Определение коллекторских свойств методами ГИС на примере Сосновского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования «Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины»

Институт повышения квалификации и переподготовки кадров

Специальный факультет по переподготовке кадров

Курсовая работа

«ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ МЕТОДАМИ ГИС НА ПРИМЕРЕ СОСНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ»

Гомель 2013

Реферат

Темой курсовой работы является: «Определение коллекторских свойств методами ГИС на примере Сосновского месторождения».

Курсовая работа: 28 страниц, 4 рисунка, 16 источников, 3 приложения.

Ключевые слова: месторождение, геологическое строение, залежь, нефть, каротаж, горизонт, коллектор, глинистость, нефтенасыщенность, пористость, пробная эксплуатация, гидродинамические исследования, запасы нефти, режим работы, скважина, каротаж, межсолевые отложения, пласт-коллектор.

Цель работы: сводится к определению коллекторских свойств методами ГИС на Сосновском месторождении.

Методы исследования: геофизические исследования в скважинах: самопроизвольная поляризация градиент- и потенциал-зондами, радиометрические методы, акустический метод, электрические методы с фокусировкой тока (трехэлектродный боковой каротаж), кавернометрия.

Задачами курсовой работы являются: изучение геологии Сосновского месторождения; изучение методик геофизических исследований скважин и аппаратуры, анализ состояния разработки и задачи пробной эксплуатации.

нефтегазоносность пористость глинистость гидрогеологический

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСИТКА РАЙОНА РАБОТ

1.1 Стратиграфия

1.2 Тектоника

1.3 Нефтегазоносность

1.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения

2 МЕТОДЫ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3 ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ, ЛИНИСТОСТИ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

3.1 Физические основы определения коэффициента пористости

3.2 Физические основы определения коэффициента глинистости

3.3 Физические основы определения коэффициента нефтенасыщенности

4 РАСЧЁТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ, ГЛИНИСТОСТИ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Темой курсовой работы №2 является: «Определение коллекторских свойств методами ГИС на примере Сосновского месторождения».

Сосновское нефтяное месторождение открыто трестом “Белнефтегазразведка” в 1973 г. Оно приурочено к Речицко-Вишанской зоне приразломных поднятий Припятского прогиба и находится в Светлогорском районе Гомельской области Республики Беларусь.

Запасы нефти и газа рассматриваемого месторождения, подсчитанные Комплексной тематической партией треста “Белнефтегазразведка” по состоянию на 01.07.1977 г. и утвержденные в ГКЗ СССР 17.05.1978, числятся на балансе РУП “ПО “Белоруснефть”. На восточном блоке Сосновского месторождения по состоянию на 01.01.2004 г., числящиеся на балансе начальные запасы нефти категории С₁ составляют:

- воронежская залежь: геологические запасы - 346,8 у.е,

- извлекаемые - 139 у.е. (при КИН=0,4);

- семилукская залежь: геологические запасы - 869,4 у.е.,

- извлекаемые - 470 у.е. (при КИН=0,54);

- саргаевская залежь: геологические запасы - 343,8 у.е.,

- извлекаемые - 138 у.е. (при КИН=0,4).

Добыча нефти на восточном блоке Сосновского месторождения, согласно проекту пробной эксплуатации, начата из семилукской залежи в 02.1976 г. скважиной 32. Затем с 11.1976 г. по 02.1978 г. названная скважина эксплуатировала воронежскую залежь рассматриваемого блока. Добыча нефти из воронежской и семилукской залежей восточного блока велась скважиной 32 на естественном режиме до 04.1987 г. В 1984 г. было составлено уточнение к проекту пробной эксплуатации. Согласно уточнению, на семилукской залежи скважину 64, пробуренную в 11.1986 г., освоили под нагнетание в 04.1987г., а в 11.1988 г. ввели в эксплуатацию добывающую скважину 62. С 1991 г. начата промышленная эксплуатация месторождения. С целью эксплуатации карбонатных подсолевых залежей в 11.1995 г. на восточном блоке была пробурена скважина 63, и с 03.1998 г. была организована закачка воды в скважину 64 для поддержания пластового давления в воронежской залежи.

Однако существующий фонд добывающих и нагнетательных скважин не смог обеспечить равномерную выработку запасов нефти подсолевых карбонатных залежей восточного блока Сосновского месторождения. Поэтому возникла необходимость оценки выработки запасов подсолевых карбонатных залежей по состоянию на 01.01.2004 г. и определения локализации остаточных извлекаемых запасов.

1 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСИТКА РАЙОНА РАБОТ

1.1 Стратиграфия

В геологическом строении Сосновского месторождения принимают участие архейско-нижнепротерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя, кайнозоя [13].

Относительно региональных соленосных отложений в осадочном чехле выделяется ряд толщ: подсолевая терригенная; подсолевая карбонатная; нижняя соленосная; межсолевая; верхняя соленосно-галитовая и глинисто-галитовая; надсолевая.

Подсолевая терригенная толща представлена отложениями верхнепротерозойской системы (PR₂) и девонской системы палеозойской системы в составе витебско-пярнуского, наровского, староосколоского, ланского горизонтов (D¹₂vtb, D¹₂nr, D ²₂st, D¹₃ln). Залегают отложения со стратиграфическим несогласием непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Литологически представлены глинами темноцветными; песчаниками пестроцветными, кварцевыми, разнозернистыми; алевролитами темно-серыми с подчиненными прослоями глин и доломитами с прослоями песчаников, ангидритов и мергелей.

Вскрытая мощность подсолевых терригенных отложений 53м (скв.18)- 59 м (скв.137).

Подсолевая карбонатная толща в составе саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского и кустовницкого слоев евлановского горизонтов согласно залегает на поверхности ланских отложений подсолевой терригенной толщи.

Саргаевский горизонт (D¹₃ sr) залегает согласно на отложениях ланского горизонта и вскрыт скважинами 18, 122, 134, 135, 137. В нижней части разреза отложения представлены чередованием известняков серых, глинистых, плотных и доломитов буровато-серых, плотных, крепких, массивных, с вертикальными трещинами, заполненными ангидритом.

Выше саргаевский горизонт сложен известняками серыми, доломитизированными, плотными, крепкими, скрытокристаллическими.

Средняя мощность отложений 44 м (скв. 18).

Семилукский горизонт (D ¹ ₃ sm) залегает на саргаевских отложениях несогласно и вскрыт скважинами 18, 122, 134, 135. Литологически сложен доломитами светло-серыми, коричневато-серыми, крепкими, массивными, мелко кристаллическими с неровным 'сахаровидным' изломом. Встречаются прослои известняка. Мощность отложений изменяется от 13 м (скв.122) до 24м (скв.18).

Речицкий горизонт (D ¹₃ rch). Отложения речицкого горизонта несогласно залегают на поверхности семилукских пород и вскрыты скважинами 18, 122, 134, 135. Представлены мергелями серыми с прослоями глин и глинистых мелкозернистых известняков. Средняя мощность отложений 9м (скв.122).

Воронежский горизонт (D ¹₃ vr). В строении Воронежского горизонта выделяются нижне- и верхневоронежские подгоризонты, вскрытые скважинами 18, 122, 134 и 135.

Нижний подгоризонт (стреличевские слои) несогласно залегает на отложениях речицкого горизонта и сложен доломитами темно-серыми, плотными, крепкими, местами глинистыми, в подошвенной части - глинами пестро цветными, плотными, местами слабо доломитистыми.

Верхний подгоризонт (птичские слои) в нижней части сложен преимущественно доломитами коричневато-серыми, темно-серыми, плотными, крепкими, скрытокристаллическими, часто глинистыми. Мощность отложений изменяется от 36м (скв.135) до 59м (скв.18, 134).

Евлановский горизонт (D¹₃ ev, hs). В нижней части залегают кустовницкие слои, которые сложены ритмично чередующимися известняками, доломитами, ангидритами. Породы все темноцветные, глинистые и сульфатизированные, вскрыты в скважинах 18, 83, 46, 134, 135 и являются перехлдом между подсолевыми и нижнесоленосными отложениями. Мощность их изменяется от 43м (скв.134) до 98м (скв.18).

Нижнесоленосная толща представлена евлановским (анисимовские слои) и ливенским горизонтами (D¹₃ ev, an+D ¹₃ lv). Анисимовские слои несогласно залегают на кустовницких слоях и сложены переслаивающимися глинистыми, карбонатно-сульфатными породами с мощными пластами каменной соли.

Ливенские отложения представлены каменной солью белой, серой, крупнокристаллической с прослоями глин, мергелей, известняков, ангидритов, реже доломитов. Вскрытая мощность нижнесоленосной толщи достигает 578м (скв.46).

Межсолевая толща в составе домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов в пределах Сосновского месторождения согласно залегает на отложениях ливенских.

Домановичский горизонт (D¹₃ dm.) представлен мергелями, доломитами, известняками. Мергели доломитовые и доломиты глинистые, серые с коричневатым оттенком, мелкозернистые, тонкослоистые с многочисленными зеркалами скольжения, трещинами, заполненными ангидритом и каменной солью. Известняки темно-серые до черных, глинистые, плотные, массивные, скрытокристаллические с раковистым неровным изломом скоплений. Вскрытая мощность горизонта изменяется от 9,5м (скв.134) до 67м (скв.114).

Задонский, елецкий, петриковский горизонты (D²₃ zd, D²₃ el, D²₃ ptr.) вляются продуктивными отложениями представлены известняками и ангидритами. Мощность отложений изменяется в пределах от 138,5м (скв.134) до 356,5м. (скв.114).

Верхняя соленосная галитовая толща в составе лебедянского горизонта и найденовских слоев оресского и стрешинского горизонтов (D²₃ lb + D²₃ or + str, nd) несогласно перекрывает межсолевые отложения и сложена, в основном, каменной солью с редкими маломощными прослоями глинисто-карбонатно-сульфатных пород.

Верхняя соленосная глинисто галитовая толща, сложена отложениями оресского, стрешинского и полесского горизонтов (D²₃ or + str + D²₃ pl1), представлена ритмичным чередованием пластов каменной соли с глинисто-карбонатными породами: глинами в разной мере известковистыми и доломитистыми, ангидритами, реже мергелями и известняками. Встречаются редкие прослои калийных солей.

Общая мощность галитовых и глинисто-галитовых отложений изменяется от 2060м (скв.126) до 2687м (скв.115).

Надсолевая толща сложена отложениями девонской (полесский горизонт D²₃ pl2), каменноугольной и пермской систем палеозойской системы; триасовой, юрской и меловой систем мезозойской системы; палеогеновой, неогеновой и антропогеновой систем кайнозойской системы. Представлена терригенно-карбонатными породами: глинами с прослоями песчаников, алевролитов и известняков, песками и кварцево-полевошпатовыми песчаниками, мергелями, известняками, писчим мелом, ледниковыми и водно-ледниковыми образованиями. Мощность надсолевых отложений изменяется от 1002м (скв.141) до 1852м (скв.55) [13].

1.2 Тектоника

Сосновское месторождение приурочено к одноименной структуре Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

В осадочном чехле Сосновской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по степени и характеру дислокаций выделяются 3 структурных этажа: нижний, средний и верхний.

Нижний структурный этаж соответствует платформенному этапу развития прогиба и охватывает подсолевые отложения до речицкого горизонта. Однако строение структуры по подсолевым отложениям не установлено т.к. полученный материал по скв.122, 134, 135, 137 мало информативен.

Средний структурный этаж объединяет нижнесоленосные, межсолевые, верхнесоленосные, надсолевые девонские и каменноугольные отложения и соответствует авлакогеновому этапу развития.

Верхний структурный этаж, включающий пермские и мезо- кайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятского прогиба. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживания углов падения пород вверх по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.

По поверхности продуктивных межсолевых отложений Сосновская структура представляет собой четко выраженную полуантиклиналь, вытянутую вдоль южного опущенного крыла Речицкого регионального разлома и ограниченную с севера зоной отсутствия межсолевых отложений.

С юга структура осложнена сбросом с амплитудой порядка 200м, установленным в разрезе скв.51. Однако амплитуда его на этом участке уменьшается. На юго-западе еще одним мало амплитудным нарушением.

Размеры межсолевой структуры в пределах изогипсы 3700м достигают 4,51,5км, высота 590м.

Падение крыльев неравномерное и довольно крутое. На западе наклон поверхности межсолевых отложений не превышает 24 градуса, в центральном направлении изменяется от 27 градусов в присводовой части структуры до 30 градусов на южном склоне. На восточном склоне угол падения пород изменяется от 20 до 43 градусов. [Приложение 1].



1.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатными коллекторами межсолевых отложений [16].

Признаки нефтеносности в керне из межсолевых отложений обнаружены в виде примазок, запаха, различной обильности выпотов по порам, кавернам и трещинам от светло-коричневой до темно-коричневой нефти и битуминозного вещества. Аналогичные признаки (капельные выделения нефти и битуминозный запах) отмечались в сульфатно-карбонатных пластах верхней соленосной толщи.

Керн, поднятый из пярнусско-витебско-наровских, старооскольских, ланских, саргаевских отложений признаков нефти не несет.

Испытания старооскольских, ланских и верхнесоленосных отложений притоков пластового флюида не дали. Из семилукских отложений в колонне получена пластовая вода дебитом 26,8м³/сут., плотностью 1,30г/см³. При совместном опробовании воронежского, речицкого, семилукского и саргаевского горизонтов в скв.134 отмечен приток бурового раствора с нефтью, дебитом 7,35м³/сут.

Безводная нефть получена из нерасчлененной толщи домановичско-петриковских отложений, которые и являются объектом пересчёта запасов нефти на Сосновском месторождении.

Межсолевая залежь (домановичско-петриковский горизонты). Вскрыта и опробована 49 скважинами, причем нефтяная часть-39 скважинами, законтурная-6 и водонефтяная зона-7 скважинами. Всего на Сосновском месторождении проведено 73 испытания в колонне и 60 опробований пластоиспытателем.

Во вновь пробуренных скважинах испытано соответственно: 48 и 22 объекта, причем в 12 из них притока пластового флюида не получили.

При испытании скважин нефтяной зоны получены притоки нефти в открытом стволе в скважинах 108, 140, дебитами 42,35м³/сут-97,6м³/сут., а в скважинах 117-незначительный приток бурового раствора с нефтью. В эксплуатационной колонне нефть получена в скважинах: 56, 100, 102, 108, 109, 110, 113, 114, 116, 117, 119, 121, 123, 124-132, 134-137, 140, 141 дебитами от 0,1т/сут. (скв.106)-777,6м³/сут. (скв.108) при 20 МПа.

Коллекторами нефти на Сосновском месторождении являются доломиты и известняки доломитизированные, различной степени пористые, кавернозные, трещиноватые.

Тип коллектора: каверново-порово-трещинный.

Залежь пластовая, сводовая, стратиграфически экранированная с севера. С запада, востока и юго-востока ограничена контуром нефтеносности, на юге- тектоническим нарушением (приложение В).

Размеры залежи: длина-4,2км, ширина-1,5км, высота-662м.

Нефтенасыщенные толщи, выделенные геофизическими исследованиями, варьируют в пределах от 29,4м (скв.135) до 213,4м (скв.101) - в нефтяной зоне и от 3,4м (скв.111) до 57,8м (скв.115) - водонефтяной. При этом, максимальные их значения приурочены к нефтяной, сводовой части залежи, минимальные - к водонефтяной [9].

1.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Сосновское месторождение входит в состав Речицко-Вишанской тектонической зоны поднятий северо-восточной части Припятского прогиба.

На площади месторождения наблюдается вертикальная зональность подземных вод. По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний. В свою очередь, гидрогеологические этажи разделяются на ряд водоносных комплексов.

Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:

- водоносный комплекс мезо-кайнозойских и пермских отложений;

- водоносный комплекс девонских отложений (верхняя часть полесского горизонта).

Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:

- водоносный комплекс межсолевых отложений;

-водоносный комплекс подсолевых отложений.

Водоносный комплекс мезо-кайнозойских отложений объединяет антропогеновые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые, пермские отложения. Представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Максимальная толщина 15 м.

На Сосновской площади этот комплекс не опробовался. Его характеристика дается по аналогии с другими площадями Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий.

Водовмещающими породами являются пески, алевролиты (антропогеновые и палеогеновые отложения), трещиноватый мел, пески и песчаники (меловые отложения), трещиноватые, кавернозные известняки, слабоцементированные песчаники (юрские отложения) и песчаники (пермские отложения).

В рассматриваемом водоносном комплексе выделяются зоны пресных (до 1 г/л) и слабосоленых вод (до 10 г/л). Разделены они глинистыми водоупорными отложениями юры и триаса. Воды комплекса преимущественно гидрокарбонатно-натриевого или сульфатно-натриевого типов. Значения коэффициентов Na/Cl и SO₄100/Cl выше единицы, удельный вес вод близок к 1 г/см³. В зависимости от фильтрационных свойств водовмещающих пород дебиты колеблются от 40 до 2300 м³/сут, при динамических уровнях 36м и 52м соответственно. Пластовые температуры достигают 27,8 градусов Цельсия.

Водоносный комплекс девонских отложений (верхняя часть полесского горизонта).

Описываемый комплекс является переходным от зоны активного водообмена к зоне весьма замедленного. Водовмещающими породами являются песчаники и известняки.

В основании комплекса залегают водоупорные верхнефаменские отложения, представленные каменной солью, чередующиеся с пластами глин, мергелей и ангидритов.

При этом получен приток пластовой воды с незначительной примесью фильтрата бурового раствора. Удельный вес воды 1,055г/см³, минерализация 85,5г/л. Вода хлоркальциевого типа сравнительно невысокой метаморфизации. Коэффициент Na/Cl - 0,95; Cl - Na/Mg = 3,6, с высоким содержанием сульфатов: SO₄ - 3,16% экв, SO₄100/Cl - 6,74. По химическому составу вода представляет собой рассол выщелачивания соли. Состав воды формируется за счет хлоридов натрия (Cl - 46,84% экв., Na + K - 44,83% экв.).

Температуры по разрезу водоносного комплекса изменяются от 27,8 до 42,5 градусов Цельсия. Геотермический градиент по результатам исследования скв.43 составляет 2 градуса Цельсия/100м. Геотермическая ступень 49м/1 градус Цельсия [6].

Межсолевой гидрогеологический комплекс находится в зоне весьма замедленного водообмена. Межсолевая толща сложена пористыми, мелкокавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками.

По химическому составу воды комплекса хлоридно-кальциевого типа (по классификации Сулина) с минерализацией от 332,7кг/м³ до 334кг/м³. Характерно невысокое содержание сульфатов (SO₄) 123,4 - 285,9мг/л и преобладанием кальция над натрием.

Воды комплекса высокометаморфизованы, на что указывают коррелятивные показатели: Na/Cl - 0,5 - 0,6; Cl - Na/Mg - 4,4 - 5,6; Cl/Br = 101,64 - 122,5; Ca/Mg - 3,3 - 8,76; SO₄100/Cl - 0,06 - 0,14. Исследуемые рассолы содержат промышленные концентрации брома (1718 - 2028мг/л), йода (11,9 - 24,18мг/л), лития (17 - 52мг/л), рубидия (6мг/л), стронция (2300 - 2700мг/л), калия (3600мг/л), аммония (532 - 778мг/л). Содержание радия в пластовой воде составляет 1,810^-10 г/л.

Из редких элементов рассолы содержат: медь (0,6 - 0,8мг/л), цинк (11 - 12мг/л), марганец (27 - 45мг/л), бор (44 - 57мг/л), кобальт (0,4 - 0,5мг/л).

Водорастворенный газ характеризуется углеводородным составом. Содержание суммы предельных углеводородов составляет 5,5 процентов. Основная часть углевородных газов представлена металлом 91,3 процента. Тяжелые углеводороды в составе газов составляют 4,2 процента. В не углеводородной части преобладает азот - 19,3 процента. Содержание гелия составляет 0,08 процента, аргона - 0,4 процента.

Пластовая температура зависит от глубины залегания комплекса и составляет в среднем 62 - 70 градуса Цельсия.

Подсолевой водоносный комплекс объединяет отложения евланского горизонта верхнего девона до верхнего протерозоя включительно.

По литологическому составу он подразделяется на две толщи: верхнюю карбонатную и нижнюю терригенную. Водовмещающие отложения карбонатной толщи представлены, в основном, доломитами и реже известняками.

Водовмещающими отложениями терригенной толщи являются песчаники и алевролиты с отдельными маломощными прослоями карбонатных пород. Водоносный комплекс, вскрыт двумя скважинами 18 и 134.

При опробовании подсолевых отложений совместно воронежского и семилукского горизонтов в скв.18, в интервале 3719-3782м получен приток пластовой воды с примесью фильтрата глинистого раствора. Дебит по кривой притока равен 16,8 м³/сут. Пластовое давление на глубине 3766м составило 44,8 МПА.

Формирование химического состава вод происходит, как и в межсолевом комплексе, в основном за счет хлоридов кальция, натрия, магния. Содержание хлора составляет 258843,3мг/л, кальция 112224,0 мг/л, магния-9720,0 мг/л, сульфатов 72,0 мг/л. Коэффициент сульфатности So₄100/C1 составляет 0,02 [6].

2 МЕТОДЫ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

В скважинах, бурящихся на нефть и газ на Сосновском месторождении принят комплекс промыслово-геофизических исследований, позволяющий производить литолого-стратиграфическое расчленение разреза, выделять породы-коллекторы, а также определять характер их насыщения [1].

Среди других задач, решаемых геофизическими методами, являются: определение пространственного месторасположения забоя скважины (инклинометрия), определение качества цементирования технических и эксплуатационных колонн (цементометрия), газовый каротаж, а также исследование по контролю за разработкой при эксплуатации нефтяных скважин.

Для литолого-стратиграфического расчленения разреза скважин применяется комплекс промыслово-геофизических исследований масштаба 1:500, включающий в себя радиоактивный каротаж (ГК+НГК), боковой каротаж, кавернометрию, акустический каротаж, индукционный каротаж и др. По отложениям перспективным в нефтегазоносном отношении выполняются детальные исследования масштаба 1:200, включающие в себя радиоактивные методы: РК (ГК+НГК), ГГК (плотностной), ННК (по надтепловым нейтронам), ИННК; акустический каротаж с получением кривой интервального времени ?Т, а также электрические методы (ПС, КС, боковой и индукционный каротажи, микробоковой каротаж и БКЗ).

Интерпретация промыслово-геофизических исследований по продуктивным отложениям в пределах Припятской впадины выполняется двумя методиками: ИНГИС и ИНГЕФ с использованием ПЭВМ.

В методике ИНГИС используются петрофизические зависимости, полученные в результате анализа кернового материала и данные различных методов промысловой геофизики.

В результате комплексирования методов НГК-АК определяется литология пород и их общая пористость. Используя метод естественной радиоактивности (ГК) вводится поправка за глинистость пород и определяется открытая пористость. Для уточнения литологии и пористости пород также применяется метод ГГК. С использованием бокового, микробокового каротажа определяется характер насыщения пород-коллекторов.

Другим методом, дающим хорошие результаты на Сосновском месторождении является метод ИНГЕФ. Суть метода заключается в нормализации по пористости диаграммы различных методов каротажа, на показания которых влияет пористость пород. Данная методика предложена Н.З.Заляевым и не требует наличия петрофизических зависимостей. Литологическую характеристику пород оценивают по сумме признаков, выявленных на диаграммах различных методов. Чем больше число признаков, характеризующих породу, установлено, тем точнее она может быть определена [2].

При комплексной геофизической интерпретации необходимо учитывать, что существующие методы дают физические признаки пород, часто являющиеся общими для разных отложений. В связи с этим в тех случаях, когда совершенно неизвестны ни минералогический состав, ни литологическая характеристика пород, следует строить условную колонку расчленения разреза по физическим признакам, которую затем уточняют по данным петрофизических образцов, извлеченных в процессе бурения скважины.

Для оценки наиболее распространенных осадочных пород можно использовать ориентировочные данные по таблице. При этом необходимо учитывать, что в таблице даны признаки лишь наиболее ясно выраженных типов пород и коллекторов межзернового типа. В природных условиях могут встречаться также переходные разности от одного типа к другому. Например, увеличение песчанистости глины может привести к уменьшению ее пористости и вероятности образования против нее каверны, увеличению сопротивления, а увеличение пластичности - к тому, что вместо каверны против глины создается сужение диаметра скважины. Повышение содержания глинистого материала в нефтенасыщенном песчанике приводит к уменьшению амплитуды собственной поляризации и значительному снижению сопротивления. При этом, если содержание глинистого материала велико, то могут резко измениться показания и других методов, что вызовет затруднение в выделении такого коллектора. Загипсованность пород приводит к уменьшению показаний НГК. Все это в значительной степени затруднит построение разреза.

Исходя из вышесказанного приходим к выводу, что в некоторых случаях, когда разрезы представлены породами с ясно выраженными свойствами, литологическая колонка может быть вполне удовлетворительно составлена на основании данных небольшого числа методов. Например, для терригенного разреза надсолевых и нижней части подсолевых отложений, в котором плотные, слабоглинистые карбонатные разности пород имеют подчиненное значение, задача может быть достаточно хорошо решена с помощью одних лишь электрических методов. Однако, если в разрезе встречаются как терригенные, так и карбонатные породы с различными типами порового пространства, насыщенные водой разной минерализации, нефтью или газом, построение разреза и особенно выделение коллектора можно осуществить лишь на основании количественной интерпретации геофизических данных с привлечением геологических сведений о характере разреза. При построении разрезов скважин, вскрывающих гидрохимические отложения, большую роль играют методы рассеянного гамма-излучения и акустический, которые позволяют выделить гипсы, ангидриты, известняки и соли по характерным для них константам.

Для выделения пород-коллекторов Сосновском месторождения используется комплексирование различных методов (НГК - АК; ГГК - АК и др.), что позволяет определять общую пористость, а вводя поправку за глинистость пород (используя метод ГК), можно определить и открытую пористость [4].

В породах-коллекторах часть объема пор может быть насыщена нефтью или газом. Поскольку нефть и газ практически не проводят электрический ток, удельное сопротивление нефтегазоносной породы с_нп возрастает в Р_н раз по сравнению с ее удельным сопротивлением при полной водонасыщенности с_вп :

Р_н = с_нп / с_вп ; с_нп = Р_н с_{вп .} (1)

Величину Р_н называют параметром насыщения. Он связан с коэффициентом водонасыщенности пород k_в соотношением:

Р_н = а_n / k_вⁿ, (2)

где а_n и n -эмпирические постоянные, величины которых зависят от структуры порового пространства, глинистости пород и избирательной смачиваемости поверхности пор водой и углеводородами.

Для чистых межзерновых гидрофильных коллекторов n = 1,8 2, для глинистых гидрофильных n 1,6, причем чем выше глинистость, тем n меньше. Для частично гидрофобных межзерновых коллекторов, часть поверхности пор которых смачивается углеводородами, n 2 и достигает значений 3 10, причем чем больше степень гидрофобизации поверхности, тем выше n.

Коэффициент нефтегазонасыщенности k = 1 - k_в.из формул следует, что Р_н = с_п / с_вп = с_п / Р_п с_в, где в числителе стоит значение удельного сопротивления неизменной части пласта, а в знаменателе - удельное сопротивление того же пласта в водонасыщенном состоянии. Последнее получают косвенным путем по известной пористости, переведенной в параметр пористости и затем в с_вп = Р_п с_в. Таким образом, в общем случае для оценки характера насыщения требуется комплекс, включающий метод сопротивления, который дает информацию об удельном сопротивлении неизменной части пласта с_п, метод пористости, позволяющий оценивать величину Р_п, и метод, который давал бы информацию о качестве воды, насыщающей пласт. Соотношение (1) связывает все методы геофизического комплекса в единое уравнение, разрешаемое количественно для получения коэффициента водонасыщения коллектора, либо качественно для установления характера насыщения коллекторов в разрезе скважины.

Чистые, высокопористые межзерновые коллекторы характеризуются высокими значениями коэффициентов нефте-, газонасыщения. В этом случае из соотношения (2) следует, что характер насыщения можно оценить по величине удельного сопротивления неизменной части пласта и даже значениям кажущегося сопротивления, зарегистрированным оптимальными зондами, если коэффициент пористости, а следовательно, и Р_п изменяются в нешироких пределах, а пластовые воды одинаковы для всего изучаемого разреза (с_в = const). При этом с_вп = Р_п с_в имеет малый диапазон изменения, а с_нп = Р_н Р_п с_в из-за высокого коэффициента нефте- или газонасыщения значительно отличается от с_вп водонасыщенных коллекторов. При условии с_нп с_вп оценка характера насыщения коллекторов возможна в соответствии с таблицей просто по величине кажущегося сопротивления.

В межзерновых коллекторах при больших изменениях пористости, а следовательно, и значений с_вп при невысоких или сильно колеблющихся значениях коэффициента нефте-, газонасыщения диапазоны изменения с_вп и с_нп могут в значительной степени перекрываться. В связи с этим для оценки характера насыщения таких коллекторов требуется использовать величину параметра насыщения. В этом случае процедура определения характера насыщения базируется на сопоставлении диаграмм методов сопротивления и пористости, которое проводят разными способами:

1) сопоставлением значений с_п и k_п в координатах с_п = f (k_п);

2) либо значений с_п и показаний методов пористости в координатах с_п=f(?J_nг)(ДФ‚д_п,с_пп);

3) совмещением диаграмм с_к ? с_п с диаграммами методов пористости.

Последняя методика носит название нормализации, или наложения диаграмм, для чего требуется предварительная их трансформация с целью приведения к единому масштабу. Все три операции основаны на сравнении значений удельного сопротивления пласта с с_вп, информацию о котором дает метод пористости. При этом в разрезе выделяют пласты, имеющие с_п с_вп, что свидетельствует о величине с_п / с_вп = Р_н 1 и, следовательно, о существовании для них условия k_в1 (k_н 0)

Вышеописанные зависимости заложены в методики интерпретации детальных исследований с выделением пород-коллекторов (общая и открытая пористость в %), типа коллектора, а так же его нефтенасыщенности. На основании этих данных в совокупности с данными бурения (керна, газового каротажа и др.) геологической службой принимается решение об испытании интервалов, перспективных на нефть и газ в эксплуатационной колонне [12]. [Приложение 3]

3 ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ, ГЛИНИСТОСТИ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

3.1 Физические основы определения коэффициента пористости

Определение коэффициента пористости коллекторов нефти, газа и погребенных вод физическими методами основывается на различии физических свойств среды, заполняющей поровое пространство, и твердой фазы коллектора [3].

Физические свойства твердой фазы зависят от ее минерального состава и дисперсности. Резко отличаются и физические свойства среды (вода, нефть, газ), заполняющей поровое пространство. Коэффициент пористости можно определить по данным методов сопротивления, нейтронных, гамма-гамма и акустического.

Метод сопротивления.

Физически обоснованием применения метода сопротивления для определения коэффициента пористости коллекторов является существенное различие между электрически удельным сопротивлением породообразующих минералов _ск , создающих скелетную компоненту твердой фазы осадочных пород, и вод _в , заполняющих поровое пространство. Если в поровом пространстве породы отсутствуют углеводороды и ее твердая часть не содержит набухающую пластичную составляющую, электрическое удельное сопротивление глин _гл , которой незначительно отличается от _в(_глв) , а также не содержит в существенном количестве некоторые сопутствующие проводящие минералы (пирит, графит, магнетит и др.), метод сопротивлений позволяет надежно и с высокой степенью точности определить величину открытой пористости, особенно при известной структуре коллектора.

По методу сопротивления наиболее точно величину К_п устанавливают в следующих случаях:

1) в чистых неглинистых водоносных коллекторах известной структуры, в которые присутствие проводящих минералов изменяет величину удельных электрических сопротивлений коллектора, насыщенного пластовыми водами, _вп, зоны проникновения фильтрата _зп , зоны промытой фильтратом, _пп не более чем на 10 %;

2) в чистых неглинистых коллекторах с частичным нефтегазонасыщением при известном его коэффициенте нефтегазонасыщенности К_н;

3) в глинистых коллекторах с известным содержанием К _гл набухающих минералов, их удельным сопротивлением _гл .

В отличие от других способов определения пористости коллекторов в методе сопротивления К_п рассчитывается по численным значениям _вп , _пп , _зп , _в , _ф , зарегистрированным непосредственно против исследуемого пласта. В связи с этим при определении К_п в данном случае не требуется наличия опорных сред [14].

Нейтронные методы.

Для определения коэффициента пористости К_п пород используют модификации стационарных нейтронных методов: нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтрон-нейтронный метод по тепловым нейтронам (ННМ-Т).Регистрируемые этими методами параметры 1 _нгм и 1 _ннм-т при заданных мощностях источника, размере зонда и технических параметрах скважины в основном зависят от содержания водорода в среде, окружающей прибор. В некоторых случаях на величины 1 _нгм и 1 _ннм-т существенное влияние оказывает химический состав пород и растворенных в пластовой воде солей, особенно содержание активных поглотителей нейтронов, как, например, хлор. Наконец, показания этих методов в той или иной степени зависят от плотности среды, окружающей скважину.

Кроме того на показания нейтронных методов оказывают влияние индивидуальные особенности прибора, а также произведение скорости его движения V на постоянную времени интегрирующей ячейки. Влияние первого фактора исключается различными способами эталонирования приборов и диаграмм, влияния второго - введением поправки по соответствующей формуле или номограмме.

Величина интенсивности I, регистрируемая при НГМ, представляет собой сумму собственно нейтронного (радиационного) гамма-излучения и фона естественного гамма-излучения I . Последний до интерпретации должен быть вычтен из показаний нейтронного гамма-метода. Именно эти величины (после вычета фона I), будут называться показаниями I_нгм. При ННМ-Т фон практически равен нулю.

Акустические методы.

Основу метода определения К_п пород по данным акустического метода (АМ) составляет наличие тесной связи между величинами V_p (или интервального времени _п ) и К_п. Скорость распространения упругих продольных волн V_p в горных породах зависит от их минерального состава и структуры. Так для доломитов V_p варьирует в пределах от 2,2 км/с до 5,7км/с, для мергелей от 2,6 км/с до 4,0 км/с , для известняков от 2,2 км/с до 5,3 км/с.

Коэффициент поглощения в плотных, хорошо сцементированных пород невелик. Поглощение упругих волн в рыхлых и сильно глинистых породах возрастает. Коэффициент поглощения в нефтеносных и особенно в газоносных породах значительно больше, чем в водоносных. Поглощение упругих волн тесно связано со структурой порового пространства пород. Сильное ослабление амплитуд упругих волн наблюдается в трещинных и ковернозных породах.

Для продуктивных горизонтов Сосновского месторождения среднее значение коэффициента пористости составляет 6,54 % [7].

3.2 Физические основы определения коэффициента глинистости

Глинистость межзернового терригенного коллектора характеризуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции с размерами зерен d30,01 мм.

Количественно глинистость характеризуется массовым содержанием С_гл (массовая глинистость) в твердой фазе породы фракции с d30,01 мм, выражаемым в процентах или долях единицы. Для характери-стики объемного содержания глинистого материала в породе используют коэффициент объемной глинистости К_гл. В петрофизике и промысловой геофизике используют также параметр относительной глинистости _гл К_гл / (К_гл +К_п), характеризующий степень заполнения глинистым материалом пространстве между скелетными зернами и выражаемый в долях единицы. Для продуктивных отложений Сосновского месторождения _гл составляет 0,81.

Необходимость выделения глинистой фракции скелета породы в виде отдельной компоненты обусловлена следующими причинами:

1.Глинистые минералы в осадочных породах обычно присутствуют в тонкодисперсном состоянии и обладают огромной поверхностью, которая адсорбирует молекулы воды и обменные катионы. Физически связанная вода и обменные гидротированные катионы образуют на поверхности твердой фазы глинистых минералов слои с аномальными физическими свойствами (аномальные слои), отличными от свойств свободной воды. Присутствие в субкапиллярах глинистых коллекторов аномальных слоев воды, толщина которых достигает (2-5) 10^-6 см, оказывает существенное влияние на физические свойства такого коллектора, обуславливая их отличие от физических свойств чистого коллектора ( электрические, электрохимические и акустические свойства, плотность, проницаемость, эффективная пористость).

2.Глинистые минералы содержат химически связанную воду и радио активные элементы, что существенно влияет на показания методов радио-метрии. Так, присутствие химически связанной воды вызывает отличие пористости глинистых пород по НМ от их общей пористости, а увеличение содержания глинистого материала в породе приводит к закономерному росту ее радиоактивности.

3.С увеличением содержания глинистого материала закономерно уменьшается эффективная пористость, проницаемость и способность породы быть коллектором.

Таким образом, содержание в породе глинистого материала, с одной стороны, одним из составных факторов, определяющих способность породы быть промышленным коллектором, а с другой - глинистость коллектора оказывает существенное влияние на физические свойства породы и петрофизические связи, лежащие в основе интерпретации данных ГИС.

Это обусловило широкое применение методов ГИС для определения параметров глинистости продуктивных коллекторов, основанная на корреляционных связях показаний отдельных геофизических методов с параметрами глинистости.

Метод потенциалов собственной поляризации (ПС).

Используют для определения глинистости в терригенных коллекторах с рассеянным в объеме породы глинистым материалом и в слоистых глинистых коллекторах.

Петрофизической основой для оценки глинистости в коллекторе с рассеянной глинистостью является связь между относительной амплитудой _пс и параметром _гл, которая характеризуется снижением _пс с ростом _гл.

При контакте пород разного состава или растворе и породы возникает диффузионно - адсорбционная разность потенциалов Е_да, которая с повышением содержания глинистого материала в породе возрастает, и в скважине против однородных высокодисперсных глинистых пород создается наибольшая положительная величина Е_да. Величина Е_да зависит прежде всего от степени дисперсности пород, т.е. от их глинистости.

Гамма метод (ГМ). Определение глинистости основано на том, что, как правило, удельная суммарная - активность тонкодисперсных фракций существенно выше по сравнению с остальной частью твердой фазы пород.

Удельная суммарная массовая - активность пород q_п не зависит от стуктуры породы и типа глинистости (рассеянная или слоистая) и определяется главным образом гаммометрическим и минеральным составом основным компонентов породы, геохимическими особенностями ее образования, степенью и направленностью постседименнационных преобразований. Зависимость -активности пород от их глинистости может искажаться в случае высокой битуминозности пород, в зоне радиогеохимических эффектов, при повышенном содержании алевритовых фракций и акцессорных минералов.

Радиоактивность полимиктовых пород помимо глинистости в значительной степени зависит от высокоактивных компонентов, входящих в состав скелета породы. Вариации минерального состава обломочной части приводят к ухудшению связи суммарной радиоактивности с глинистостью пород. Наиболее целесообразно в этом случае использовать данные гамма-спектроскопии.

Кривая ГМ характеризует естественную -активность пород. Из осадочных пород, типичных для нефтяных и газовых месторождений наиболее радиоактивны чистые глины, высокая интенсивность которых фиксируется на диаграммах ГМ. Менее радиоактивны песчаные и

известковистые глины, за ними идут глинистые пески, песчаники, чистые пески и карбонатные породы. Для исследуемых в данной работе нефтенасыщенных пластов показания гамма-метода изменяются в пределах от 1,1 до 2 , а среднее значение коэффициента глинистости для продуктивных отложений составляет 29,7 %.

3.3 Физические основы определения коэффициента нефтенасыщенности

Величина коэффициента нефтегазонасыщенности К_нг характеризует отношение объема пор, занятых нефтью или газом, ко всему объему пор породы. В зависимости от избирательной смачиваемости поверхности пор водой или нефтью различают породы гидрофильные и гидрофобные. В природных условиях подавляющая часть пород гидрофильны, т.е. твердые частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Полностью гидрофобные коллекторы, в которых пленка нефти обволакивает твердые частицы породы, встречаются очень редко.

Для полностью гидрофобного коллектора величина К_нг равна единице. Во всех остальных случаях в коллекторе всегда содержится некоторое количество воды, определяемое коэффициентом остаточной водонасыщенности К_в. В задонском и елецком горизонтах К_в изменяется в интервале от 7 % до 21 % .

Коэффициент водонасыщенности характеризует содержание в породе неподвижной воды К_в.св, связанной с поверхностью пор силами молекуляр-ного сцепления, и подвижной воды К_в.под.

Для гидрофильных и частично гидрофобных пород справедливо равенство:

К_нг + К_в= 1

Данные электрометрии позволяют оценивать коэффициент нефтенасыщенности К_н в нефтянной коллекторе, коэффициент газонасыщенности К_г в газоносном и коэффициент нефтегазонасыщенности К_нг в породе, содержащей и нефть и газ.

Нефтенасыщенность пород-коллекторов продуктивных горизонтов определялась двумя методами, по коэффициенту увеличения сопротивления (метод сопротивлений) и балансу пористости по обобщенным для межсолевых карбонатных отложений Припятского прогиба зависимостям.

Определение параметров К_в и К_нг по данным метода сопротивлений основано на использовании зависимости между параметром насыщенности Р_н и К_в, получаемых экспериментальным путем.

По нейтронным методам в обсаженных скважинах можно определить К_г в газо-и нефтегазонасыщенных коллекторах. В последнем случае, определив К_нг по данные электрометрии, а К_г по данным нейтронных методов, можно установить величину К_н.

Для продуктивных горизонов Сосновского месторождения коэффициент нефтенасыщенности варьирует в пределах от 68 % до 93,5 %.

Пористость и глинистость пород продуктивных межсолевых отложений Сосновского месторождения определена по данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического каротажа (Т) и результатов исследования керна [4].

4 РАСЧЁТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОРИСТОСТИ, ГЛИНИСТОСТИ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Выделение коллекторов

В карбонатных отложениях Припятской впадины встречаются коллекторы различного типа. Имеются коллекторы с преобладанием кавернозной и межзерновой емкости. Они условно делятся на две среды: поровую и трещинную. Преобладает смешанный тип коллектора - поровокаверново-трещинный. В ряде случаев по комплексу геофизических данных представляется возможным оценить, какая емкость преобладает.

Коллекторы, с преобладанием межзерновой пористости, характеризуются совпадением значений пористости, полученных по данным методов сопротивления, НГК и АК. На диаграммах МБК им соответствуют невысокие значения сопротивления (2 - 15 Омм). На кривых АК по затуханию упругих волн в карбонатных коллекторах с межзерновой пористостью обычно наблюдаются высокие значения амплитуд. В случае водонасыщенности коллекторов такого типа наблюдается хорошая нормализуемость диаграмм БК, АК и НГК.

Для Сосновской площади основным типом коллектора является коллектор смешанного типа (каверново-порово-трещинный).

Коэффициент глинистости.

Глинистость определялась по данным радиометрии (ГК, НГК) и акустического каротажа (Т). В основу метода положено наличие корреляционных связей между суммарным водородосодержанием (W) карбонатных пород-коллекторов и показаниями геофизических методов.

Тематической партией объединения «Западнефтегеофизика» составлена палетка для определения объемной глинистости (К^о_гл).

По каждой скважине для достоверно установленных пластов неколлекторов находились значения К_гл и сопоставлялись с соответствующими им показаниями кривой гамма-каротажа (J).

В качестве значений нулевой глинистости принимались показания пластов галита или ангидрита. На основании этих данных для каждой скважины составлялись индивидуальные зависимости: К_гл = f (J ).

Значения объемной глинистости пород-коллекторов отображаются на графике глинистости по диаметру скважины с использованием показаний гамма-каротажа.

Пользуясь графиком зависимости J от К_гл напротив пластов коллекторов определяем водородосодержание глинистой фракции [3].

Коэффициент пористости.

Пористость пород продуктивных межсолевых отложений Сосновского месторождения определена по данным радиоактивного каротажа (НГК, ГК) с привлечением материалов акустического каротажа ( Т).

Для интерпретации кривых, определения коллектор или неколлектор используется палетка, для определения К^п_п с соответствующим диаметром скважины.

По коллектору каротажных кривых выделялись пласты и определялись значения J_n = f (K_п) и Т находилась кажущаяся пористость по палетке.

Открытая пористость продуктивных пластов (К^о_п) по данным ГИС рассчитывается по формуле:



К ^о_п = К ^п_п - К_гл * W,

Где W - содержание кристаллизационной воды в глинистых минералах равна 0,42;

К ^п_п - коэффициент полной пористости;

К_гл - коэффициент глинистости.

Коэффициент нефтегазонасыщенности.

Нефтегозанасыщенность пород-коллекторов определялась по коэффициентам увеличения сопротивления и балансу пористости. Против пласта снимаем кажущееся сопротивление _к и умножаем на поправку за диаметр скважины. Параметр насыщения (Р) находится по формуле:

Р = _п/0,03,

где 0,03 - удельный вес пластовой воды по Припятской впадине. Затем по графику оценки нефтенасыщенности определяем коэффициент водонасыщенности (К_в) с учетом коэффициента пористости (К_п).

Коэффициент нефтегазонасыщенности (К_н) определяется по формуле:

К_н = 1 - К_в

К_н измеряется в % [12].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Темой курсовой работы №2 является: «Определение коллекторских свойств методами ГИС на примере Сосновского месторождения».

Сосновское месторождение приурочено к одноименной структуре Речицко-Вишанской зоны поднятий Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба. В осадочном чехле Сосновской структуры, как и всей Речицко-Вишанской зоны, по степени и характеру дислокации выделяются три структурных этажа: нижний, верхний, средний.

По поверхности продуктивных межсолевых отложений Сосновская структура представляет собой четко выраженную полуантиклиналь, вытянутую вдоль южного опущенного крыла Речицкого регионального разлома и ограниченную с севера зоной отсутствия межсолевых отложений.

...