Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Информативность геофизических параметров при оценке запасов углеводородов месторождения Достон

Информативность геофизических параметров при оценке запасов углеводородов месторождения Достон

Геологическое строение месторождения Достон, его стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность. Характеристика пластов. Гидрогеологические условия добычи. Петрофизическая характеристика карбонатных пород. Смета затрат на проведение геофизических работ.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 25.02.2015
Размер файла 940,6 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Рис 2.2. Гистограмма распределения основных породообразующих минералов карбонатных пород XV горизонта (обр 10 Скв.4 глубина 2530-2535м)

По структуре порового пространства коллекторы трещинно-каверново - порового типа, с преобладающей поровой составляющей.

2.2.3 Фильтрационно-емкостная характеристика пород XV-PH горизонтa

Из имеющегося объема кернового материала по 4 скважинам было изготовлено 289 образцов и из них лишь 14 образцов представляют XV-Р гори зонт.

Рис 2.3. Гистограмма распределения коэффициента открытой пористости

В связи с этим статистическая обработка, для оценки фильтрационно-емкостной характеристик пород, осуществлена только для карбонатных пород XV-НР горизонта.

Коэффициент открытой пористости kп изменяется от 0,65 до 30,1%. Характер изменения kп во всем диапазоне подчиняется нормальному закону распределения с максимумом на отрезке пористости 10-15%. Средняя пористость по горизонту составляет 11,9% ( см рис2..3).

Проницаемость пород горизонта определена на 219 образцах.

Рис 2.4. Гистограмма распределения коэффициента газопроницаемости

Коэффициент газопроницаемости изменяется от 0,01 до 1660х10-3 мкм2 и в среднем по горизонту составляет 110,4 х10-3 мкм2. Характер распределения проницаемости подобен характеру распределения коэффициента открытой пористости (см. рис 2.4.)

Коэффициент остаточной водонасыщенности определенный методом центрифугирования получен для 253 образцов. Гистограмма распределения данного петрофизического емкостного параметра приведен на рис. 2.2.4. Коэф-фициент остаточной водонасыщенности для карбонатных пород исследуемого горизонта изменяется от 10,7% до 76,6%. Средняя величина коэффициента остаточной водонасыщенности для горизонта составляет 32,2%. Характер рас-пределения данного емкостного параметра логонормальный вид с максимумом на начальном отрезке диапазона изменения.

Рис 2.5. Гистограмма распределения коэффициента остаточной водонасыщенности.

Таким образом мож-но сделать следующий вывод

- по фильтрационно-емкостным свойствам породы продуктивного горизонта крайне неоднородны и для них характерны широкие диапазоны изменения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности, что позволяет легко дифференцировать породы коллектора и неколлектора.

2.2.4 Установление граничных значений коллекторов

Установление граничных значений «коллектор-неколлектор» производится на основе выявленных зависимостей между коллекторскими параметрами пород.

Для установления нижней границы коллекторов по коэффициенту от открытой пористости kп используем графоаналитический метод основанный на построении интегральной функции распределения значений данного параметра по интервалам относимым к коллекторам и неколлекторам [31]. Для карбонатных газовых коллекторов проницаемыми считаются образцы с kпр со значениями более 0,1х10-3мкм2. Полученные кривые для карбонатной представлены на рис.4.1

Рис.2.6 Сопоставление кумулятивных кривых распределения коллекторов и неколлекторов по коэффициенту пористости (для газонасыщенных коллекторов)

Рис. 2.7. Сопоставление кумулятивных кривых распределения коллекторов и некол-лекторов по коэффициенту пористости (для нефтенасышенных коллекторов)

Абсцисса точки пересечения кумулятивных кривых коллекторов и неколлекторов (рис 2.6.) соответствует значению 5.0%. Это значение - величина граничной пористости для газонасыщенных кавернозных коллекторов. В построении этой кривой использовано 113 значений kп и kпр.

Для карбонатных нефтяных коллекторов проницаемыми считаются образцы с kпр со значениями более 1х10-3мкм2. Полученные кривые для карбонатной нефтенасышенной толщи представлены на рис.2.7. Абсцисса точки пересечения кумулятивных кривых коллекторов и неколлекторов соответствует значению 8.0% , что соответствует граничному значению пористости.

На рис 4.3. приведена зависимость kпр=f(kп) выявленная для карбонатных пород XV-НР горизонта Эмпирическая связь kпр=f(kп) для коллекторов описывается уравнением kпр=0,0023kn2,86п с коэффициентом корреляции r=0,61.

Для газовых залежей с карбонатными продуктивными отложениями, породы с проницаемостью kпр>0,1х10-3мкм2 принято считать коллекторами. Этому значению коэффициента проницаемости соответствует пористость 3,7%, для нефтяных коллекторов kп гр =5,7%.

.

Рис. 2.8. Зависимость проницаемости kпр от пористости kп для коллекторов XV-НРгоризонта

Для обоснования граничных значений коэффициента остаточной водонасы-щенности kов.гр. используется корреляционной зависимостью kп= f(kов). Результаты сопоставления значений пористости и воднасыщенности с целью выявления зависимости kп=f(kов) для коллекторов продуктивных горизонтов приведены на рис 2.8.

Граничное значение коэффициента остаточной водонасыщенности , на основе анализа выявленной зависимости , которая численном выражении имеет вид : kов = 79,1-19,3Ln(kп)

Рис.2.9. Зависимость kов=f(kп) коэффициента остаточной водонасыщенности от коэффициента открытой пористости

газонасыщенный коллектор kов гр = 47,0%

нефтенасышенный коллектор kов гр = 39,0%

Таким образом, граничное значение ФЕС карбонатных пород XV-НР горизонта имеют следующие значения:

газонасыщенный коллектор kпгр - 5,0% ; kпргр 0,1х10-3 мкм2 и kовгр - 47,0 %.

нефтенасыщенный коллектор kпгр - 8,0% ; kпргр 1х10-3 мкм2 и kовгр - 39,0%.

По результатам испытания скважин на приток промышленная нефть получена в основном в продуктивном XV-P горизонте и частично в нижней части XV-НР горизонта, однако эти интервалы керном представлены в крайне в недостаточном объеме, поэтому установленные граничные значения кол-лекто-ров для нефтенасыщенных интервалов продуктивной части требуют дальней-шей корректировки с учетом данных ГИС.

2.3 Петрофизическая характеристика карбонатных пород

Для установления петрофизической характеристики использованы 38 образцов пород , горизонт . Из большого массива данных, полученных в результате определения петрофизических свойств карбонатных пород, была сделана выборка образцов с наиболее характерными значениями петрофизи-ческих величин для определенного интервала пористости.

Коэффициент открытой пористости исследованных образцов изменяется от 4,25 до 21,86% и в среднем составляет 11,69%. Проницаемость карбонатных пород колеблется в пределах 0 до 300,0х10-3 мкм2, среднее значения параметра - 48,64 х10-3 мкм2. Коэффициент остаточной водонасыщенности kов, определен-ный методом центрифугирования, колеблется в пределах 14,0% -72,7%. Средняя значение kов равно 26,1%.

В результате изучения электрических свойств водонасыщенных образцов керна установлено, что удельное электрическое сопротивление пород при атмосферных условиях варьирует от 1,66 до 19,52 Омм. Параметр пористости (Рп) полностью водонасыщенных пород (минерализация 100г/л) в атмосферных условиях изменяется от 22до 268.

Рис 2.10. Зависимость параметра пористости (Рн) от коэффициента пористости (kов)

Максимальные значения удельного электрического сопротивления и параметра пористости соответствует образцам с коэффициентом открытой пористостью меньше 7,7%. Для пород коллекторов (kп больше 7,7%) УЭС изменяется от 1,79 до 7,56 Омм и параметр пористости соответственно изменяется от 24 до 97.

На рисунке 2.10 приведена зависимость Рп=f(kп) параметра пористости от коэффициента открытой пористости в атмосферных, уравнения связи которой имеют следующий вид:

- атмосферные условия Рп=1/Кп1,92, с коэффициентом корреляции 0,95;

- структурный показатель м равен 1,92.

Эта величина характерна для карбонатных пород с преимущественно трещинно-порово-кавернозным типовым пористости.

Рис 2.11.Зависимость параметра насыщения (Рн) от коэффициента водонасыщенности (kов)

Для целей количественной оценки результатов электрического каротажа продуктивной части разреза скважины были проведены исследования удельного электрического сопротивления частично водонасыщенных пород. Удельное электрическое сопротивление определялось на образцах керна при их различной водонасыщенности, смоделированной методом центрифугирования при скорости вращения ротора от 500 об/мин до 6000 об/мин и времени вращения от 5 до 30 мин. Результаты данных исследований позволили получить зависимость коэффициента увеличения сопротивления (параметра насыщения) от водонасыщенности пород (рис. 2.11), корреляционная связь которых описывается следующим уравнением:

Рн=1/Кв1,48, с коэффициентом корреляции 0,98;

Показатель n в эмпирической зависимости равен 1,48 Такое значение показателя n характерно для гранулярных гидрофильных карбонатных пород.

Скорости распространения продольных волн (Vp) в известняках при их полном насыщении 10% раствором NaCl в атмосферных условиях варьируют в пределах 3364-5658м/с, а интервальное время соответственно от 177 до 297 мск. Эмпирическая зависимость ?Т=f(kп) полученная на основе данных определения упругих (Vp) и емкостных свойств карбонатных (kп) пород приведена на рис 1.12.

Рис2.12. Зависимость интервального времени пробега продольных волн от коэффициента открытой пористости

В численном выражении эта зависимость для карбонатных пород имеет вид:

?Т=7,15 kп + 150 r2= 0,96

Как видно из рис. 4.7 интервальное время в твердой фазе (скелете) породы (эта величина оценивается при kп=0) равно ТТВ=150мкс.

Обобщение результатов по исследованию керна позволило показать объем петрофизической обеспеченности для количественной интерпретации и уровень обоснованности

В Таблице 2.3. приведены основные граничные значения петрофизических параметров и констант.

Таблица 2.3. Граничные значения коллекторов и петрофизических параметров и констант

Параметр

Значение

Газовый коллектор

Коэффициент открытой пористости

6 %

Коэффициент проницаемости

0,1 х10-3мкм2

Коэффициент остаточного водонасыщения

73%

Нефтяной коллектор

Коэффициент открытой пористости

8,0

Коэффициент проницаемости

1х х10-3мкм2

Коэффициент остаточного водонасыщения

39,0%.

Плотность минерального скелета породы

2,71 г/см3

Параметр пористости : Рп=1/Кп1,92

m=1,92

Параметр насыщения : Рн=1/Ков1,48

n=1,48

Интервальное время в минеральном скелете породы

150 мск/м

2.4 Обработка и интерпретация материалов ГИС

2.4.1 Задачи ГИС месторождения Достон

Основными задачами ГИС являются :

- литологического расчленения разреза

-выделение коллекторов

- глинистости пород

-коэффициент пористости

-эффективных толщин

-нефтенасыщенности

-характера флюидонасыщенности

Комплексная обработка материалов ГИС проводилась в автоматическом варианте с использованием программного обеспечения системы GEOOFFISE SOLVER

Достон скважина №2

-литологического расчленения разреза

В верхнеюрской карбонатной формации разреза скважины 2 месторождения выделяются (рис 2.13)следующие литологические разности: ангидриты, мергели, плотные известняки, высокопористые известняки. Дифференциация осуществляется на основе заметного различия в физических свойствах пород. Так ангидриты залегающие на глубинах 2523-2529м из-за низкой пористости обладают высокими значениями сопротивления на диаграммах БК. напротив ангидритов из-за растворимости их в водной среде увеличивается номинальный диаметр скважины. Поглощающие свойства нейтронов низкие из-за отсутствия пор - поровое пространство ничем не заполнено, ГК имеет фоновое значение. В мергелях происходит увеличение диаметра скважины 2529-2535м из-за размыва стенок скважины. Показания НГК занижены т.к. мергели содержат некоторый объем глин, имеющие высокую адсорбционную способность и могут поглощать определенное количество влаги. Показания ГК чуть завышенное. Переход к плотным , низкопористым известнякам ( глубины 2535-2540 м)сопровождается уменьшением диаметра скважины вплоть до номинального , показания БК не-сколько занижены. Минимальное значение приобретают кривые ГК, коэффици-ент глинистости близок к нулю. Кривые кажущего сопротивления приобретают максимальные значения.

Таким образом наиболее информативными при литологическом расчлене-нии, исходя из геологического строения разреза скважин месторождения Достон, являются ДС (кавернограмма) и НГК и БК.

Определение глинистости.

В карбонатных коллекторах значение глинистости имеет важную роль , так как многие свойства пород определяется содержанием в них нерастворимого остататка. Опыт интерпретации материалов ГИС для карбонатной формации Бухаро-Хивинского района показал, что при количественной интерпретации на показания ряда петрофизических параметров необходимо введение поправки на глинистость. Для данного месторождения определение глинистости осуществ-лялось по данным ГК:

Кгл0,6= i; i=, (2.1.) где:

Jпл - замеренное значение естественной гамма-активности;Jmin - фоновое значение ГК для чистых, неглинистых карбонатов;Jгл - среднестатистическая величина естественного гамма-излучения для глин терригенной юры (Jгл=Jmin+12 мкр/час).

Обработка материалов интерпретации ГИС месторождения Достон поз-волило построить гистограмму распределения Кгл в продуктивных интерва-лах, гистограмма распределения которой приведена на рис 2.14.

Рис. 2.14 Гистограмма распределения коэффициента глинистости в карбонатных коллекторах

Коэффициент глинистости изменяется от 0.01 до 0.2. В коллекторах скважины 2 (XV-НP и XV-P горизонты) Кгл лежит в пределах 0,01-0,05 (рис 2.13.)В 80% выделенных эффективных толщах коэффициент глинистости не превышает 0.03.Гистограмма распределения имеет логонормальный характер.

Таким образом можно заключить что, коэффициент глинистости является важным информационным параметром при выделении коллекторов.

- выделение коллекторов

Выделение коллекторов является важным этапом интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Предпосылкой выделения коллектора геофизическими методами является его отличие от вмещающих пород - некол-лекторов - по проницаемости, пористости, глинистости.

Признаки коллектора делятся на прямые качественные и косвенные количественные.

К качественным признакам коллектора на диаграммах ГИС для карбонатных отложений Бухаро-Хивинского нефтегазоносного относятся:

- сужению диаметра скважины, относительно плотных, непроницаемых пород;

- отрицательные анализы на кривых сопротивлений;

- минимальным показаниям на кривых ГК (kгл-=0)

Косвенные- количественные

граничные значения открытой пористости по данным керна

Количественная оценка пористости осуществлялось с использованием мето-дов НГК и АК.

Определение пористости по НГК осуществлялось с корректировкой за инерционность аппаратуры, просчет импульсов, фон естественной гамма-активности пород, фактический диаметр скважины.Программой использовались палетки для показаний в условных единицах: УЕ=ѓ(lg Кпобщ. dс).Масштабы кривых НГК контролировались по опорному пласту нижних ангидритов, являющихся региональным репером со стабильными нейтронными характеристиками (для прибора СП-62: JНГК = 5,55 УЕ при номинальном диаметре скважины dн=0,19м).

Значения Кпобщ. исправлялись за содержание глинистого материала по зависимости:

КпНГК = Кпобщ. - щгл х Кгл,

где щ = 0,3 - водородосодержанием глин.

Оценка коэффициента пористости по акустическому каротажу, с поправкой за глинистость пород, производилась по формуле «среднего времени»:

Кп= ,

где

- ? Тск (известняков) = 150 мксек/м;

- ? Тгл = 300 мксек/м;

- ? Тж = 580 мсек/м.

Масштаб кривых АК корректировался по пластам нижних ангидритов (?Т = 163-165 мксек/м), а также по показаниям в свободной незацементированной колонне (?Т=183 мксек/м).

Достон скважина №2

Рис 2.15. Выделение коллекторов в продуктивных горизонтах скважины 2

На основе количественной оценки значений коэффициента открытой пористости по данным ГИС построена гистограмма их распределения , которая для нефтеносной части имеет вид приведенной на рис 2.16 .

2.16.Гистограмма распределения коэффициента открытой пористости в нефтенасыщенных коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (АК) скважина 2.

Сопоставление гистограмм распределения kп определенных по керну и ГИС показывает , что диапазон изменения kп по данным керна охватывает более широкий диапазон изменения от 8,04% до 23,3% тогда, как по ГИС интервал изменения составляет 8-20%, т.е данные ГИС по kп несколько занижены. Причина несоответствия связана с величинами поправок : - ?Тск =150 мксек/м; ? Тгл = 300 мксек/м и ? Тж = 580 мсек/ вводимые на результаты АК.

Это разница в значениях kп-керн и kп-ГИС визуально прослеживается и план-шете (рис 2.15.).

Рассмотрим степень информативности метода НГК при оценке коэффициента общей пористости.

Согласно методике интерпретации

Кпобщ. = КпНГ+ щгл х Кгл,

где щ = 0,3 - водородосодержанием глин. Вводя соответствующие значения щгл и Кгл получили значения Кпобщ по продуктивным интервалам скважины 2 . Полученные значения Кпобщ сравнили с расчеными значениями Кпобщ с учетом кавернозной пористости (см таб 2.2.) и построили гистограмму распределения, которая приведена на рис 2.17.

2.16.Гистограмма распределения коэффициента общей пористости в нефтенасыщенных коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (НГК) скважина 2.

Сопоставление гистограмм распределения kпо определенных по керну и ГИС показывает , что диапазон изменения kпо по данным керна охватывает более широкий диапазон изменения от 8,04% до 24,0% тогда, как по ГИС интервал изменения составляет 8-20%, т.е данные ГИС по kпо несколько занижены.

Качественные признаки выделения коллекторов ( k гл) подтверждают свою информативность при интерпретации данных ГИС для карбонатного разреза месторождения Достон.

Примеры выделения эффективных толщ приведены на рис 2.15. Не загромождая планшет приведены лишь три интервала выделения эффективных толщ - два для газового интервала - 2497-2498 м и 2499-2501м и нефтяной интервал: 2512-2515,5м.

Мощность эффективных толщ коллекторов(газ,нефть, вода) выделенных на основе количественной интерпретации приведена в таблице 2.3.

Результаты выделения коллекторов и их эффективных мощностей по скважинам

Таблица

Горизонт

Глубина залегания (м)

hэф.

(м)

кровля

подошва

1

2

3

4

XV-НР

2466,8

2467,2

0,4

2467,8

2468,2

0,4

2468,8

2469,2

0,4

2469,6

2470,2

0,6

2472,2

2472,8

0,6

2473,2

2473,4

0,2

2473,8

2474,4

0,6

2476

2476,6

0,6

2477

2478

1

2479,2

2479,6

0,4

2479,8

2480,4

0,6

2480,8

2482,2

1,4

2482,6

2483,8

1,2

2486,2

2487,2

1

2487,8

2488,6

0,8

2491,8

2492,4

0,6

2495,4

2496,8

1,4

Ср. взв. знач. газ

12,2

XV-НР

2500

2501,2

1,2

2502,6

2503,2

0,6

2503,8

2504,2

0,4

2504,6

2505,4

0,8

2505,8

2506,4

0,6

2508,8

2509,4

0,6

2510

2510,4

0,4

2511

2512,6

1,6

2513,6

2514,4

0,8

2515,2

2515,6

0,4

2517,8

2519,2

1,4

2520

2520,6

0,6

2521,2

2522,2

1

2522,8

2523,4

0,6

2525,8

2527

1,2

2527,4

2528

0,6

2530,2

2530,8

0,6

2532,4

2532,8

0,4

2533,2

2533,8

0,6

Ср. взв. знач. нефть

14,4

XV-Р

2537,6

2538

0,4

2538,6

2539

0,4

2539,4

2540

0,6

Ср. взв. знач. нефть

1,4

XV-Р

2540

2541,6

1,6

2542

2544,6

2,6

2545,2

2547,6

2,4

2548

2566,8

18,8

2567,2

2576

8,8

2576,4

2579

2,6

2579,6

2585

5,4

2585,2

2604

18,8

Ср. взв. знач. вода

61

XV-НР

2496

2496,6

0,6

2497

2497,8

0,8

2499,2

2500

0,8

Ср. взв. знач. газ

2,2

XV-НР

2501

2502,4

1,4

2503

2504,8

1,8

2505,6

2507

1,4

2507,8

2509,2

1,4

2510,4

2511,2

0,8

2512

2515,4

3,4

2516,8

2518,4

1,6

2523,4

2526,2

2,8

2527,6

2532,4

4,8

2533

2533,8

0,8

2535,4

2538,8

3,4

Ср. взв. знач. нефть

23,6

XV-НР

2541,8

2544,2

2,4

2546,2

2549,2

3

2550

2552,2

2,2

2557,4

2559,8

2,4

Ср. взв. знач. вода

10

XV-Р

2559,8

2570,6

10,8

2570,6

2571,8

1,2

2571,8

2575,2

3,4

2575,2

2576,4

1,2

2576,4

2592

15,6

2592

2594,4

2,4

2594,4

2604

9,6

Ср. взв. знач. вода

44,2

XV-НР

2552,2

2554

1,8

XV-НР

2448,4

2449

0,6

2451,6

2452,4

0,8

2453,4

2454

0,6

2454,4

2455,4

1

2456,4

2456,8

0,4

2457,4

2457,8

0,4

2459

2459,4

0,4

XV-НР

2459,8

2460

0,2

2460,4

2461

0,6

2461,6

2462,4

0,8

2465

2465,4

0,4

2468

2469,4

1,4

2470,2

2471

0,8

2471,6

2472

0,4

2473,6

2474,2

0,6

2474,8

2475,6

0,8

2476,6

2477

0,4

2478

2478,6

0,6

2479,4

2480,2

0,8

2481

2481,8

0,8

2482,2

2483,2

1

2483,8

2484,2

0,4

2484,8

2485,2

0,4

2485,6

2486

0,4

2488

2490

2

2492

2493

1

2493,6

2494,2

0,6

2495

2496,2

1,2

2496,8

2498,2

1,4

2499,4

2500,2

0,8

Ср. взв. знач. газ

22

XV-НР

2501,6

2503,2

1,6

2503,8

2504,2

0,4

2504,6

2505,4

0,8

2506,4

2507,4

1

Ср. взв. знач. нефть

3,8

XV-Р

2508

2511

3

2511

2514,2

3,2

2514,2

2515,2

1

2515,2

2516,8

1,6

2516,8

2518,8

2

2518,8

2520

1,2

2520

2520,4

0,4

2520,4

2521

0,6

2521

2521,6

0,6

2521,6

2522,6

1

2522,6

2523,8

1,2

2523,8

2524,6

0,8

2524,6

2525,6

1

2525,6

2526

0,4

2526

2526,4

0,4

2526,4

2527,2

0,8

2527,2

2530

2,8

2530

2541

11

Ср. взв. знач. нефть

33

XV-Р

2541

2549,4

8,4

XV-НР

2481,2

2481,8

0,6

2484

2484,6

0,6

2485,2

2486

0,8

2486,6

2487

0,4

2487,6

2488,2

0,6

2489

2489,6

0,6

2490,2

2490,6

0,4

2491,2

2491,8

0,6

2492,2

2492,8

0,6

2494,6

2495,4

0,8

2496

2497,2

1,2

2498,2

2499,2

1

Ср. взв. знач. газ

8,2

XV-НР

2501

2501,4

0,4

2502

2503,2

1,2

2505

2506

1

2510

2511

1

2515,8

2517,4

1,6

2518

2518,8

0,8

2521,8

2523

1,2

2524,8

2525,6

0,8

2527

2528,2

1,2

Ср. взв. знач. нефть

9,2

XV-НР

2540

2540,4

0,4

2541

2541,4

0,4

2541,8

2542,6

0,8

Ср. взв. знач. вода

1,6

XV-Р

2543,4

2545

1,6

2545

2546,2

1,2

2546,2

2547,6

1,4

2547,6

2550

2,4

2550

2554,4

4,4

2554,4

2555,6

1,2

2555,6

2563

7,4

2563

2571,6

8,6

2571,6

2572,8

1,2

2572,8

2589,8

17

2589,8

2594,2

4,4

2594,2

2596,8

2,6

2596,8

2598,2

1,4

2598,2

2599,4

1,2

2599,4

2620,2

20,8

2620,2

2625

4,8

2625

2627,6

2,6

2627,6

2629

1,4

2629

2630,8

1,8

2630,8

2639

8,2

Ср. взв. знач. вода

95,6

Определение нефтегазонасыщенности Определение характера насыщения межзерновых коллекторов выполняется путем сопоставления петрофизического параметра, который связан с коэффициентами насыщения углеводородами, и коэффициента пористости, оцененного с помощью какого-либо способа. Такими петрофизическими параметрами являются удельное электрическое сопротивление пласта сп, , относительная диэлектрическая проницаемость еп (ВДМ) и время жизни тепловых нейтронов в породе фп или величина, обратная ей - декремент затухания плотности тепловых нейтронов лп (ИНМ). В практике наиболее часто эта задача решается с помощью метода сопротивления.

При определении характера насыщения коллектора при помощи метода сопротивления используют параметр насыщения Рн, связанный с коэффициентом водонасыщения пор, или показания геофизического метода, дающего представление об изменении в коллекторах его величины.

Рн = сп/свп = сп/Рпсв, где

сп - значение удельного сопротивления неизмененной части пласта,

свп - удельное сопротивление того же пласта в водонасыщенном состоянии. свп получают косвенным путем по известной пористости, переведенной в параметр пористости Рп = am/Кпm и затем - в свп = Рпсв.

При количественной интерпретации материалов ГИС по месторож-дению Достон были использованы петрофизические зависимости при-веденные в таблице 2.3.

Рп=1/Кп1,92 и Рн=1/Ков1,48

Удельное сопротивление пластовых вод принято по данным химических ана-лизов св=0,026 ом.м

Значения коэффициента нефтенасыщенности , определенное по резуль-татам замера сп методом БК в скважинах с хорошим качеством и нформа-тивностью (скв 1 и 3) показали, этот подсчетный параметр в пределах вы-деленных эффективных толщ изменяется от 0,64 до 0,87. Гистограмма рас-пределения kн приведена на рис 2.13. Характер изменения этого параметра близок к нормальному с явным максимумом на отрезке 0,7-0,8.

2.17 Гистограмма распределения коэффициента нефтегазонасыщенности в коллекторах XV-НP и XV-P по данным керна и ГИС (БК) скважина 1

Диапазон изменения коэффициента Кнг по керну несколько выше ,чем по ГИС, это видимо связано с тем, что информативность БК в кавернозных коллекторах несколько ограничены.

Определение положения ВНК и ГВК выполняют по комплексу методов: элек-трометрии, нейтронными методами (стационарными и импульсными), ВДК, С/О каротажом совместно с методами пористости. Положение ГНК - по показаниям нейтронных (стационарных и импульсных) методов. При наличии переходной зоны пользуются диаграммами БЭЗ или ИК определяют нижнюю границу зоны предельного нефтегазонасыщения и положение зеркала воды;

Положение водонефтяного контакта ВНК принято в скв.№1 по данным ГИС (ИК, БК, НГК) на глубине 2540м (абс.отметка - 2272м), что согласуется с данными испытания (рис 2.18.). В интервале 2541-2538м на 3мм штуцере получен приток нефти 2,3 м3/сут и слабые притоки газа и воды, не поддающиеся замеру.Положение газонефтяного контакта ГНК по данным ГИС не просле-живается и было принято по данным испытания в скважине №5, где из интервала 2507-2495м на 8мм штуцере получены 18,7 м3/сут нефти и 63,2 тыс.м3/сут газа (рис 2.19).. Интервал перфорации охватывает нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты. Положение ГНК принято в середине интервала, на глубине 2501м (абс. отметка - 2232м).

Рис 2.18 Выделение ВНК по диаграммам ГИС в скважине 2.

Рис 2.19 Выделение ГНК по диаграммам ГИС в скважине 5..

Таким образом методы ГИС информативны при выделении ВНК но не инфор-мативны при выделении ГНК , Выделение ГНК основывается на данных испытания скважины на приток.

Анализ материалов результатов интепретации ГИС с целью определе-ния информативности методов скважинной геофизики используюмых при оценке подсчетных параметров коллекторов месторождения Достон показал:

- стандартные методы ГИС информативны при литологическом выделении разреза

-коэффициент глинистости определяемы по данны ГК и петрофизики является надеждным информативным параметром при выделении коллекторов.

-по данным ГИС( НГК) значения коэффициент общей пористости несколько занижены , чем по керну

- методы ГИС в комплексе данными петрофизики инфомативны при определе-нии эффективной толщины коллекторов

-методы ГИС информативны при установлении ВНК и неэффективны при установлении ГНК

Выводы и реконмендации

С целью исследования информативности методов ГИС при оценке подсчетных параметров коллекторов XV-НР и XVгоризонтов :

Выделены коллекторы

Определены значения коэффициента общей пористости с учетом кавернозной составляющей

· Построены петрофизические связи для интерпретации данных ГИС

· Определена глинистость коллекторов по данным ГК

· Определена пористость коллекторов по данным методов НМ и АК с учетом глинистости

· Определена нефтегазонасыщенность коллекторов

· Указано положение контактов: ГНК (по результатам испытаний ) и ВНК ( БК,ИК,НГК).

Установлено что используемый комплекс ГИС не позволяет

· Надежно определить положение газонефтяного контакта

· Надежно выделить кавернозные интервалы и определить величину каверновой емкости

С целью повышении эффективности и информативности методов промысловой геофизики при оценке подсчетных параметров коллекторов рекомендуется включение в комплек ГИС

· гамма-гамма-плотностной метод (ГГМп) для уточнения значений пористости и уточнения литологического состава в комплексе с нейтронным методом.

· выполнение волнового акустического каротажа (ВАК) для выделения кавернозных интервалов

· проведение временных исследований НМ для определения положения ГНК по данным ГИС

· дополнительные петрофизические исследования для определения Кпр эф,

К ов -метод капилляриметрии , ОФП -относительной фазовой проница-емости (Ков , Кн и Кг критическое), спектрометрический анализ (содержания тория,урана и калий 40 и др)

3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Обоснование геолого-экономической геофизических работ в скважине 7 месторождения Достон

От качества и точности интерпретации данных ГИС, зависит решение таких задач как: выделение продуктивных коллекторов, определение их фильтрационно-емкостных свойств и количественная оценка нефтегазонасыщенности, а в дальнейшем построение геологической и гидродинамической моделей месторождения

Материалы геофизических исследований скважин (ГИС) с учетом данных 3D-сейсморазведки и результатов гидродинамических исследований позволяют решать задачи построения объемной модели резервуара и использования данной модели для подсчета балансовых и прогноза извлекаемых запасов углеводородов, проектирования и анализа разработки и оценки остаточных запасов.

Геологическая модель является основой для построения гидродинамической модели, в которую потом добавляются данные промысловых исследований, технологических режимов работы скважин и др., для расчёта прогнозных дебитов скважин, оценки динамики падения пластовых давлений, КИН, прогноза обводнения залежи и других параметров.

Мировой практикой доказано, что детальное геологическое и на его основе гидродинамическое моделирование должны быть общепринятой нормой подготовки месторождений к эксплуатации и основой для оптимизации разработки, поскольку в итоге позволяют снизить затраты на тонну добытой нефти , т.е. дают прямой экономический эффект.

Таблица

Техническое задание

и расчет стоимости работ на комплекс геофизических исседований на разведочной

скважине 7 месторождения Достон

 

 

Ед-ца

 

 

 

 

 

 

 

Виды выполняемых работ

измер-

Интервал

Кол-во

цена

коэфф

Сумма

 

 

ния

от

до

 

 

 

($ CША)

002

ПЗР на базе и скважзине

опер

 

 

1

111,81

 

111,81

328

1-группа работ

км

 

 

260

1,74

 

452,40

329

2-группа работ

км

 

 

 

2,05

 

0,00

330

3 группадорог

км

 

 

 

2,66

 

0,00

032

электрокаратаж (КС,ПС,БКЗ)

100м

2750

1890

860

2,83

1,25

3042,25

033

БК1/200

100 м

2750

1890

860

3,1

 

2666,00

034

вспомагательные работы ЭК,БК

опер

 

 

2

33,73

0,9

60,71

250

СП без замера ЭК

100км

 

 

93,9

1,2

1,25

140,85

045

Кавернометрия + профилеметрия

100м

2458

1501

9,57

2,53

 

24,21

047

Вспомогательны работы при каверернометрии

опер

 

 

1

29,99

 

29,99

257

СП без замера кавернометрии

100м

 

 

39,59

0,9

 

35,63

070

ГК,ННК

100м

2455

1890

6,15

23,85

 

146,68

072

Вспомагательные работы при РК

опер

 

 

1

32,97

 

32,97

286

СП без замера РК

100м

 

 

43,95

0,85

 

37,36

089

Инклинометрия через 25 м

точек

2750

1890

860

0,8

 

688,00

092

Вспомагательные работы при инклином

опер

 

 

1

8,7

 

8,70

265

СП без замера инклинометрии

100м

 

 

43,5

6,75

 

293,63

138

Термометрия

100м

2458

0

24,55

4,2

 

103,11

137

Вспомагательны работы при термометрии

опер

 

 

1

30,38

 

30,38

259

СП без замера термометрии

100м

 

 

24,55

0,85

 

20,87

411

Интерпретация (КИГГИ)

100м

2455

1890

5,65

196,18

1,87

2072,74

412

Базисные работы при КИГГИ

опер

 

 

1

99,84

1,1

109,82

408

Машинная обработка (ОИДИ)

100 м

2455

1890

5,65

148,71

 

840,2115

409

Базисные р...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены