Выделение пластов-коллекторов и оценка коэффициента пористости пластов АС10 Биттемского месторождения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,15 Мб
  • Опубликовано:
    2013-10-26
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Выделение пластов-коллекторов и оценка коэффициента пористости пластов АС10 Биттемского месторождения

Содержание

 

Введение

1. Общая геологическая характеристика биттемского месторождения

1.1 Краткий физико-географический очерк

1.2 История геолого-геофизической изученности

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

1.6. Гидрогеология

2. Технико-методическая часть

2.1 Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения

2.2 Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин

3. Специальная часть

3.1 Выделение коллекторов по данным ГИС

3.2 Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3 Определение коэффициента пористости

3.3.1 Определение коэффициента пористости по данным метода сопротивления

3.3.2 Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов собственной поляризации ПС

3.3.3 Определение коэффициента пористости по данным НК

3.3.4 Определение коэффициента пористости по данным гамма-гамма плотностного метода ГГК-П

3.3.5 Определение коэффициента пористости по данным гамма метода ГК

3.3.6 Определение коэффициента пористости по данным акустического метода АК

3.4 Оценка достоверности определения пористости по ГИС

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Курсовой проект: "Выделение пластов - коллекторов и оценка коэффициента попистости пластов Биттемского месторождения" выполнялся на основе фактического геолого-геофизического материала. Для решения основной задачи проекта использовались оцифрованные данные геофизических исследований, проведенных в разведочной скважине 100р. Все эти материалы, (скв.100р) и фондовые источники предоставлены ОАО "СНГ". Для обработки данных геофизических исследований скважин применялась автоматизированная система обработки и интерпретации "ГЕОПОИСК".

1. Общая геологическая характеристика биттемского месторождения


1.1 Краткий физико-географический очерк


Биттемское месторождение нефти находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 60 км К западу от г. Лянтор и в 170 км к северо-западу от г. Сургута, в непосредственной близости от месторождений нефти, находящихся в разработке: Камынского (25 км), Маслиховского (35 км), Лянторского (40 км) Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.1.

Биттемское месторождение нефти расположено к югу от Сибирских увалов и приходится на болотно-озерную равнину, имеющую слабый наклон с севера на юг. Отметки поверхности колеблются от 72-73 м на севере до 68-71 м на юге.

По геокриологическим условиям территория Биттемского месторождения относится к южной мерзлотной зоне, характеризующейся наличием мерзлых пород в разрезах тавдинской и атлымской свит при глубине их залегания от 120-130 м на водоразделах до 170-230 м в долинах рек и отсутствием их на поймах рек. Однако сведений о наличии мерзлоты нет.

пласт коллектор продуктивный месторождение

Рисунок 1.1 Обзорная карта

1.2 История геолого-геофизической изученности


Планомерное изучение территории Среднего Приобья, куда относится исследуемый район, было начато в 1949 году. На первых этапах изучения геологического строения исследования носили преимущественно региональный характер. Из региональных исследований основными являются геолого-морфологическая съемка масштаба 1: 1000000, аэромагнитная съемка масштабов 1: 1000000 и 1: 200000, гравиметрическая съемка масштаба 1: 1000000.

За период с 1958 по 1965 гг. почти вся территория Сургутского свода была покрыта площадными сейсморазведочными работами МОВ масштаба 1: 100000. В центральной части свода были выявлены и подготовлены к глубокому бурению многие локальные поднятия, в том числе Моховое, Яун-Лорское, Вершинное, Федоровское, Западно-Сургутское и другие. Были открыты Западно-Сургутское (1962 г.), Вершинное (1965 г.), Яун-Лорское (1968 г.), Федоровское (1971 г.) месторождения нефти. Биттемское месторождение было открыто в 1989 году бурением поисковой скв. 20Р, заложенной по материалам с/п.10/79-80, 20/88-89, 70/88-89 и пробуренной Правдинской нефтеразведочной экспедиции Главтюменьгеологии. После вскрытия отложений баженовской свиты, бурение скважины было остановлено на глубине 2910 м.; при испытании горизонта AC10 был получен промышленный

приток нефти. Проект пробной эксплуатации (ППЭ) Биттемского месторождения был составлен СибНИИНП в 1992 году по результатам бурения двух разведочных скважин 20р, 23р.

ЦКР Минтопэнерго РФ утвердила ППЭ месторождения на трехлетний период со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями (протокол N2 1бб5 от 13.04.1994г.):

. Уровень добычи нефти в 1994 г. - 21,8 тыс. т, в 1995 г. - 116,2 тыс. т., 1996 г. - 175,6 тыс. т.

. Выделение первоочередного участка пробной эксплуатации в районе разведочной скв.20 (категория запасов C1) с фондом скважин - 60, в т. ч.: 39 добывающих, 14 нагнетательных, 1 контрольная, 6 водозаборных.

. Применение блоковой трехрядной системы с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

. Давление на устье нагнетательных скважин 15 Мпа.

. Использование для целей заводнения воды сеноманского комплекса.

. Основной способ эксплуатации скважин - механизированный (ЭЦН, ШГН).

Для целей обустройства приняты максимальные годовые уровни добычи нефти, жидкости и закачки воды, рассчитанные на полную схему развития месторождения: нефти-669 тыс. т, жидкости-1141 тыс. т, закачки воды1523тыс. м3, ресурсы газа-24,4 млн. м3.

В 1997 г. учитывая результаты бурения разведочных скважин 22р, 24р и планирование строительства дороги и внешних коммуникаций в северную часть месторождения, первоочередной участок был перенесен с южной в центральную часть месторождения (район скв.22р).

В мае 1999 года Биттемское месторождение введено в эксплуатацию.

Разбуривалась зона восьмиметровых толщин, из них шесть метров относится к пласту AС. Дебиты жидкости по скважинам изменяется от 31,4т/сут (скв.226) ДО 5,4 т/сут (скв.212), обводненность около 1 %.

По состоянию на 1.05.2003г. пробурено 16 разведочных скважин: 20р, 21р, 22р, 23р, 24р, 25р, 26р, 27р, 30р, 31р, 32р, 33р, 35р, 50р, 3203р, 3201р.; 144 эксплуатационных скважин; 4 водозаборных скважин; 39 нагнетательных скважин; 8 скважин ликвидированных.

Обеспечение намеченных технологической схемой дебитов добывающих скважин по нефти и жидкости возможно при условии ввода в эксплуатацию всех объектов производственной инфраструктуры первоочередного участка, т.е.: обустройство кустовых площадок, системы нефтесборных сетей, системы внешнего транспорта нефти, системы автомобильных дорог, объектов внешнего и внутреннего электроснабжения.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика


Геологический разрез изучаемой территории представлен тремя структурными этажами: палеозойским кристаллическим фундаментом, промежуточным вулканогенно-осадочным комплексом пермо-триасового возраста, заполняющим грабенообразные зоны и отдельные впадины, и мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. Расчленение осадочного чехла основывается на регионально-стратиграфических схемах мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденных МСК СССР 30.01.91 года.

Доюрскuе образования

В районе Биттемского месторождения и смежных с ним месторождений доюрские образования вскрыты разведочными скважинами: на Ай-Пимской (скв.7), Камынской (скв.52р, 60р), Маслиховской (скв.31р), Лянторской (скв.17р, 3004р, 3005р, 3010р, 3011), Алехинской (скв.3052), Южно-Алехинской (скв.311, 313) площадях представлены разнотипными по составу породами. Согласно схематической геологической карты до юрского основания (В.С. Бочкарев, 1991 г.) в пределах района исследований выделены две литолого-фациальные зоны, в одной из которых-западной, включающей Ай - Пимскую, Камынскую, Алехинскую площади, доюрские образования пред ставлены преимущественно верхнепалеозойскими эффузивами основного и кислого составов, а в-восточной, включающей Южно-Алехинскую, Лянторскую, Маслиховскую площади-базальтами и туфами триасового возраста. Глубина залегания пород фундамента возрастает от 3085 м. до 3414 м. (Маслиховская площадь, скв.31 р), Рпесч= 1 омм

Мезозойская группа (Mz)

Юрская система (J)

В пределах изучаемой территории представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним. В сейсмическом разрезе юрским отложениям соответствует толща пород, заключенная межу отражающими горизонтами "А" и "Б", мощность которых достигает 400 метров.

Нижний отдел (J1)

Отложения нижнего отдела, залегающие с угловым несогласием на породах фундамента, выделены в объеме горелой свиты. Они представлены преимущественно аргиллитами темно-серыми, с про слоями песчаников и алевролитов. Общая толщина осадков свиты в разрезе скв.7 Ай-Пимской площади достигает 65м. Возраст отложений датируется плинсбахтоаром. К кровельной части горелой свиты приурочен отражающий горизонт Т3, Мощность отдела изменяется от 150 до 200 м.

Средний отдел (J2)

Отложения отдела объединяются в тюменскую свиту и представлены преимущественно отложениями континентального генезиса. В ее разрезе на соседних месторождениях выделяются до 6 аллювиальных толщ, в их нижних частях обособляются преимущественно алеврито-песчаные отложения руслового генезиса, которые перекрываются глинами пойм. Русловые образования аллювия слагают пласты юс3-юс8.

В верхней части тюменской свиты, в составе горизонта ЮС2 отложения аллювиальной аккумулятивной равнины чередуется с осадками ингрессивно внедряющего моря. Они представлены переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Эти отложения характеризуются признаками как континентального (углифицированные корни растений, прослои и линзы углей), так и морского генезиса И' содержат микрофауну фораминифер обедненного комплекса. Горизонт ЮС2 регионально нефтеносен. Мощность отдела изменяется от 200 до 250 м. Возраст тюменской свиты, установленной по палинологическим комплексам, датируется аален-батом.

Верхний отдел (Jз)

Отложения верхнего отдела выделяются в объеме абалакской и баженовской свит.

Васюганская свита (Jзк-о-км)

К свите приурочен пласт ЮС1, представлен аргиллитами темно-серыми, преимущественно тонко отмученными, однородными, с включениями пирита и глинисто-карбонатных конкреций; в кровельной части свиты отмечаются включения глауконита. Фауна: доминанты: Cyathidites spp., субдоминанты: Osmundacidites spp., Ginkgocycadophytis, Pinuspollenites Sрр., сопутствующие: Neoraistreckia rotundiformisOC. - М. / Taras.,lophotriletes torosis Sach. et П., Mfratti sporites scabratus Соир., Duplexisporites amgrammепsisОС. - М. /, Schl1d., Cyathea sp., Mikrolepidites sp., Dipteredaceae, Podocarpidites sp., Classopollis sp., Sciadopitys аffluепs! Воlchl Rovn, единичные: Dicksonia magnifIka Timosch., Lygodium japoniciforme E. Iv., Glecheriiidites sp., Stereisporites sp., Quadraeculina Eimbata, микрофитопланктоны: мало. Раргил=5 омм, ΔUсп арг=5 мВ. На основании макро-и микро фаунистических комплексов возраст абалакской свиты келловей оксфорд-кимериджский.

Мощность пород абалакской свиты 30-35 м. На соседних площадях отмечаются случаи резкого сокращения до 5 м. К свите приурочен пласт ЮС1.

Баженовская свита (Jзv)

к свите приурочен пласт ЮС0, сложен аргиллитами черными с буроватым оттенком, однородными, слабоалевритистыми, плитчатыми и массивными, с плоским и раковистым изломом, иногда с повышенным содержанием кремнистого или карбонатного материала, битуминозного. Фауна: доминанты: Cyathidites spp., субдоминанты: Osml1ndacidites spp., Ginkgocycadophytis, rotundiformisOC. - М. / Pinuspollenites spp., сопутствующие: N eoraistreckia Taras.,lophotriletes torosis Sach. et П., Мfratti sporites scabrahls Соир., Duplexisporites amgrammепsisОС. - М. /, Schud., Cyathea sp., Mikrolepidites sp., Dipteredaceae, Podocarpidites sp., Classopollis sp., Sciadopitys affluens! Воlсh! Rovn, единичные: Dicksonia magnifIka Timosch., Lygodium japoniciforme E. Iv., Glecheniidites sp., Stereisporites sp., Quadraeculina Eimbata, микрофитопланктоны: мало. Раргил=10 омм, ΔUспарг=4 мВ. Встречаются стяжения пирита. В аргиллитах отмечается изобилие углифицированных рыбных остатков, раковин пелеципод.

Возраст пород, слагающих баженовскую свиту-волжский. Мощность свиты до 30 м.

Меловая система (к)

Система представлена двумя отделами: нижним, верхним. в сейсмическом разрезе меловым отложениям соответствует толща, заключенная между отражающими горизонтами "Б" и "С". Мощность отложений мела 2000 - 2150 м.

Нижний отдел. (К1)

Отдел представлен свитами: сортымской, усть-балыкской, сангопайской, покурской.

Сортымская свита (Кlб-v).

Свита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми и серыми, преимущественно тонко отмученными, с редкими прослоями алевролитов серых, часто известковистых и песчаников глинистых. В нижней части свиты выделяется песчано-алевритовая ачимовская толща, характеризующаяся сложными флюидными и подводно-оползневыми текстурами. Общая толщина свиты достигает 400-470 м. Песчаники ачимовской свиты серые, мелкозернистые, слюдистые, с прослоями темно-серых глин, характеризующиеся сложными флюидальными и подводно-оползневыми текстурами. В пределах изучаемой площади в ачимовской толще выделятся одно или два песчано-алевролитовых тела (Ач1 и Ач2), которые залегают кулисообразно относительно друг друга с наклоном в западном, северо-западном направлениях.

Усть-Балыкская свита (K1v-q)

Свита объединяет комплекс пород от подошвы горизонта БС9 дО БС1 пимской пачки глин включительно и представлена чередованием алевролито песчаных пластов и глин темно-серых, тонко отмученных. Общая толщина свиты в пределах месторождения достигает 220-230 м. Возраст валанжин-готеривский.

Сангопайская свита (К1 q-Бr)

Свита выделена в стратиграфическом объеме верхней подсвиты вартовской свиты и объединяет пласты группы АС, сложенные песчаниками, алевролитами и глинами преимущественно аллювиального генезиса, перекрывающимися глинистым. И морскими осадками алым кой свиты. Общая толщина свиты около 200 м. Кровля входящей в состав свиты быстринской пачки глин морского генезиса делит ее на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Возраст свиты датируется готерив-барремским веками.

Алымская свита (К1q)

Свита подразделяется на две подсвиты: верхнюю и нижнюю. В состав верхней подсвиты, входит кошайская пачка, являющаяся надежным корреляционным репером в пределах Среднеобской, Флоровской и Каймысовской нефтеносных областей. К подошве кошайской пачки приурочен опорный горизонт "М". Свита, сложена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, тонко отмученными Раргил=5-б омм, ΔUсп арг=30 мВ. В средней части свиты с прослоями алевролитов, реже песчаников, встречаются маломощные прослойки глинистых известняков. Мощность отложений 120-140 м. Возраст свиты аптский.

Верхний отдел (К2)

Покурская свита (средняя и верхняя подсвиты)

Свита представлена песками и песчаниками серыми, зеленовато-серыми, прослоями известковистыми. Алевролитами и глинами.

Кузнецовская свита (К2t)

Свита сложена однообразной толщей морских глин темно-серых, ргл =2омм, ΔUСП гл=20-40 мВ массивных с небольшим содержанием алевритового материала, с тонкой неясно выраженной слоистостью. Мощность отложений 25-30 м.

Березовская свита (К2к+st+ср)

Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена преимущественно опоками, которые иногда переходят в опоковидные серые и светло-серые ρгл= 1,5-2 Омм, DUсп гл=20-40 мВ. Верхняя подсвита представлена глинами опоковидными серыми и темно-серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, тонко отмученными, встречается глауконит. Мощность отложений свиты 165-180 м.

Ганькинская свита (K2т+d)

Отложения свиты завершают разрез меловой системы. Литологически она представлена глинами серыми и зеленовато-серыми тонко отмученными неясно слоистыми с мелко раковистым изломом с включениями пирита, иногда глауконита ρгл= 2 Омм, DUсп гл=20-40 мВ. Возраст свиты маастрихт-датский. Мощность описываемых пород 75-80м.

Кайнозойская группа (Kz)

Палеогеновая система

Система представлена тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Мощность отложений палеогена колеблется в пределах 750-800м.

В объеме палеогена выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская, туртасская свиты.

Талицкая свита (P1)

Свита представлена глинами серыми и темно-серыми иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неясно слоистыми, алевритистыми, ρгл= 2 Омм, DUсп гл=20-40 мВ. В основании свиты среди глин встречаются тонкие линз очки алевролитов, иногда известковистых. Мощность свиты 110-115 м.

Люлинворская свита (Р2)

В нее объединены породы нижнего, среднего и верхнего эоцена. Свита, подразделена на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю.

Нижняя подсвита сложена опоками и опоковидными глинами. Опоки серые и светло-серые, крепкие, с раковистым изломом. С примесью алевритового материала ρгл= 2 Омм, DUсп гл=20-40 мВ. Средняя подсвита представлена диатомитами и диатомитовыми глинами. Диатомиты светло серые, пористые, легкие. Диатомитовые глины зеленовато-серые. Верхняя подсвита сложена глинами серовато-зелеными, алевритистыми, диатомовыми сглауконитом. Общая мощность люлинворской свиты 225-240 м.

Тавдинская свита (Р2+3)

Свита, представлена глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, неясно слоистыми, иногда с гнездовидно-линзовидными включениями алевролитов ρгл= 2 омм, DUсп гл=20-40 мВ. Встречаются тонкие линз очки известняков и сидерита. Мощность отложений 160-180 м.

Атлымская свита (Р 3)

Свита представлена песками светло-серыми, кварцево-полевошпатовыми, мелко и среднезернистыми, с включениями обугленных растительных остатков, прослоев алевролитов, глин и бурых углей. Мощность отложений 110-150 м, ρгл=2-3 омм, ρпесч=12 Омм, DUсп гл=10-20 мВ, DUсп песч=60мВ

Новомихайловская свита (Р 3)

Свита представлена чередованием глин, алевритов и песков. Встречаются прослои углей, ρгл=4 Омм, ρпесч=18 Омм, DUсп гл=15-30 мВ, DUсп песч=40-60мВ. Мощность отложений 110-150 м.

Туртасская свита (Р 4)

Свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми алевритистыми с прослоями и линзами алевролитов, с включениями глауконита, ρгл=4 Омм, ρплот=17,5 Омм, DUсп гл=30 мВ, DUсп плот=60мВ.

Четвертичная система.

Отложения несогласно залегают на породах верхнего олигоцена, неогеновые отложения отсутствуют. Литологически они представлены суглинками, супесями, песками серыми и желтовато-серыми, мелко - и среднезернистыми с обломками лигнитизированной древесины. Для отложений характерны торфяники и почвенно-растительный слой. Мощность образований 20-30 м., ρгл=4 Омм, DUсп песч=40мВ.

1.4 Тектоника


В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно - тектонических этажа.

1. Нижний структурный этаж, представленный дислоцированным комплексом изверженных, эффузивных и метаморфических пород.

2. Промежуточный структурный этаж, сложенный менее дислоцированными эффузивными образованиями (туфами и базальтами) пермотриасового возраста.

3. Верхний структурно тектонический этаж, представленный терригенными отложениями водных палеобассейнов, соответствующих участкам устойчивого прогибания фундамента и наследующих их форм. Тектоническая карта представлена на рис. 1.3.1.

Согласно тектонической карты (рисунок 1.4.1.) мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (гл. редактор Нестеров И. И) тектоническая структура, контролирующая Биттемское месторождение, приурочена к Ай-Пимскому валу, осложняющему западный борт Хантейской антиклизы.

В соответствии с результатами работ тематических с/п 437, 438/90-92 по опорному отражающему горизонту "Б" структура описываемой территории имела форму вытянутой в северо-западном направлении складки, осложняющей южную периклиналь Ай-Пимского вала и имеющей протяженность около 20 км и ширину от 6 до 10 км, с севера на юг в пределах вала выделяются три локальных поднятия: Чигоринское, Биттемское и Безымянское (в 10 км к юго-востоку от скв. 20). Чигоринское поднятие по замыкающей сейсмоизогипсе - 2770м имеет практически изометрическую форму, слегка вытянутую в широтном направлении, с размерами 3х5 и амплитудой около 50 м, а Биттемское поднятие по этой же сейсмограмме имеет размеры 7х6,10 км и амплитуду порядка 30 м.

На юго-восточном участке описываемого района между сейсмопрофилями 2, 4, 25, 31 установлена положительная структура с размерами 5хЗ,5 км и амплитудой 25 м (Безымянная локальная складка).

Рисунок 1.4.1 Тектоническая карта района работ

Выкопировка из тектонической карты мезозойско-кайнозойского чехла Западной Сибири под редакцией И.И. Нестерова, М: 1: 500000

Контуры надпорядковых структур:

Б2-Мансийская синеклиза

Б3 - Хантейская антеклиза

Контуры структур 1 порядка:

-Сургутский свод; IХ - Утлорский мегавал; Х - Ляминский мегапрогиб

Контуры структур II порядка:

- Ай-Пимский вал; 14 - Южно-Камынская котловина; 54 - Студеный структурный нос; 11 - Камынский структурный нос; 53 - Студеная котловина; 55 - Северо-Тундринский прогиб; 12 - Восточный вал; 15 - Пимский вал

По отражающему горизонту Нпим (пимская пачка) морфология поднятия была близкой к описанной. Отмечалось лишь некоторое уменьшение амплитуд поднятий. В 1990-1991 гг. в пределах Биттемского месторождения опытно методической партией ТОМГЭ ЗапСиБНИИгеофизика были выполнены площадные работы МОВ ОГТ масштаба 1: 50000 по методике ЗД, позволившие детализировать структурный план Биттемского и Чигоринского поднятий как по опорному горизонту "Б", так и по основному продуктивному горизонту АС10.

Биттемское месторождение приурочено к узкой структурно тектонической зоне типа брахиантиклинальной складки субмеридионального направления, осложненной малоразмерными поднятиями. В соответствии с уточненным вариантом карты Биттемская структура отделяется от Чигоринского куполовидного поднятия изогипсой-2280 м.

Сводовая часть Чигоринского поднятия оказывается смещенной к скв.21р. к востоку, в пределах которой при наличии песчаных коллекторов в горизонтах АС10 и АС11 возможно наличие залежей нефти. Размеры Биттемской структуры по замыкающей изогипсе-2290 м составляют 20х9, 10 км, амплитуда свыше 70 м. сама же структура оказывается осложненной большим числом малоразмерных, но относительно высокоамплитудных поднятий, наиболее крупные из которых отмечаются в районе скв.22р и 30р.

К северу от Чигоринского структурного осложнения располагается АйПимское локальное поднятие, с юга к Биттемскому поднятию примыкает Южно-Камынская, а с запада - Ляминская котловины. Восточный участокместорождения приходится на зону сочленения Южно-Камынской котловины и Камынского структурного носа.

1.5 Нефтегазоносность


По результатам пробуренных скважин в пределах Биттемского месторождения, была установлена промышленная нефтеносность лишь горизонта AC10. Из юрских отложений и ачимовской толщи получены не значительные притоки нефтяной продукции, подтверждающих их потенциальную нефтегазоносность.

Горизонт АС10

По фазовому составу залежь, приурочена к горизонту AC10, относится к нефтяной со структурным типом ловушки, осложненной на отдельных участках развитием зональных литологических экранов.

Дебиты нефти из горизонта AC10 по скважинам Биттемского месторождения изменяются в широком диапазоне от 50-68,10 м3/сут при 8 мм штуцере по скв.3203р, 22р, 20р. до 4,10-6,10 м3/сут по скв.24р, 26р, 25р на динамических уровнях.

Абсолютные отметки ВНК залежи по данным ГИС и испытаниям скважин изменяются от 2284,6 м до 2299,4 м, Т.е. поверхность раздела нефть-вода в пределах Биттемской структуры не является горизонтальной.

Наклон поверхности вНк можно объяснить особенностями геологического строения горизонта и, в первую очередь, степенью его литологической расчлененности, при увеличении которой и одновременном уменьшении эффективных толщин, как правило, имеют место смешанные притоки нефти и воды.

Физика - химическая характеристика пластовых нефтей Биттемского месторождения изучена по 18 глубинным пробам из семи скважин, расположенных преимущественно в присводовой частях залежи, на участках наибольших эффективных нефтенасыщенных толщин (пласт AC10). Для обоснования характеристик пластовой нефти баженовской свиты использованы результаты анализов поверхностных и глубинных проб нефти Западно-Чигоринского месторождения, где продукция скважин этого объекта изучена достаточно подробно. Критерием достоверности выбраны географическая близость, стратиграфическая общность и сходство физико-химических характеристик дегазированных нефтей.

В условиях пласта нефти всех объектов разработки средней степени газонасыщенности, относительно легкие и маловязкие. Дегазированные нефти характеризуются как легкие и сравнительно легкие, маловязкие и средней вязкости, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 300 єс в среднем около 40-50 % объемных.

Ачимовская толща

В пределах Биттемского месторождения ачимовская толща осадков пройдена 8 скважинами: 21р, 24р, 25р, 26р, 27р, 30р, 31р, 3203р. смешанный приток нефти и воды (qH=4,07 мз/сут, qB=1,755 мЗ/сут при НДИН=67З,10 м. При испытании скв.21р, 24р, 26р, 27р, З20Зр были получены незначительные притоки воды.

Получение смешанного притока нефти из скв.25р свидетельствует о наличии нефтяной залежи в ачимовской толще Биттемского месторождения, промышленная значимость которой может быть оценена лишь при бурении доразведочных скважин.

Юрские отложения

Информация по нефтеносности юрских объектов, с точки зрения их промышленной значимости, является недостаточно определенной и ясной в связи с отсутствием по ним промышленных притоков нефти. Горизонты ЮС0 (баженовская свита) и ЮС2, ЮСЗ (тюменская свита) на Биттемском месторождении пройдены скважинами 25р, 26р, 27р, 30р, 31 р, 3203р. Незначительные притоки нефти из пластов ЮС0, ЮС2 получены лишь в скв.27р. При испытании объектов ЮС0, ЮС2 в других скважинах притоков не было получено.

Анализ нефтеносности горизонта ЮС0 в региональном плане свидетельствует о том, что промышленные притоки из него, как правило, получены на участках, тяготеющих к присводовым частям крупных положительных структур, характеризующихся в результате значительного перегиба пластов повышенной трещиноватостью отложений баженовской свиты. Менее благоприятными в отношении получения промышленных притоков нефти являются бортовые зоны поднятий.

1.6. Гидрогеология


Биттемское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В вертикальном разрезе бассейна выделяется 5 гидрогеологических комплексов: олигоцен-четвертичный (первый), турон-нижне-олигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый), юрский (пятый).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что второй гидрогеологический комплекс на 70-90 % представлен мощной толщей глинистых образований и делит весь разрез осадочного чехла на два резко различные по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Выше залегают континентальные осадки олигоцен-четвертичного возраста, которые вместе с указанной выше толщей образуют верхний гидрогеологический этаж, характеризующийся свободным, реже затрудненным водообменом. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды.

Отложения третьего, четвертого, пятого комплексов слагают нижний этаж, характеризующийся затрудненным, местами почти застойным режимом. Для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны высокие значения минерализации, температуры, газонасыщенности, высокие концентрации микрокомпонентов. Пятый гидрогеологический комплекс

Включает трещиноватые породы фундамента, кору выветривания, отложения тюменской и васюганской свит. В литологическом отношении комплекс представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами. На Биттемском месторождении комплекс не вскрыт, он перекрывается толщей битуминозных аргиллитов баженовской свиты. Мощность водоупора 20-25 м. Песчаники характеризуются низкими коллекторскими свойствами пористость не превышает 17 %, проницаемость (l-10) x10-15 м 2, что обусловливает слабые притоки пластовой воды. При опробовании в открытом стволе отложений тюменской свиты на Ай-Пимском месторождении получены слабые притоки пластовой воды.

Статические уровни подземных вод рассматриваемого комплекса в Сургутском районе устанавливаются на абсолютных отметках - 41-51 м. На территории Сургутского свода, следовательно, и Биттемского месторождения, гидродинамическая связь подземных вод, заключенных в юрских отложениях, с вышележащим водоносным комплексом не отмечена. Химический состав вод юрского водоносного комплекса на Биттемском месторождении не изучался. Анализ данных по химическому составу пластовых вод на соседних месторождениях показывает, что минерализация увеличивается в восточном направлении от зоны распространения глин фроловской свиты от 12,6 г/л (Салымская площадь) до 17-19,2 г/л (Тончинское месторождение), 36,2-39,6 г/л (Омбинская площадь). По всей видимости, минерализация вод юрского водоносного комплекса в пределах Биттемского месторождения составляет 1516 г/л. Тип вод гидрокарбонатно-натриевый.

Основными солеобразующими компонентами являются хлор, натрий, кальций. Из микрокомпонентов присутствует йод, бром, бор, стронций, барий, калий. Воды насыщены газом, как правило, метанового состава, гелий, аргон присутствует в количествах, не превышающих фоновые значения для Западной Сибири, сероводород в составе газа не обнаружен.

Четвертый гидрогеологический комплекс

Неокомский водоностный комплекс включает отложения ачимовской толщи, отложения мегионской, вартовской, черкашинской свит валанжин готерив-барремского возраста. Толщина комплекса на месторождении 600700м. Песчано-алевролитовые водовмещающие породы обладают следующими коллекторскими свойствами: открытая пористость 15-30 %, проницаемость (l00-1000) x10-15 м2. На Биттемском месторождении комплекс опробован ввосьми объектах (пласты ачимовской толщи, АС10, ACl1, AC111). Водообильность варьирует от 0,4 м3/сут., при Ндин=1195,7 до 43,8 м3/сут., при Ндин=191 м.

Пластовые воды Биттемского месторождения изучены весьма слабо, поэтому для обоснования характеристик пластовых вод и оценки диапазона возможных колебаний параметров были использованы результаты анализа Алехинского и Маслиховского месторождений, наиболее изученных в рассматриваемом гидрогеологическом комплексе района. По результатам исследования основные солеобразующие элементы представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора. Сульфаты отсутствуют либо содержатся в незначительном количестве. По химическому составу все воды относятся к гидрокарбонатному типу. Концентрация микрокомпонентов изменяется в следующих пределах: бром 28-95 мг/л, йод 9-45 мг/л, бор 1-50 мг/л, стронций 18-26 мг/л.

По содержанию полезных компонентов пластовые воды не представляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья (за искл. йода, концентрации которого примерно соответствуют минимальному промышленному уровню в 10 мг/ л). Измеренная минерализация вод Биттемского месторождения составляет 10,05 г/л, что представляется несколько заниженным по сравнению с другими месторождениями района и принята по аналогии с Маслиховским месторождением 15 г/л.

В пластовых условиях воды имеют плотность в пределах от 983 до 989 кг/м3 при средней вязкости около 0,39 МПахсек Максимальная величина газосодержания пластовых вод на локальных участках вблизи ВНК достигает 2,2-2,7 м33, уменьшаясь к периферии до 0,3-0,6 м33, водорастворенные газы относятся к метановому типу (по Л.М. Зорькину). В составе газов имеется повышенное содержание гомологов метана (8 %), что не является типичным для данного района. Четвертый водоносный комплекс перекрывается достаточно мощной толщей практически непроницаемых глин средней и верхней части алымской свиты, мощность которых в Сургутском районе достигает 200 м.

Третий гидрогеологический комплекс

Водоносный комплекс, заключенный в отложениях апт-сеноманского комплекса, объединяет породы покурской, викуловской, ханты - мансийской, уватской свит и представляет мощную толщу, имеющую хорошую гидродинамическую связь между пластами в пределах сравнительно больших площадей. Общая толщина комплекса 800 м.

Коллекторские свойства песчаников высокие: пористость 20-40 %, проницаемость - 1,lx10-12 м2. Воды комплекса высоконапорные. Апт-сеноманский комплекс характеризуется значительной водообильностью. На Биттемском месторождении верх комплекса опробован в одном объекте в скв.23-П, дебит составил 2,1 м3/сут при Ндин=64 м.

По данным анализов воды апт-альб-сеноманского комплекса хлориднокальциевые по составу с минерализацией 18,4-20,3 г/л. В данном комплексе 90 95 % солевых компонентов приходится на ионы хлора и натрия, содержание соответственно изменяется от 11170 до 12450 мг/л и от 650 до 7640 мг/л. Апт-альб-сеноманские воды характеризуются высокими значениями щелочноземельных металлов: Са-200-450 мг/л, Mg-96,3-200 мг/л. Содержание йода в воде составляет 17,6-19,5 мг/л, что, согласно нормам отнесения к минеральным водам, классифицируется как "лечебные и промышленные".

Газ, насыщающий воды, в основном, метанового состава (содержание СН4 до 96 %). Величина газонасыщенности в апт-альб-сеноманском комплексе Среднего Приобья изменяется от 0,9 до 1,2 м3/м3. Водоупором комплекса является мощная (до 800 м) толща преимущественно глинистых пород верхнемелового и палеогенового возраста.

Второй гидрогеологический комплекс

Объединяет отложения турон-олигоценового возраста, представленные на 70-90 % глинистыми породами. Толщина комплекса 650-800 м, в его разрезе отмечены маломощные прослои песчано-алевритового материала, водоносность которых в рассматриваемом районе не изучена.

В гидродинамическом отношении комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие водоносные породы от влияния поверхностных факторов на большей части площади бассейна.

Первый гидрогеологический комплекс

Литологически комплекс представлен песчано-алевритистыми и глинистыми отложениями олигоценчетвертичного возраста толщиной 830 - 880м.

Формирование отложений происходило в условиях свободного водообмена, избыточного увлажнения и тесной связи подземных вод с поверхностными. Характерной особенностью этой части разреза является наличие сезонно и многолетнемерзлых пород, залегающих в районе Биттемского месторождения.

По условиям залегания и стратиграфической приуроченности в пределах этого комплекса выделяются три водоносных горизонта: первый в четвертичных отложениях, второй - в отложениях новомихайловской свиты, третий - в отложениях атлымской свиты.

Атлымский (подмерзлотный) водоносный горизонт распространен повсеместно и пред ставлен, в основном, мелко - и среднезернистыми песками с прослоями невыдержанных по простиранию глин и алевролитов в верхней части разреза. Расчетные гидродинамические параметры горизонта: пьезопроводность (4.9-6,3) х105 Пз, водопроводимость 680-2000 м2/сут. Коэффициент фильтрации песков составляет 25,9 м3/сут.

Воды горизонта пресные, гидрокарбонатно - натриевые, реже гидрокарбонатно-натриево-магниевые с минерализацией до 0,55 г/л, рН от 6,5 до 7, жесткость общая до 1,8 мг/л. Содержание железа достигает 4,9 мг/л. По санитарно-бактериологическому составу вода соответствует требованиям ГОСТа 2874-82 "вода питьевая" (за исключением железа).

В кровле атлымского горизонта залегают ММП толщиной 40 м, являющиеся хорошим водоупором.

Новомихайловский водоносный горизонт также распространен повсеместно. Водоносные пески залегают на глубине от 80-100 до 150-180 м, эффективная толщина составляет 15-20 м и до 70 м, в среднем 30 м. Водоносный горизонт перекрывается глинами туртасской свиты, толщина которых 30-35 м. Наличие глинистого водоупора обеспечивает напоры вод новомихайловского горизонта до 140 м.

Водообильность горизонта 0,3-15,5 л/сек при понижении уровня на 13-45 м, наиболее характерны дебиты-3-10 л/сек при понижении уровня на 20 м. Подземные воды пресные с минерализацией 0,1-0,4 г/л, гидрокарбонатные кальциево-магниевые, реже натриевые. Содержание железа достигает 8 мг/л. В санитарном отношении воды соответствуют требованиям ГОСТа 2874-82 "вода питьевая", кроме железа. Подземные воды четвертичного водоносного горизонта заключены в песчаных отложениях ларьякской свиты, пойменной и надпойменной террас и в озерно-аллювиальных отложениях. Толщина водоносного горизонта изменяется от нескольких метров до десятков метров. Подстилается водоносный горизонт глинами и алевритами туртасской свиты.

В гидравлическом отношении воды горизонта безнапорные, дебиты колеблются в пределах 0,03-11,7 л/сек при понижении уровней на 3-12 м. По химическому составу воды ультрапресные и пресные с минерализацией 0,05-0,3 г/л, гидрокарбонатно-кальциево-магниевые. Характерной особенностью является повышенное содержание суммарного иона железа (среднее 3,5 г/л), аммиака до 5 мг/г и низкое содержание фтора (0,03 мг/л). Нередко в водах наблюдается присутствие H2s, что, по-видимому, можно объяснить широким развитием болот. Питание подземных вод четвертичного водоносного горизонта осуществляется, в основном, за счет инфильтрации атмосферных осадков. Основные свойства и химический состав пластовых вод Биттемского месторождения представлены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1.

Основные свойства пластовых вод Биттемского месторождения

Наименование параметра

Индекс пласта


Диапазон изменения

Среднее

Газосодержание, м33 максимальное среднее

 2,2-2,7 0,6-0,9

 2,5 0,8

Плотность воды, кг/м3 в стандартных условиях в условиях пласта

 1004-1008 983-989

 1005 986

Вязкость в условиях пласта, 1/Мпа х (-4) х сек

0,38-0,41

0,39

Объемный коэффициент, доли единиц

4,65-4,75

4,7

Вид воды

Гидрокарбонатно-натриевый


Таблица 2.

Химический состав пластовых вод Биттемского месторождения

Пласт. скважина интервал

Содержание ионов, мг/л,


Содержание, мг/л

Плотноеть воды при 20єС, мг/м3

рН








 (Na+K) +

Са+2

Mg+

Сl-

S04-

НС l-

СО2-

НСОЗ-

NH4-

нво-2

J-

Вг-

SiO-2

С-

O-2














 

























группа АС 10,АС12 (среднее значение)

Алехинcкое месторождение


4496 195

60 3

13 1.1

6302 180

4 О


12 0.4

1110 10.2

10

10.6

17

50

26

1.8

12

1008

8.2

скв. 20. АС11 2371-2380

Биттемское месторождение


3356 146

116 5.8

10 О

4093 115

м/о

М/О

м/о

2440 40

45 2.5

Н/О

Н/О

Н/О

Н/О

Н/О

Н/О

1003

6

2. Технико-методическая часть


2.1 Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения


Лабораторные исследования керна были выполнены в Правдинской ГРЭ, в НПК геологии ТО СургутНИПИнефть, в Тюменской Центральной лаборатории. При изучении пород использовались первичные описания керна, выполненные геологами на буровых и в НПК геологии СургутНИПИнефть, все имеющиеся данные по минералогии, гранулометрии и ренгеноструктурному анализу, выполненные в Тюменской Центральной лаборатории и ТО СургутНИПИнефть.

Керном на Биттемском месторождении охарактеризованы горизонты АС10, АС11, АС12 (черкашинская свита), пласты БС1-БС2 и ачимовская толща (ахская свита), отложения баженовской свиты и пласты ЮС2-3 (тюменская свита). По керну определялись коллекторские свойства, водоудерживающая способность, коэффициент вытеснения, а так же минералогические и гранулометрические характеристики пород. Методика выполнения анализов соответствовала стандартам отрасли, изложенным в соответствующих инструкциях.

Открытая пористость определялась керосинонасыщением и водонасыщением по методу Преображенского. На этих же образцах определялись проницаемость и водоудерживающая способность. Газопроницаемость измерялась с помощью прибора ГК-5 путем пропускания воздуха через образец. Водоудерживающая способность определялась методом центрифугирования образца.

Определение гранулометрического состава пород в Тюменской Центральной лаборатории и ТО СургутНИПИнефть проводилось двумя наиболее распространенными методами: гидравлически-ситовым методом АзНИИ и пипеточным методом.

По шлифам производилось петрографическое описание пород. Также в литологической лаборатории определялась карбонатность путем обработки пород НСl при производстве механического анализа. Оценка начальной насыщенности не проводилась из-за отсутствия керна из скважин, пробуренных на безводном растворе. Всего для определения коллекторских свойств изучено 685 образцов из 11 скважин.

По основному продуктивному горизонту АС10 Биттемского месторождения исследовано 324 образца, 219 из них учтены при определении ФЕС. Всего по горизонту выполнено 363 определения пористости (246 из них учтены при определении ФЕС), 288 определений проницаемости (197 из них учтены при определении ФЕС), 253 определения водоудерживающей способности (193 из них учтены при определении ФЕС).

Горизонт АС10 является продуктивным на месторождении. Он развит в песчано-алевролитовых фациях регрессивного барового комплекса и состоит из верхнего относительно мощного бара (пласт АС101) и нижнего менее мощного (пласт АС102). Их разделяет глинистая пачка толщиной 3-9 метров, имеющая по данным рентгеноструктурного анализа следующий состав: каолинит-16-22 %, хлорит-39-42 %, гидрослюда-31-41 %. Основные притоки нефти получены из верхнего пласта AС101. Из нижнего пласта AС102 притоки нефти получены лишь в скважинах 3203Р, 27Р.

Керн из пласта АС101 поднят во всех пробуренных на месторождении скважинах, за исключением скв. 3203. Вынос керна из эффективных толщин составил от 0 до 100 %. Среднее значение выноса керна по скважинам равен 68,9 %, Т.е. керном пласт охарактеризован достаточно полно.

Всего по пласту АС101 изучено 243 образца, из них при определении ФЭС учтено 160 образцов. Всего выполнено 284 определения пористости (при определении ФЭС учтено 187), 226 определений проницаемости (при определении ФЭС учтено 150), и 194 определения водоудерживающей способности (при определении ФЕС учтено 147). Количество образцов, учтенных при ФЭС, приходящихся на 1 м эффективных нефтенасыщенных толщин, составляет 7,80бр. /метр для пористости, 6,5 обр. /метр для проницаемости. У песчаника АС101 значения Кп варьируют от 2 до 22,5 % при средневзвешенном значении пористости 19,13% для нефтенасыщенных толщин и 18,06 % для водонасыщенных толщин, величина Кпр изменяется от 0,01 до 162,72х10-3 мкм2, при средневзвешенном Кпр=24,73х10-3 мкм2 для нефтенасыщенных толщин и 4,32х10-3 мкм 2 для водонасыщенных толщин.

По нижнему пласту A С102 исследован 81 образец, из которых при определении ФЕС учтено 59 образцов. Всего выполнено 79 определений пористости (при определении ФЭС учтено 59), 62 определения проницаемости (при определении ФЕС учтено 47), 60 определений водоудерживающей способности (при определении ФЕС учтено 46) (см табл.3).

Количество образцов, учтенных при обосновании ФЕС и приходящихся на 1 м эффективных толщин, составило 2,4 обр. /метр для пористости, 1 обр. /метр для проницаемости и водоудерживающей способности (при определении ФЕС учтено 47) и 60 определений водоудерживающей способности (при определении ФЕС учтено 46). Коллекторами в пласте AС102 являются песчаники мелкозернистые и алевролиты крупнозернистые, от светло-серых до светло-коричневых, плотные и слабосцементированные, плитчатые, однородные, с включениями УД и слюды. С единичными обломками аргиллитов. Иногда в породах отмечается слоистость волнистая и волнистая прерывистая за счет намывов УД. По всему разрезу наблюдаются прослои толщиной 10-35 см очень крепких сидеритизированных песчаников с базальным карбонатным цементом.

По разрезу пласта AС102 сверху вниз наблюдается смена слоистых или однородных песчаников на породы с нарушенной слоистостью за счет смятия и оползания осадков, а также многочисленных ходов илоедов и норочек животных. В нижней части пласта AС102 коллекторами обычно являются алевролиты, а не песчаники. Количество глинистых прослоев также увеличивается к подошве.

Структура в породах алевропсаммитовая и псаммоалевритовая. Обломочная часть составляет 70-95%. Размер зерен изменяется от 0,02 до 0,28 мм с преобладанием зерен диаметром и от 0,16-0,22 мм в песчаниках и от 0,02 до 0,18 мм с преобладанием зерен диаметром 0,05-0,09 мм в алевролитах. Сортировка обломочного материала средняя, ближе к плохой. Зерна полуугловатые и полуокатанные. Содержание кварца равно 30-40 %. Зерна кварца чистые или с пылеватыми включениями. Отмечается регенерация зерен кварца. Развиты структуры приспособления и внедрения. Количество зерен полевых шпатов изменяется от 35 до 50 %. Полевые шпаты представлены калиевыми разностями и плагиоклазами, измененными в разной степени процессами пелитизации и сидеритизации. Содержание обломков пород составляет 15-20 %. Среди обломков пород чаще встречаются эффузивы, кремнистые, сланцы и осадочные породы. Слюды в породах содержится 2-5 %. Представлена она гидротизированным биотитом и реже мусковитом.

Количество цемента равно 10-15 %, иногда в алевролитах оно достигает 30 %. Цемент в породах, в основном, пленочно-поровый, реже комфорно-регенерационный. Пленки тонкие, прерывистые выполнены гидрослюдой и хлоритом, иногда они замещаются сидеритом. Поры в песчаниках, в основном, выполнены каолинитом, а в алевролитах-гидрослюдой. Единичные поры выполнены кальцитом и сидеритом (до 6 %). По данным рентгеноструктурного анализа состав цемента в песчаниках следующий: каолинит 44-75 %, хлорит-13-50 %, гидрослюда-6-8 %. Акцессорные минералы представлены гранатом, цирконом, сфеном, эпидотом.

У песчаников пласта AС102 Кп варьирует от 2,1 до 22,0 % при средневзвешенном значении пористости 20,55 % для нефтенасыщенных толщин и 20,27 % для водонасыщенных толщин, величина Кпр изменяется от 0,02 до 31,99 х l0-3 мкм2 при средневзвешенном значении проницаемости 16,19 х l0-3 мкм2 для нефтенасыщенных толщин и 7,14 х l0-3 мкм2 для водонасыщенных толщин, водоудерживающая способность имеет границы от 40,34 до 90.32 %, средневзвешенное значение КВО составляет 48,62 % для нефтенасыщенных толщин и 49,39 % для водонасыщенных толщин. Распределение коэффициентов пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности по пластам АС101и AС102 представлены на рис.3.

в соотношении средневзвешенных значений пористости и проницаемости песчаников верхнего и нижнего пластов отмечается некоторая алогичность: при близких значениях проницаемости пористость верхнего пласта составляет 23,4 х 10-3 мкм2, нижнего - 12,23 х 10-3 мкм2, что может быть связано, прежде всего, с недостаточной представительностью керна и неравномерностью его распределения по разрезу продуктивного горизонта АС10.

Учитывая достаточно хороший вынос керна из горизонта АС10 и большой объем лабораторных исследований определенные параметры пористости и проницаемости можно считать достоверными и использовать их в при обработки геофизических данных.

Таблица 3.

Количество исследованных образцов для определения коэффициентов пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности

скв.

пласт

Количество исследуемых образцов

Количество учтенных образцов

Кп

Кпр

Кво





Кол-во определений всего

+

Кол-во определений всего

+

Кол-во определений всего

+

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

20

AC101

28

20

51

37

28

20

23

17

21

над AC101

3

0

5

0

2

0

2

0

22

AC101 AC102

45 48

38 41

44 47

38 41

34 41

36 31

35 41

31 37

23

AC101

17

8

34

16

17

8

0

8

24

AC101 AC102

45 8

41 6

46 8

42 6

42 6

39 4

41 6

39 4

25

AC101 AC102

27 2

25 1

27 2

26 1

26 2

26 1

26 1

26

AC101 AC102

2 5

2 0

3 4

3 0

2 0

2 0

2 1

2 0

27

AC101 AC102

32 6

25 4

32 6

25 4

31 5

24 4

28 5

24 4

30

AC101 AC102

47 5

0 0

47 5

0 0

46 5

0 0

39 5

0 0

3203

AC102

7

7

7

7

1

1

0

0

Итого по пласту AC101

243

160

284

187

226

150

194

147

Итого по пласту AC102

81

59

79

59

62

47

60

46


+-образцы, учтенные при определении ФЕС

2.2 Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин


Комплекс геофизических исследований скважин

На Биттемском месторождении с целью детального изучения литологии, выделения пластов-коллекторов, определения коэффициента пористости использовался комплекс промыслово-геофизических исследований скважин, включающий следующие виды работ:

.        Стандартные исследования.

2.      Боковое электрическое зондирование (БКЗ).

.        Потенциал собственной поляризации (ПС).

.        Индукционный метод (ИК).

.        Боковой метод (БК).

.        Микрозондирование (МКЗ).

.        Микробоковой метод (МБК).

.        Микро-кавернометрия (МКВ).

.        Кавернометрия (КВ).

.        Радиоактивные методы исследования (ГК, НКТ).

.        Плотностной гамма-гамма метод (ГГКП).

.        Акустический метод (АК).

.        Инклинометрия.

.        Электротермометрия (ОЦК).

Стандартные исследования

Проводились во всех скважинах от забоя до кондуктора в масштабе 1: 500. Запись проводилась градиент-зондами АО=2,25 АО=2,25КР и потенциал зондом АО=0.5 с одновременной записью кривой ПС. Масштаб записи кривых сопротивлений 2,5 омм/см, кривой ПС-12,5 мв/см. Скорость регистрации 2000 - 2500 м/ч. Запись осуществлялась аппаратурой К - 3, Э-1. Качество материала, в основном, хорошее. (В скв.23 занижено качество зонда АО=2,25 из-за завышений КС). Во всех скважинах, кроме скв. 20, в интервале стандартного каротажа проведена запись кривых ИК аппаратурой АИК-5, АИК-3М. Масштаб записи 10-20 мсим/см. Скорость замеров 2000 м/ч.

Боковое электрическое зондирование (БКЗ)

Проводилось во всех скважинах комплексом подошвенных градиент-зондов размерами: AO=0.45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 и одним кровельным градиент зондом АО=2,25. Запись БКЗ проводилась в масштабе 1: 200 с глубины 2050-2140 м до забоя аппаратурой 3-1, К-3. Скорость замеров 2000 м/ч Масштаб записи 2,5 омм/см. Качество материала, в основном, хорошее (по СКВ.23 занижено качество зонда АО=2,25 из-за завышенных показаний КС). Одновременно с БКЗ проводилась запись кривой ПС и запись ПЗ размером АО=0,5. Масштаб записи кривой ПС 12,5-25 мВ/см, ПЗ-2.5 Омм/см. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. Качество материала удовлетворительное.

Боковой метод (БК)

Проводился во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе 1: 200 приборами К-3, Э-1. Масштаб записи кривой БК логарифмический с модулем 6. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. По скв.22 качество материала снижено (значения КС занижены).

Индукционный метод (ИК)

Проводился во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе 1: 200. Запись кривой проводимости пород осуществлялась зондом 6Ф1 аппаратурой АИК-5, АИК-3М. Масштаб записи 20 мСим/см. Не стандартный масштаб записи 25мсим/см отмечается в скв.22 (занижено качество материала). В скв. 20, 22, 23, 24 ик проведен так же аппаратурой АИК-5. Масштаб записи активной и реактивной составляющих 10-20 мСим/см.

Микрозондuрованuе (МКЗ)

Проводилось во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе 1: 200 двумя зондами: микроградиент-зондом АО=0,0375 и микропотенциал зондом АО=0,05 в масштабе 1: 200 аппаратурой МК-АГ АТ. Скорость регистрации 2000-2500 м/ч. Масштаб записи: 2,5 Омм/см. Качество материала хорошее.

Микробоковой метод (МБК) и микрокавернометрuя (МКВ)

Проводились во всех скважинах в интервале БКЗ масштабе глубин 1: 200 аппаратурой МК-АГАТ. Запись кривых осуществлялась одновременно со скоростью 950-1000 м/ч. Масштаб записи: мБК-2,5 Омм/см, МКВ-2 Омм/см. Качество материала хорошее.

Кавернометрия (КВ)

Проведена во всех скважинах в интервале БКЗ в масштабе глубин 1: 200 и в интервале от кондуктора до забоя в масштабе глубин 1: 500. Запись кавернограмм проводилась приборами СКП, СКП-1. Масштаб записи 2 см/см, скорость записи 1800-2000м/ч. Качество материала хорошее.

Радиоактивные методы исследования (ГК, НКТ)

Проводились во всех скважинах в масштабе 1: 200 в интервале БКЗ и в масштабе 1: 500 по всему стволу в скв. 20, 22, 21. Замеры проводились в открытом стволе. Для исследования применялась аппаратура ДРСТ/3, СРК. При записи НКТ применялись плутониево-бериллиевые источники мощностью 9,810,2х106 н/сек и источник быстрых нейтронов мощностью 10,1x106 н/сек. В качестве индикатора ГК использовались сцинтиляционные счетчики, состоящие из кристалла СДН (40х80) или (40х60) и фотоэлектронного умножителя ФЭУ-74, скорости записи при постоянной интегрирующей ячейки t=6 сек составляла 160-250 м/час, при постоянной интигрирующей ячейки t=3 сек составляла 200-700 м/час. Масштаб записи ГК=1 g/см, где=706-830 имп/мин. Масштаб записи НКТ 0,2-0,4 усл. ед., где 1 усл. ед. =580-21268 имп/мин. Качество материала, в основном, хорошее. Занижено качество зонда НКТ - 25 по скв.21 из-за нестандартного масштаба записи 0,1 усл. ед.

Акустический метод (АМ)

Проводился во всех скважинах в масштабе глубин 1: 200 в интервале БКЗ. Записи проводилась аппаратурой СПАК-6 зондом И2О, 4И1, 1,2П со скоростью 1000-1500 м/ч. Масштабы записи амплитуды кривых Аl и А2-0,5 в/см, Eg Аl/А2-2 дб/см. Масштабы записи временных кривых Тl и Т2-мкс/см, т-20 мкс/см. Качество материалов удовлетворительное.

Плотностной гамма - гамма метод (ГГК-П)

Выполнен в интервале БКЗ в масштабе глубин 1: 200 во всех скважинах. Запись производилась аппаратурой СГП-2 АГАТ со скоростью 200-250 м/ч. Масштаб записи 0,l г/см3/см. Качество материала хорошее.

Резистивuметрия

Выполнена во всех скважинах, кроме 24 в интервале БКЗ в масштабе глубин 1: 200 приборами К-З, 3-1. Масштаб записи 0,5 Омм/см. Скорость записи 2000-2500 м/ч. Качество материала хорошее.

Акустическая цементометрия (АКЦ)

Проводилась с целью определения качества цементного кольца. Замеры выполнены по всем скважинам приборами АКЦ-4 в масштабе глубин 1: 500 со скоростью 1000-1500м/ч. Масштаб записи Ак и Ап-12,5 у. /см. Тн-50 мкс/см. Качество материала хорошее.

Инклинометрuя

Проведена во всех скважинах по всему стволу через 25м. выполнялись приборами КИТ.

Характеристика условий проведения измерений.

Коллекторами продуктивных пластов на Биттемском месторождении являются преимущественно песчаники полимиктовые и алевролиты. Песчаники обычно мелко-среднезернистые, глинистые. Алевролиты от крупнозернистых до разнозернистых, песчаные. ГИС проводились сразу после бурения, перед исследованием ствол скважины прорабатывался промывочной жидкостью (ПЖ). УЭС ПЖ изменялось в пределах 2-3,4омм.

Минерализация пластовых вод для пластов АС принята 10 г/л, пластовая температура 80 ˚С, УЭС пластовой воды для принятой минерализации температуре равна 0,16 Омм.

Соотношение УЭС пластовой воды и фильтрата ПЖ способствует образованию против проницаемых пород глинистой корочки и зоны проникновения. Наличие неглубокой зоны проникновения облегчает задачу выделения коллекторов.

3. Специальная часть


3.1 Выделение коллекторов по данным ГИС


Выделение пластов-коллекторов осуществляют при литологическом расчленении разреза. Признаки, по которым выделяют коллекторы, определяются характером разреза, типом коллектора, условиями бурения скважины.

Коллекторами будем считать породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке. По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям. По вещественному составу различают терригенные, карбонатные и их смешанные типы. По морфологии порового пространства коллекторы делятся на поровые (межзерновые, гранулярные), трещинные, каверновые и смешанные (порово-трещинно-каверновые).

Коллекторы отличаются от вмещающих пород проницаемостью, пористостью и глинистостью, что является предпосылкой для выделения их по геофизическим методам.

Выделение пластов-коллекторов осуществляют при литологическом расчленении разреза. Литологическое расчленение разреза скважин в пределах перспективных интервалов предусматривает выделение пластов, различающихся по геофизическим свойствам, определение их границ и глубины залегания.

Признаки выделения коллектора по геофизическим материалам можно разделить на две группы:

Первая группа объединяет прямые качественные признаки, основанные на более высокой проницаемости коллектора по сравнению с вмещающими породами и на проникновении в коллектор фильтрата глинистого раствора.

Вторая группа включает косвенные количественные критерии коллектора, основанные на отличие коллектора от вмещающих пород по пористости, проницаемости и глинистости: это позволяет выделить пласты-коллекторы в интервалах с повышенной пористостью, проницаемостью и пониженной глинистостью по диаграммам соответствующих геофизических методов.

Принадлежность выделенных пластов к определенному литологическому типу определяется по совокупности признаков на диаграммах различных методов ГИС.

В целом продуктивный разрез по данным ГИС можно расчленить на песчано-алевритовые породы, аргиллиты и карбонатизированные (плотные) и углистые разности.

Геологический разрез Биттемского месторождения представлен терригенными осадками. Коллекторы на рассматриваемом месторождении имеют слоистую текстуру с многочисленными рассеянными включениями глинистых минералов и относятся к межзерновому типу, представлены разнозернистыми песчаниками полимиктового состава, при выделении которых по данным ГИС накоплен достаточно большой опыт. Они уверенно выделяются по прямым качественным признакам, обусловленным проникновением фильтрата глинистого раствора в пласты-коллекторы.

Выделение пластов-коллекторов по прямым качественным признакам:

Прямые качественные признаки являются наиболее надежным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. Таким доказательством является установление факта наличия проникновения в пласты фильтрата ПЖ и формирования (или расформирования) зон проникновения; эти факты в большинстве случаев являются достаточным признаком коллектора.

Основными признаками коллектора межзернового типа, вскрытого при бурении на пресном глинистом растворе (фильтрат глинистого раствора менее минерализован, чем пластовая вода) с репрессией на пласт (гидростатическое давление столба бурового раствора выше пластового давления) являются:

1. Сужение диаметра скважины (dcкв) по сравнению с номинальным (dн), фиксируемое на кавернограмме.

Сужение диаметра скважины на диаграммах методов, при помощи которых исследуется профиль скважины, указывает на наличие глинистой корки на стенке скважины против исследуемого пласта, что является однозначным признаком коллектора. Наличие корки не является признаком коллектора в следующих случаях:

против тонких плотных прослоев расположенных в мощном пласте- коллекторе, глинизация стенки скважины происходит благодаря "размазыванию" корки образовавшейся в коллекторе выше и ниже лежащих пластов, при спускоподъемных операциях в процессе бурения;

в призабойной зоне ствола скважины, вскрывшей не коллекторы, где сужение диаметра скважины может быть вызвано осаждением шлама.

Толщина глинистой корки зависит в первую очередь от качества глинистого раствора - чем хуже качество раствора, тем толще корка, поэтому наличие корок большой толщины является, прежде всего, признаком неудовлетворительной технологии бурения.

2. Наличие положительных приращений на диаграмме микрозондов - показания микропотенциалзонда (ркмпз) выше показаний микроградиентзонда (ркмгз).

Положительное приращение является надежным признаком межзернового коллектора в той же мере, как и наличие корки. Т.е. в тех случаях, где корка не является признаком коллектора, то и положительное приращение не признак коллектора, а следствие плохой подготовки скважины.

Положительное приращение в диаграммах микрозондов могут отсутствовать при следующих условиях:

глинистая корочка имеет большую толщину (>2 см), показания микрозондов близки;

водоносный коллектор имеет очень высокую проницаемость, как по напластованию, так и по нормали к напластованию, в результате промытая зона расформировывается. В результате удельное электрическое сопротивление (УЭС) среды, исследуемой МПЗ, близко к УЭС глинистой корки.

При бурении скважин на технической воде КВ, МКЗ не дают информации для выделения межзерновых коллекторов, т.к. заметных глинистых корок при фильтрации раствора не образуется. Если в разрезе скважины, пробуренной на воде, есть мощные пласты глинистых пород, то содержание глинистого материала в ПЖ становится значительным, тогда отдельные пласты-коллекторы отмечаются сужением диаметра и соответственно положительными приращениями на микрозондах.

3. Наличие радиального градиента удельного сопротивления, устанавливаемое по диаграммам электрических методов с различным радиусом исследования.

Наиболее распространенным способом установления радиального градиента сопротивления является интерпретация кривых БЭЗ для пластов-коллекторов большой мощности, получают в зависимости от характеристики коллектора кривые зондирования, характеризующие проникновение: повышающее (рзп>рп), понижающее (рзп<рп) и нейтральное (рзп ≈рп).

4. В коллекторах со сложной структурой пустотного пространства прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам и фиксирующим формирование зоны проникновения при:

повторных измерений во времени при сохранении свойств ПЖ в стволе скважины (методика временных измерений). Проводят МБК и БК. Наличие временной динамики сопротивления (изменение во времени) рассматривается как признак коллектора;

измерений на ПЖ с различными физическими свойствами (методика двух ПЖ с различной минерализацией, при двух значениях ρс). Методика двух растворов предполагает проведение первого замера непосредственно перед сменой раствора в скважине, и второго замера не менее чем через двое суток. Эффективность метода увеличивается при направленном воздействии на пласт путем создания депрессии или репрессии.

повторные замеры ГК и НК при закачке меченой жидкости изотопов или при закачке жидкости с аномально нейтронными параметрами в пласты. Выделение поглощающих пластов (коллекторов) ведут по аномалиям гамма-активности, появившимся в результате контролируемого воздействия и превышающим погрешность измерений более чем в два раза. Отсутствие таких аномалий против заведомо непроницаемых пород (ангидритов, глин и т.п.) является критерием достоверного выделения коллекторов. Особенности обработки заключаются в необходимости нормирования кривых.

Выделение пластов-коллекторов по косвенным качественным критериям:

Косвенные качественные признаки коллекторов обычно сопутствуют прямым признакам. Они отражают присутствие, но не передвижение в породе свободных флюидов, т.е. по своим емкостным свойствам могут принадлежать к коллекторам. К таким признакам относятся:

1. Отрицательная аномалия на кривой самопроизвольной поляризации (ПС);

2. Низкие показания на кривой гамма-метода (ГМ);

3. Показания ядерно-магнитного метода, превышающие фоновые.

Выделение коллекторов по косвенным количественным критериям:

Выделение коллекторов по количественным критериям реализуется при отсутствии информации для выделения коллекторов в скважинах прямыми качественными признаками. Причинами отсутствия информации является:

отсутствие в выполненном комплексе ГИС диаграмм методов, по которым устанавливается проникновение фильтрата ПЖ в пласт (МК, КВ, БК, БМК, БКЗ и т.д.);

бурение скважины на токонепроводящих, малофильтрующихся или высокоминерализованных ПЖ;

Выделение коллекторов с использованием количественных критериев основано на следующих предпосылках:

в исследуемом разрезе породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов значениями фльтроционно-емкостных свойств (ФЕС), следовательно, и значениями геофизических характеристик, отражающих эти свойства;

граница между коллекторами и неколлекторами на статистическом уровне характеризуется граничными значениями фльтроционно-емкостных характеристик (проницаемость Кпр. гр, пористость Кп. гр и др.) и соответствующими значениями геофизических характеристик пород (относительная амплитуда αпс гр, двойной разностный параметр ΔJгк и др.).

Выделение коллекторов производится сравнением измеренных значений фльтроционно-емкостных или геофизических характеристик с найденными граничными значениями.

Граничные значения каждого параметра (Кпр. гр, Кп. гр, и др.) определяют раздельно для коллекторов с различной насыщенностью (газ, нефть, вода).

Количественные критерии, определяющие на статистическом уровне границу "коллектор-неколлектор”, устанавливается двумя принципиально различными способами: статистическим и корреляционным.

Статистический способ:

Суть статистического способа обоснования количественных критериев заключается в разделении разреза базовой скважины (базового интервала) на проницаемые и непроницаемые пласты по прямым качественным признакам. Статистическая обработка полученной информации реализуется путем построения интегральных распределений (куммулят) пористости Кп по ГИС или какого-либо геофизического параметра (например αпс) для двух подвыборок - коллекторов и неколлекторов. Распределение рекомендуется накапливать по количеству пластов или по процентам от общего количества пластов раздельно по 2-м выборкам - для коллекторов и неколлекторов.

Граничные значения выбранных параметров получают по точкам пересечения интегральных функций распределения усредненных значений этих параметров для объектов коллекторов и неколлекторов.

При использовании в качестве основного критерия прямых качественных признаков коллектора для построения куммулят используют материалы ГИС по всем скважинам, в которых существовали реальные предпосылки для выделения коллекторов по прямым признакам

Корреляционный способ:

При обосновании количественного критерия "коллектор-неколлектор" корреляционным способом используется, в основном, петрофизическая информация.

При определение граничных значений по керновым данным рассматриваются два случая, в зависимости от насыщения (однофазное, двухфазное).

Для этих целей выполняются построения сопоставления общей пористости Кп и с эффективной пористостью Кп. эф (для водоносных залежей) или динамической пористостью Кп. дин (для нефтеносных залежей).

Кп. эф=Кп (1-Кво),

Кп. дин=Кп (1-Кво-Кно),

где: Кво - остаточная водонасыщенность; Кно - остаточная нефтенасыщенность.

Выполнение условия Кп. эф (Кп. дин) >0 свидетельствует о наличии в породе эффективного пустотного пространства, которое может быть заполнено нефтью или газом. Граничные значения Кп. гр и Кпр. гр, отвечающие условию Кп. эф (Кп. дин) =0 устанавливают по корреляционным графикам следующего вида:

Кп =f (Кп. эф); lgКпр=f (Кп. эф); Кво = f (Кп. эф).

Кп =f (Кп. дин); lgКпр=f (Кп. дин); Кво =f (Кп. дин).

Найденные таким образом значения Кп. гр, Кпр. гр и Кво. гр отражают возможность присутствия в породе эффективного пустотного пространства, но не определяют фильтрационные свойства породы.

Выделение коллекторов с использованием количественных критериев носит статистический характер в связи с корреляционным характером всех используемых сопоставлений различных параметров. Однако если определение граничных значений выполнено методически верно на надежной петрофизической основе, то результаты выделения являются статически ненадежными.

3.2 Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10 Биттемского месторождения


Методика интерпретации геофизических материалов для нефтегазовых месторождений Западной Сибири и Биттемского месторождения имеет, в основном, единый подход, общую этапность и одни приемы обработки и получения результатов. В процессе работ были использованы материалы обработки геофизических и петрофизических данных.

В технологическом плане весь процесс, связанный с обработкой и интерпретацией геофизических данных, осуществлялся с применением современных вычислительных и программных средств на базе персонального компьютера. В качестве основного программного средства при обработке и интерпретации материалов ГИС использовалась программа обработки геофизических данных - ГеоПОИСК.

Многообразие способов выделения коллекторов, описанных выше, дают возможность определить наиболее эффективную методику решения этого вопроса исходя из геологических условий и комплекса ГИС проведенного на месторождении.

При интерпретации данных ГИС имеющихся скважин, выделение коллекторов в продуктивном пласте АС-10 Биттемского месторождения проводилось как по качественным, так и по количественным признакам.

Границы пластов уточнялись по фокусированным методам, плотные и глинистые прослои исключались на основании анализа комплекса методов МК, БК, МБК, КВ, МКВ, РК и АК.

Выделение пластов-коллекторов по прямым и косвенным качественным признакам.

При выделении коллекторов на Биттемском месторождении в первую очередь использовались прямые и косвенные качественные признаки коллектора.

Проницаемые пласты среди вмещающих глинистых пород отмечаются:

наличием глинистой корки на кавернограмме;

положительными приращениями на микрозондах;

радиальным градиентом сопротивления, установленным по данным измерений зондов с разной глубинностью (БЭЗ);

отрицательными аномалиями ПС;

низкими показаниями на кривой ГМ.

Технология проводки скважин, параметры ПЖ а также методика и условия проведения ГИС обеспечивают получение прямых и косвенных качественных признаков практически во всех скважинах. Они являются достаточными для выделения коллекторов и подтверждены результатами опробования проницаемых пластов. Основным для выделения пластов-коллекторов являлся метод ПС с привлечением комплекса МК и БМК.

Применение способов выделения коллекторов по специальным методикам нецелесообразно, так как требуют дополнительных затрат, а вышеуказанные способы и проведенный комплекс ГИС достаточно информативны при выделении пластов коллекторов.

В скважинах с ограниченным комплексом ГИС для выделения пород-коллекторов кроме качественных признаков использовались количественные критерии коллектора.

Выделение пластов-коллекторов по количественным критериям.

При выделения пород-коллекторов по количественным критериям применялось два способа: статистический и корреляционный.

Статистический способ:

Статистическая обработка полученной информации реализовалась путем построения интегральных распределений (куммулят) геофизического параметра - αпс.

Относительный параметр ПС - aПС, в первую очередь, характеризующий литологию (глинистость и пористость) коллектора, рассчитывался по формуле:

aпс = DUпс /DUпс. опор

 

В пределах продуктивной толщи пласта АС-10 Биттемского месторождения для расчета величины относительной аномалии использовались в большинстве скважин несколько опорных пластов. В качестве опорного выбирался пласт с максимальной амплитудой ПС в интервале пласта АС-10.

Рисунок 3.2.1 Интегральное распределение αпс

Данная зависимость дает возможность определить граничное значение относительного параметра αпс. гр для коллекторов пласта АС-10 Биттемского месторождения.

Граничное значение αпс определялось по точкам пересечения куммулят для объектов коллекторов и неколлекторов и составило: αпс. гр=0,36.

Методика выделения коллекторов по αпс заключается в определении αпс против обрабатываемого интервала и сравнивание с αпс. гр, превышение над которым дает возможность говорить, что выделенный интервал является коллектором.

Корреляционный способ:

При обосновании количественного критерия "коллектор-неколлектор" корреляционным способом используется, в основном, петрофизическая информация.

Граничное значение каждого параметра определяют путем статистической обработки петрофизических исследований представительной коллекции образцов керна.

Керновый материал исследовался в Тюменской Центральной лаборатории.

Коллекторские свойства пород исследовались по общепринятым методикам на стандартном оборудовании. Керн из скважин отбирался снарядами КТД и "Недра".

Открытая пористость (Кп) определяется согласно ГОСТу 26450.1-85 "Горные породы. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением”. Пористость в песчаниках и алевролитах измерялась путем водонасыщения.

Водоудерживающая способность (Кво) пород определяется согласно СТП 50-32-90/0148463-015-90 "Горные породы. Метод определения водоудерживающей способности”. Проэкстрагированный, высушенный и насыщенный моделью пластовой воды образец помещается в центрифугу, и центрифугируется 40 минут при режиме 5000 об/мин. Объем порового пространства, занимаемый оставшейся после центрифугирования водой, рассчитанный путем взвешивания образца до и после центрифугирования, характеризует водоудерживающую способность породы.

Рассмотренные образцы керна представлены следующими основными литологическими типами пород: песчаники мелкозернистые, в различной степени алевритовые, участками переходящие в крупнозернистые алевролиты и песчаники средне - мелкозернистые с ед. прослоями УСМ.

Для определения граничных значений были построены корреляционные графики следующего вида:

Кво = f (Кп. эф); Кп =f (Кп. эф); lgКпр=f (Кп. эф);

где: Кп - открытая пористость;

Кво - остаточная водонасыщенность;

Кп. эф - эффективная пористость

Рисунок 3.2.2 Корреляционные графики вида Кво =f (Кп. эф)

Рисунок 3.2.3 Корреляционные графики вида Кп =f (Кп. эф)

Рисунок 3.2.4 Корреляционные графики вида Кпр =f (Кп. эф)

Основываясь на предположении, что гидрофильные межзерновые породы при Кво>0,7 практически не отдают флюид, по зависимости Кво от Кп эф устанавливалось критическое значение Кп эфкр, а далее по зависимости Кп=f (Kп эф) определялось критическое значение Кп для пласта АС10. Найденные таким образом значения Кп. гр, Кпр. гр и Кво. гр отражают возможность присутствия в породе эффективного пустотного пространства. Таким образом, выделение коллекторов на Биттемском месторождении осуществлялось как по количественным, так и по качественным признакам с привлечением всего комплекса методов ГИС.

3.3 Определение коэффициента пористости


Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости Кп, который числено, равен отношению объема пор к ее общему объему породы и выражается в процентах или в долях единицы.

Кп = Vпор/Vп

Пористость горной породы - свойство породы, заключающееся в наличии в ней всякого рода пустот (пор, каверн, трещин).

Различают пористость:

общую (полную), представленную всеми пустотами (как открытыми, так и закрытыми).

открытую, образованную открытыми пустотами, сообщающимися между собой и составляющими единую систему пор.

закрытую, образованную изолированными пустотами, не сообщающимися друг с другом и с основной системой открытых пор.

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ различают эффективную и динамическую пористости.

Кп эф = Кп* (1-Кво),

Кп дин = Кп* (1-Кво-Кно),

где: Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефти.

Наличие в породе эффективной пористости (Кп. эф>0) отличает породы-коллекторы от неколлекторов. В нефтенасыщенном коллекторе часть эффективной пористости представляет динамическую пористость Кп. дин.

Различная реакция отдельных методов ГИС на разные типы пустот служит физической основой определения их относительного содержания в породе. Обоснования определений проводят результатами анализов образцов керна, которые рассматривают также в качестве самостоятельного источника информации о пористости пород.

Коэффициент пористости является одним из основных подсчетных параметров и определяется по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС. Так же данные керна используются в качестве петрофизической основы интерпретации и для обоснования достоверности полученных оценок.

Определение Кп по материалам ГИС дает значительное преимущество перед керновой обработкой, так как позволяет охватить весь разрез по скважине. Далее будут приведены методики, по которым была выполнена оценка пористости по ГИС. Коэффициент пористости коллекторов в соответствии с выполняемым комплексом ГИС определяется по данным метода сопротивления, по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС), по данным нейтронных методов (НКТ, НГК), гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-П), и акустического (АК).

3.3.1 Определение коэффициента пористости по данным метода сопротивления

Коэффициент пористости определяется методом сопротивлений от параметра Рп пористости. Параметр Рп рассчитывают по следующим данным:

1.      по удельным сопротивлениям ρвп коллектора, насыщенного пластовыми водами и ρв:

Рп = ρвп/ρв,

 

где: ρвп - удельное электрическое сопротивление водонасыщенной неглинистой породы, ρв - УЭС породы

2.      по удельным сопротивлениям ρф и ρпп:

Рп = ρпп/ρф*П,

где: ρпп - УЭС промытой зоны коллектора, ρф - УЭС фильтрата глинистого раствора

3.      по средним удельным сопротивлениям ρзп и ρв, ф в зоне проникновения фильтрата глинистого раствора

Рп = ρзп/ρв, ф*П

 

где: ρзп - УЭС зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в коллектор, ρв, ф - УЭС смесь пластовой воды с фильтратом

Рассмотренные способы определения Кп характеризуют величину этого параметра только за контуром нефтяного месторождения, поэтому при подсчете запасов нефти и газа эти значения Кп можно использовать как ориентировочные. Кроме того, оценка сопротивления ρпп, ρзп и ρвп для Биттемского месторождения возможна только с определенной погрешностью, так как разрез представлен тонким переслаиванием песчаников, алевролитов и глин.

Накопленный опыт показывает, что данную методику нежелательно использовать из-за больших погрешностей.

3.3.2 Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов собственной поляризации ПС

Предпосылкой для определения Кп по диаграммам метода ПС является наличие тесной корреляционной связи диффузионно-адсорбционной активности (Ада) с фильтрационно-емкостными свойствами терригенных коллекторов. Между Ада и Кп установлена корреляционная связь с высоким коэффициентом корреляции, что позволяет строить связь между Кп и aпс рисунок 3.3.2.

Определение Кп по данным ПС возможно только для межзерновых терригенных, глинистых коллекторов с рассеянной глинистостью, пористость которых изменяется в широких пределах и контролируется главным образом рассеянной глинистостью, причем с ростом глинистости Кп уменьшается. Определение коэффициента пористости по данным метода потенциалов собственной поляризации ПС основано на зависимости между относительным параметром ПС и коэффициентом пористости, определенном на керне для коллекторов изучаемого пласта.

Относительная амплитуда ПС (αпс) использовалась при построении петрофизических зависимостей типа "керн-геофизика”, "геофизика-геофизика”. Использование αпс позволяет исключить ошибки, возникающие при определении величины ПС за счет неточности масштаба записи кривой в различных условиях для отдельных скважин.

В качестве опорных пластов выбирались наиболее чистые коллекторы с максимальной амплитудой ΔUПС.

Для определения коэффициентов пористости коллекторов по ПС (КпПС) использована зависимость Кп = f (αпс). Поскольку наблюдается зависимость между Кп по керну (КпКЕРН) и αпс (рисунок.3.3.2.1).

Уравнение зависимости Кп = f (αпс) имеет вид:

Кп = 6,5Апс + 13,13

Рисунок 3.3.2.1 Сопоставление αпс с КпКЕРН для пласта АС10 Биттемского месторождения

Ограничения метода:

h > 0,8 - 1 м., иначе погрешность резко возрастают, поправки не помогают.

на величину αпс и результат определения пористости оказывает влияние гидрофобизация пород.

необходимо исключить карбонатные и карбонатизированные породы, угли, битуминозные породы.

крайне важно определить положение опорных линий песчаников и глин по разрезу.

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. пс по методу ПС необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Используется петрофизическая связь типа "керн - ГИС" (рис.3.3.2.2)

Анализ результатов определений пористости по керну и методом ГИС показывают, что коэффициенты пористости, определенные по керну и по методу ПС, имеют близкие значения.

Погрешность определения Кп. пс лежит в пределах σ = ± 0,5%

Рисунок 3.3.2.2 Сопоставление Кп керн с Кп пс для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.3 Определение коэффициента пористости по данным НК

Предпосылкой определения Кп по НК является зависимость показаний метода от суммарного водородосодержания WΣ горной породы и связь с коэффициентом общей пористости, которая описывается уравнением: WΣ=Кп+Wск* (1-Кп) +Wгл*Кгл, но так как значение W ск не известно и оказывает малое влияние на WΣ, то пользуемся формулой:

WΣ =Кп + Wгл *Кгл, где Wт. ф =Wгл *Кгл.

Возможность определения коэффициентов пористости по НК (КпНК), обусловлена зависимостью Кп = f (WΣ). Для определения Кп коллекторов по нейтронному методу наибольшее распространение получила методика двух опорных пластов. В качестве последних принимаются - коллекторы с минимальными и максимальными показаниями. Оценивается водородосодержание чистого опорного коллектора (w) по данным анализа керна либо рассчитывается по формуле:

ΣWч = Кп + Wт. ф.,

Где: ƩW-суммарное водородосодержание, Wт. ф. - водородосодержания твердой фазы; Кп - устанавливается по керну либо по ГИС.

В качестве опорных пластов выбирались:

глинистый пласт с минимальными показаниями НК (wS = 30¸35% - в необсаженных скважинах);

плотный пласт с максимальными показаниями НК (wS =2 ¸4 %);

Значения пористости коллекторов по данным нейтронного метода находятся по формуле:

Кп=ΣW - Wт. ф.

Из рисунка 3.3.3.1 следует:

Wт. ф. = - 11,6Апс+16,77

Таким образом, для пласта АС-10 Биттемского месторождения коэффициент пористости по НК определяется по формуле:

Кп = ΣW - (-11,6Апс+16,77)

Рисунок 3.3.3.1 Сопоставление αпс с Wт. ф. для пласта АС10 Биттемского месторождения

Результаты определения пористости по НК могут быть искажены в следующих случаях:

Ограничения метода:

В результате влияния газоносности пород. При Кг = 10 % в зоне глубинности методов ΔКп составит 2-3 %.

В углистых пластах (в результате влияния углистых включений) при объемном содержании 0,1% ΔКп = 0,8 %.

В случае загипсованных пород.

В случае присутствия элементов с аномальными нейтронными характеристиками (Cl, B, Gd, Cd)

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. нк по методу НК необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Погрешность определения Кп. нк лежит в пределах σ = ± 2,5%

Рисунок 3.3.3.2 Сопоставление Кп керн с Кп нк для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.4 Определение коэффициента пористости по данным гамма-гамма плотностного метода ГГК-П

При ГГК-П регистрируется плотность потока многократно комптоновско рассеянного на электронах элементов горной породы γ - излучения с энергией менее 1,2 МэВ. По измеренным скоростям счета импульсов рассчитывается с использованием соответствующих алгоритмов и программного обеспечения объемная плотность (δ) горной породы, отображаемая на твердой копии в виде кривой плотности δ (г/см3) в линейном масштабе.

Определение Кп по данным ГГК-П имеет существенное преимущество по сравнению с другими методами ГИС из-за слабого влияния глинистости (минеральная плотность скелета и глинистого цемента мало различается). Этот факт позволяет рассматривать этот метод в качестве одного из основных при определении Кп.

Для определения Кп по ГГК-П (КпГГМ-П) часто используется формула:

Кп= (δск - δ) / (δск - δ ж), где:

 

δск - плотность скелета пород (г/см3), принимаемая для коллекторов Западной Сибири 2,68 г/см3;

δж - плотность флюида (г/см3), принимаемая 1,0 г/см3;

δ - объемная плотность породы (г/см3) по диаграмме ГГК-П.

Для улучшения качества кривой ГГК-П пересчитаем масштаб кривой ГГК-П:

δоп. п. ч. = (1-Кп п. ч.) * 2,66+Кп п. ч. /100

δоп. пл. = 2,65-2,68

δоп. гл. = (1-Кп гл) *2,69+Кп гл/100

Из рисунка 3.3.4.1 получаем уравнение зависимости для пересчета масштаба кривой ГГК-П.

Уравнение зависимости имеет вид:

δ=0,74*δггм-п + 0,71

Рисунок 3.3.4.1 Сопоставление δ опор с δизм для пласта АС10

Биттемского месторождения

Для определения коэффициентов пористости коллекторов по ГГК-П (КпГГМ-П) использована зависимость Кп = f (δвп). Поскольку наблюдается зависимость между КпКЕРН и δвп (рис.3.3.4.2.).

Уравнение зависимости Кп керн= f (δвп) имеет вид:

Кп=-37,63*δггм-п+106,91

Рисунок 3.3.4.2 Сопоставление Кп керн с δвп для пласта АС10 Биттемского месторождения

Ограничения метода:

влияние каверн, кавернозности или шероховатости (неровности) стенок скважины.

аномалии плотности твердой фазы в отдельных литотипах породы: углей, плотных карбонатизированных пород, битуминозных пород, пород с повышенным содержанием органического детрита (обуглившиеся растительные остатки, подобны углю).

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. ггм-п по методу ГГК-П необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Используется петрофизическая связь типа "керн - ГИС" рисунок 3.3.4.3.

Анализ результатов определений пористости по керну и методом ГИС показывают, что коэффициенты пористости, определенные по керну и по методу ГГК-П, имеют близкие значения. Погрешность определения Кп ггм-п лежит в пределах σ = ± 0,7%.

Рисунок 3.3.4.3 Сопоставление Кп керн с Кп ггк-п для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.5 Определение коэффициента пористости по данным гамма метода ГК

Основой для определения Кп по ГК для террегенных коллекторов является наличие связи между Кп и глинистостью, и в свою очередь, связи между глинистостью и регистрируемой величиной естественной разности пород Ig. Это позволяет строить корреляционную связь между Кп и значениями определяемыми по ГМ (DIg). Порядок определения коэффициента пористости по ГК такой же, как и для метода ПС. При определении линии глин необходимо ориентироваться на опорные глины, выделенные по ПС (Исключение составляют глины с повышенной радиоактивностью). Определение коэффициента пористости по данным естественного гамма-излучения основано на использование зависимости Кп=f (DIg). Для определения Кп используют относительный параметр:

aГК* = 1 - DIГК.

Строится зависимость aГК* = f (Кп) рис 3.3.5.1.

Уравнение зависимости Кп. керн = f (aГК*) имеет вид:

Кп=6,36aГК* +16,8

Рисунок 3.3.5.1 Статистическая зависимость между относительным параметром ГК и коэффициентом пористости

Ограничения метода:

Информативность ГК снижается в интервале карбонатизированных пород, углей, битуминозных пород, а также в случае кавернозных пород.

Для оценки достоверности определения коэффициента пористости Кп. гк по методу ГК необходимо построить график сопоставления с данными определенными по керну (Кп. керн).

Погрешность определения Кп. гк лежит в пределах σ = ± 2,3%

Рисунок 3.3.5.2 Сопоставление Кп керн с Кп гк для пласта АС10 Биттемского месторождения

3.3.6 Определение коэффициента пористости по данным акустического метода АК

Основой метода определения Кп породы является взаимосвязь между величиной среднего времени и Кп

Определить коэффициент пористости по данным акустического метода можно по нескольким методикам.

Методика В.Г. Фоменко:

Определение коэффициента пористости основано на комплексировании данных методов АК и ПС, выражается гиперболическим уравнением.

DТ = C Кп2 (aпс - 0.05) - 0.5+180

где:

С - коэффициент, учитывающий размерность величин, входящих в формулу и степень уплотнения пород; С=0,175 (для неокома) и С=0,24 (для юры) по методике ЗапСибГеоНАЦ (Таужнянский Г.В. и др.).

Методика В.Н. Дахнова:

DТ = DТск*(1 - Кпm - Кглm. гл. ) + DТж*Кпm. n. + Кгл. m. гл *DТгл

 

где:

Кгл - коэффициент объемной глинистости.

DТгл - интервальное время в глинах.

DТж - интервальное время продольной волны в жидкости.

DТск - интервальное время продольной волны в скелете породы.

Методика Шлюмберже

DТ = DТск + Кп*(DТж- DТск )*(2 - aПС) или

Кп = DТ - DТск/ DТж-DТск (2 - aПС) = Кп ак/ (2 - aПС)

Если aПС = 1, то уравнение (3.3.5.3) превращается в уравнение следующего вида:

DТ = DТск* (1 - Кп) +DТж*Кп (3.3.5.5)

Методика Тюменьгеофизики.

Кп = [ (DT -Тск) × (a × aПС + b)] 0,5

 

где:

Tск. = 170 - 180, (170 - в случае карбонатного разреза, 180 - для песчано-глинистого разреза);

n = 0.5 - коэффициент;

a и b находим через систему двух уравнений:


Получаем очень простую формулу для a и b. Использование данных уравнений снижает требования к установке масштабов записи АК, потому что позволяет настроить методику обработки на каждую конкретную запись. Достоинства методики в том, что можно проверить каждую цифру.

Ограничения метода:

влияние газонасыщения;

наличие каверновой и трещинной пористости;

влияние каверн, диаметра скважины на DТ;

прослои углей и углефикация пород;

степень консолидации пород;

среднеквадратичная погрешность измерений составляет »1,8¸2,4%.

Акустический метод был выполнены в ограниченном числе скважин, кроме того, материалы этого метода в ряде скважин были забракованы из-за некачественной записи и отсутствия данных калибровок.

3.4 Оценка достоверности определения пористости по ГИС


Коэффициент пористости является важным параметром при подсчёте запасов нефти и растворённого газа. Следовательно, определение коэффициента пористости Кп требует высокой степени его достоверности.

Вне зависимости от способа определения пористости по ГИС достоверность ее определения оценивается сопоставлением с данными определений по керну. Используется петрофизическая связь типа "керн - ГИС”.

Анализ этих сопоставлений показывает, что по всем методикам отличие Кп. гис от Кп. керн, в основном, в пределах 2,5%. Эффективность методик для определения пористости убывает в следующей последовательности: ПС, ГГМ-П, ГМ, НМ.

Метод ПС является наиболее представительным для определения пористости т.к. коэффициенты пористости, определенные по керну и ГИС, имеют близкие значения. Погрешность определения Кп. пс лежит в пределах σ = ± 0,5%.

Метод ГГМ-П, также является наиболее представительным для определения коэффициента пористости. Погрешность определения Кп. ггм-п лежит в пределах σ = ± 0,7%

Методы ГМ и НМ являются не представительным для определения коэффициента пористости. Погрешность определения Кп. гк лежит в пределах σ = ± 2,3%. Погрешность определения Кп. нк лежит в пределах σ = ± 2,5%

Низкая достоверность определения пористости по некоторым методам обусловлена не достаточно большим выносом керна из пласта АС-10 Биттемского месторождения, что осложняет определение Кп по методам ГИС в пласте.

Так как метод ПС является наиболее представительным для определения пористости, построим зависимости типа "ГИС - ГИС" рисунок 3.4.1.

Рисунок 3.4.1 Сопоставление Кп керн с Кп гис для пласта АС10 Биттемского месторождения

Таким образом, исходя из представленных материалов, при данном комплексе и качестве исследований скважин для определения Кп рекомендую использовать метод потенциалов собственной поляризации ПС, так как этот метод является наиболее информативным. Однако, нестабильность параметров (пористости) опорных пластов, а также возможность искажения кривых ПС влиянием фильтрационных потенциалов может осложнить интерпретацию и снизить достоверность определения пористости. Поэтому для более точного определения пористости рекомендую дополнять метод ПС методом ГГК-П.

Для повышения охарактеризованности разреза оценками пористости целесообразно использовать тот метод ГИС, который наиболее полно охватывает и отражает изучаемый разрез. На данном месторождении этим требованиям также отвечает метод ПС.

Заключение


В геологической части курсового проекта проанализировано геологическое строение Биттемского месторождения, описаны тектонические условия, гидрогеологическая ситуация, а также детально охарактеризована нефтеносность продуктивных пластов АС10.

в технико-методической части отражены следующие вопросы: геологопетрографическое строение пород пластов АС101 и АС102, описан комплекс геофизических исследований скважин, применяемый на Биттемском месторождении, а также техника и методика их проведения.

в специальной части рассмотрены и проанализированы вопросы выделения пластов-коллекторов по качественным и количественным признакам. рассчитана надежность выделения коллекторов, произведена оценка коэффициента пористости и его абсолютных и относительных погрешностей.

Для определения коэффициента пористости пласта АС10 использовались методы СП, АМ, ГГМ-П, ННМ-Т, ГМ и была произведена оценка точности определения Кп. По результатам анализа смещения оценок наиболее точными методами для определения Кп являются ГГМ-П, СП. Результаты определений Кп по этим методам рекомендуется использовать для последующей интерпретации.

Список используемой литературы


1. Справочник интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин под редакцией В.М. Добрынина. М., Недра, 1988

. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1984.

. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1978.

. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. М., Недра, 1991.

. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газ по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов под редакцией Б.Ю. Вендельштейна, В.Ф. Козяра, г. г. Яценко. Калинин, Союзпромгеофизика, 1990.

.А. А. Никитин "Теоретические основы обработки геофизической информации" М., Недра, 1986.

. м. г. Латышова, Б.Ю. Вендельштейн, В.П. Тузов "Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин".

. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М., Недра, 1991.

Похожие работы на - Выделение пластов-коллекторов и оценка коэффициента пористости пластов АС10 Биттемского месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!