Обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая

Обоснование методики интерпретации данных ГИС в продуктивных отложениях площади Новая

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:

. 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.

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

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

. 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 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%.

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.

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 С_ш (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.

.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

.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

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 д_мин и объемная д_об плотность, общая пористость Кп_общ и пористость насыщения Кп_нас, насыщенность углеводородами Кн_керн и водой Кв_керн, 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 с_вп. Затем центрифугированием поэтапно снижалась и измерялась их водонасыщенность Кв и удельные сопротивления с_вп. 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 Кп_нас 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 д_об и пористости насыщения Кп_нас, 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 с_п, зоны проникновения с_зп 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

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 (с_п, с_пп, д_п, Кп_нк, Дt_п, Iг);

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

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; с_зп; с_п и D/dc по методу ВИКИЗ; показания ГК; нейтронная пористость; объемная плотность; интервальное время пробега продольной волны Дt_п. 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 с_бмк не вводились и принято, что с_бмк=с_пп.

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 с_ф≈с_п 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 Кп_ннк3. В зарегистрированную гамма-гамма-каротажем объемную плотность введены поправки за естественное гамма-излучение д_{с опр}.

Определенные истинные геофизические параметры с_пп, с_п, Iг_исп, Кп_ннк, д_{с попр}, Дt_п 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 с_БК>с_БМК, 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:

Кп_общ=(2,66-д_п)/ 1,66=1,6-0,6·д_п., (1)

где Кп_общ - общая пористость, %;

д_п - 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 Дt_р вычислялись по уравнению среднего времени [14]:

Кп=(Дt_р-180)/430, (2)

где Кп - пористость, %;

Дt_р - 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

.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

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

Модель объемной плотности водонасыщенных пород

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

д_п=д_ск * (1-Кп) + д_в*Кп, (3)

откуда общая пористость пород определяется:

Кп = (д_ск - д_п) / (д_ск - д_в). (4)

где д_ск - плотность скелета, г/см³;

д_в - плотность пластовой воды, г/см³.

Плотность пластовой воды д_в для чокракских отложений равна 1г/см³, таким образом, для определения пористости по уравнению (4) необходимо обосновать плотность скелета д_ск. 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 д_п от общей пористости Кп_общ которая надежно аппроксимируемая выражением:

Кп_общ=(2,66-д_п) / 1,66 = 1,6 - 0,6*д_п. (5)

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

Рисунок 6 - Зависимость объемной плотности д_п от общей пористости Кп_общ

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 = с_вп / с_в = с_впп / с_ф = а / Кп^m, (6)

где с_вп - удельное сопротивление водонасыщенного пласта, Омм;

с_впп - удельное сопротивление промытой зоны водонасыщенного пласта, Омм;

с_в - удельное сопротивление насыщающей пласт воды, Омм;

с_ф - 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]:

п=0,87 * Кп^1,69. (7)

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

Рп = 0,87 * Кп^1.79 (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 с_вп 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:

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:

ℓg 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.

. 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.

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

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

. 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.

. 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.

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

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

. 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.

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

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

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

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

. 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.

. 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.

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

. 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.

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

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