Проведение геофизических исследований в скважинах на Собинском месторождении

где Jг = - двойной разностный параметр ГК;

- показания ГК в данном пласте, приведенные к пласту бесконечной толщины;

- минимальные показания ГК против плотных доломитов оскобинской свиты или чистых песчаников ванаварской свиты;

- максимальные показания ГК против неразмытых аргиллитов ванаварской свиты.

Рис. 4.2 Зависимость двойного разностного параметра ГК (?ГК) от объемной глинистости пород ванаварской свиты по данным исследования керна

Предпосылкой для получения указанной зависимости послужила установленная ранее по результатам анализов керна, выполненных в лаборатории ВНИИГИС, связь естественной радиоактивности (g) с весовой (Сгл) и объемной (Кгл) глинистостью пород.

Ввиду отсутствия петрофизического обоснования, метод НГК для определения пористости не использовался.

Для определения пористости пород ванаварской свиты Собинского месторождения в качестве основного используется комплекс методов АК-ГК. Основой для оценки Кп служит зависимость ?t от Кп и Кгл (Рис. 4.3), полученная по результатам исследований керна в пластовых условиях, выполненных в лабораториях ВНИИГИС и КГЭ ПГО «Енисейнефтегазгеология» [4] и подтверждённая данными анализа керна по новым скважинам - Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненных в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Рис. 4.4) и описываемая уравнением:

tпл = 169,60 + 1,65·Кгл + 3,35·Кп пл, (n=135, R=0,84), (4.4)

Для контроля достоверности определения пористости по комплексу методов АК-ГК в нескольких скважинах проведено определение пористости по комплексам методов ГГК-П-ГК и АК-ГГК-П.

Рис. 4.3 Связь пористости пород ванаварской свиты с интервальным временем (t) и объемной глинистостью по данным исследования керна

Рис. 4.4 Связь пористости пород ванаварской свиты с интервальным временем (t) и объемной глинистостью по данным исследования керна в условиях, моделирующих пластовые с добавленными данными по новым скважинам (n=169, R2=0.7)

В основу определения пористости по комплексу методов ГГК-П-ГК была положена статистическая зависимость пористости (Кп) от объемной плотности (уп) и глинистости (Кгл) по данным анализов керна, выполненных в лаборатории ВНИИГИСа (Рис. 4.5), которая описывается уравнением [4]:

Кп = 0,17·Кгл - 55,40·уп + 146,30, (n=172, R=0,78, Кп =±2%), (4.5)

и подтверждается данными исследований керна в новых скважинах Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненных в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Рис. 4.6).

Определение пористости пород по комплексу методов АК-ГГК-П осуществлялось по специальной палетке, построенной с учетом исследований керна (Рис. 4.7) [4].

В случае отсутствия замеров АК и ГГК-П (скважины Дл-1 Деликтуконская, Кт-3 Катангская) коэффициент пористости определялся по РК через связь двойного разностного параметра НГК (?JNGK) и водородосодержания (W):

W = 30·e-2,0149·JNGK, (4.6)

где JNGK = - двойной разностный параметр НГК;

- показания НГК в данном пласте, приведенные к пласту бесконечной толщины;

- минимальные показания НГК против неразмытых аргиллитов ванаварской свиты;

- максимальные показания НГК против плотных доломитов оскобинской свиты или чистых песчаников ванаварской свиты.

С учётом глинистости определяем Кп:

Кпнгк = W - Кгл·0,25, (4.7)

По комплексу методов АК-ГГК-П определялась также объемная глинистость для оценки достоверности определения глинистости по методу ГК.

Рис. 4.5 Связь пористости пород ванаварской свиты с их плотностью и объёмной глинистостью по данным исследования керна

Рис. 4.6 Связь пористости пород ванаварской свиты с их плотностью и объемной глинистостью по данным исследования керна в условиях, моделирующих пластовые с добавленными данными по новым скважинам

Рис. 4.7 Палетка для определения пористости и глинистости пород ванаварской свиты Собинского месторождения по комплексу методов АК - ГГК-П. Шифр линий - Кп (%), Кгл (%)

В интервалах с неполным выносом керна оказываются неохарактеризованными коллекторы с наиболее хорошими коллекторскими свойствами. Это подтверждается данными ГИС и результатами, полученными по образцам, отобранным сверлящим керноотборником на кабеле (СКО) (скв. Сб-13, Сб-27, Сб-33, Сб-36). Так, по керну, отобранному в процессе бурения, практически отсутствуют песчаники с пористостью, превышающей 20%, а СКО отобраны образцы с пористостью до 25% (пласт ВН-II, скв. Сб-27, Сб-36, Сб-33).

Поэтому для оценки достоверности определения пористости по ГИС учитывались данные по керну лишь из интервалов с выносом более 70% и отобранному СКО (Рис. 4.8).

В результате сопоставления пористости, определенной по комплексу методов АК-ГК с пористостью по керну из интервалов с выносом более 70% и отобранному СКО, установлено их расхождение между собой в пределах погрешности определения (среднеквадратическое отклонение составляет плюс-минус 1,8%) во всем интервале изменения пористости по коллекторам. При сопоставлении пористости по керну с пористостью, определенной по комплексу методов ГГК-П-ГК, отклонения от линии равных значений более существенны (среднеквадратическое отклонение плюс-минус 2,8%), что, по-видимому, связано, в основном, с непостоянством минералогической плотности цемента, зависящей от соотношения в цементе глинистых и железистых минералов. При этом отмечается систематическое занижение КпГГК-П-ГК по сравнению с пористостью по керну в пласте ВН-V, связанное с повышенным содержанием железистого цемента, имеющего минералогическую плотность более 2,95 г/см3.

а)

б)

Рис. 4.8 Сопоставление пористости, определенной по комплексу методов ГИС, с открытой пористостью, замеренной по керну (из интервалов с выносом керна >70%) а) - АК+ГК; б) - ГГК-П+ГК

Определение пористости по данным электрических методов не проводилось ввиду сложности учета смешения фильтрата промывочной жидкости с пластовой водой и остаточного нефтегазонасыщения в промытой зоне и зоне проникновения пласта.

При сопоставлении глинистости, определенной по ГК (Рис. 4.1) с глинистостью по комплексу АК-ГГК-П (Рис. 4.7) установлено следующее. По комплексу АК-ГГК-П глинистость по пластам ВН-I - ВН-IV несколько занижена, а по отдельным пропласткам пласта ВН-V - завышена, что также, по-видимому, связано с непостоянством минералогического состава глинисто-железистого цемента, а, следовательно, и минеральной плотности цемента.

Для большинства проинтерпретированных прослоев величины глинистости, определенные по ГК и комплексу АК-ГГК-П, различаются не более чем на 3-4%. Более достоверным следует считать определение глинистости по ГК, что косвенно подтверждается также хорошей сходимостью пористости, определенной по комплексу методов АК-ГК с пористостью по керну.

Определение характера насыщенности пластов-коллекторов и местоположения контактов между пластовыми флюидам

Для решения задач разделения коллекторов на продуктивные и водонасыщенные основными параметрами служат значения удельных электрических сопротивлений пород, измеренных различными методами электрического и электромагнитного каротажа (БКЗ, ИК, БК, БМК), причем, информативность различных методов неравноценна.

Наиболее информативен метод БКЗ, обладающий наибольшей глубинностью исследования. Однако, в условиях изучаемого разреза его применение ограничено из-за малой толщины отдельных прослоев коллекторов ВН-I, ВН-II, ВН-III. Метод ИК, обладающий достаточной глубинностью, проведен в трёх скважинах старых скважинах (Сб-30, Сб-32 Собинской площади), пробуренных на ВИЭРе и во всех новых скважинах. Наиболее широко для определения насыщенности коллекторов использовались данные бокового и бокового микро-каротажа.

Рис. 4.9 Сопоставление определений УЭС пластов ВН-I-ВН-V ванаварской свиты Собинского месторождения по БК и БКЗ

В связи с тонкослоистостью и неоднородностью разреза УЭС коллекторов определялось, в основном по БК. По БКЗ УЭС определено только в случае достаточной мощности проницаемых прослоев (4 м и более) или определялось УЭС в пачке прослоев с идентичными свойствами, в основном в пластах ВН-3-5. На приведенном рисунке 4.9 - сопоставления УЭС по БК и БКЗ видно, что точки определений лежат в области линии равных значений и выше (УЭС БКЗ > УЭС БК) что связано с глубокими зонами проникновения. Приоритетным является определение УЭС по БКЗ.

Вследствие близких значений удельных сопротивлений фильтрата бурового раствора и пластовых вод совпадение (при низких значениях) показаний БК и БМК может служить признаком водонасыщенности пласта, а значительное расхождение свидетельствует о насыщенности нефтью или газом. Однако, в случае довольно глубоких зон проникновения в высокопроницаемых коллекторах (наиболее часто это проявляется в пластах ВН-I, ВН-II) показания БК и БМК могут быть очень низкими и совпадать. Примером могут служить скважины Сб-27, Сб-35, Сб-11, где при низких значениях кБК и небольших расхождениях с кБМК получены промышленные притоки нефти и газа. Поэтому для определения нефтегазонасыщенности привлекались данные ОПК и результаты количественной интерпретации с определением коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг), методика определения которого изложена ниже.

На рисунке 4.10 приведено сопоставление параметров пластов-коллекторов с данными испытания пластов в новых скважинах Собинского месторождения:

Рис. 4.10 Сопоставление УЭС и Кп пластов-коллекторов ванаварской свиты с данными поинтервальных испытаний в новых скважинах Собинского месторождения

Из рисунка 4.10 видно, что зона неоднозначности для определения насыщенности коллекторов по УЭС находится в диапазоне 2.5-6.0 Омм.

Для разделения продуктивных коллекторов на газо - и нефтенасыщенные в некоторых скважинах были проведены повторные во времени замеры НГК. К сожалению, повторные измерения во всех скважинах были выполнены однократно через различные промежутки времени (от одного до 11,5 месяцев) без измерений непосредственно после обсадки и цементирования скважины. Эффекты «приращения» показаний НГК против газонасыщенных коллекторов однозначно не установлены ни в одной скважине.

Более однозначно характер насыщенности устанавливается по результатам исследования опробователем пластов на кабеле (ОПК) и сводится к выявлению контрастности в количестве и составе проб жидкостей и газов, характерных для газо-, нефте - и водонасыщенных коллекторов. Газонасыщенные интервалы характеризуются большими объемами газа, превышающими объем измерительного баллона в 20-200 раз. Пробы из нефтенасыщенных интервалов содержат нефть от одного до нескольких литров, объемы газа в них не превышают 15-20 объемов измерительного баллона.

Из водонасыщенных пластов отбирают газ в объеме не более 10 объемов измерительного баллона, жидкая часть проб представлена смесью фильтрата бурового раствора с пластовой водой и, иногда, пленками нефти. Удельное сопротивление смеси обычно меньше сопротивления фильтрата.

Присутствие в пробах газа, нефти и пластовой воды является прямым указанием насыщенности коллектора. Надежность определения характера насыщенности повышается с привлечением для этой цели сведений о суммарном содержании углеводородов (УВ) в газовоздушной смеси, их компонентном составе (содержание метана, пропана, бутана и т. д.).

Недостатком применения ОПК на Собинском месторождении следует считать малую охарактеризованность пробами отдельных объектов по скважинам (во многих скважинах в отдельных пластах отобрано лишь по одной пробе). Указанное не позволяет использовать данные ОПК для определения контактов между пластовыми флюидами.

4.3.4 Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности коллекторов

В уникальных геолого-технических условиях района определение коэффициентов нефтегазонасыщенности (Кнг) является одной из наиболее сложных задач. Достоверность полученных значений определяется надежностью установленных петрофизических зависимостей между параметром насыщения (Рн) и коэффициентом водонасыщенности (Кв), погрешностями определения удельных сопротивлений (п) пород в естественном залегании и при их 100%-ой водонасыщенности.

Для оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности (Кнг) коллекторов использовалась статистическая зависимость параметра насыщения (Рн) от коэффициента водонасыщенности (Кв), Рн = (Кв), полученная по результатам анализов керна, выполненных в лабораториях ВНИИГИСа и КТЭ ПГО «Енисейнефтегазгеология» (Рис. 4.11) [4]. Эта зависимость описывается уравнением:

Lg Рн = 2,76 - 1,35 · lgКво, (4.8)

Связь параметра насыщения от коэффициента водонасыщенности (Рн = (Кв)) подтверждена результатами анализов керна по новым скважинам Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненных в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Рис. 4.12).

Сопротивление пласта при 100% водонасыщенности рассчитывалось по формуле

вп = Рп · в, (4.9)

По данным химического анализа минерализация пластовых вод (Св) в среднем составляет 267 г/л. Исходя из условий залегания пластов - коллекторов (tn = 31C), удельное электрическое сопротивление пластовых вод (в), рассчитанное по компонентному составу и определенное по номограмме, составляет 0,036 Омм.

Параметр пористости (Рп) оценивался по статистической зависимости, полученной по результатам анализов керна, выполненных в лабораториях ВНИИГИСа и КТЭ ПГО «Енисейнефтегазгеология» при термобарических условиях залегания пород (Рис. 4.11) и подтверждённой данными анализов керна по новым скважинам (Рис. 4.12), описываемой уравнением [4]:

Lg Рп = -1,55 · lgКп + 0,01 · Кгл + 3,54, (4.10)

Уравнение взаимосвязи Рп с Кп и Кгл, описываемое формулой 4.10 и представленное на рисунках 4.13 и 4.14 правомерно использовать при значениях открытой пористости в пластовых условиях, не превышающих 25,0%. Следует заметить, что пористость пластов-коллекторов ванаварской свиты по данным ГИС в рассматриваемых скважинах не превышает 25,5%.

Рис. 4.11 Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв для пород-коллекторов ванаварской свиты

Рис. 4.12 Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв для пород-коллекторов ванаварской свиты с добавленными данными по новым скважинам

Рис. 4.13 Связь параметра пористости Рп с открытой пористостью пород ванаварской свиты по данным исследования керна в условиях моделирующих пластовые

Рис. 4.14 Связь параметра пористости Рп с открытой пористостью пород ванаварской свиты по данным исследования керна в условиях моделирующих пластовые с учётом данных по новым скважинам

Без учета глинистости теснота связи Рп = (Кп) уменьшается. Это связано с тем, что глинистость пород (Кгл) ванаварской свиты является структурным компонентом и влияет на электрическую извилистость. С увеличением Кгл увеличивается электрическая извилистость и, вследствие этого, возрастает сопротивление пород в случае их 100%-ной водонасыщенности при одинаковой пористости.

Результаты исследований керна по новым скважинам Собинского месторождения Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненные в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» подтверждают полученные ранее петрофизические связи параметра насыщенности от коэффициента водонасыщенности и параметра пористости от коэффициента пористости.

Наибольшие трудности при установлении Кнг обусловлены определением истинного удельного электрического сопротивления (п) пород незатронутой проникновением части пласта. Ввиду малой толщины отдельных прослоев коллекторов не всегда имеется возможность оценки п по БКЗ. Однако установлено, что зона проникновения в продуктивных коллекторах ВН-I - в большинстве случаев не превышает двух-четырех диаметров скважины, в пласте ВН-II - проникновение больше или равно четырем диаметрам скважины (скв. Сб-27, Сб-35, Сб-36, Сб-9 и др.), в пластах ВН-IV-V Dзп=2-8dскв. В коллекторах, толщиной менее 4-5 м при определении п по незавершенным кривым зондирования с использованием линии «А», как геометрического места точек асимптот кривых БКЗ, не исключается возможность занижения получаемых значений п и, соответственно, Кнг.

Анализ сопоставления Кнг, определенных по данным БК и БКЗ, свидетельствует о систематическом занижении Кнг по данным БК. Особенно это отмечается в коллекторах пласта ВН-II и с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. В наиболее хороших коллекторах (с максимальными Кнг) Кнг по БК и БКЗ во многих случаях близки между собой.

Вскрытие продуктивных коллекторов на ВИЭРе создает более благоприятные условия для определения Кнг, чем бурение на рассоле. Снижение депрессии за счет применения облегченной ПЖ уменьшает интенсивность ее фильтрации в пласты.

Результаты интерпретации данных промыслово-геофизических исследований скважин Собинского месторождения на примере скважины Сб-45 приведены на рисунке 4.15. Схема корреляции продуктивных пластов ВН-I, ВН-II, ВН-III-V по линии скважин Сб-31 - Сб-30 - Сб-27 - Сб-20 - Сб-9 - Сб-49 приведена на рисунке 4.16.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 4.15 Геолого-геофизическая характеристика пластов ВН-I, ВН-II, ВН-III, ВН-IV-V в скважине 45 Собинского месторождения

Рис. 4.16 Схема корреляции продуктивных пластов ВН-I, ВН-II, ВН-III-V по линии скважин Сб-31 - Сб-30 - Сб-27 - Сб-20 - Сб-9 - Сб-49

Заключение

По материалам проведённых геологоразведочных работ, включающих испытания и исследования новых скважин, интерпретации материалов ГИС новых и переинтерпретации старых скважин получены следующие основные результаты:

- изучен геологический разрез на площади месторождения по данным бурения 48 поисково-оценочных и разведочных скважин;

- уточнены границы развития продуктивных пластов по изучаемой площади;

- исследованы ФЕС коллекторов и физико-химические свойства флюидов;

- выполнена детальная корреляция продуктивных пластов;

- уточнены петрофизические параметры и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов по всем продуктивным пластам.

Для сравнения результатов интерпретации ГИС и данных лабораторных исследований керна проведены сопоставления пористости, определенной по керну и ГИС, а также построены статистические распределения проницаемости по керну и ГИС.

Литература

1. Временный обязательный комплекс геофизических исследований скважин Катангской седловины и Камовского свода. - М., 1983.

2. Горлов И.В. (отв. исп.) Пересчет запасов углеводородов Собинского нефтегазоконденсатного месторождения с учетом материалов сейсморазведки 3D и бурения новых скважин: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2010.

3. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. Геология нефти и газа Сибирской платформы. ? М.: Недра, 1981.

4. Кузнецов Л.Л. (отв. исп.) Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Собинского нефтегазоконденсатного месторождения (Красноярский край, Тунгусско-Чуньский район, Эвенкийский автономный округ) по состоянию на 01.06.1987: Отчет о НИР / ПГО «Енисейнефтегазгеология». - Красноярск, 1987.

5. Скрылев С.А. (отв. исп.) Дополнение к проекту доразведки Собинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2006.

6. Скрылев С.А. (отв. исп.) Проект доразведки Собинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2004.

Размещено на Allbest.ru