Примечания: ПС - пластово-сводовая; ПСЛЭ - пластово-сводовая, осложненная литологическим экраном

Как видно по данным таблицы№1 флюидные ловушки в основном представлены двумя видами: пласьлво-сводовый и пластово-сводовый, осложненныый литологическим экраном. Данная таблица составлена для Черногорсого месторождения, которое расположено на территории Нижневартовского района, поэтому можно считать, что данные виды ловушек характерны для всего Нижневартовского района.

Типы коллекторов

Коллектором называется порода способная вмещать и отдавать флюиды.

Тип коллектора определяется структурой пустотного пространства породы (поры, пустоты вторичного происхождения - каверны, стилолиты, трещины).

Тип коллектора определяется на основе всей имеющейся геолого-геофизической информации по изучаемым пластам. В карбонатных разрезах основным способом решения этой задачи является анализ соотношения различных видов пористости: общей, межзерновой, вторичной, эффективной.

Признаки, характеризующие коллектора, можно объединить по следующим свойствам:

1) содержанию поверхностно-активной составляющей твердой фазы;

2) значениям пористости;

3) значениям проницаемости.

Выделение коллектора по первому признаку заключается в следующем:

Поверхностно-активные минералы, составляющие твердую фазу горной породы, способны сорбировать молекулы воды. Эта вода занимает часть порового пространства и называется 'связанной'. Такие минералы приурочены главным образом к глинистой фракции. Поэтому выделение коллекторов сводится к выделению песчаников в террегенном разрезе по содержанию глинистого материала.

Второй признак коллекторов.

Одним из основных параметров, характеризующих коллекторские свойства горной породы, является пористость. Пласты с повышенными значениями открытой пористости считаются коллекторами. На основании лабораторных исследований керна и результатов испытаний скважины устанавливается нижний предел пористости для изучаемого района, при котором можно получить промышленный приток пластового флюида. Это значение принимается как критическое, выше которого отложения относятся к коллекторам, а ниже - к непроницаемым разностям. Следует сказать, что методика выделения коллекторов по критическому значению пористости справедлива только для отложений с межзерновой пористостью и при низком содержании поверхностно-активных минералов. Поэтому применяется она в основном при расчленении толщи карбонатных отложений.

Третий признак коллекторов.

При бурении скважины давление столба промывочной жидкости на пласт, как правило, превышает пластовое. Поэтому при вскрытии проницаемых интервалов под действием гидродинамического давления фильтрат промывочной жидкости проникает в поры пласта. Проникновение раствора в пласт является прямым признаком коллектора.

Выделение коллекторов по проницаемости возможно практически всеми основными геофизическими методами. Наряду с этим необходимо отметить, что методики ГИС, позволяющей с достаточной достоверностью вычислять коэффициент проницаемости отложений в различных геолого-геофизических условиях, еще не разработаны.

Установление типа коллектора главным образом предназначается для выбора правильной методики интерпретации методов ГИС при выделении и оценки коллекторов.

В терригенных коллекторах главными характеристиками типа коллектора являются литологическая принадлежность и характер распределения глинистого материала в породе.

В карбонатных породах основной характеристикой является тип вторичной емкости (каверновая, трещинная, каверново-трещинная).

1.5 Физические свойства горных пород

Таблица № 6

1.6 Краткая характеристика некоторых продуктивных пластов

Продуктивный пласт АВ13 является основным по запасам на Северо-Ореховском месторождении, Северо-Покурском месторождении, Ватинском месторождении. Пласт вскрыт на абс. отм. 1687-1718 м. Эффективные нефтенасвщенные толщины в целом по пласту составляют 1,6-6,0 м. Коллекторы пласта представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, с пористостью 16,2-23,3 % и проницаемостью 0,7-284,7 мД.

Продуктивный пласт БВ₆1 вскрыт на абс. отм. 2101,2-2132,5 м. Коллекторами являются песчаники средне- и мелкозернистые. Величина пористости и проницаемости определялась по данным ГИС. Эффективные нефтенасыщенные толщины по пласту составляют 0,8-1,0 м.

Продуктивный пласт БВ₈1представляет собой верхнюю часть горизонта БВ₈ , который является преимущественно высокопродуктивным нефтеносным объектом в пределах всего Нижневартовского свода. Коллектора пласта представлены хорошо отсортированными песчаниками с небольшим содержанием глинистой и алевролитовой фракции. Значения пористости по керну составляют 21,4 %, по ГИС - 21,9%, проницаемости соответственно 41,6 и 149,3 фм². Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,8 м.

Пласт Ю₁1 является составной частью горизонта Ю1, который имеет региональное распространение не обширной территории Тюменской области. Залежи нефти горизонта выявлены на таких месторождениях как: Ватинское, Северо-Ореховское, Северо-Покурское, Северо-Ермаковское, Агинское, Мегионское и др.Залежи нефти вскрыты в интервале глубин 2543-2569 м с эффективной толщиной 15,2 м. Коллекторами пласта служат песчаники средне- и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые. Среднее значение пористости по пласту Ю₁1 по керну составляет 18,8 %, проницаемости 57,4 фм², по ГИС соответственно 18,3 % и 44,6 фм².

1.7 Интервалы ГИС по Нижневартовскому району

2. Типы комплексов ГИС для решения основных геолого-геофизических задач в открытом стволе

2.1 Основные геолого-геофизические задачи

Геофизические исследования в скважинах проводятся с целью получения данных для решения ряда геологических и технических задач проводки скважины и документирования геологического разреза. К основным геологическим и техническим задачам относятся:

- Литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

- Локальная и региональная корреляция по литологии, физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

- Предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

- Предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

- Предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в условиях пласта;

- Контроль технического состояния ствола скважины.

Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС с помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, анализы керна, шлама, пластовых флюидов, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.

2.2 Комплексы геофизических методов для решения основных геолого-геофизических задач

Для решения основных геолого-геофизических задач, указанных выше, используются следующие комплексы геофизических методов:

- КС, ПС, КВ, ГК, МЗ;

- КС, ПС, КВ, ГК, МЗ;

- КС, МЗ, МКВ, ГК;

- ИК, БК, БКЗ, НГК;

- ИННК, НГК;

- КВ, Инклинометрия, Термометрия, ОЦК, АКЦ, ГГК-Ц.

В общем же случае комплексы ГИС подразделяются по:

- своему назначению;

- по условиям проведения;

В зависимости от своего назначения комплексы ГИС подразделяются на:

а) основные;

б) расширенные;

в) специальные;

К основным отнесены методы ГИС обязательные к исполнению в каждой поисковой и разведочной скважине. Невыполнение какого-либо вода исследований из обязательного комплекса фиксируется двухсторонним актом (заказчик-подрядчик) с указанием причин невозможности проведения исследований полным комплексом.

К расширенному комплексу относятся методы ГИС, составленные из методов основного комплекса с добавлением дополнительных методов, которые привлекаются для решения частных геологических или технических задач, возникающих на ряде площадей или в отдельных скважинах или для изучения части разреза.

К специальному комплексу относится комплекс ГИС, который выполняется по специальным программам (например, в опорных, параметрических, базовых и т.п. скважинах) и данными методическими указаниями.

В зависимости от условий проведения исследований комплексы ГИС подразделяются на:

а) комплекс ГИС для поисковых скважин (открытый ствол);

б) комплекс ГИС для разведочных скважин (открытый ствол);

2.3 Геофизические методы и скважинная аппаратура

2.3.1 Газовый каротаж

Газовый каротаж относится к одним из высокоинформативных комплексов прямых методов изучения свойств разрезов скважин непосредственно в процессе их бурения. Газовый каротаж должен использоваться для решения следующих основных геологических задач:

- выделение (прогноз) коллекторов и непроницаемых пластов (их местонахождение и ориентировочные мощности);

- прогноз характера насыщения пластов (в том числе по фазовому состоянию углеводородов в условиях пласта);

- выбор объектов для опробования в выявленных перспективных интервалах;

- обоснование постановки отбора керна;

- контроль за выбросами и поглощениями промывочной жидкости и прогнозирование аварийных ситуаций.

К числу основных, наиболее значимых по геологической информативности методов в комплексе газового каротажа относятся:

- компонентный анализ проб газовоздушной смеси (выделяются зоны с содержанием метана и тяжелых углеводородов-гомологов метана до гексана включительно);

- суммарные газопоказания (их интенсивность и приуроченность);

- время бурения одного погонного метра ствола скважины (механический каротаж);

- люминесцентно-битуминологический анализ (содержание органического углерода, легкого битума, типа битума) по шламу и керну.

Дополнительно к газовому каротажу целесообразно применение станций геолого-технологических исследований (ГТИ) для получения дополнительной геологической информации и изучения параметров, характеризующих режим бурения. К числу основных, наиболее значимых по геологической информативности методов в комплекс ГТИ относятся:

- детальный механический каротаж;

- температура входящей и выходящей промывочной жидкости;

- данные о литологии, карбонатизации, пористости и других свойств пород (по образцам шлама).

К числу наиболее значимых параметров, характеризующих режимы бурения, относятся:

- данные о весе инструмента и нагрузке на долото, баланс времени бурения;

- параметры промывочной жидкости;

- давление входящей промывочной жидкости и прогноз аварийных промывок бурового инструмента

Комплекс ГТИ может применятся автономно, независимо от газового каротажа. Объемы и интервальность ГТИ определяются заявками геологических и технологических служб производственных объединений-заказчиков.

2.3.2 Стандартный электрический каротаж

Стандартный электрический каротаж относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, по всему открытому стволу. Стандартный каротаж включает записи трех зондов электрического каротажа (двухметровые кровельный и подошвенный градиент-зонды и полуметровый потенциал-зонд) и кривую потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Стандартный каротаж в комплексе с индукционным, радиоактивным, акустическим и другими методами ГИС, предназначен для решения следующих основных геологических задач:

- литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

- локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

- предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

- предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

- предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

- предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

- контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне).

Для повышения достоверности решения вышеназванных задач и получения дополнительных данных, стандартный каротаж при каждом исследовании проводится по всему открытому стволу (перекрываются все предыдущие интервалы).

Данные перекрытия позволяют выявлять прямые качественные признаки проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и на этой основе выделять коллекторы как простые, так и со сложной структурой порового пространства.

В условиях разрезов Западной Сибири прямые качественные признаки проникновения фильтрата ПЖ в пласты на основе повторных измерений электрическими методами во времени и при близких свойствах ПЖ являются эффективным средством выделения проницаемых интервалов. При этом обязательным требованием является высокое качество диаграмм стандартного каротажа.

Повторные записи диаграмм стандартного каротажа путем перекрытия ранее исследованных интервалов, а также параллельные записи стандартного каротажа в масштабе 1:200 являются эффективным методическим приемом по выделению коллекторов и определению характера их насыщения, в том числе коллекторов сложного строения (ачимовские толщи, отложения тюменской свиты, сенона, кор выветривания и других подобных объектов), а также порово-трещенных коллекторов (карбонатные толщи доюрского возраста, эффузивно-терригенные породы палеозоя, отложения баженовской свиты и другие).

Масштаб регистрации диаграмм зондами стандартного каротажа устанавливается неизменным для всех территорий работ и участков разреза и равны 2,5 Ом.м/см с соотношением масштабов записи как 1:5:25 и т.д. Для ПС масштаб записи 12,5 мВ/см и вспомогательный - 5 мВ/см во всех интервалах разреза, где значения относительной амплитуды ПС по преобладающему числу коллекторов меньше 0,4.

2.3.3 Боковой каротаж (БК)

Боковой каротаж в масштабе глубин 1:500 относится к дополнительным методам, проводится в тех поисковых и разведочных скважинах, где по данным стандартного и индукционного каротажа не решаются вопросы по достоверному определению электрических характеристик определенных пластов или участков разреза вследствие ограничений стандартного каротажа (зоны тонких чередований, пласты малой мощности) и индукционного каротажа (пласты или участки разреза с УЭС более 40 Ом.м).

К числу объектов, где материалы БК в масштабе глубин 1:500 могут дать дополнительную информацию к стандартному или индукционному каротажу, относятся:

- зоны частых чередований плотных непроницаемых пластов, глинистых прослоев и нефтегазонасыщенных пластов малой мощности;

- зоны аномально низких значений минерализации пластовых вод, где УЭС водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов имеют высокие значений и широкие зоны перекрывающихся величин сопротивлений;

- интервалы в низах разреза, где преобладают тонкие чередования литологически различающихся разностей, преобладают высокие УЭС и контрастные переходы значений УЭС на границах литологических переходов и границ, обусловленных изменениями характера насыщения коллекторов.

Боковой каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих геологических задач:

- литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;

- локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;

- предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);

- предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;

- предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;

- предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;

- контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне).

Физические основы метода.

Боковым каротажем называют измерения кажущегося сопротивления по стволу скважины трехэлектродным зондом бокового каротажа с автоматической фокусировкой тока. Зонд имеет центральный электрод Ао (см. рис. 1), симметрично по отношению к которому расположены соединенные между собой удлиненные экранирующие электроды (Аэ).

Рис. 1. Схема зонда бокового каротажа

При измерении кажущегося сопротивления обеспечивается одинаковый потенциал всех электродов автоматическим регулированием силы тока через центральный электрод. Таким образом, экранные электроды препятствуют растеканию тока центрального электрода по скважине и обеспечивают направление его непосредственно в исследуемый пласт. Кажущееся сопротивление определяется по отношению потенциала экранирующих электродов к току через центральный электрод. Благодаря применению экранирующих электродов уменьшается влияние на результаты измерений промывочной жидкости, заполняющей скважину, и вмещающих пород, а кажущееся сопротивление получается близким к удельному электрическому сопротивлению. БК позволяет выделять пласты малой мощности и изучать с большой подробностью пачки пластов, более точно определять границы. Диаграммы БК в отличие от зондов БКЗ практически не искажены эффектами экранирования.

Оценка качества.

- допустимые отклонения показаний БК от теоретических - 20%;

- допустимая погрешность по контрольной записи - 10%;

- нестабильность стандарт-сигнала в начале и конце записи - 3%.

Качество бокового каротажа определяется в комплексе с показаниями зондов БКЗ. Против Кошайских глин КС по боковому каротажу равно показаниям других зондов. На плотных глинах с кажущимся сопротивлением 5 - 8 Ом*м показания БК примерно равны показанию зонда А1.0M0.1N.

Рис. 2 Пример записи диаграммы бокового каротажа

Методические приемы, повышающие геологическую эффективность БК:

- диаграммы должны быть только высокого качества;

- высокое качество диаграмм БК расширяет возможности электрических методов по определению высоких значений УЭС маломощных пластов (и совместно с ИК - в области низких УЭС);

- в выявленных или уже известных перспективных интервалах диаграммы БК необходимо дублировать в масштабе 1:200 для сравнения этих данных с материалами ГИС, которые будут получены в дальнейшем при детальных исследованиях;

- масштаб регистрации основной кривой БК (в логарифмическом масштабе) устанавливается с модулем 4,0-6,25 см.

Для проведения БК используются следующие скважинные приборы:

- ЭК-1;

- Э1

ЭК-1.

Назначение.

Аппаратура электрического каротажа комплексная ЭК-1 предназначена для исследования нефтяных и газовых скважин методами бокового каротажного зондирования (БКЗ), трехэлектродного бокового каротажа (БК-3), измерения потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), резистивиметрии скважин, а также измерения диаметра скважин.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор рассчитан на работу в скважине диаметром не менее 160 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - от 10 до 20%, нефти - до 5-10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды - 120°С и наибольшем гидростатическом давлении 100 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной 6000м.

Измерения БКЗ и БК проводятся в разных циклах. ПС регистрируется только в аналоговой форме.

Аппаратура обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород в режиме "БКЗ" зондовыми установками:

- A8,0M1,0N (шифр параметра GZ5);

- A4,0M0,5N (шифр параметра GZ4);

- A2,0M0,5N (шифр параметра GZ3);

- N0,5M2,0A (шифр параметра GZ3B);

- A1,0M0,1N (шифр параметра GZ2);

в общем диапазоне от 0,2 до 5000 Ом.м с разбивкой на два диапазона от 0,2 до 200 Ом.м и от 200 до 5000 Ом.м; зондовыми установками

- A0,5M6,0N (шифр параметра PZ);

- A0,4M0,1N (шифр параметра GZ1);

в общем диапазоне от 0,2 до 1000 Омм с разбивкой на два диапазона от 0,2 до 200 Омм и от 200 до 1000 Омм и измерение удельного сопротивления водной промывочной жидкости (шифр параметра RB) резистивиметром - в диапазоне от 0,2 до 20 Омм. Схемы зондов см. на рис.3.

Рис. 3 Схемы зондов

Аппаратура обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород трехэлектродным зондом БК (шифр параметра LL3) в диапазоне от 0,5 до 5000 Омм. При этом диапазон измеряемых значений потенциала в режиме БК (шифр параметра LLU) от 0,1 до 20В, а сила тока центрального электрода (шифр параметра LLI); - от 0,2 до 50 мА.