)*(Апс-0.3)/0.7 (3)

геологический месторождение нефтегазоносность доразведка

Таким образом, несмотря на литологическое различие пород (глинистые породы, песчаники и алевролиты) и условия их залегания эта формула позволяет учесть закон необратимого изменения пористости с глубиной.

Для определения нефтегазонасыщенности были использованы обобщенные стандартные зависимости Рп(Кп) и Рн(Кв), используемые при расчете подсчетных параметров на Харампурском месторождении.

По материалам переинтерпретации данных ГИС и ГДИ скв. 708Р Южно-Удмуртского месторождения продуктивные пласты БП₂₂²- ачимовской толщи и Ю₁^а - верхней юры характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами. По пласту БП₂₂² средняя пористость составила 19%, проницаемость (по ГДИ) - 9.5 мД. В юрском пласте пористость и проницаемость (по ГДИ) составляют, соответственно, 15.7% и 9.6 мД. Коэффициент удельной продуктивности по пласту БП₂₂² составил 0.054 м³/сут*м*атм, по пласту Ю₁^а - 0.0611 м³/сут*м*атм. Коэффициент гидропроводности - 10.7 Д*см/сПз (пл.БП₂₂²) и 3.3 Д*см/сПз (пл.Ю₁^а). Залежи нефти пластов Южно-Удмуртского месторождения недонасыщены, коэффициент нефтенасыщенности по пласту БП₂₂² составил 57%, по Ю₁^а - 56%.

Известно, что на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов оказывают влияние различные факторы, такие, как гранулометрический и минералогический состав горных пород, структура порового пространства и другие. Как свидетельствуют данные лабораторных исследований керна, приведенные в таблицах 2.2.1, 2.2.2, эти свойства довольно подробно изучены на соседних Ярайнерском (отложения ачимовской толщи) и Холмистом (юрские отложения) месторождениях.

Породы ачимовской толщи представлены песчаниками серыми, мелкозернистыми, полимиктовыми. Основными породообразующими минералами являются кварц (22.8-41.9%) и полевые шпаты (42.3-47.9%), второстепенными - обломки горных пород(11.3-19.1%) и слюды (1.8-10.2%). Размер обломков варьирует от 0.02 до 0.32 мм, при доминирующем содержании мелкопесчаной фракции (0.25-0.10) 63.9%. Основным глинистым материалом цемента является хлорит. Система открытых пор имеет сложные неизометрические формы, поры часто оказываются изолированными вследствие блокирования уплотнившимися зернами пластичных пород, гидратированных слюд, глинистыми материалами. Решающее влияние на снижение степени сообщаемости поровых каналов и падение проницаемости оказывает повышенное содержание алевритовых и глинистых частиц, заполняющих поровое пространство. На фильтрационных свойствах отрицательно сказывается наличие микролинз алевролитов.

Юрские пласты представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, глин с прослоями и линзами преимущественно карбонатных пород с включениями углистого и слюдистого материала. Цемент коллекторов глинистый, содержание каолинита в нем достигает 32%. Невысокая пористость, плохая отсортированность обломочного материала, повышенное содержание глин обуславливает невысокие фильтрационно-емкостные свойства основной части пород пласта.

Яновстановская (баженовская) свита представлена в кровельной части битуминозными аргиллитами толщиной 5-8 м тёмно-серыми, иногда почти чёрными, крепкими, тонкоотмученными, грубоплитчатыми, с землистым изломом; алевролиты серые, участками известковистые, мелкозернистые с тонкой волнистой слоистостью за счёт углистого детрита. С кровельной частью свиты связан отражающий горизонт «Б» (киммеридж - волжский ярусы).

Свита является флюидоупором (покрышкой) для верхнеюрских отложений Ю₁^а. Мощность свиты в среднем составляет 22-46 м.

Усть-тазовская серия объединяет мощную толщу валанжин - готерив - баррем - апт - альб - сеноманских отложений, представленных континентальными и прибрежно-морскими осадками.

Нижняя часть свиты, представлена тёмно-серыми глинами, участками коричневато-серыми, в разной степени алевритистыми или песчанистыми, нередко комковатыми, в нижней части разреза более аргиллитоподобными, с волнистой, косой и линзовидной слоистостью, так же породы насыщены растительным детритом. Встречаются маломощные прослои крепких известковистых песчаников. Эта часть свиты образует неплохой флюидоупор для отложений пласта БП₂₂², который является продуктивным.

Таблица2.1.1. Физические свойства пород ачимовской толщи (Ач1 Ярайнерское месторождение)

Таблица2.2.2. Физические свойства пород юрских отложений (Ю1¹ Холмистого месторождения)

Таблица 2.2.4. Характеристика коллекторских свойств и нефтегазоносности пласта Ю1^а

Таким образом, обобщая результаты исследований можно сделать следующий вывод:

1. Геофизические и лабораторные исследования керна, характеризующие ФЕС пласта Ю₁^а сопоставимы с данными ГДИ, чего нельзя сказать о пласте БП₂₂². Результаты ГДИ полученные при опробовании пл. БП₂₂² в скв.708Р более чем корректны, т.к. они согласуются с результатами региональных исследований отложений ачимовской толщи месторождений Ноябрьского региона (Ярайнерское, Вынгаяхинское, Вынгапуровское, Северо-Пямалияхское, Восточно-Пякутинское и др. месторождения).

2. Данные исследований ФЕС свидетельствуют об ухудшенных (низких) коллекторских свойствах продуктивных пластов БП₂₂² и Ю₁^а.

2.2Фациальный состав коллекторских пластов и пород-покрышек продуктивных горизонтов по ГИС

Одним из наиболее важных факторов, обеспечивающих успех выделения песчаных тел - ловушек нефти и газа и установления их генезиса, является расчленение разреза продуктивных толщ и их детальная корреляция. Как правило, продуктивные отложения, сложенные терригенными породами, не всегда содержат определимых остатков флоры и фауны, позволяющих проводить надежное сопоставление разрезов, а ограниченный вынос керна в скважинах зачастую лишает возможности вообще применять палеонтологические методы для увязки продуктивных горизонтов между собой в пределах отдельных месторождений.

Региональные стратиграфические схемы, разработанные в пределах нефтегазоносных бассейнов, где основными стратиграфическими единицами, выделяемыми на основании изучения остатков фауны и флоры, являются ярусы, свиты, подсвиты и толщи, могут служить лишь, исходными пунктами для разработки более дробных--локальных--схем, в основу которых чаще всего бывают положены только литологические принципы корреляции. Эти схемы, охватывающие относительно небольшие интервалы разрезов (литологические пачки, ритмы, продуктивные горизонты), приобретают исключительно важное значение при поисках залежей нефти и газа в ловушках, связанных с выклиниванием песчаных пластов-коллекторов. Наиболее сложным и трудоемким процессом является разработка таких схем для фациально невыдержанных отложений континентального, прибрежно-морского и дельтового генезиса, лишенных маркирующих горизонтов, в том числе и фаунистических. В этих случаях основным методом, позволяющим производить сопоставление разрезов продуктивных отложений, является выделение ритмов (циклитов) и их корреляция в пределах изучаемой площади. После этого внутри интервалов разреза откоррелированных циклитов сопоставляются однотипные литофации, определенные с помощью фациального анализа с использованием каротажных моделей фаций (главным образом электрометрических, но часто и по кривой гамма-каротажа). На последнем этапе проводится корреляция отдельных литотипов пород, находящихся в составе однотипных литофаций.

Теоретические представления по использованию каротажных генетических моделей фаций для целей фациального анализа терригенных отложений

При изучении фациальной природы песчаных тел методами ГИС наибольшей информативностью обладает метод потенциалов собственной поляризации (СП), однако могут использоваться и другие виды каротажа, такие как гамма-каротаж (ГК), метод кажущегося сопротивления (КС), нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтронный каротаж (НК), акустический (АК), гамма-гамма-каротаж плотностной (ГГК-П) и другие.

Основным требованием применения метода ГИС для изучения песчаных пластов с помощью качественных каротажных генетических моделей терригенных фаций является связь формы каротажной кривой с изменением гранулометрического состава обломочного материала, пористости и содержание в породе глинистых частиц. При фациальной интерпретации материалов ГИС необходимо оценивать влияние на форму каротажных кривых не только седиментологических (гранулометрического состава, пористости, глинистости), но и мешающих факторов, к которым относятся: влияние минерализации пластовых вод, химического состава бурового раствора, характера проникновения фильтра промывочной жидкости в пласт, соотношение диаметра скважины и мощности пласта, присутствия в прискважинной зоне пласта остаточной нефти, аппаратурных погрешностей и др. Если влияние мешающих факторов велико, то геофизик (геолог) должен решить вопрос о целесообразности использования каротажной кривой для целей фациального анализа.

Электрометрические модели фаций представляют собой определенной формы аномалии кривой ПС, образованные рядом элементов (знак отклонения кривой ПС, кровельная, боковая, подошвенная линии, ширина аномалии и т.д.) Каждый такой элемент выполняет ту же функцию, что и первоначальные признаки при установлении генезиса осадка по естественным обнажениям скважин.

На рис. 2.1. приведены качественные генетические каротажные модели терригенных фаций, для песчаных тел потокового (рис.2.1а), барового (рис.2.1б) происхождения и пляжевых отмелей (рис. 2.1в). Отметим, что каждому типу фаций присущи только ей свойственные гидродинамическая активность водного потока и последовательность смены палеогидродинамических режимов во времени.

Рис. 2.1. Качествнные генетические каротажные модели терригенных фаций, для песчаных тел потокового (рис.2.1а), барового (рис.2.1б) происхождения и пляжевых отмелей (рис. 2.1в)

Кроме того, при выполнении настоящего дипломного проекта для сравнения использовались каротажные генетические модели фаций Томского университета, обоснование некоторых типов фаций которых состоит в следующем.

Фация песков разливов

Электрометрическая модель фации песков разливов представляет собой группу аномалий, каждая из которых обладает небольшой шириной и имеет вид треугольника, расположенного в зоне значений б ПС, равных 0,5--0,4. (таблица 2.1).

Кровельная линия, наклонная; подошвенная горизонтальная, прямая; наибольшие отрицательные отклонения кривой ПС отмечаются в нижней части аномалии. Для этой фации, так же как для всех речных отложений, характерно расположение более крупнозернистых осадков в нижней части песчаного тела. Вверх по разрезу размерность обломочных частиц несколько уменьшается.

При трансгрессивном залегании отложения этой фации пepeкpываются осадками внутренней части поймы, в случае регрессивного залегания -- фациями береговых валов и русловыми отложениями меандрирующих рек либо вообще - уничтожаются. Появление электрометрических моделей этих фаций служит прямым признаком, указывающим на скорое выклинивание песчаных осадков замещение их глинистыми породами. По типу электрометрической модели эта фация имеет наибольшее сходство с фацией береговых валов, от которой отличается меньшей шириной отрицательных аномалий, меньшими значениями а_ПС, характерным групповым развитием и положением в генетическом ряду фаций. От вдольбереговых регрессивных баров, береговых валов и гребней штормовых волн модель этой фации отличается резко выраженной горизонтальной подошвенной линией, меньшими значениями б ПС и иным сочетанием моделей покрывающих и подстилающих фаций.

Песчаные тела фации песков разливов в поперечном сечении представляют собой линзообразно-вогнутые резко асимметричные образования, у которых ширина во много раз превышает их мощность. Так, мощность их чаще всего равняется 1--3 м, а ширина достигает нескольких сотен, метров. Верхняя и нижняя границы резкие, без следов размыва. В продольном сечении это пологие линзообразно-выпуклые образования протяженностью в сотни и тысячи метров. Занимаемые этими телами площади (от единиц до десятков квадратных километров) имеют овальные очертания, располагаясь вдоль русла реки. Песчаные тела образованы мелкозернистыми глинистыми песками и тонко-косослоистыми алевролитами. Падение косых слойков веерообразное по отношению к береговой линии (седиментационному простиранию).

Фация береговых валов

Осадки этой фации ограничивают внешний край речной поймы, отделяя ее от русловых отложений. Электрометрическая модель берегового вала представляет собой вытянутый прямоугольный треугольник, образованный наклонной кровельной, зубчатой, или рассеченной, и прямой горизонтальной подошвенной линиями и располагающийся своим острым углом в зоне отрицательных отклонений ПС (таблица 2.2.). Максимальное значение б ПС, достигающее 0,6--0,5, приурочено к нижней части аномалии. С уменьшением динамической активности водной среды количество глинистого материала вверх по разрезу увеличивается. Ширина отдельных аномалий невелика (5--8 м), но для сложно построенных песчаных тел она может увеличиваться до 10--30 м и более.

Береговые валы при трансгрессии покрываются отложениями фации песков разливов или глинистыми осадками поймы. При регрессии они залегают на песках русловой отмели и настолько тесно с ними связаны, что их можно различить с большим трудом.

Отложения береговых валов крупных рек представлены мелкозернистыми песками. Наиболее грубые разности, приуроченные к нижней части вала, формировались в относительно высоких гидродинамических условиях. Подошва вала резкая, горизонтальная, без следов размыва, верхняя поверхность выпуклая. Электрометрическая модель береговых валов наиболее сходна с моделью фации песков разливов и отличается от нее несколько большей шириной аномалии и большими значениями а_пс.

От электрометрических моделей фаций морских пляжей и прибрежных валов она отличается наличием горизонтальной подошвенной линии и меньшими значениями а_пс. Кроме того, описываемая электрометрическая модель никогда не встречается в сочетании с моделями морских фаций. Поперечное сечение песчаного тела, образованного береговым валом, линзовидно-выпуклое асимметричное одностороннезубчатое, ширина его измеряется десятками метров. В продольном сечении оно пластообразно-выпуклое. Протяженность валов вдоль русел колеблется в широких пределах, от сотен до тысяч метров.

В плане это узкие, линейно вытянутые, редко овальных очертаний песчаные тела, занимающие площадь до десятков квадратных километров. Пески, слагающие береговые валы, косослоистые, падение косых слойков перпендикулярно к направлению русла реки и параллельно седиментационному простиранию. Органические остатки в песках отсутствуют.

Фация пляжа

Пляжи формируются на морском берегу в защищенных заливах и бухтах вдоль низких прибрежных равнин, полого наклоненных (5-10⁰) в сторону моря. Чем круче склон, тем грубее обломочный материал пляжа (таблица 2.3). Отложения пляжей в ископаемом состоянии слабо изучены, в связи с этим и электрометрическая модель этой фации нуждается в уточнении. По нашим данным, она представляет собой два слившихся прямоугольных треугольника, остроугольные вершины которых располагаются в зоне отрицательных отклонений ПС. Значение б ПС достигает 0,1-0,8, кровельная линия горизонтальная, осложнена зубчатостью; боковая линия отсутствует; подошвенная наклонная зубчатая, иногда рассечена. Ширина аномалий чаще всего 5-10 м. Наибольшее отрицательное отклонение кривой отмечается в верхней части аномалии..