Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов Игольско-Талового месторождения (Томская область)

АННОТАЦИЯ

В выпускной квалификационной работе рассмотрены: общая, проектная, специальная и технико-экономическая части, в которых отражена изученность, а также особенность строения Игольско-Талового месторождения.

Общая часть содержит сведения о географическом положении, климатических особенностях Томского района, а также дана характеристика и его геологическое строение.

В проектной части производится выбор района работ, комплекса геофизических методов, применяемых на данном месторождении, и его обоснование. Рассматривается методика и техника проведения геофизических исследований в скважинах, методика калибровки оборудования и интерпретация геофизических данных.

В специальной части проекта производится построение модели пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения.

Технико-экономическая часть включает главы, которые отражают организационно-экономические вопросы проведения геофизических работ, расчет и обоснование стоимости проекта, а так же применяемые мероприятия по обеспечению экологической устойчивости и безопасности жизнедеятельности при выполнении работ.

THE SUMMARY

final qualifying work are considered: the common part, the design project part, a special part and technical and economic part in which the level of scrutiny is reflected, and also feature of structure Igolsko-Talovogo`s site.common part contains data about a geographical position, climatic features of Tomsk area, and also the characteristic and its geological structure.the design project part is choose an area of works, a complex of the geophysical methods applied on the site, and its substantiation is made. There is considered method of application and verification technique of geophysical researches in well, a technique of calibration of the equipment and interpretation of geophysical data.a special part of the project, the model of layer Ю<sub>1</sub><sup>2</sup> Igolsko- Talovogo`s site is constructed.Technical and economic part includes chapters which are reflected organizational-economic questions of carrying out of geophysical works, calculation and a substantiation of value of the project, and also applied provisions for the needs of the ecological stability and products safety at the time of accomplishment of works.

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на дипломное проектирование

Аннотацияsummary

Геологическое задание

Контракт №5512

Введение

1.      ОБЩАЯ ЧАСТЬ

.1 Географо-экономический очерк района

.2 Геолого-геофизическая изученность

.3 Геологическое строение района

.3.1 Стратиграфия

.3.2 Тектоника

.3.3 Нефтеносность

.4 Петрофизическая характеристика продуктивных пластов Игольско-Талового месторождения

.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

.        ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

.1 Выбор участка работ

.2 Априорная ФГМ объекта

.3 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

.4 Методика и техника проведения геофизических работ

.5 Метрологическое обеспечение работ

.6 Интерпретация геофизических данных

.6.1 выделение коллекторов по прямым и качественным признакам

.6.2 выделение коллекторов по количественным признакам

.        СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Модель пласта Ю12 Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения

.1.1 Относительные фазовые проницаемости и развитие обводнения притока

.1.2 Расчет относительной фазовой проницаемости

З.2 Актуальная зарубежная публикация на тему ВКР: «Общие сведения о нефти»

.        ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Организационно-экономический раздел

.1.1 Технико-экономическое обоснование продолжительности работ по проекту

.2 производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ

.2.1 Производственная безопасность

.2.1.1 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

.2.1.2 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению

.2.2 Пожарная и взрывная безопасность        

.2.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

.2.4.Экологическая безопасность

.3 Смета расходов на проектируемые работы

Список использованной литературы

Приложения

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РФ

Территориальное агентство по недропользованию по району Томской области

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель территориального

агентства по Томской области

_______________

«____» ____________ 2009 г.

Раздел плана: геофизические работы в скважинах.

Полезное ископаемое: нефть.

Наименование объекта: Игольско-Таловое месторождение.

Местонахождение объекта: Томская область

Источник финансирования: ООО «Томскнефть ВНК».

Геологическое задание

на проведение геофизических исследований в скважинах

Цель работ: литологическое расчленение разреза и выделение пластов коллекторов. Определение фильтрационно-емкостных свойств и оценка характера насыщения на Игольско-Таловом месторождении.

Геологическое задание на проведение геофизических исследований в скважинах предприятию ООО «ТомскГазпромГеофизика», комплексной партии № 12. Интервал исследования в продуктивной части скважин - в масштабе 1:200.

Геологические задачи:

. Литологическое расчленение разреза и выделение пластов коллекторов;

. Оценка характера насыщения;

. Определение коллекторских свойств;

. Определение водонефтяного контактов.

Методы исследования:

Стандартный каротаж (КС), метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), боковой каротаж (БК), микробоковой каротаж (МБК), индукционный каротаж (ИК), резистивиметрия, боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрокаротажное зондирование (МКЗ), кавернометрия, радиоактивный каротаж (ГК, НКТ), кавернометрия и инклинометрия.

Последовательность работ:

. Составление проектно-сметной документации;

. Транспортировка;

. Полевые работы (каротаж);

. Камеральные работы (интерпретация).

Форма отчетности: письменный отчёт, графический материал в виде каротажных диаграмм и заключение по скважинам.

Начало работ «____» _________ 2009 года.

Окончание работ «____» _________ 2009 года.

Начальник отдела региональной геологии

«____» _________ 2009 года.

Контракт № 5512

на проведение геофизических работ на Игольско-Таловом месторождении

г. Стрежевой «____» __________ 2009 г.

ООО «ТомскГазпромГеофизика», именуемое в дальнейшем “Подрядчик”, в лице Генерального директора ________________________, действующего на основании Устава предприятия, с одной стороны, и Компания ОАО «Томскнефть ВНК», именуемое в дальнейшем “Заказчик”, в лице Генерального директора ________________________, действующего на основании Устава компании, с другой стороны, заключили настоящий контракт о следующем:

. Предмет контракта.

.1. Предметом настоящего договора является проведение геофизических работ на Игольско-Таловом месторождении, скважины № 1306, 1408, 3002.

.2. Работа по настоящему контракту выполняется в соответствии с программой исследований и геологическим заданием, утвержденными Заказчиком.

Работы, не предусмотренные настоящим контрактом, но необходимые для его исполнения, оформляются Дополнительным соглашением.

.3. Заказчик может вносить необходимые изменения в контракт или прекращать действие контракта при условии оплаты подрядчику фактически выполненных работ.

. Стоимость работ и порядок расчетов.

2.1. За выполненную в 2009 году работу согласно настоящему контракту Заказчик уплачивает Подрядчику 146833,924 рублей в соответствии с утвержденным сторонами Протоколом соглашения о договорной цене.

2.2. Ежемесячное авансирование окончательный расчет за выполненные работы по объекту производится в соответствии с действующей инструкцией "О финансировании геологоразведочных работ и кредитовании геологических организаций", с дополнениями и изменениями к ней.

. Требования к качеству отчетной продукции.

.1. При завершении объекта Подрядчик представляет Заказчику акт сдачи-приемки работы с приложением к нему материалов, предусмотренных в геологическом задании. Геологическая или научная информация, содержащаяся в отчетах, или иной отчетный материал должны соответствовать требованиям государственных стандартов и особым условиям, устанавливаемым контрактом.

.2. Заказчик в течение 20 дней со дня получения акта сдачи - приемки работы и приемки отчетных материалов обязан направить Подрядчику подписанный акт сдачи-приемки работ или мотивированный отказ.

.3. В случае несоответствия результатов работ установленному контрактом заданию, сторонами составляется двухсторонний акт с перечнем необходимых доработок. Подрядчик обязан произвести необходимые исправления без дополнительной оплаты.

Если при приемке выполненных работ будет выявлена необходимость доработки или изменения отдельных условий по требованию Заказчика, эти работы производятся по дополнительному соглашению с указанием срока их выполнения и стоимости.

. Ответственность сторон.

.1. Подрядчик по требованию Заказчика своими средствами и за свой счет в срок, согласованный с Заказчиком, устраняет недостатки, допущенные по его вине при выполнении работ.

.2. Санкции не освобождают стороны от выполнения принятых обязательств по контракту.

. Особые условия и специальные вопросы.

.1. В случае недостаточного финансирования работ, объемы работ корректируются ежеквартально с учетом индексации.

.2. Геологическая информация, полученная в результате работ по настоящему контракту, является собственностью государства.

.3. По вопросам, не предусмотренным настоящим контрактом, стороны руководствуются действующим законодательством Российской Федерации.

. Срок действия контракта и юридические адреса сторон.

.1. Срок действия настоящего контракта устанавливается с

«____» __________ 2009 г. по «____» __________ 2009 г.

.2. Юридические адреса и платежные реквизиты сторон.

ЗАКАЗЧИК: ОАО «Томскнефть ВНК»

Юридический адрес: .

Платежные реквизиты:____________________

ПОДРЯДЧИК: ООО «ТомскГазпромГеофизика»

Юридический адрес: ____________________

Платежные реквизиты:____________________

.3. К настоящему контракту прилагаются: геологическое задание на выполнение работ, сметно-финансовый расчет и протокол соглашения о договорной цене.

Подрядчик Заказчик

Генеральный директор Генеральный директор

_____________ ____________

(подпись) (подпись)

ВВЕДЕНИЕ

Динамика добычи нефти в Томской области характеризуется как падающая, что обусловлено следующими факторами:

значительной выработкой многих крупных, уникальных высокопродуктивных месторождений и их высокой обводненностью;

вводом в разработку месторождений, в основном, с трудно извлекаемыми запасами нефти, характеризующимися высокой геологической неоднородностью и требующих существенного увеличения капитальных вложений в их освоение;

значительным сокращением поисково-разведочных работ;

Необходимость использования геофизических исследований скважин обуславливается тем, что с их помощью можно детально расчленить геологический разрез, с достаточной точностью определить фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов.

Использование ГИС, как более дешевых методов, по сравнению с бурением, позволит эффективно разрабатывать месторождение, повысить добычу нефти и газа.

Главная задача дипломной работы состоит в том, чтоб наглядно представить значимость и целесообразность применения комплекса методов геофизических исследований скважин (ГИС) для разработки месторождения. Для достижения этой цели , на примере Игольско-Талового нефтяного месторождения, подробно будет рассмотрен каждый метод в отдельности. Затем будет выбран комплекс методов, в дальнейшем применяемый на данном месторождении, ведь только комплексное использование методов позволяет получить полную информацию о перспективности и целесообразности разработки и дальнейшей эксплуатации месторождения.

Выбор комплекса методов ГИС для данного месторождения будет производиться исходя из геологического строения района, преследуемой цели (разведка это будет или разработка), а также исходя из основных результатов геофизических работ прошлых лет.

1.      ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономический очерк района работ

В административном отношении Игольско-Таловое месторождение находится в Каргасокском районе Томской области. Территория района месторождения представляет собой расчлененную, сильно заболоченную равнину, с абсолютными отметками поверхности земли от +95 до +195 м.

Основной водной артерией является река Васюган, судоходная для судов малого тоннажа. Судоходный период длится с конца апреля до середины октября. Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха колеблется от -45°°С (зимой) до +30°°С (летом). Промерзаемость грунта составляет 0,8-1,6 м, болот около 0,4 м.

Ближайшим населенным пунктом является п. Майск, расположенный в 25 км северо-восточнее Игольско-Талового месторождения. Транспортировка добываемой на месторождении нефти в магистральный нефтепровод Александровское-Анжеро-Судженск проводится по нефтепроводу Игольско-Таловое-Герасимовское-Лугинецкое. Доставка грузов осуществляется автотранспортом с основных и перевалочных баз снабжения, расположенных в г. Стрежевой и вахтовом поселке Пионерный (в районе Катыльгинского месторождения). На месторождении имеется вахтовый поселок, две вертолетные площадки, ремонтные службы. До района работ проходит бетонная дорога, соединяющая Игольско-Таловое месторождение с Каймысовской группой разрабатываемых нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Западно-Катыльгинское), а также вахтовым поселком Пионерный и г. Стрежевой.

Обеспечение строительства внутрипромысловых работ, кустовых оснований проводится за счет привозного гравия из Томска и использования местных песков, добываемых из пойменно-террасовых отложений р. Чертала.

Энергоснабжение Игольско-Талового месторождения осуществляется от подстанции 110/35/5 2Х25 МВА.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд, эксплуатационного бурения используют подземные воды сеноманского водоносного комплекса.

1.2    Геолого-геофизическая изученность месторождения

Определение степени изученности месторождения в целом проведено по соотношению запасов УВ категорий С₁ и С₂. Количество недоразведанных запасов категории С₂, в целом по месторождению составляет всего 8.8%. Однако в пределах месторождения имеется небольшой, сложно построенный, литологически ограниченный нефтенасыщенный пласт Ю₁^МУ, степень изученности которого до сих пор остается низкой. Следует отметить, что доля запасов по категории С₁ этого пласта составляет всего 1,8% от запасов категории С₁ от всего месторождения, в тоже время доля запасов по категории С₂ пласта Ю₁^МУ составляет 61% от всех запасов месторождения этой категории. Это указывает на то, что на достаточно хорошо изученном крупном месторождении имеется небольшое «белое пятно», изучение которого ведется одновременно с заканчиванием разбуривания южной части Игольской площади. Именно поэтому месторождение в целом можно считать подготовленным для промышленного освоения, т.к. добывные возможности и запасы УВ, свойства нефти и газа и другие особенности разработки изучены с полнотой, достаточной для технико-экономического обоснования решения о порядке и системе разработки.

Построение геологической модели месторождения

Настоящая работа базируется на построенной детерминированной геологической модели Игольско-Талового месторождения. При построении трехмерной геологической модели использовалась технология и программное обеспечение компании «Landmark Graphics Company» (LGC).

На основе 2-х мерной модели, созданной в ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» при проведении подсчета запасов УВ, проведена ее конвертация с ученом вновь полученных данных. В первую очередь выполнено перестроение гридов структурных карт, карт мощностей, которое проведено с учетом данных по результатам бурения новых скважин на Игольской площади в 2002-2003 гг. Дополнительно проведенная интерпретация геофизического материала по новым скважинам позволила увеличить количество скважин, использованных при построении атрибутов свойств пластов в геологической модели. Латеральный размер ячеек выбран таким образом, чтобы межскважинное расстояние пробуренной части делилось минимум на 10. Более детальное разделение приводило к значительному увеличению времени расчетов гридов и, практически, к невозможности 3D визуализации. Менее детальное - к незначительному сглаживанию неоднородности продуктивных пластов. Гриды использовались для построения каркаса геологической модели. Каркас модели имеет размеры 435897 латеральных ячеек в 22 слоях, которые построены пропорционально мощности геологических пластов горизонта Ю₁ васюганской свиты.

Загрузка в модель данных по отметкам пластов в скважине проведена таким способом, который позволяет исключить, либо свести к минимуму, возможность ошибок данных инклинометрии и значительных искривлений эксплуатационных скважин. Перед построением атрибутов по свойствам пластов проведена проверка положения точек пластопересечения скважина-пласт. Литологическое моделирование резервуара проведено при помощи построения атрибутов песчанистости, пористости и проницаемости по данным поинтервальной интерпретации материалов ГИС с шагом 0,2м. Насыщение резервуара проведено по аналогичному принципу с использованием алгоритма среднеквадратичного усреднения значений в областях интерполяции. Тем не менее, предпринята попытка, показать распространение пористости по пласту Ю₁² Игольской площади в созданной модели на рисунке 1.2.3.

На построенной геологической модели месторождения, были оценены подсчетные параметры и начальные балансовые запасы нефти. Сопоставление полученных результатов с принятыми на ГКЗ МПР запасами нефти Игольско-Талового месторождения в целом по пластам показывает (таблица 1.2.1) корректность выполненных построений. Отклонение расчетных балансовых запасов от утвержденных не превышает 5% по пластам Ю₁² Игольской и Таловой площадей. Несколько иная картина наблюдается по пласту Ю₁^МУ. Здесь значительное расхождение в запасах объясняется уточнением строения резервуара. Как уже отмечалось выше, при подсчете запасов к категории запасов С₂ относилась большая часть площади. Однако при эксплуатационном бурении на пласт Ю₁² скважин кустов 26 и 33 Игольской площади было обнаружено отсутствие коллектора по пласту Ю₁^МУ в пределах категории С₂, практически во всех скважинах. Это факты явились основанием для выделения новых, не совпадающих с принятыми при подсчете запасов, зон распространения замещения пласта Ю₁^МУ. Таким образом, с помощью построенной модели выделены новые, меньшие по площади и толщине зоны, которые при проведении подсчета запасов были отнесены к категории С_2. В модели их учет не проведен, поэтому очевидно значительное расхождение. Однако для подтверждения адекватности созданной модели был выполнен подсчет запасов по пласту Ю₁^МУ в пределах категории С₁, где подсчет и утверждение запасов проведено по пробуренным скважинам. Здесь отклонение расчетных балансовых запасов, от утвержденных немного более 2%, что подтверждает корректность геологического моделирования.

Таблица 1.2.1 Сопоставление начальных балансовых запасов и подсчетных параметров, утвержденных и полученных на созданной модели Игольско-Талового месторождения

Основные выводы

Обобщая всю собранную геологическую информацию по Игольско-Таловому нефтяному месторождению, следует отметить, что в целом на данной стадии разработки, месторождение имеет высокую степень изученности.

Изучение особенностей геологического строения месторождения велось планомерно на протяжении всего периода эксплуатации. Проведенные сейсморазведочные работы покрывают исследуемую площадь высокой плотностью сети наблюдений (до 1.8 погонных км/км²). Эксплуатационное разбуривание Игольской площади месторождения проведено более чем на ѕ. Высокий процент (более 95%) оцифрованного и переобработанного материала по ГИС среди пробуренного фонда, использован при создании трехмерной геологической модели. Характеристики и свойства коллекторов, а также состав флюидов на исследуемых площадях аналитически исследованы в достаточно полной мере для разрабатываемого пласта Ю₁² Игольской площади. Нижележащий пласт Ю₁^МУ Игольской площади и пласт Ю₁² Таловой площади менее освещены информацией. Недостаток изученности этих залежей должен быть компенсирован, проводимыми в процессе разработки дополнительными исследованиями для получения требуемых параметров, позволяющих переводить запасы в промышленные категории.

В целом выполненные геологические построения, основанные на информации, являются основой для последующих гидродинамических расчетов и обоснования технико-экономических вариантов разработки месторождения в целом.

1.3    Геологическое строение района

.3.1   Стратиграфия

Геологический разрез Игольско-Талового месторождения слагается (снизу) образованиями фундамента доюрского возраста, несогласно перекрываемыми отложениями осадочного чехла. Расчленение мезокайнозойского разреза проведено по материалам ГИС по общепринятой для юго-востока Западной Сибири стратиграфической схеме, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 году в г.Тюмени, уточнявшейся и дополнявшейся в последующие годы. При расчленении разреза использованы реперные геолого-геофизические горизонты регионального и зонального уровня. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен в графическом приложении № 1. Литологическое описание разреза выполнено по результатам бурения разведочных скважин на Игольско-Таловом и Карайском месторождениях, а также использованы данные по соседним площадям.

Палеозойская эра- Pz

На Игольско-Таловом месторождении отложения палеозойской группы вскрыты в скважинах 1 и 2 Игольских и 17 Таловой. Глубины вскрытия различные - 3207,3186 и 3335м.

Литологически вскрытые породы представлены эффузивами, дацит-андезитовыми порфиритами, кварцевыми диоритами интенсивно карбонатизированными, долеритами.

Вскрытая толщина палеозойских отложений составляет 105м.

Мезозойская эра- Mz

Триасовая система- Т

Рисунок 1.2.4 Геологический разрез продуктивных отложений Игольско-Талового месторождения

Отложения триасовой системы на Игольско-Таловом месторождении выделяются по данным скважин 1, 2 Игольских и 5, 17 Таловых.

По внешним признакам и литолого-фациальному составу отложения триаса не отличаются от вышележащих отложений тюменской свиты, поэтому интервалы их залегания в разрезе скважин можно выделить только условно.

По литологическому составу отложения триаса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. По разрезу встречаются прослои углей. В скважине 2 Игольской определялся комплекс спор и пыльцы, который позволяет вмещающие породы отнести к средне-позднетриасовому возрасту (Ткачева Л.Г.).

Юрская система

Нижне-среднеюрский отдел

Байос-батский ярус

Тюменская свита

Тюменская свита слагается частым переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников преимущественно серых и темно серых и углей. Осадки свиты формировались в континентальных условиях.

Толщина отложений тюменской свиты составляет 284-384м.

Верхнеюрский отдел

Келловей-оксфордский ярус

Васюганская свита

Отложения свиты залегают трансгрессивно на отложениях тюменской свиты. По литологическим особенностям васюганская свита разделяется на две подсвиты: нижневасюганскую, преимущественно глинистую, и верхневасюганскую, преимущественно песчаную. Формирование отложений свиты происходило в морских, прибрежно-морских условиях, возможно, с перерывами или кратковременными переходами в континентальные условия в верхней ее части.

В кровле свиты почти повсеместно залегают маломощные песчаники барабинской пачки. Песчаники глауконитовые, зеленоватые, обладают повышенной радиоактивностью. Толщина пачки не превышает 3м.

В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю₁: пласты Ю₁² и Ю₁^МУявляются промышленно нефтеносными в пределах игольской площади и пласт Ю₁² в пределах Таловой. Толщина свиты изменяется от 69 до 117 м.

Киммериджский ярус

Георгиевская свита-J₃ gr

Георгиевская свита на месторождении распространена отдельными участками, представлена темносерыми, темными, плотными аргиллитами. Формирование отложений свиты происходило в условиях начала трансгрессии кимериджского моря. Средняя толщина свиты 4-8 м.

Волжский ярус

Баженовская свита- J3 bg

В пределах месторождения отложения баженовской свиты залегают на отложениях васюганской либо георгиевской свит и формировалась в условиях максимальной трансгрессии. Отложения свиты представлены темно-бурыми до черных битуминозными аргиллитами плитчатыми, плотными, с остатками детрита. Эти отложения являются хорошим маркирующим горизонтом. Толщина свиты - 26-31м.

Вышележашие меловые отложения (куломзинская, тарская, киялинская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты), палеогеновые и четвертичные отложения представлены терригенным песчано-глинистым разрезом, согласно перекрывающим юрские породы.

Меловая система - К

Меловая система является наиболее значительной по толщине (1830-2060м) осадочных пород в составе платформенных отложений. Представлена она всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отделов. В составе системы выделяется восемь свит.

Палеогеновая система - Р

Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу вверх): талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен) и чеганская (в.эоцен+н.олигоцен), а континентальная толща выделяется в некрасовскую серию (ср.+ верх, олигоцен). Общая толщина палеогеновых отложений составляет 290-300м.

Четвертичные отложения - Q

Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевритами и песками. Толщина отложений - 30-50м.

1.3.2 Тектоника

Согласно «Тектонической карте мезозойско-кайнозойского чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты» месторождение приурочено к Игольскому куполовидному поднятию, положительной структуре второго порядка, расположенной в южной части Нюрольского прогиба. Структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку размером 55х25-15 км и амплитудой 75м. Поднятие оконтуривается сейсмоизогипсой по отражающему горизонту IIа -2680 м и расчленяется на две локальные складки четвертого порядка - Игольскую и Таловую. Отделенные друг от друга неглубокой седловиной (10-15м). Наиболее крупной из них является Игольская брахиантиклиналь северо-восточного простирания, размером 25х15км и амплитудой 65м (по изогипсе-2680 м). Она состоит из двух куполов: юго-западного - размером 12,8х11,2км и северо-восточного - размером 7,2х3,3км. Их амплитуды по изогипсе отражающего горизонта IIа -2650м составляют 35м. Таловая структура имеет северо-западное простирание, по изогипсе 2680м разделяется на две складки: северо-западную брахиантиклиналь размером 15х9км с максимальной амплитудой 30 метров и юго-восточную антиклинальную складку субмеридионального простирания размером 8х5км с амплитудой 15 метров.

Изучение особенностей геологического строения месторождения планомерно велось на протяжении всего периода эксплуатации. Так в период с 1985 по 1993 г.г. после проведения сейсморазведочных работ МОГТ ОАО“Сибнефтегеофизика” было выполнено в объеме более 800 п.км., что позволило увеличить плотность сети наблюдений до 1.8 пог. км/км². Эксплуатационное разбуривание месторождения так же позволило значительно уточнить структурный план месторождения. Были составлены структурные карты по отражающему горизонту IIa ОАО. В 1999г. отделом сейсморазведки института ОАО “ТомскНИПИнефть ВНК” была построена структурная карта по кровле васюганской свиты Игольской части месторождения, а в 2002г. уточнены структурные построения Талового участка.

1.3.3 Нефтеносность

Игольско-Таловой площади связана с регионально нефтеносным горизонтом Ю₁ васюганской свиты. В кровле свиты почти повсеместно залегают песчаники барабинской пачки. Песчаники глауконитовые, зеленоватые, обладают повышенной радиоактивностью. Толщина пачки не превышает 3 м. В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю₁: Ю₁⁴, Ю₁³, Ю₁^МУ, Ю₁², из которых два пласта Ю₁² (Ю₁⁰ по старой индексации) и Ю₁^МУ являются промышленно нефтеносными.

Нефтеносность пласта Ю₁^му была выявлена в процессе эксплуатационного разбуривания. Пласт имеет ограниченное распространение в южной части Игольской структуры. Кроме того, как коллектор, замещается в центральной части зоны распространения, поэтому залежь имеет форму кольца. Размеры залежи составляют 8,3Х1,7- 4,8км, высота - 55м.

Опробование пласта Ю₁^му проведено в скважинах 2Р, 9Р, 271. При опробовании разведочных скважин 2 и 9 (на стадии поисково-разведочного бурения) были получены: приток жидкости (нефть+пл.флюид) - 2,42 м³/сут. (Hдин-1977м) из них 20% нефти (скв.2) и приток нефти с водой 0,569 м³/сут (Ндин.= 1493 м ), из них нефти 68,3% в скважине 9 (результаты испытаний представлены в таблице 1.3.3.1). При испытании в эксплуатационной скважине 271 из интервала 2757,6-2764,6м (-2624-2631м) получен приток нефти дебитом 8,1 м³/сут.

При бурении эксплуатационных скважин основного объекта (пласта Ю₁²) вскрывая пласт Ю₁^МУ практически повсеместно обнаруживается отсутствие коллектора. Так из 48 пробуренных скважин при строительстве кустов №№ 26 и 33 только в четырех (№№ 232, 253, 415, 1147) по материалам интерпретации ГИС пласт Ю₁^МУ представлен проницаемыми песчаниками, причем в двух последних - водонасыщенным.

Перечисленные факты свидетельствуют, что пласт Ю₁^МУ имеет сложное литологическое строение. Замещение песчаного тела глинистыми разностями происходит даже на незначительном расстоянии. В результате этого при подготовке материалов для подсчета запасов нефти по пласту 3/4 запасов отнесены к категории С₂, а по результатам дальнейшего вскрытия пласта доля зоны отсутствия коллектора увеличивается, что приводит к значительному уменьшению площади, относимой к данной категории запасов.

В зоне развития коллекторов пласт, по описанию керна, представлен песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, средней крепости, слоистыми за счет присутствия растительного детрита. Сравнивая с вышележащим пластом Ю₁², данный пласт обладает более низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Таблица 1.3.3.1 - Результаты испытания разведочных скважин

При подсчете запасов водонефтяной контакт при испытании не был вскрыт. Поэтому он условно принимался по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 9 на абсолютной отметке -2661м. По данным интерпретации ГИС в скважине 386 пласт водонасыщен, а кровля вскрыта на отметке -2663м, что не противоречит условно принятому ВНК.

По результатам эксплуатационного бурения впервые в 2000 году на Игольско-Таловом месторождении по пласту Ю₁^МУ подготовлены промышленные запасы нефти категории С_1, а также запасы нефти категории С₂ с учетом эксплуатационных и разведочных скважин 9 и 2, которые были приняты для расчетов (таблица 1.3.3.2).

Песчаники пласта Ю₁² Игольской площади выдержаны в целом по площади месторождения и имеют сложную литолого-физическую характеристику, как по площади, так и по разрезу. Детальным изучением особенностей строения нефтяного пласта Ю₁² Игольской площади занимались многие исследователи. По комплексу литологических и морфологических признаков коллектора, была создана геологическая модель продуктивного резервуара, которая достаточно хорошо описывается седиментационной обстановкой свойственной барам дальней зоны. С позиции принятой модели в теле коллектора, аналогично барам дальней зоны, отмечается наличие внутрирезервуарных латеральных экранов (аккреционных поверхностей), которые представлены прослоями карбонатизированных песчаников. По характеру их площадного распространения было выделено два типа. Первый сложен относительно “однородными” коллекторами. Во втором присутствует серия прослоев карбонатизированных песчаников, наличие которых позволяет отнести этот тип разреза к “слоистому”.

Лабораторией нефтегазопромысловой геофизики института ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» были выполнены определения типов коллекторов и их фильтрационных характеристик в разрезе продуктивного пласта Ю₁² Игольской площади. Авторами выделено три литологических типа коллекторов.

Первый тип коллектора обычно приурочен к кровельной части пласта, представлен мелко-среднезернистыми песчаниками слабоглинистыми, известковистыми, иногда в разрезе отдельных скважин встречаются песчаники крупнозернистые без глинистых и известковистых разностей [8].

Таблица 1.3.3.2 - Запасы нефти и растворенного газа, принятые для расчетов

Второй тип коллектора чаще всего приурочен к подошвенной части продуктивного пласта и представлен: песчаниками мелкозернистыми, крепко сцементированными, с прослоями известняков; слоистость породы обусловлена переслаиванием известковистых и глинистых разностей, а также чередованием алевролито-песчаников с песчано-глинистыми и глинисто-песчаными алевролитами.

Третий тип коллектора выделяется в связи с тем, что в неоднородных разрезах встречается значительное количество карбонатных прослоев, - разуплотненный тип, который, как правило, приурочен к кровельной или подошвенной части карбонатных прослоев.

В разрезах продуктивных пластов встречаются как все типы коллекторов, так и усеченные разрезы. Улучшение коллекторских свойств пласта происходит от подошвы к кровле. В большинстве скважин переход от одного типа к другому происходит не через глинистые разделы, а с постепенным ухудшением коллекторских свойств.

Практически для всех скважин, охарактеризованных керном, в коллекторах Игольско-Талового месторождения карбонатизация получила достаточно широкое развитие. По данным промысловой геофизики в объеме продуктивного пласта отмечается наличие плотных карбонатизированных песчаных прослоев.

Гипсометрически пласт вскрыт на абсолютных отметках 2598,55 - 2707,39 м. Размеры залежи 25х6-15км, высота 62-68м. В разведочных скважинах (таблица 1.3.3.1) дебиты нефти составляют 8,9м³/сут. (скв. № 12), 36,7м³/сут (скв. № 5) на 4мм штуцере. В эксплуатационных скважинах от 4,2 до 46,2 т/сут на 4мм штуцере. В то время как, максимальные дебиты эксплуатационных скважин после проведения интенсификации притоков (проведение ГРП, заглубление насосов) превышали 200т/сут. Начальное пластовое давление находилось в пределах 27,6- 28,6МПа.

Водонефтяной контакт вскрыт разведочными скважинами №№ 18 и 24 Игольской площади, где получены притоки нефти с водой (нефти-4,0м³/сут, воды-2,3м³/сут) на динамическом уровне 1063 м в скважине № 18 и 7,2м³/сут нефти и 0,8м³/сут воды на 4мм штуцере в скважине №24.

При утверждении запасов УВ в ГКЗ водонефтяной контакт принят на С-З склоне залежи в районе скважины № 18 на абсолютной отметке -2682 м, а на Ю-В борту залежи в районе скважины №24 на абсолютной отметке -2676 м.

В пределах Талового участка залежь нефти в пласте Ю₁² вскрыта скважинами 1,2,3,7,6,26. После проведения детализационных сейсмических работ Игольская и Таловая структуры разъединились по сейсмоизогипсе -2680 м. Ранее эта сейсмоизогипса была оконтуривающей для этих структур.

Результаты бурения скважины №26 в 1986 году подтвердили структурные построения по залежи Таловой площади. Пласт Ю₁² скважиной вскрыт в интервале 2802,4 -2806,8м (а.о.-2662,8 -2667,2м). Опробование пласта проведено в интервале 2801-2809м (а.о.-2661,4-2669,4м). При этом получен приток нефти дебитом 55,8м³/сут через 8мм штуцер. Кроме того из пласта отобран керн, по которому определены коллекторские свойства: пористость 17,2%, проницаемость 46,9%. Эти данные позволили перевести запасы нефти из категории С₂ в категорию С₁.

Продуктивный пласт Ю₁² в пределах Таловой залежи представлен песчаниками мелко-среднезернистыми, среднесцементированными, полимиктовыми.

Водонефтяной контакт на Таловой залежи условно принят по кровле водоносной части пласта в скважине 11(а.о -2682м) и по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 7 (а.о.-2683м). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,4м до 5,79м (таблица 1.3.3.3). Опробование пласта проведено во всех скважинах. Наиболее продуктивными являются скважины 3 и 26, где дебиты нефти составили 45,8м³/сут и 55,8м³/сут соответственно на 8мм штуцере. Залежь нефти пластовая сводовая. Размеры залежи составляют 12х6-11км, амплитуда 33м.

Структурные постороения по продуктивным пластам Игольско-Талового месторождения основываются на всех вышеперечисленных исследованиях и с учетом результатов эксплуатационного бурения проведенного до октября 2003 года. Так структурная карта по кровле пласта Ю₁² , а по кровле пласта Ю₁^МУ в зоне развития коллекторов на Игольской площади.

Средние значения общей, эффективной толщины продуктивных пластов месторождения и толщин непроницаемых пропластков рассчитывались как среднеарифметические значения. Нефтенасыщенная толщина нефтяной и водонефтяной зон рассчитывалась как средневзвешенная с учетом площади распространения обозначенных зон. Результаты расчетов характеристик толщин продуктивных пластов приведены в таблице 1.3.3.3.

Таблица 1.3.3.3 - Характеристика толщин продуктивных пластов

Общая толщина пласта Ю₁² Игольской площади в нефтяной зоне пласта изменяется в пределах от 1,8 до 10,59м (среднее значение 5,2м), нефтенасыщенная от 0,7-7,8м (средневзвешенное значение 4,0м), эффективная от 0,7-7,8м (среднее значение 4,0 м). В водонефтяной зоне среднее значение общей толщины составляет 6,3м, при интервале изменения 4,19-8,16м, а эффективной - 4,7м (интервал изменения 2,79-6,71м). В то время как, средневзвешенное значений нефтенасыщенной толщины в зоне распространения водонефтяной части площади равно 2,4м, при интервале изменения 1,42-4,21 м. В целом по пласту общая толщина пласта составляет 5,3м, изменяясь в пределах от 1,8 до 10,59м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,0м, изменяясь от 0,7 до 7,9м. Эффективная толщина пласта Ю₁² Игольской площади в целом по пласту составила 4,0м, при интервале изменения 0,7-7,9м, толщина непроницаемых разделов в среднем составляет 1,4 м, изменяясь в интервале 0,39-5,06м.

Пласт Ю₁² Таловой площади. Общая толщина в нефтяной зоне 4,7м, изменяясь в интервале 3,16-6,79м, а в целом по пласту составляет 4,4м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составило 3,9м, при интервале изменения 2,4-5,79м. Эффективная толщина в нефтяной зоне в среднем составляет 4,1м, а в целом по пласту 3,5 изменяясь от 1,2м до 6,39м. Толщина непроницаемых разделов в нефтяной зоне меньше, чем в целом по пласту. В нефтяной зоне она составила в среднем 0,9м, а по пласту в целом 1,3м.

Пласт Ю₁^МУ Игольской площади, также не вскрыт в водонефтяной зоне. Общая толщина пласта в нефтяной зоне составляет 7,0м, а в целом по пласту 5,9м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,6м, изменяясь от 2,37м до 10,6м. Эффективная толщина в среднем в нефтяной зоне и по пласту в целом равна 5,8м, минимальное значение равно 2,37м, а максимальное 10,6м. Толщина непроницаемых разделов составляет в среднем: в нефтяной зоне 1,8м, а по пласту в целом 3,2м.[8]

1.4    Петрофизическая характеристика продуктивных пластов Игольско-Талового месторождения

Переинтерпретация промыслово-геофизических исследований в скважинах Игольско-Талового месторождения проведена более чем в 95% эксплуатационных и разведочных скважин. Такое значительное количество результатов позволили рассчитать статистические показатели характеристик неоднородности: коэффициент песчанистости и коэффициент расчлененности пластов месторождения (таблица 1.4.1).

Как очевидно, рассчитанные коэффициенты показывают, что выявить наиболее неоднородный по строению среди всех продуктивных пластов невозможно. Так пласт Ю₁² Игольской площади имеет наименьший коэффициент песчанистости показывающий, что в разрезе пласта доля непроницаемых прослоев занимает у него большую часть, чем у остальных пластов, в тоже время он обладает и наименьшим коэффициентом расчлененности, показывающим его наибольшую однородность, по сравнению с другими. Кроме того, различная плотность наблюдений не позволяет провести адекватную оценку неоднородности пластов.

Таблица 1.4.1 - Статистические показатели характеристик неоднородности

Коллекторские свойства пласта Ю₁² Игольской площади определялись по результатам лабораторного исследования керна, гидродинамическим и промыслово-геофизическим исследованиям. При интерпретации данных промыслово-геофизических исследований для получения наиболее достоверных значений расчет проводился по пропласткам, имеющим толщину два и более метра. Для определения коллекторских свойств пласта были использованы критические значения коллектора Кп³0,11, Кпр³1,62мД. В результате чего значительная часть определений осталась неучтенной. Тем не менее, при определении коэффициента открытой пористости, где в качестве основного метода использовались данные НКТ, полученные значения имеют удовлетворительную сходимость, как между собой, так и с определениями по керну. Так определения по керну коэффициента открытой пористости проводились в 30 скважинах (463 определение), интервал изменения коэффициента открытой пористости 13-19,5%, а определенного по ГИСу-13,9-20,3% (таблица1.4.2). Среднее значение коэффициента открытой пористости пласта Ю₁² в пределах Игольской площади при подсчете запасов, прошедших утверждение в 2003 году в ГКЗ, составляет 18%.

Проницаемость продуктивного пласта Ю₁² Игольской площади определялась по данным гидродинамических, геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну. Определение коэффициента проницаемости по керну из нефтенасыщенной части коллектора проводилось по 332 образцам. Интервал изменения проницаемости этих образцов составляет 2,0-85,8 мкм²_*10^-3. Среднее значение 32,85мкм²_*10^-3. По результатам гидродинамических исследований в 24 скважинах проведенных в период с 1978 по 1999 гг. среднее значение проницаемости составляет 20.5мкм²_*10^-3, при интервале изменения параметра 1.0-97.0мкм²_*10^-3. Материалы интерпретации ГИС дают наиболее достоверную информацию, т.к. во-первых, рассматривается значительная часть фонда скважин (343 скв.), а во-вторых, проницаемость пласта оценивается в зависимости от пористости, при непосредственной увязке с данными лабораторных исследований керна. В результате чего, количество учтенных определений, при расчете среднего значения (43,01мкм²_*10^-3), составило 361. Диапазон изменения коэффициента проницаемости рассчитанного по геофизическим данным составляет 9,0-81,8 мкм²_*10^-3 (таблица 1.4.2).

Таблица 1.4.2 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Статистический анализ результатов определения проницаемости по скважинам различными методами (по керну, по ГИСу и по гидродинамическим исследованиям) показал (таблица 1.4.3), что наибольшее число скважин (рисунок 1.4.1) попало в интервал значений проницаемости от 10 до 30 и от 30 до 100 мД. Кроме того, отчетливо видно, что наибольшее число определений проницаемости приходится на результаты интерпретации геофизических данных и 87,1% определений попадает в интервал от 30 до 100мД.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю₁² Игольской площади определенный по керновому материалу на 142 образцах из 11 скважин составляет 68,5%. По данным интерпретации каротажных диаграмм материалов ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по 356 прослоям из 339 скважин, диапазон изменения параметра 43,0-88,0%, что в среднем составляет 68,47 %.

Коэффициент открытой пористости пласта Ю₁² Таловой площади определялся по геофизическим и лабораторным исследованиям керна. Освещенность хорошая при данной степени разбуренности площади. Исследования керна проводились в 10 скважинах по 71 образцу, интервал изменения коэффициента открытой пористости составил от 15,4 до 19,7%, в среднем - 17,0%. По материалам интерпретации геофизических исследований в 13 скважинах по 25 пропласткам средневзвешенное значение пористости по мощности составило 17,04%, при интервале изменения 15,2-20,0%.

Проницаемость продуктивного пласта Ю₁² Таловой площади определялась по данным гидродинамических, геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну. Коэффициент проницаемости по керну из нефтенасыщенной части коллектора исследовался по 64 образцам из 10 скважин. Интервал изменения проницаемости этих образцов составляет 7,7-46,9 мкм²_*10^-3. Среднее значение составило 22,77мкм²_*10^-3. По результатам гидродинамических исследований в 8 скважинах среднее значение проницаемости составляет 24,1мкм²_*10^-3, при интервале изменения параметра 4,5-100,2мкм²_*10^-3. Диапазон изменения коэффициента проницаемости рассчитанного по материалам интерпретации геофизических исследований в 13 скважинах составляет 15,2-75,1 мкм²_*10^-3, при среднем значении 32,05 мкм²_*10^-3 (таблица 1.4.2).

Статистический анализ результатов определения проницаемости по керну, ГИСу и гидродинамическим исследованиям в скважинах Таловой показал, что наибольшее число скважин попало в интервал значений проницаемости от 10 до 30 и немного меньше в интервал от 30 до 100 мД.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю₁² Таловой площади определялся по керну и данным геофизических исследований. Нефтенасыщенность по керну изменяется от 51,5 до 78,9% и в среднем составляет 65,78%. По данным интерпретации геофизических материалов 9 разведочных скважин Кн изменяется от 63,0 до 76,0%, а среднее значение составляет 68,17%.

Коллекторские свойства пласта Ю₁^МУ возможно оценить лишь по результатам лабораторного исследования керна и промыслово-геофизическим исследованиям (таблица 1.4.2). Определения коэффициента открытой пористости по керну проводились в одной скважине (14 определений), средневзвешенное значение пористости составило 14,3%. По геофизическим исследованиям пористость пласта Ю₁^МУ изменяется от 12,7 до 20,0, среднее значение составляет 16,52%.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта Ю₁^МУ определенный по керновому материалу на 5 образцах из разведочной скважины №2 в среднем составил 54%. По данным интерпретации каротажных диаграмм материалов ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по 49 прослоям из 23 скважин. Диапазон варьирования параметра находится в пределах 41,0-69,1%. Среднее значение составляет 52,4% (таблица 1.4.2).

Проницаемость продуктивного пласта Ю₁^МУ определялась по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну (по 1 скважине). Лабораторное определение коэффициента проницаемости на керне проведено по 5 образцам. Интервал изменения проницаемости этих образцов от 0,5 до 2,2 мкм²_*10^-3. Среднее значение 1,52мкм²_*10^-3. По материалам интерпретации ГИС количество определений, при расчете среднего значения, составило 51 значение. Диапазон изменения коэффициента проницаемости определенного по геофизическим данным составляет 1,3-27,8 мкм²_*10^-3, что в среднем составило 6,48мкм²_*10^-3 (таблица1.4.2).

Статистический анализ результатов определения проницаемости по скважинам вскрывших пласт Ю₁^МУ показал, что наибольшее число значений проницаемости попало в интервал от 3 до 10 и от 1 до 3 мД [8].

1.5    Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

Для анализа геолого-геофизической информации был выбран разрез скважины 1408 Игольско-Талового месторождения (см.рисунок 1.5.1). Данный разрез может считаться эталонным исходя из того, что он является типичным (представительным) для данного месторождения и данного рода геологической задачи. Разрез содержит искомый (исследуемый) геологический объект - продуктивный пласт Ю₁², а также пласт Ю₁^му, которые с геологической и геофизической точке зрения, хорошо изучены.

Считается, что нефтематеринской толщей продуктивных пластов юрских отложений является баженовская свита, являющаяся также репером первой категории.

Коллекторы надежно выделяются по следующим качественным признакам: отрицательной амплитуде ПС; сужению диаметра скважины (dс) относительно номинального (dн); наличию проникновения промывочной жидкости в пласт по данным электрических методов каротажа (БКЗ, ИК, БК); минимальной или средней гамма-активности по кривой ГК; по положительному приращению на кривых микрозондов. В случаях, когда прямые качественные признаки слабо выражены или какой-либо из них отсутствует, привлекаются количественные критерии k_п, k_пр и другие.

Исследуемый интервал разреза (рисунок 1.5.1) изучен следующими геофизическими методами: естественной поляризуемостью (ПС, мВ), индукционным каротажем (ИК, мСим), гамма-каротажем (ГК, мкР/ч) и нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (НКТ, у.е).

Разрез скважины представлен глинами, плотными породами, песчаником, а также углем. Глины и плотные породы встречаются в меловых и юрских отложениях, в то время как, песчаники и угли встречаются только в юрских отложениях.

Песчаники в данном разрезе выделяются в интервалах: 3190.0 - 3192.3 м; 3193.0 - 3194.1 м; 3208.0 - 3208.7 м; 3209.7 - 3211.1 м; 3212.2 - 3214.3 м и 3219.3 - 3230.0 м и отмечаются отрицательными аномалиями метода ПС. Глины в разрезе выделяются в интервалах: 3100.0 - 3147.8 м; 3148.1 - 3148.8 м; 3149.2 - 3149.5 м; 3150.0 - 3164.0 м; 3188.5 - 3190.0 м; 3194.1 - 3204.7 м; 3205.1 - 3208.0 м; 3208.7 - 3209.6 м; 3214.3 - 3216.0 м и 3217.1 - 3219.2 м и отмечаются положительными аномалиями метода ПС. Плотные породы выделяются в интервалах: 3147.8 - 3148.1 м; 3148.8 - 3149.2 м; 3149.5 - 3150.0 м; 3187.4 - 3188.6 м; 3192.3 - 3193.0 м и 3211.1 - 3212.2 м. Уголь выделяется в интервалах: 3204.7 - 3205.1 м и 3216.0 - 3217.1 м.

В верхней части разреза (в интервале 3100.0 - 3190.0) поле ПС не аномальное и значение аномалии ПС остается примерно на одном уровне. Величина аномалии ПС увеличивается вниз по разрезу, что связано с уменьшением глинистости песчаных пластов. Ширина аномалии ПС, соответствующая мощности пласта-коллектора, увеличивается вниз по разрезу.

В разрезе скважины песчаные пласты, карбонатизированные песчаники (плотные породы) и угли, по данным ГК, выделяются отрицательными значениями, в пределах 4 - 6 мкР/ч. Глины по ГК выделяются положительными значениями аномалии, в пределах 8 мкР/ч. Аргиллиты баженовской свиты выделяются очень высокими значениями ГК, что связанно с их битуминозностью и повышенной уранонасыщенностью.

По данным ИК, сопротивление аргиллитов, в исследуемом разрезе скважины,составляет примерно 150 Ом*м.Значение сопротивления карбонатизированных песчаников составляет 250 Ом*м.Сопротивление песчаников, по данным метода ИК, уменьшается вниз по разрезу, что связано с уменьшением карбонатизации.. Баженовская свита четко выделяется повышенным сопротивлением из-за гидрофобности битуминозных аргиллитов. В интервале разреза, по методу НКТ, плотные породы выделяются положительными аномалиями шириной, соответствующей мощности пласта. В меловых отложениях уровень значения показаний НКТ остается практически неизменным, а в юрских отложениях наблюдается большой размах значений НКТ. Аномально низкими показаниями метода НКТ выделяются угли, значения которых составляют 1 - 2 у.е. Размах амплитуды в песчаных пластах составляет 3.8 - 4.4 у.е.

По данным сопротивления породы (ρ_п, Ом·м) видно, что сопротивление пород уменьшается вниз по разрезу, что связанно с изменением насыщенности пластов-коллекторов - понижением нефтенасыщения.

Рис 1.5.1 Каротажные кривые скважины 1408 Игольско-Талового месторождения

Для определения подсчетных параметров по Игольско-Таловому месторождению разработаны следующие алгоритмы, представленные в таблице 1.5.1

Таблица 1.5.1 Алгоритмы определение подсчетных параметров Игольско-Талового месторождения

Применение выше представленных алгоритмов к исследуемому разрезу скважины 1408 Игольско-Талового месторождения дало следующие результаты:

ü  Пласт Ю₁² разделен на два пласта, является нефтенасыщенным и имеет следующие характеристики:.

ü  Пласт Ю₁^му разделен на три пласта, является нефте-водонасыщенным и имеет следующие характеристики: .

ü  Водонасыщенный пласт Ю₁^3/4 разделен на несколько пластов, имеющих следующие характеристики: .

Таким образом, проведенный анализ геофизической информации по скважине 1408 Игольско-Талового месторождения позволяет сделать следующее заключение:

.        По геофизическим данным могут быть решены следующие задачи:

ü  Литологическое расчленение разреза;

ü  Выделение коллекторов;

ü  Определение свойств коллектора (С_гл, k_п, k_пр);

ü  Определение флюида и его количество, k_нг;

ü  Определение текущего положения ВНК, ВГК, ГНК;

ü  Подсчет запасов.

.        Для решения этих задач оптимальным является комплекс проведения исследований в скважине следующими методами: ПС, ГК, МКЗ, БКЗ, НКТ, кавернометрия, резистивиметрия;

.        В связи с хорошими результатами интерпретации по скважине 1408 методы проведения работы интерпретации будут перенесены на проектируемый участок (скважина 1409);

.        Необходимо провести специальные исследования, связанные с карбонатизацией разреза - отражение в соотношении геофизических полей и связь с нефтегазонасыщением.

. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1    Выбор участка работ

Выбор места расположения скважины для разработки и дальнейшей эксплуатации будет производиться исходя из данных, представленных на карте текущего состояния разработки пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения (рисунок 2.1).

На данной карте изображена схема расположения нагнетательных, добывающих, разведочных и проектных скважин, а также скважин находящихся в освоении и бурении. Цветом, на карте, показан дебит нефти и дебит воды; радиус круга соответствует дебиту жидкости. По данным добывающих скважин видно, что в западной и северо-восточной части участка дебит нефти выше, чем в юго-восточной части. Следовательно, расположение скважины для разработки в юго-восточной части участка не целесообразно. Как вариант, можно рассмотреть расположение скважины в северной части участка, например скважина 1001 или 1002, опираясь на то, что дебит расположенных вблизи них скважин высок. Так же хорошим местом расположения будет являться расположение скважины в восточной части участка, например скважина 1409 или 1606.

По совокупности имеющихся данных и принимая во внимание то, что скважина 1409 расположена вблизи скважины 1408, данные интерпретации разреза которой нам известны, а также то, что данная скважина расположена между сеткой нагнетательных скважин, разработка и эксплуатация этой скважины будет наиболее целесообразна.

Рисунок 2.1 Карта текущего состояния разработки пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения

2.2 Априорная ФГМ объекта

Изменения геофизических параметров на диаграммах наблюдаются из того, что разные литотипы обладают разными физическими свойствами. В исследуемом интервале геологический разрез сложен следующими породами: песчаники, алевролиты, глины, плотные породы и уголь.

Исходя из того, что диффузионно-адсорбционные процессы на границе пласт-скважина различны на диаграммах метода ПС напротив песчанка наблюдается минимальная амплитуда ПС, а напротив глин - максимальная.

Между радиоактивностью и плотностью существует обратно пропорциональная связь - чем больше значение плотности породы, тем меньше радиоактивность. Поэтому на диаграммах ГК наблюдается максимальное значение показаний напротив глин и среднее значение напротив песчаников

По сравнению с песчаными коллекторами глины обладают низкими значениями удельного электрического сопротивления, следовательно на диаграммах электрических методов напротив глин получаются минимальные значения.

На диаграммах НКТ глинистые породы отмечаются высокими значениями водородосодержания, а песчаники - низкими. Это связано с различием водородосодержания.

На основании вышесказанного, а также анализа результатов геофизических исследований прошлых лет разреза скважины 1408 в интервале (3190.6 - 3214.4 м) была построена физико-геологическая модель продуктивной части разреза пласта Ю₁² и Ю₁^му Игольско-Талового месторождения, изображенная на рисунке 2.2.1.

Рисунок 2.2.1 Обобщенная физико-геологическая модель пластов Ю₁²и Ю₁^му Игольско-Талового нефтяного месторождения

2.3 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

Геологический разрез Игольско-Талового месторождения слагается (снизу) образованиями фундамента доюрского возраста, несогласно перекрываемыми отложениями осадочного чехла. Промышленная продуктивность установлена в верхнеюрских отложениях в широком диапазоне глубин.

Выбор методов, применяемых на данном месторождении, будет осуществляться исходя из следующих поставленных геологических задач:

Ø  Литологическое расчленение, выделение покрышек и корреляция исследуемого геологического разреза;

Ø  Выделение коллекторов, оценка характера их насыщения и выявление контактов пластовых флюидов на этапе оперативной интерпретации;

Ø  Определение подсчетных параметров для обоснования объема запасов углеводородов (пористость, нефтегазонасыщенность, эффективные толщины, контакты пластовых флюидов и т.д.).

Литологическое расчленение разреза. В геологическом разрезе месторождения необходимо выделить песчаные, глинистые, плотные пласты и угли. Песчаные пласты рассматриваются как потенциальные коллектора. Коллекторы надежно выделяются по следующим качественным признакам: отрицательной амплитуде ПС; сужению диаметра скважины (dс) относительно номинального (dн); наличию проникновения промывочной жидкости в пласт по данным электрических методов каротажа (БКЗ, ИК, БК); минимальной или средней гамма-активности по кривой ГК; по положительному приращению на кривых микрозондов. В случаях, когда прямые качественные признаки слабо выражены или какой-либо из них отсутствует, привлекаются количественные критерии k_п, k_пр . Глинистые пласты выделяются по высоким значениям методов ПС (линии глин) или ГК. Плотные пласты (карбонатизированные песчаники) выделяются высокими значениями методов БК и НКТ (НГК) и низкими значениями на ГК. Угли выделяются по низким значениям ГК и НКТ (НГК) и высоким значениям БК.

Если встречается неоднозначная ситуация (песчаник или глина, песчаник или плотный), то предпочтение отдается песчанику (потенциальному коллектору). С появлением новых данных (при обработке) литология таких пластов корректируется.

Определение характера насыщения, в продуктивной части разреза с масштабом глубин 1:200, в остальном разрезе 1:500, производится по следующим методам:

·      Индукционному каротажу (ИК). Если показания не превышают 200 ОМ*м, то данный тип продуктивного пласта можно отнести к нефненасыщенному, а если показания превышают 200 ОМ*м, то к водонасыщенному.

·        Электрическим методам (БК,БКЗ, МБК)

·        Импульсному нейтрон - нейтронному каротажу;

·        Акустическому каротажу;

Определение текущего положения ВНК, ВГК, ГНК можно осуществить по данным КС, нейтронных методов (ННКнт, ННКт, НГК (НГКс)) или по акустическому каротажу (по коэффициенту затухания).

Исходя из выше сказанного при выполнении проектируемых работ на стадии детальной разведки и доразведки планируется провести следующий комплекс ГИС:

. Исследования в масштабе 1:500:

Стандартный электрический каротаж (КС+ПС);

Кавернометрия (профилеметрия) (Кав.+Пр.);

Акустический каротаж (АК);

Радиоактивный каротаж (ГК+НКТ);

Инклинометрия (Инк.);

. Исследования в масштабе 1:200:

Боковое каротажное зондирование (БКЗ);

Микрозондирование (МЗ);

Боковой каротаж (БК);

Кавернометрия (профилеметрия) (Кав.+Пр.);

Акустический каротаж (АК);

Радиоактивный каротаж (ГК+НКТ);

Анализ ранее проведенных работ и физико-геологическая модель Игольско-Талового месторождения показывает, что данный комплекс, с добавлением методов, позволит решить поставленные геологические задачи.

Физические свойства выбранных методов

Метод самопроизвольных потенциалов(СП)

Масштаб глубин 1:200.Единица измерения - милливольт (мВ).

В результате электрохимической активности горных пород, находящихся в условиях естественного залегания, при пересечении их скважиной возникает естественное электрическое поле, возникновение которого обусловлено:

) диффузией ионов солей из пластовых вод в ствол скважины и наоборот;

) адсорбцией ионов частицами породы и промывочной жидкости;

) фильтрацией пластовых вод и промывочной жидкости в поровой среде;

) окислительно-восстановительными процессами и др.

Естественное электрическое поле в скважине или около нее называют самопроизвольной (собственной) поляризацией, а измеряемую величину - самопроизвольным (собственным) потенциалом и обозначают ПС. Для измерения естественного поля применяется установка с двумя электродами, один из которых находится в скважине, а другой-на поверхности. Изменение разности потенциалов в цепи во время перемещения электрода (М) измерительной установки вдоль ствола скважины указывает на наличие поля ПС.

Основной причиной возникновения ПС в осадочных породах является наличие процессов диффузии. Известно, что при растворении какой-либо соли в воде ее молекулы полностью или частично расщепляются на положительно и отрицательно заряженные ионы. На контакте двух растворов (например, пластовая жидкость-промывочная жидкость) ионы перемещаются из раствора с большей концентрацией солей в раствор с меньшей их концентрацией. Различие скоростей движения ионов приводит к образованию Э.Д.С., называемой диффузионным потенциалом.

При продавливании (фильтрации) водного раствора солей через тонкие капилляры возникает фильтрационный потенциал, а при наличии в разрезе рудных и сульфатных тел - окислительно-восстановительный потенциал.

Если минерализация пластовой воды больше минерализации промывочной жидкости, коллекторы по кривым ПС выделяются отрицательной аномалией; увеличение в составе пород примесей глин вызывает уменьшение амплитуды отрицательных аномалий. Уплотненные породы на кривых ПС выражаются так же, как и чистые глины. В практике каротажа кривые ПС используются для расчленения и корреляции геологического разреза, выделения пористых и проницаемых интервалов, оценки глинистости пластов и минерализации пластовых вод.

Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) предусматривает измерение потенциала или градиента потенциала естественного электрического поля, вызванного самопроизвольной поляризацией горных пород, относительно потенциала на дневной поверхности.

При записи кривой ПС возможны искажения из-за влияния блуждающих токов и неустойчивости поляризации электродов, которые обнаруживают по изменениям показаний при неподвижном зонде, по волнистой форме кривой и наличию на ней не согласующихся с разрезом значений. Для устранений этих искажений необходимо:

изменить положение электрода N в емкости с промывочной жидкостью или использовать в качестве заземления обсадную колонну;

выбрать время измерений, когда помехи от блуждающих токов минимальны;

приостановить работу промышленных установок.

Искажения кривой ПС, вызванных сползанием линии глин, поляризацией электродов, намагниченностью лебедки, гальванокоррозией, блуждающими токами, не должны превышать ±20% от максимально возможной амплитуды ПС для пород изучаемого интервала.

Значение масштаба регистрации кривой ПС должно быть равно 12.5 мв/см. Для данного масштаба сползание линии глин не должно превышать 1см. на 1000м. записи [1, 7].

Гамма-каротаж (ГК)

Гамма-каротаж (ГК) как метод измерения естественной радиоактивности горных пород в скважинах относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах стандартного каротажа (масштаб глубин 1:500) и в интервалах детальных исследований (в масштабе глубин 1:200) совместно с комплексом БКЗ. ГК выполняется перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу скважины, включая кондуктор.

Измерение интенсивности естественного гамма-излучения пород вдоль ствола скважины - ГК.

Гамма-излучение представляет собой высокочастотное электромагнитное излучение, возникающее в результате ядерных процессов, и рассматривается как поток дискретных частиц гамма-квантов.

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют индикатором гамма-излучения (сцинтилляционный счетчик).

Радиоактивное излучение есть результат самопроизвольного и беспорядочного распада атомных ядер химических элементов. Следовательно, интенсивность излучения определяется как статическая закономерность, обусловленная наличием многочисленных однородных явлений. Интенсивность излучения при неизменных условиях претерпевает непрерывное изменение, колеблясь около некоторой средней величины. Это явление называется статической флуктуацией, благодаря которой кривая радиоактивного каротажа имеет отклонения, не связанные с изменением физических свойств пластов (погрешности измерений). Погрешность тем больше, чем меньше импульсов, испускаемых в единицу времени (скорость счета). Уменьшить погрешность от флуктуаций можно путем осреднения наблюдений за некоторый интервал времени (выбор значений постоянной времени производится при помощи входящей в измерительную схему интегрирующей ячейки, включающей конденсатор и сопротивление).

Аппаратуру для регистрации кривой ГК эталонируют с таким расчетом, чтобы амплитуда ее отклонений при переходе от молорадиоактивных пластов к более радиоактивным была 6 см [3, 4].

Интерпретация ГК

Радиоактивность пород связана с присутствием в них тория, урана, К40.

В общем случае интенсивность гамма-излучения приблизительно пропорциональна гамма-активности пород. Однако, при одинаковой гамма-активности породы с большей плотностью отмечаются меньшими показаниями ГК из-за более интенсивного поглощения ими гамма-лучей. Изменение плотности обычно обусловлено изменениями пористости и литологии и реже присутствием элементов с большой атомной массой, которые могут повлиять на характер поглощения.

По величине естественной радиоактивности осадочные породы делятся на три группы:

) Породы высокой радиоактивности. Это битуминозные глины, аргиллиты, глинистые сланцы.

) Породы средней радиоактивности. Это глины, Глинистые песчаники, мергели, глинистые известняки, глинистые доломиты.

) Породы низкой радиоактивности. Это ангидриты, гипсы, пески, песчаники, известняки, доломиты, угли.

С увеличением в породе глинистых частиц увеличивается ее радиоактивность. Повышенная радиоактивность глин объясняется большой удельной поверхностью и способностью к адсорбции радиоактивных элементов, длительностью накопления пелитового материала. Обеспечивающего повышения содержания урана, тория в осадке, повышенным содержанием калия благодаря селективной сорбции ионов калия в процессе накопления глин и органических остатков (повышенное содержания радия в органических остатках)

С использованием ГК решают технологическую задачу - увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Обязательна повторная запись в интервале 50 м. Расхождения между основными и повторными измерениями не должны превышать ±6% для общих исследований [7].

Характерным репером, то есть участком каротажных кривых характерной формы, сохраняющемся в большинстве скважин, является баженовская свита (Показания ГК до 50-70 мкР/ч).

Песчаники менее радиоактивны чем глины, поэтому пласты-коллекторы отмечаются понижением кривой ГК.

Боковой каротаж (БК).

Масштаб глубин 1:200. Единица измерения Ом-метр (Ом*м).

Боковой каротаж (БК) - электрическое исследование фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов.

Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление (rк).

Боковой каротаж относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

Радиус исследований (равный в среднем 1,0-2,0 м) уменьшается при повышающем и возрастает при понижающем проникновении фильтрата бурового раствора.

Диаграммы БК в комплексе электрических методов (БКЗ, ИК, БМК) позволяют увеличить число пластов с количественными определениями УЭС, в том числе в зонах частых чередований, высоких сопротивлений, контрастных изменений УЭС.

БК необходим при решении следующих геологических задач:

Ø Детальное расчленение разреза по УЭС пород с выделением плотных прослоев и глин;

Ø  Выделение поровых коллекторов, определение с высокой детальностью их эффективных мощностей и строения по однородности;

Ø  Определение характера насыщения поровых коллекторов;

Ø  Установление контактов пластовых флюидов в однородных коллекторах;

Ø  Определение пористости по r_ЗП.

Для повышения эффективности применения БК предпочтительнее аппаратура с линейным диапазоном регистрации кривых и в этом случае масштаб регистрации должен быть 2,5 Ом×м/см с соотношением последующих каналов как 1: 5: 25: 125.

Качество БК проверяется на плотных однородных пластах (аргиллиты). БК сравнивается по уровню сопротивлений с МБК.

Относительные расхождения между основным и повторным измерением, в интервалах с номинальным диаметром скважины, должны находиться в пределе ±20% [8].

Боковое каротажное зондирование

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) - электрический каротаж с использованием нескольких однотипных нефокусированных зондов различной длины, обеспечивающих радиальное электрическое зондирование пород. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление (rк).

Единица измерения Ом-метр (Ом*м).

Комплекс БКЗ позволяет решает следующие геофизические задачи:

Определение УЭС пластов (r_П) в диапазоне от единиц Ом×м до 5000-6000 Ом×м с погрешностью до 20-30%. В диапазоне низких (менее 5 Ом×м) и очень высоких УЭС (более 1000 Ом×м), погрешность может достигать 100% и более, что требует привлечения ИК (для пластов ниже 5 Ом×м) и БК (для пластов с высокими УЭС). В сочетании с ИК и БК комплекс БКЗ обеспечивает определение УЭС практически по всему диапазону значений УЭС в разрезах Западной Сибири;

Определение глубины зоны проникновения (D/d_С) фильтрата промывочной жидкости в однородные пласты - коллекторы с мощностью более 5 метров (до 32 диаметров скважины);

Определение УЭС зоны проникновения (r_ЗП) фильтрата промывочной жидкости;

Определение УЭС промывочной жидкости (r_Р).

К комплексу БКЗ рекомендуется добавлять измерение температуры электротермометром в условиях неустоявшегося (текущего) температурного состояния ствола скважины, существующего при проведении БКЗ, что позволяет корректировать удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости и дает дополнительную информацию при интерпретации материалов электрического каротажа [7].

При геофизических работах БКЗ выполняют в первую очередь, чтобы исключить влияние эффектов, связанных с образованием глубоких зон проникновения.

Зонды сравнивают по уровням. Самый низкий уровень у A8M1.0N наиболее высокий уровень у A0.4M0.1N .

Возрастание уровня кажущегося сопротивления (КС) обратно пропорционально длине зонда (однородный плотный пласт большой мощности, пресный раствор).

Измерения зондами БКЗ должны быть повторены, если на кривых наблюдаются следующие искажения:

·      отсутствует повторяемость основной и повторной записи.

·        незакономерные колебания и скачки измерительных сигналов при движении кабеля и его остановки, иззубренность кривых длинных зондов, заходы кривых за нуль.

·        показания зондов на контрольной записи в металлической колонне значительно отличается от нуля.

·        значение rк против опорных пластов заметно отличаются от значений в соседних скважинах.

Индукционный каротаж (ИК)

Изучается удельная электропроводность горных пород посредством индукционных токов. В отличие от других электрических методов каротажа, при ИК не требуется непосредственного контакта измерительной установки с промывочной жидкостью. Это дает возможность применять ИК в тех случаях, когда используется промывочная жидкость, приготовленная на нефтяной основе.

Хорошие результаты получают при исследовании ИК пород низкого и среднего сопротивления, при наличии повышенного проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт.

По диаграммам ИК более точно определяется положение водонефтяного контакта и удельное сопротивление водоносных коллекторов низкого сопротивления.

Кривая кажущейся удельной проводимости при ИК регистрируется в линейном масштабе. Она соответствует перевернутой кривой кажущегося сопротивления в, практически, гиперболическом масштабе. В связи с этим в области низкого удельного сопротивления кривая оказывается растянутой, а в области высоких сопротивлений - сжатой, по сравнению с кривыми сопротивлений, записанными в обычном масштабе. Благодаря этому усиливается дифференсация кривой ИК против пород, имеющих низкое ρ_п, и происходит сглаживание ее против пород с высоким удельным сопротивлением. На кривой ИК более наглядно, чем на кривых сопротивлений, выделяется область переходной зоны.

Индукционный каротаж осуществляется приборами АИК, ИК, ПИК в интервале проведения БКЗ.

По одной кривой ИК удельное сопротивление пласта можно определить только при отсутствии проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт или при неглубоком его проникновении. Поэтому индукционный каротаж применяют в комплексе с другими методами сопротивлений. При комплексных измерениях (БКЗ, БК, ИК) возможно более надежное выделение в разрезе пластов - коллекторов и определение их удельного сопротивления ρ_п; зоны проникновения ρ_з.п и диаметра проникновения Dз.п.

Индукционный каротаж (ИК) основан на измерении кажущейся удельной электрической проводимости sк пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц [3, 4].

Единица измерения - Сименс на метр (См/м), дробная - миллиСименс на метр (мСм/м).

Нейтронный каротаж(HK)

Нейтронный каротаж (HK) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина - скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин): расчётная величина - водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - HHK-HT; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - HHK-T; нейтронный гамма-каротаж - НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК. - однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения ёмкостных параметров пород (объёмов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

Областями эффективного применения HK при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

для HHK-HT - породы с любым водородосодержанием, любыми минерализациями пластовых вод Спл и промывочной жидкости Спж (в том числе с любой контрастностью Спл и Спж в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

для HHK-T - породы с любым водородосодержанием, не высокими Спл и Спж (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью Спл и Спж

для НГК - породы с низким (меньше 8-12 %) водородосодержанием и любыми Спл и Спж, а также породы со средним (8-20 %) водородосодержанием, если Спл и Спж не превышают 100 г/л [8].

Областями эффективного применения HK при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

для HHK-HT - породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

для HHK-T - породы с водородосодержанием более 10 % при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

для НГК - породы с водородосодержанием менее 20 %.

Кавернометрия - изучение геометрии ствола скважины.

Измеряемая величина - диаметр скважины (мм).

Георгиевская свита всегда отображается каверной

На проницаемых пластах значения меньше номинального (образуется глинистая корочка). На углях всегда образуются каверны [7, 8].

Интервал контрольной записи должен включать участок протяженностью не менее 50 м. перед входом в обсадную колонну и не менее 20 м. в колонне. На разведочных скважинах обязательна запись кавернограммы до стола ротора.

Расхождения измеренных и проектных диаметров колонны и скважины в интервалах с номинальным диаметром ствола не должны превышать ±3мм.

Данные о фактическом диаметре скважины необходимы для решения следующих задач:

-      оценки прихватоопасности желобов, сальников, глинистых и шламовых корок, интервалов выкрашивания или вывала пород;

-        учета геометрии ствола при аварийных работах, связанных с извлечением из открытого ствола посторонних предметов;

         выбора интервалов установки пакеров, башмаков колонны и т.п.;

         уточнения геологического разреза - выделения коллекторов по проявлению глинистых корок;

         учета диаметра ствола при интерпретации данных БКЗ, БК, ГК и других методов.

Акустический каротаж

Акустический каротаж на преломленных волнах предназначен для измерения интервальных времен, амплитуд и коэффициентов эффективного затухания преломленных продольной, поперечной, Лэмба, Стоунли упругих волн, распространяющихся в горных породах, обсадной колонне и по границе жидкости, заполняющей скважину, с горными породами или обсадной колонной.

При регистрации волновых картин и фазо-корреляционных диаграмм (ФКД) коэффициент усиления электронной схемы скважинного прибора выбирают таким образом, чтобы в диапазоне оцифровки акустических сигналов сохранялся минимальный уровень шумов, вызванных движением прибора, а сигналы регистрируемых волн не ограничивались.

При записи АК в открытом стволе прибор настраивается на плотных пластах, а при регистрации АКЦ - в «свободной» колонне.

Для оценки работоспособности прибора необходимо проанализировать значение интервального времени продольной волны в незацементированной обсадной колонне, которое должно находиться в пределах 185-187 мкс/м и затухание в пределах 1-5 дБ/м

2.4 Методика и техника проведения геофизических работ

Предприятие ООО «ТомскГазпромГеофизика» выполняет следующие виды работ: промыслово-геофизические исследования в бурящихся скважинах(в открытом стволе), и ведет контроль за разработкой месторождений(в закрытом стволе) .

Методика проведения геофизических исследований будет определяться продолжительностью бурения скважин, очередностью и интервалами вскрытия продуктивных пластов. В среднем бурение скважины на площади работ длится не более 1-3 месяцев. Номинальный диаметр скважин в интервалах продуктивных пластов нижнего мела и юры равен 190 мм. Удельное сопротивление промывочной жидкости определяется в скважине резистивиметром и по устьевой пробе. Температура против исследуемых пластов определяется по термограммам и по замерам в процессе испытания объектов.

В комплекс проектируемых исследований будет входить стандартный электрический каротаж кажущихся сопротивлений (КС), выполняемый двумя градиент-зондами: последовательным А2.0М0.5N и обращенным N0.5М2.0А, и обращенным потенциал-зондом N6.0М0.5А, размеры которых установлены в соответствии с геолого-геофизическими параметрами разреза, каротаж самопроизвольной поляризации (ПС), боковой каротаж (БК), микробоковой каротаж (МБК), кавернометрия (Кав.), профилеметрия (Пр.), индукционный каротаж (ИК), нейтрон-нейтронный каротаж (НКТ), гамма-каротаж (ГК), акустический каротаж (АК).

Геофизические исследования проектируется выполнять серийной скважинной и наземной аппаратурой. Типы и размеры зондов соответствуют марке серийной аппаратуры. Применяемые масштабы и скорости регистрации кривых соответствуют требованиям технических руководств и инструкций. Анализ интерпретации показывает, что качество материалов ГИС, в основном хорошее, реже - удовлетворительное.

Регистрация диаграмм будет производиться с помощью цифровой каротажной станции “Кедр”. Отличительной особенностью данной станции является простота в обращении и неприхотливость. Запись информации производится на жесткий диск.

Запись стандартного каротажа производится со скоростью 2000-2500 м/час. Основной масштаб записи: КС - 2,5 Ом×м/см, ПС - 12,5 мВ/см. Боковое каротажное зондирование планируется проводить подошвенными градиент-зондами с размерами АО = 0.45; 1.05; 2.25; 4.25; 8.5 м, и кровельным градиент-зондом с АО=2.25 м. Скорость регистрации - 2500 м/час.

Микрозондирование микроградиент-зондом А0.025М0.025N и микропотенциал-зондом А0.05М со скоростью регистрации 800-900 м/час.

Запись МБК и микрокавернометрии будет производиться со скоростью 800-1500 м/час.

По аналогии прошлых лет, Боковой каротаж, будет писаться со скоростью 2000-2500 м/час.

Запись индукционного каротажа будет проведена зондом 6Ф1, скорость записи 2000-2500 м/час.

Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ) в открытом стволе. В качестве индикаторов применим кристаллы NaJ (Tl), размер кристаллов 30´70, 40´80, 40´40; ЛДНМ, основной размер 30´60; и СНМ-18.

Источники нейтронов - полониево-бериллиевые, мощностью от 4 до 13,5×10⁶ н/сек. Запись кривых ГК будет проведена эталонированными каналами. Скорость регистрации диаграмм РК составляла 200-500 м/час, в некоторых скважинах 600-1000 м/час. Качество диаграмм, в основном, хорошее.

Состав отряда

Основной производственной единицей для проведения промыслово-геофизических работ в скважине будет являться партия. Состав геофизических партий определяется объёмом работ и будет зависеть от применяемых методов, условий проведения работ, категории местности.

Геофизическая партия представляет собой комплексную бригаду инженерно-технических работников и рабочих. Партия будет состоять из 4 человек: начальник партии, инженер-геофизик, каротажник 4 разряда, машинист 5 разряда.

Методика съемки

Спуск прибора в скважину. Во время спуска прибора (или целой «спайки» приборов) оператор вводит калибровочные коэффициенты.

Прибор опускается на забой скважины и машинист опускает еще 2-3 метра в запас. Это необходимо для того, чтобы в момент подъема прибора оператор успел откалибровать прибор.

Магнитные метки, расположенные на кабеле через определенные промежутки, служат для привязки по глубине.

Затем при записи через каждые 200-300 метров производят контроль «нуля». При переходе с масштаба на масштаб или при остановке прибора, необходимо сделать перекрытие замеров 50 метров.

Особое внимание оператору и машинисту следует обращать:

Скорость записи;

Момент входа прибора в кондуктор;

На датчик индикатора меток(расположенного на панели машиниста, самой станции и на дисплее);

Па показания сельсин датчика (контролировать показания 0 на выходе прибора и делать соответствующие поправки).

2.5 Метрологическое обеспечение работ

Что касается метрологического обеспечения работ, то можно сказать следующее. В геофизической организации существуют так называемые геофизические мастерские лаборатории (ГМЛ).

К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая организация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п. Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел «Методика калибровки»), в соответствии с требованиями действующих стандартов на данный тип приборов или оборудования.

Первичную калибровку выполняет изготовитель (поставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудования. Результаты первичной калибровки являются составной частью эксплуатационной документации поставляемых технических средств.

Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна проводиться с периодичностью, указанной в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в эксплуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборатории, предназначенной для проведения исследований этими приборами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок достоверности измеренных цифровых данных.

Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование. Измерения при калибровках необходимо проводить с использованием наземного оборудования (геофизический кабель, регистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований.

Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъёма приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатационной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодических калибровок.

2.6 Интерпретация геофизических данных

Выделение коллекторов проводилось по комплексу качественных и количественных признаков. Качественные признаки при выделении поровых коллекторов обусловлены проникновением в пласт фильтрата промывочной жидкости, вследствие чего происходит сужение диаметра скважин за счет образования глинистой корки, фиксируемое кривой кавернометрии, а также образуется радиальный градиент кажущихся сопротивлений, измеряемый зондами с разной глубинностью исследований - БКЗ, ИК, БК. К качественным признакам относится отрицательная аномалия ПС, низкая естественная радиоактивность пород.

Из эффективных толщин, выделяемых по качественным признакам, исключались все прослои, характеризующиеся как уплотненные и глинистые хотя бы по одному из геофизических параметров [5].

Кроме прямых качественных признаков, для разделения пород на коллекторы и неколлекторы, будут использоваться косвенные количественные критерии (К_П, K_ПР, K_В.О, и др.).

скважина геофизический геологический исследование

2.6.1 Выделение коллекторов по прямым и качественным признакам

а) Сужение диаметра скважины

Связано с увеличением глинистой корки против пласта. Является однозначным признаком коллектора.

Сужение диаметра скважины не является коллектором в следующих случаях:

а). Против тонких плотных прослоев, расположенных в мощном пласте коллекторе- глинизация стенки скважины происходит размазыванием корки, образовавшейся в коллекторе выше и ниже его при спуско- подъемных операциях, при бурении.

б). В призабойной зоне в не коллекторах, где сужение диаметра связано с осаждением частиц шлама.

б). В любом интервале скважины, не являющихся коллектором, где образуются сальники, обусловленные низким качеством бурового раствора или неудовлетворительной подготовкой скважины к проведению ГИС.

Толщина глинистой корки не является характеристикой проницаемости пласта. Она зависит от качества раствора. Чем хуже качество глинистого раствора, тем толще корка. Значит у него высокая водоотдача и колоидальность.

б) Выделение коллектора по микрозондам.

Положительное приращение является надежным признаком межзернового коллектора в той же мере , как и корка. 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 в следующих случаях.

а). Корка имеет большую толщину (более2 см), показания микрозондов одинаковы, т.к. они исследуют глинистую корку

б). Водоносный пласт имеет очень высокую проницаемость как по напластованию так и по нормали к напластованию, в результате промытая зона расформировывается. Показания МПЗ близко к КС глинистой корки, как и МГЗ.

в) Выделение коллектора по наличию радиального градиента КС по электрометрии.

Наличие проникновения ФБР в пласт устанавливают сравнивая КС породы, замеренное зондами разной длины в радиальном направлении. При этом по интерпретации устанавливают либо наличие радиального градиента сопротивления, либо отсутствие.

В пластах-коллекторах большой мощности получают в зависимости от характеристики коллектора кривые зондирования, характеризующие следующие виды проникновения:

г) Повышающие проникновение ( КС зоны проникновения больше КС пласта)

а). Для водоносных коллекторов, насыщенных минерализованной пластовой водой

(Св больше 10 г/л). В этом случае КСзп существенно превышает КСп.

б). Для продуктивных коллекторов с высоким содержанием остаточной воды, обусловленной либо значительной рассеянной глинистостью либо незначительным расстоянием по высоте по отношению к ВНК.

в). Для слоистых продуктивных коллекторов, с чередованием прослоев глин и коллекторов. Обусловлено значительным содержанием глинистого материала в этих коллекторах, как рассеянного так и слоистого, как следствие значительное содержание связанной воды.

Ошибочно устанавливают повышающее сопротивление:

а). В тонких одиночных пластах высокого сопротивления- коллекторах и не коллекторах в следствии особенностей кривой зондирования.

б). В мощных пластах, показания КС больших зондов БЭЗ для которых занижены экранирующим влиянием плотного прослоя, расположенного над пластом при проведении БЭЗ последовательным градиент- зондом, и под пластом - при работе с обращенным градиент- зондом.

в). В неоднородной слоистой пачке, представленной тонким переслаеванием непроницаемых пород с различным сопротивлением, в следствии влияния эффекта анизотропии.

д) понижающее проникновение (КСзп меньше КСп).

Встречается редко. Характерно для хороших коллекторов с высоким Кнг (больше 85%) при бурении на растворе, где КСф мало отличается от КС пластовых вод. Ошибочно устанавливают понижающее проникновение при неправильном определении КСр или ДС.

К недостаткам прямых качественных признаков выделения коллекторов можно отнести следующее:

1. Не приемлемы для скважин бурящихся на технической воде или не фильтрующимся растворе.

2. Часть методов можно использовать только в единичных параметрических скважинах, где применяется расширенный комплекс.

2.6.2 Выделение коллекторов по количественным признакам

Основано на использовании количественных параметров, соответствующих границе коллектор - не коллектор.

1. Коэффициент проницаемости (Кпр) и соответствующие ему для данного типа коллекторов значения коэффициентов пористости (Кп) и различных параметров глинистости (Сгл, Кгл, Отн.гл)- для продуктивных и водоносных коллекторов.

2. Коэффициенты фазовой проницаемости по нефти (Кн_пр) или газу (Кг_пр) и соответствующие им значения коэффициентов нефте- (Кн), газо- (Кг) или водонасыщения (Кв) - для продуктивных коллекторов.

3. Геофизические параметры: относительная амплитуда на диаграммах ПС, гамма- метод для продуктивных и водоносных коллекторов, КСп параметр насыщения для продуктивных коллекторов (Рн).

Уточнение критических значений при выделении коллекторов по количественным признакам на Игольско-Таловом месторождении было проведено с учетом результатов отчета (за 1985г), результатов опробования эксплуатационных скважин и результатов обработки ГИС; были выделены все пласты с отрицательной амплитудой ПС, сформировано две выборки - в одну из которых включены все пласты, выделенные как коллекторы, а в другую - как неколлекторы. Эти выборки подверглись статистической обработке, в результате которой были построены кумулятивные кривые распределения относительной амплитуды ПС для коллекторов и для неколлекторов. Для определения критического значения проницаемости построена зависимость между проницаемостью, определенной по результатам гидродинамических исследований и удельной продуктивностью (q) (k_{пр_гидр}=1.34 мД). Это граничное значение проницаемости послужило отправным моментом контроля и определения граничных значений коллекторских свойств для кондиционного коллектора.

Точка пересечения относительно фазовых проницаемостей для воды и нефти соответствует критическому значению k_{в_кр}. Эта точка является точкой равновесного течения нефти и воды, и на практике ее относят к ВНК. В нашем случае, ВНК наблюдается в продуктивном пласте Ю₁^му Юрских отложений, на глубине 3211.2 м (рисунок 1.5.1). Также по графику определяют еще две точки k_{в_крв} и k_{в_крн}, разделяющие области значений k_в, при которых возможна однофазная фильтрация воды либо нефти и двухфазное течение воды с нефтью.

Фильтрация нефти в коллекторе возможна при значениях - k_{в_крв} > k_в > k _{в_св}, а фильтрация воды, если k _в>k_{в_крн}. Безводные притоки нефти будут получены из коллекторов, для которых k_{в_св}< k_в< k_{в_крн}. При k_{в_крн}<k_в<k_{в_кр} коллектор относится к переходной зоне, где получают нефть с некоторым содержанием воды. При значениях, когда k_{в_кр}< k_в< k_{в_крв} коллектор также относится к переходной зоне, но с вероятностью получения притока воды с некоторым содержанием углеводородов. К явно водоносным относятся объекты, у которых k_в≥k_{в_крв}.

По кривым относительных фазовых проницаемостей значения k_{в_крн}, k_вкр, k_{в_крв} для образцов из коллекции пласта Ю₁² Игольской площади составляют :_{в_крн} = 29.1 - 48.5%, среднее значение k_вкрн = 48.5%, отчет 1985г. - 46%;_вкр = 41.9 - 61.4%, среднее значение k_вкр = 51.7%, отчет 1985г. - 58%;

k_вкрв = 58.1 - 77.0%, среднее значение k_{в_крв} = 65.2%.

Диапазон подвижности нефти: - 20.4 - 37.0%, среднее значение - 27.5%.

Для каждого образца, используя петрофизические зависимости Рн=f(k_в) и Pп=f(k_n) и по установленным критическим значениям k_{в_крн}, k_вкр, k_вкрв были рассчитаны критические значения параметра насыщения и расчетные значения удельного сопротивления в пластовых условиях, которые соответствуют границам, разделяющим области притоков чистых углеводородов, углеводородов с небольшим количеством воды, воды с признаками углеводородов и чистой воды при изменяющихся значениях коэффициентов пористости и проницаемости.

Определение эффективной мощности

Эффективная толщина оценивается как разность между общей толщиной пласта (Н) и суммарной толщиной неколлекторов (∑Н_{i нк}), представленных глинистыми и плотными прослоями.

При обосновании эффективных толщин использовались все геофизические критерии. При этом исключались все прослои, характеризующиеся по ГИС как уплотненные или глинистые. Эффективные нефтенасыщенные толщины определялись по результатам оценки характера насыщения коллекторов.

Определение удельного электрического сопротивления пластов

Комплекс электрических методов (ИК, БК), применяемый на Игольско-Таловом месторождении является оптимальным, но он не лишен недостатков. Так если пласт-коллектор залегает между пластами-неколлекторами с резко различными удельными сопротивлениями, то на зонд сказываются искажения за счет вмещающих пород. К факторам, затрудняющим интерпретацию, также относятся: наличие плотных и глинистых прослоев; частое переслаивание глинистых, плотных и проницаемых прослоев. Проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласты имеет повышающий характер. Глубины зон проникновения (D/d) для разведочных скважин составляют: - 4-8 диаметров скважины, для эксплуатационных - 4-6.

Определение относительной амплитуды ПС (а_пс)

Проводилось следующим образом:в изучаемом разрезе выделялся мощный однородный водоносный пласт с минимальной глинистостью и максимальным значением ПС. Градиент изменения ПС с глубиной равен 3 мВ на 100м, что определено на ряде месторождений Томской области.

Максимальная амплитуда ПС в изучаемом пласте определялась по формуле:

где: - глубина изучаемого пласта; - глубина опорного пласта; - значение ПС в опорном пласте.

Величина относительной амплитуды ПС определялась по формуле:

где  - наблюденная ПС, исправленная за ограниченную мощность пласта.

Определение коэффициентов пористости коллекторов

Определение пористости коллекторов проводилось с использованием метода НКт и привлечением относительной амплитуды ПС (а_пс) и данных ГК. При определении пористости коллекторов на Игольско-Таловой площади в качестве основного метода использовались данные НКт. Пористость коллекторов по НКт определялась следующим способом:

проводилась нормализации кривой НКт по формуле:

где: - - среднее значение и стандартное отклонение в эталонной скважине;

- среднее значение и стандартное отклонение в исследуемой скважине

Для реализации алгоритма в автоматическом режиме в лаборатории нефтегазопромысловой геофизики была разработана математическая модель, реализованная в виде функции:

где: - водородосодержание опорного водоносного пласта и значение НКт соответственно; - водородосодержание опорного глинистого пласта и значение НКт соответственно;  - текущее значение НКт.

В качестве пласта высокого водородосодержания использовались пласты размытых глин, при замерах НКт в открытом стволе или зацементированные каверны в случае обсаженной скважины. Эти пласты, как правило, обладают минимальными в изучаемом участке разреза показаниями НКт. Им в зацементированной каверне при d_кав < 2d_c приписывалось значение  = 40%, а при d_кав > 2d_c -  = 50%. В качестве второго опорного пласта использовался водонасыщенный песчаный пласт с минимальной глинистостью, коэффициент пористости определялся независимым методом (по керну; по данным других видов каротажа). Чтобы выйти на водородосодержание опорного пласта в k_поп вводилась поправка  (поправка за связанную воду ). Водородосодержание приводилось к общей пористости следующим уравнением:

где: - суммарное водородосодержание; - водородосодержание связанной воды ( = 0.182);k_гл - объемная глинистость.

Дополнительно проводилось определение коэффициентов пористости по зависимости_п=f(а_пс). Для чистых, неглинистых коллекторов использовалась зависимость:

^:=20.296*-0.0224.

Для глинистых коллекторов использовалась зависимость: =30.309*а_пс-3.9036 (при а_пс <0.65).

Определение глинистости коллекторов проводилось по зависимости, полученной по керновым данным для Каймысовского свода (k_гл=0.4346-0.3846а_пс). Зависимость апробирована в отчетах по пересчету запасов Первомайского и Западно-Катыльгинского месторождений.

Определение коэффициентов проницаемости

Оценка проницаемости коллекторов проводилось по зависимости k_пр=f(k_п), построенной по керновым данным:

_пр=0.000002*(k_п)^{5 8218}

Определение характера насыщения

Определение характера насыщения пластов-коллекторов проводилось по критическим значениям удельного сопротивления (ρ_п), параметра насыщения (Р_н) и кривым фазовой проницаемости, с учетом гидродинамических исследований и результатов опробования скважин.

При подготовке подсчетных параметров по месторождениям, находящимся в разработке, необходимо выделять эффективные нефтенасыщенные толщины для пластов, затронутых выработкой. Поэтому на первоначальном этапе для определения критических значений использовались данные разведочных скважин и лишь как дополнительная информация - результаты геофизических исследований и опробование добывающих и нагнетательных скважин. По разведочным скважинам принято критическое значение k_н > 54%, Р_н > 3.2 (для притока безводной нефти) и k_н < 42%, Р_н < 2.25 (k_в>58% пласты водонасыщены). В качестве критического значения УЭС (ρ_п) для разделения нефте- и водонасыщенных коллекторов принято его значение, равное 5.7 омм.

Приведенные критические значения позволяют определять характер насыщения пластов, незатронутых выработкой. Характер насыщения пластов, затронутых выработкой и имеющих ρ_п, ниже критических (при одинаковых коллекторских свойствах и гипсометрии), определяется по результатам опробования, анализа с ранее пробуренными скважинами в данном районе, а также по качественной характеристике кривых радиоактивного каротажа (ГК) и кривой ПС.

Результаты количественной интерпретации по скважинам, затронутым выработкой, из расчета средневзвешенных значений подсчетных параметров исключались.

Определение коэффициентов нефтенасыщенности

Для определения коэффициентов нефтегазонасыщенности использовалась зависимость k_в=89.696*Рн ^{-0 5381}. Увеличение относительного сопротивления определялось по формуле Рн=ρ_нп/ ρ_вп- Удельное сопротивление нефтенасыщенного пласта определялось в ручном и автоматизированном варианте по комплексным палеткам ИК-БК. Определение удельного сопротивления водоносных пластов проводилось по петрофизической зависимости Рп=1.968*Кп^{- 1 397}. Удельное сопротивление пластов (ρ_вп) со 100% водонасыщением при повышенной глинистости определялось по зависимости, построенной по водоносным пластам: ρ_вп =4.3511-2.8206*α_пс R² =0.897.

Для маломощных пропластков, его значение принималось постоянным, которое определялось по водоносным пластам статистическим способом:

ρ_{вп min} =1.49, ρ_{вп тах} =2.94, ρ_{вп ср}=1.94, disp=0.143;

Для контроля оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности использовалась обобщенная зависимость:

=l.485-0.5331 lg ρ_нп

где: - W - влажность (W=k_п*k_в)

При обосновании средневзвешенных значений коэффициента нефтенасыщенности использовались данные для проницаемых прослоев с толщиной ≥2.0 м. [8].

. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Модель пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения

Поданным о капиллярном давлении рассчитывают распределение размеров поровых каналов по пласту-коллектору.

Вариации капиллярных свойств пород определяются структурой их пустотного пространства: размерами, геометрией пор и трещин, степенью гетерогенности пустот и межпоровых сужений, а следовательно, их коллекторскими свойствами. В то же время капиллярные давления определяют превышение коллектора над уровнем подошвенных вод. В результате взаимодействие капиллярных сил и силы тяжести обусловливает Рис 3.1 Схема, показывающая, как удерживается вода сферическими зернами мощности и восстанию. На одном и том же гипсометрическом уровне соотношение подвижной нефти и воды меняется в зависимости от коллекторских свойств пород. По высоте залежи над уровнем зеркала подошвенных вод, где Р_к = 0, снизу вверх выделяется три уровня различной подвижности воды и УВ (рис. 3.2).

. Зона остаточной нефтенасыщенности, где нефть находится в неподвижном пленочном и капельно-диспергированном состоянии (подвешенном, разобщенном, по терминологии разных авторов).

Рис.3.2 Зоны нефте-водонасыщенности в однородном пласте большой мощности по В.К.Федорцову (1990).

Эта нефть не извлекаемая, и при вскрытии пласта в этой зоне всегда будет получен приток воды с возможной пленкой нефти. По простиранию пласта кровля зоны - наклонная или криволинейная граница, определяемая структурой порового пространства коллекторов, их способностью сорбировать пленочную нефть, а для гидрофильных пород, как главное, задерживать ее в поровом пространстве в капельном состоянии. Кровле зоны соответствует давление вытеснения Р_выт.

. Зона подвижных воды и нефти с возрастающей нефтенасыщенностью и подвижностью нефти по высоте. При вскрытии пласта будет получен приток воды и нефти в пропорциях, обусловленных многими факторами. Для нижних частей зоны при снижении пластового давления идет быстрый подток подошвенных вод. Кровля зоны соответствует нулевой фазовой проницаемости по воде и некоторой остаточной водонасыщенности К_во. В верхней части этой зоны несколько ниже отметки с К_во проводится условный ВНК, соответствующий критической водонасыщенности и началу обводнения притока. Условным его называют в отличие от абсолютного, где Кв = 100%, а также потому, что уровень обводнения продукта можно задать (обусловить).

. Выше по пласту залегает зона остаточной водонасыщенности, где вода присутствует в виде тонких сорбированных поверхностью пленок, а в нижней части содержится также в поровых каналах, в которых капиллярные силы значительно превосходят гравитационные. Внутри зоны остаточной водонасыщенности вверх по пласту происходит уменьшение капиллярно удержанной воды, поскольку гравитационные силы продолжают расти и нефть заполняет каналы все меньшего радиуса. У хороших коллекторов с небольшим количеством связанной воды в верхних частях залежи возможна гидрофобизация поверхности пор и последующее уменьшение связанной и капиллярной воды по этой причине.

Таким образом, на какой-то высоте водосодержание принимает минимальное значение и свойства пласта стабилизируются. Поэтому верхнюю часть зоны остаточной воды часто называют зоной стабилизации. Зоне стабилизации соответствует неизменное минимальное количество остаточной пластовой воды К_во^min. Отметим, что, если нефтяной пласт имеет небольшую мощность, зона стабилизации и предельного нефтенасыщения может отсутствовать или перемещаться в газонасыщенную часть залежи.

В случае литологически неоднородных продуктивных пластов, представленных чередованием слоев, нарастающая нефтенасыщенность вверх по пласту необязательна. Она может уменьшаться и снова возрастать скачком соответственно структуре порового пространства и поверхностным свойствам пород. На контактах слоев капиллярные силы не испытывают скачка, скачком меняется их водонасыщенность. В пласте большой мощности можно наблюдать полную смену зон нефтенасыщенности (рис. 3.2). При сокращении толщины пласта наблюдаются только некоторые из возможных зон нефтенасыщенности согласно гипсометрическому уровню залегания пласта над абсолютным ВНК.

Названные выше зоны водо- и нефтенасыщенности являются также зонами различных фазовых проницаемостей по воде и нефти, и, таким образом, определить границы зон можно по кривым фазовых проницаемостей.

3.1.1 Относительные фазовые проницаемости и развитие обводнения притока

Известны два представления о механизме совместного течения пластовых флюидов в пористой среде. Согласно первому, при течении двух несмешивающихся фаз часть наиболее тонких поровых каналов и углы крупных пор заняты смачивающей пластовой водой, а по остальным каналам может происходить независимое струйное движение несмачивающего и смачивающего флюидов. Количество двигающихся флюидов в каждый момент определяется величиной водо-нефтенасыщенности и проницаемостью среды для этих флюидов. С ростом насыщенности породы одной фазой увеличивается доля каналов, обеспечивающих движение этой фазы, и уменьшается доля каналов для другой [6].

При наличии в порах коллектора трех фаз (газа, нефти и воды) принцип их распределения сходен с двухфазной системой. Вода полностью занимает поры наименьшего размера, углы пор и в виде тонкой прерывистой пленки смачивает остальные поры. Нефть занимает более крупные поры, а газ - центральные участки наиболее крупных, занятых нефтью, и с водой практически не контактирует. Описанное выше представление о течении несмешивающихся флюидов позволяет использовать информацию о распределении пор по размерам для оценки динамики фазовых проницаемостей.

Существует три способа изучения гидродинамических характеристик коллекторов. Первый, наиболее приоритетный и дорогой - специальные исследования в скважинах. Он дает интегральные характеристики пласта или его части и зависит от условий их вскрытия. Второй способ - физическое моделирование фазового течения пластовых флюидов в лаборатории на образцах пород. Его главный недостаток в том, что коллекторы с очень высокой проницаемостью, более 500 млд, и низкой, менее 2-3 млд, практически не исследуются в силу технических особенностей способа. Есть также определенные трудности с подготовкой образцов и подбором моделей пластовых флюидов. Третий способ - математическое моделирование, расчеты фазового течения флюидов по данным о капиллярных давлениях в поровом пространстве коллекторов.

Рассмотрим подробнее случай двухфазного течения смачивающей и несмачивающей фаз в гидрофильном коллекторе, например, для воды и нефти. Лаверетт [9] различает три типа состояния насыщения флюидами в диапазоне 0-100% заполнения порового объема водой, зависящее от смачивания поверхности порового пространства (рис. 3.3). В случае гидрофильной породы, начиная с очень малого процента насыщения, вода образует на поверхности подвешенные прерывные пленки на зернах и кольца на стыках зерен, при этом в самых тонких каналах и малых порах пленки могут занимать весь их объем. Эта вода неподвижна.

Рис.3.3 Экспериментальные кривые фазовой проницаемости  для коллектора из пласта БУ₈ Уренгойской площади, Кп = 0,172; Кпрг = 78 млд; Кпрв = 43 млд; Кво = 0,32; Квкр = 0,42; Кно = 0,22

Давление по флюиду не может быть передано по этой разобщенной влаге. По мере увеличения насыщенности смачивающей фазой размеры подвешенных колец и толщина прерывистых пленок увеличиваются и образуется непрерывная пространственная сетка. Водонасыщенность, при которой происходит этот переход, называют равновесной, а чаще критической, а состояние насыщенности ниже критической - подвешенным. При значениях водонасыщенности выше критической для смачивающей фазы открывается непрерывный извилистый путь ее движения, если существует перепад давления по флюиду. Такое состояние насыщенности называют фуникулерным (от слова фуникулер). Значение критической водонасыщенности Квкр можно оценить только в процессе изучения фазового течения. С критической водонасыщенности начинается обводнение потока при совместном движении воды и УВ по поровому пространству.

Несмачивающая фаза будет занимать центральное положение в порах и в отсутствие ее движения называется островной. Движение невозможно для капельно разобщенной нефти, не образующей фильтрующего кластера поровых каналов. Минимальное количество нефти, не участвующей в движении, обычно определяют в процессе фильтрации, в результате длительной отмывки нефтенасыщенного образца водой в условиях, моделирующих пластовые, по методу вытеснения.

Относительные проницаемости зависят от направления, в котором изменяется насыщенность несмачивающей фазой. Если в пласт нагнетается несмачивающая фаза (нефть, газ), такое направление называют дренированием. При этом нефть избирательно вытесняет воду из более крупных капилляров в узкие. В итоге, при перепаде пластового давления образуется два раздельных потока: по системе более крупных пор фильтруется несмачивающая фаза, а по системе более мелких - смачивающая. Считают, что процесс взаимодействия фаз при дренировании минимален.

В противоположность выше названному существует процесс, когда вода первоначально находится в виде остаточной, а нефть занимает остальную часть пространства, т.е. порода гидрофильна или имеет смешанный тип смачиваемости, а вытесняющая фаза - смачивающая. В этом случае капиллярные силы действуют так, что каждый капилляр стремиться впитать воду и вытеснить из него часть нефти, поэтому процесс вытеснения нефти водой называется впитыванием. Первоначально нефтенасыщенность снижается вместе с изменением кривизны границы раздела "нефть-вода" в сплошной нефтяной фазе. Благодаря большой поверхности раздела обе фазы сильно влияют друг на друга и на скорость процесса вытеснения нефти водой.

Из сказанного вытекает, что кривые фазовых проницаемостей по механизму впитывания и дренирования разнятся в зависимости от смачивания породы флюидами и от распределения пор по размерам. Отметим также, что в случае впитывания процесс вытеснения должен зависеть от начальной водонасыщенности значительнее.

При теоретических расчетах используются кривые капиллярного давления, отработанные по механизму дренирования. Но главная особенность расчета в том, что формулы выведены для идеальных флюидов, не взаимодействующих с твердой фазой. Учет различий их движения по поровому пространству осуществляется через объемы, в которых оно происходит.

Когда в пористой среде одновременно движутся несколько флюидов (фаз), закон Дарси записывается через их фазовые проницаемости. Если пренебречь влиянием электрических и магнитных явлений и учесть только силу тяжести, то совместное линейное движение воды, нефти и газа в направлении и характеризует следующая система уравнений [9]:

 3.1а

 3.1б

 3.1в

где - скорости фильтрации фаз в направлении ;  - их фазовые проницаемости; g - ускорение силы тяжести; - плотности флюидов; - градиент пластового давления в направлении ; - угол между направлением течения и горизонтальным направлением, определяемый падением пласта.

Для газовой фазы влиянием силы тяжести можно пренебречь. В водной фазе электрические заряды относительно быстро рассеиваются, в отличие от нефти, содержащей полярные компоненты (асфальт, парафин). Влиянием электрических сил на движение нефти также обычно пренебрегают, но они могут вызывать нежелательное осаждение парафина и таким образом влиять на процесс отбора нефти [9].

Для сравнения подвижности флюидов при их одновременной фильтрации через поровое пространство введен также коэффициент подвижности М, равный отношению подвижностей фаз. Например, для воды и нефти [Уолкотт, 2001]:

 3.2

При разработке месторождений отношение добываемой из скважины нефти и воды оценивается по их текущим объемам q = V • t, приведенным к наземным условиям. Это отношение называют водонефтяным фактором (ВНФ). Между водонефтяным фактором и коэффициентом подвижности существует простое соотношение:

 3.3

где q_i - расход флюидов по закону Дарси, B_i - объемные факторы флюидов.

Значение М > 1 означает, что вода имеет преимущество в потоке, тогда как при М < 1 нефть является доминирующей фазой, фронт заводнения устойчив и распространяется на большие расстояния. Когда М > 1, поток неустойчив, вода образует языки обводнения в направлении добывающих скважин. Чем больше М, тем вероятнее образование языков обводнения за счет разности вязкостей фаз.

Количественно развитие обводнения потока в процессе разработки при фронтальном вытеснении нефти или газа пластовой водой описывает функция Лаве-ретта - зависимость доли воды в потоке от водонасыщенности коллектора (пласта). Для изотропного пласта она равна:

 3.4

где q_H и q_B - расход нефти и воды; q_ж - общий расход жидкости;  - вязкость нефти и воды; Кфн = f (Кн) и Кфв = f (Кн) - фазовые проницаемости по воде и нефти для текущих значений водонасыщенности коллектора; sinα - угол между направлением течения и горизонталью; dP_k / du - градиент капиллярного давления в направлении потока;u;  - плотность нефти и воды; g - ускорение силы тяжести.

Если принять, что капиллярное давление не имеет градиента, угол падения пласта мал, и с небольшой погрешностью для результата заменить фазовые проницаемости на относительные, расчет функции Лаверетта значительно упрощается:

3.5

Формулы (3.4) и (3.5) справедливы для описания движения двухфазного потока, например, когда пласт принадлежит переходной зоне (рис. 3.2), а также для процесса вытеснения нефти водой, поскольку перед фронтом вытеснения всегда образуется продвигающаяся зона смешанного потока.

Функция обводнения потока f_B содержит ценную информацию о процессе извлечения УВ при фронтальном водонапорном режиме вытеснения. С ее помощью определяются:

Ø  критическая водонасыщенность, соответствующая началу обводнения притока в скважину;

Ø  остаточная нефтенасыщенность (или соответствующая ей водонасыщенность) в пласте после прорыва фронта вытеснения в скважину, на момент завершения наиболее выгодного режима эксплуатации;

Ø  критическая водонасыщенность, при которой уже не формируется фронт вытеснения и добыча нефти идет по сценарию отмывания нефти большим количеством воды, т.е. при экономически невыгодном режиме;

Ø  коэффициенты вытеснения на разной стадии разработки;

Ø  проводится деление пласта на зоны однофазного притока водой, двухфазного и однофазного нефтью (газом);

Ø  значение скорости продвижения фронта.

3.1.2 Расчет относительной фазовой проницаемости

Кривая капиллярного давления используется для расчёта и построения графика зависимости фазовых проницаемостей <javascript:ShowImage('02.gif',540,465)> по нефти и воде (а также обводнённости пластового флюида) от коэффициента водонасыщенности Кв. Определяются критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** соответственно для заданных уровней содержания воды в добываемом флюиде: 1%, 50%, 99%. Эти критические значения Кв используются при оценке характера насыщения (нефть, переходная зона, вода) по данным ГИС <#"719806.files/image069.gif"> λ , (3.6)

или в интегральной форме:

=  λ . (3.7)

Следует отметить, что расчетное значение проницаемости в этом уравнении не зависит от свойств жидкости, т.е верно только для газа с поправкой за эффект Клинкенберга [2, 8, 10]. .

После приведения всех входящих в формулу величин к единой системе измерения для капиллярных кривых в системе вода-воздух формулы (3.6) и (3.7) имеют следующий вид:

= Кп*0,216*270 , (3.8)= Кп*0,216*270, (3.9)

где рк - в атм, Кп - в долях, k - в мд.

Относительные фазовые проницаемости для смачивающей (воды) и не смачивающей (нефть, газ) фаз, построенные на базе уравнения Пурцелла имеют следующий вид:

 (3.10)

(3.11)

где:абсолютная проницаемость;

Рк- капиллярное давление;

Кв - текущая водонасыщенность;

Кво - остаточная пластовая вода;

Кно - остаточная нефтенасыщенность.

Обращает на себя внимание, что в формулах (3.10) и (3.11) пределы изменения Кв в дроби, стоящей перед отношением интегралов, и пределы у интегралов не согласованы. Если верхний предел, как было показано выше, равен (1- Кно), то окажется, что относительная проницаемость по нефти будет существовать при Кв>(1-Кно).

Чтобы выйти из этого противоречия , можно поступить двояко:

) согласовать пределы изменения Кв для интегралов и скобок;

) приравнять нулю все проницаемости по нефти для Кв больших (1-Кно).

При этом результаты счета будут различны.

Согласование пределов, на первый взгляд кажется более верным. Однако, если вспомнить, что формулы Бурдайна - это продолжение уравнения Пурцелла, то имеет смысл проанализировать, какие значения абсолютных проницаемостей будут получены при согласовании пределов. Оказалось, что при СОГЛАСОВАНИИ ПРЕДЕЛОВ ПОЛУЧАЕМ ОЧЕНЬ НИЗКИЕ ЗНАЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ.

Это вынуждает рассмотреть вариант расчета относительных проницаемостей с разными пределами изменения Кв для скобок и интегралов. Для второго варианта намечается следующий порядок расчетов.

.Вычисляем абсолютную проницаемость по Пурцеллу, определяем Кно и верхний предел интегрирования или суммирования.

. На «водной» кривой капиллярного давления Кво соответствует значениям выхода кривой на вертикаль, где Кв константа. Это Кво используется для расчета скобок и как нижний предел интегралов. Таким образом по нижнему пределу изменения Кв скобки и интегралы согласованы.

3. Кно, рекомендованное по данным эксперимента, используем только при расчете скобок, стоящих перед интегралами.

4. Приравниваем нулю все значения относительной проницаемости по нефти для Кв>(1-Кно).

Первый вариант расчета проще, нижний предел интегрирования - Кво, а верхний

(1-Кно), то есть согласуем оба предела.

Для расчета используются вязкости флюидов в пластовых условиях по результатам исследования проб и расчетные относительные проницаемости для разных водо- нефтенасыщенностей коллектора.

·        критическое значение водонасыщенности (Кв^кр)1 по графику

ѓв (Кв) при значении ѓв= 1% и (Ккр)2, при котором не формируется фронт вытеснения;

·        графически, по положению касательной к функции ѓв, проведенной из точки Кво - остаточную нефтенасыщенность и нефтеотдачу на момент прорыва вытесняющих вод [2, 10].

Большая часть экспериментальных исследований по относительной фазовой проницаемости проводились по двух фазным системам.

Насыщенность k_в^* при которой начинается двигаться вода, называется критической. Насыщенность при k_в^**, при которой перестает двигаться вытесняемая фаза, называется остаточной.

Поскольку крутизна кривых капиллярного давления используется в численных методах, при критических насыщенностях должна быть конечна, для определения насыщенности, при которой вытесняемая фаза становится неподвижной, нельзя использовать определяется остаточной насыщенностью, при которой относительная проницаемость становиться равно нулю.

В терминах обобщённого закона Дарси это означает что фаза перестает двигаться вследствие нулевой подвижности, а не в результате того, что внешняя сила равны нулю. Отсюда следует, что нет необходимости различать критическую и остаточную насыщенности.

Понятие “водонефтяной контакт (ВНК)” терминологическое, поскольку четкой границы, которая разделяет породы, содержащие 100 % воды, от пород, насыщенных УВ, не существует. Их разделяет сложная переходная зона (см. рисунок 3.2). Мощность переходной зоны и ее строение для каждого типа коллектора зависят от формы кривой капиллярного давления, и прежде всего от того, какой коллектор имеем - крупнопоровый хорошо проницаемый или мелкопоровый малопроницаемый.

Для построения модели пласта Ю₁² скважины №3002 Игольско-талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения были использованы значения, полученные путем лабораторных исследований, проводимых на керновом материале, которые приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Исходные данные скв.3002 Игольско-Талового месторождения

Лабор. номер        Интервал отбора, м         Место взятия, м Пласт    Кп, %     Кпр, мД                Кпр.эф. мД          вязН,( )

Остаточная водонасыщенность Кво, %      вязВ,( )

В продуктивном пласте капиллярные давления и сила тяжести уравновешивают друг друга. Поэтому, имея капиллярную кривую, функцию обводнения (f_в) и зная разницу плотности пластовой воды и нефти (газа), можно рассчитать ''нефтяной столб” или мощности зон нефтенасыщенности коллекторов, слагающих продуктивный пласт. В результате на качественном уровне оценивается состав притока в зависимости от превышения слоя коллектора над абсолютным ВНК, ниже которого породы имеют водонасыщенность, равную 100% и Р_k=0.

По исходным данным и представленным выше формулам бала построена кривая капиллярного давления, которая использовалась для расчета и построения графика зависимости фазовых проницаемостей по нефти и воде от коэффициента водонасыщенности, представленного на рисунке 3.5. После этого, были определены критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** соответственно для заданных уровней содержания воды в добываемом флюиде: 1%, 50%, 99%. Расчеты эффективных и относительных проницаемостей выполнены в программе Excel. Затем, по кривым относительных проницаемостей была определена функция обводнения притока (функция Лаверетта) по формуле:

ѓв = 1/(1+) , (3.12)

где - отношение подвижности нефти к подвижности воды.

Значения данной функции графически представлены на рисунке 3.5 б.

а)

 б)

Рисунок 3.5 Капиллярная кривая (а) и относительные фазовые проницаемости (б) коллектора Ю₁² Игольско-Талового месторождения.

По представленному на рисунке 3.5а графику зависимости коэффициента водонасыщенности от давления вытеснения, видно, что между ними наблюдается обратная связь, т.е. при увеличении давления вытеснения коэффициент водонасыщенности уменьшается. По полученным значениям относительных фазовых проницаемостей (ОФП) (графически представленных на рисунке 3.5б) можно сделать вывод о том, что при увеличении содержания соответствующей фазы ОФП увеличивается, а также, что при совместной фильтрации воды и нефти, т.е. в переходной зоне, коллектор обладает наименьшей проницаемостью.

Для построения модели пласта Ю₁²Игольско-Талового месторождения необходимо рассчитать превышение границ '' нефтяного столба“ над абсолютным ВНК (формула 3.13), а также для каждого параметра водонасыщенности определить критические значения удельного электрического сопротивления, используя уравнение для параметра насыщения (формула 3.14).:

, (3.13)

где  - капиллярное давление в атм.;  - плотности воды и нефти в г/см³; К=0.34 - коэффициент перевода капиллярных давлений, измеренных в лабораторных условиях;  - давление вытеснения в атм. Давление вытеснения отсекает на кривой Рк объем разрозненных пустот, которые не образуют проводящего флюида кластера и не участвуют в балансе капиллярных сил с силой тяжести.

 (3.14)

Полученные при расчете значения водо-нефтенасыщенности занесены в таблицу 3.2

Таблица 3.2 Значения водо-нефтенасыщенности на границах '' нефтяного столба“ и их превышения над абсолютным ВНК для коллектора плпста Ю₁² скважины 3002 Игольско-Талового месторождения