Проведение геофизических исследований в скважинах на Собинском месторождении

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ

Курсовая работа

Проведение геофизических исследований в скважинах на Собинском месторождении

Выполнила:

студент гр. З-2590

А.П. Горовцов

Проверил:

Г.А. Лобова

ТОМСК - 2013 г.

Содержание

Введение

. Геологическое строение месторождения

. Нефтегазоносность

. Петрофизика и ФЕС пород разреза

. Геофизические работы

.1 Геологические задачи

.2 Методика и техника геофизических исследований

.3 Обработка и интерпретация данных

.3.1 Расчленение разрезов, выделение реперов

.3.2 Выделение коллекторов и определение их эффективных толщин

.3.3 Определение коэффициентов глинистости, пористости и проницаемости коллекторов

.3.4 Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности коллекторов

Заключение

Литература

Введение

Собинское нефтегазоконденсатное месторождение в административном отношении расположено на территории Тунгусско-Чунского района Эвенкийского автономного округа Красноярского края, в бассейне среднего течения реки Подкаменная Тунгуска. Ближайшие крупные населенные пункты: г. Красноярск в 700 км юго-западнее, г. Усть-Илимск в 240 км юго-восточнее, село Кежма в 140 км юго-западнее месторождения. Ближайший населенный пункт районный центр село Ванавара находится в 50 км от северо-западной границы участка (рисунок 1).

В соответствие с нефтегазогеологическим районированием Собинское месторождение находится в Катангской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Ближайшим местрождением является Пайгинское, по флюидному составу - нефтегазоконденсатное, расположенное северо-восточнее Собинского НГКМ.

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Собинского локального поднятия, входящего в состав структур Собинско-Тэтэринского полувала, расположенного в северо-восточной части структуры более высокого порядка - Катангской седловины.

Промышленная нефтегазоносность Собинского месторождения связана с терригенными отложениями ванаварской свиты венда. Нефтегазоконденсатные залежи выявлены в пластах ВН-I, ВН-II и горизонте ВН-III-V. Кроме того, в отложениях пласта ВН-III открыта отдельная газоконденсатная залежь. В пластовом газе отмечено высокое содержание гелия, которое составляет в среднем 0,55-0,64%.

По состоянию на 2011 год на территории месторождения пробурено 48 глубоких скважин, из них в соответствие с проектом доразведки [6] и дополнением к нему [5] в 2010 году на Собинском НГКМ пробурено и закончено строительством одиннадцать разведочных скважин (Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-44, Сб-45, Сб-46, Сб-48, Сб-49, Сб-50, Сб-51, Сб-52). Семь скважин находится в консервации (Сб-40, Сб-43, Сб-44, Сб-48, Сб-49, Сб-51, Сб-52), четыре скважины ликвидированы (Сб-41, Сб-45, Сб-46, Сб-50).

(Рисунок 1) Обзорная карта района работ.

1. Геологическое строение месторождения

Геологический разрез Собинского лицензионного участка представлен отложениями протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Они залегают на породах консолидированного гетерогенного фундамента архей-протерозойского возраста. Общая толщина осадочных отложений в пределах района по геофизическим данным составляет от 3 до 7 км. Максимальная вскрытая толщина осадочного разреза равна 3713 м (скважина Cобинская 131). Сводный геолого-геофизический разрез представлен на рисунке 1.1.

Архей-Протерозой (AR-Pt)

По геофизическим данным глубина до поверхности фундамента составляет от 3 до 7 км. Породы фундамента представлены гранитогнейсами, характеризующиеся граничными скоростями сейсмической волны 6,0-6,2 км/с.

Верхний протерозой (Pt3)

Рифей (R)

Максимальная толщина рифейских отложений на лицензионном участке вскрыта в скважине Собинская 131 - 886 м.

Отложения рифейского комплекса подразделяются на четыре толщи (снизу вверх):

Терригенно-сульфатно-карбонатная толща сложена переслаивающимися доломитами, окремненными, обломочными и песчанистыми доломитами, с гнездами ангидрита. Встречаются прослои глинистых доломитов, аргиллитов, мергелей, алевролитов. Цвет карбонатных пород серый, глинистых пород - темно-серый. Породы с примазками черного битуминозного вещества. Мощность толщи не менее 198 м.

Кремнисто-карбонатная толща сложена доломитами, от светло-серых до темно-серых, с прослойками кремня. Карбонатные породы микрозернистые, перекристаллизованые, битуминизированые. Прослоями доломиты мелкокавернозные и трещиноватые.

Все скважины Пайгинского месторождения, пробуренные до рифейских отложений, вскрыли породы этой толщи. Мощность толщи достигает 368 м.

Скважины Собинского месторождения вскрыли, в основном, две верхние толщи: аргиллитовую и глинисто-карбонатную.

Аргиллитовая толща сложена аргиллитами, алевритистыми и доломитистыми. Цвет аргиллитов в нижней части коричневый, в средней и верхней частях черный и темно-серый. Текстура слоистая. Мощность толщи до 140 м.

Глинисто-карбонатная толща сложена пластами доломитов, чередующихся с прослоями мергелей и аргиллитов. Карбонатные породы светло-серые, мелкозернистые. Текстура карбонатных пород массивная, прослоями пористо-кавернозная. Аргиллиты зеленые, темно-серые, доломитовые, алевритистые, пиритизированные. Аргиллиты тонкослоистые, трещиноватые. Максимальная вскрытая мощность толщи составляет 180 м.

В целом для рифейских отложений характерна интенсивная сульфатизация первых десяти метров от эрозионной поверхности. Особенно интенсивная сульфатизация отмечается в глинистых породах.

Венд (V)

К вендскому комплексу отнесены ванаварская, оскобинская, катангская, собинская и тэтэрская свиты.

Ванаварская свита (V vn), ее отложения залегают с перерывом и угловым несогласием на эрозионной поверхности рифейского терригенно-карбонатного комплекса.

(Рисунок 1.1) Сводный геолого-геофизический разрез.

В основании свиты залегает пласт конгломерато-брекчий, сложенный плохо окатанными обломками пестрых аргиллитов, алевролитов, доломитов. Толщина его резко дифференцирована по площади.

В ванаварской свите выделяются следующие пласты коллекторы: ВН-I, ВН-II, ВН-III-V.

Структура песчаников пласта-коллектора ВН-V более крупнозернистая, чем пластов в верхней и средней частях толщи. Гамма-активность песчаников повышена за счет глинисто-железистого цемента.

Выше (от 6 до 27 м от основания свиты) залегает преимущественно однородный пласт ВН-IV толщиной от 7 до 16 м светло-серых разнозернистых песчаников, в нижней части с прослоями гравелитов.

Верхняя и средняя части ванаварской свиты сложены темно-серыми разнозернистыми песчаниками, темно-серыми аргиллитами и алевролитами. Прослои песчаников толщиной от 0,6 до 2,0 м группируются в пласты-коллекторы: в верхней части пласт ВН-I, в средней - пласт ВН-II, ниже - пласт ВН-III, самостоятельно проявляющийся лишь в некоторых скважинах. Пласты ВН-III, ВН-IV, ВН-V выделяются как отдельный горизонт ВН-III-V.

Кровля ванаварской свиты на диаграммах ГИС проводится по повышению гамма-активности, снижению удельного электрического сопротивления.

Толщина ванаварской свиты изменяется от 56 м на востоке (Пг-16) до 147 м на западе (Дл-1).

Оскобинская свита (V osk) согласно залегает на неразмытой поверхности ванаварской свиты и сложена доломитами, ангидритистыми доломитами, доломитовыми мергелями. Доломиты буровато-серые, слоистые, с включениями кристаллов ангидрита. Нижняя граница свиты отбивается по подошве массивного пласта ангидритистых доломитов толщиной от 3 до 6 м, прослоями глинистых.

Толщина свиты увеличивается с северо-востока на юго-запад и изменяется от 42 до 137 м

Катангская свита (V ktg). Между катангской и оскобинской свитами отмечается перерыв в осадконакоплении. Катангская свита, залегая на нижележащих размытых отложениях, представлена переслаиванием доломитов, доломитистых мергелей, глинистых доломитов, аргиллитов, ангидритистых доломитов, серых, темно-серых. Толщина катангской свиты изменяется по площади от 105 до 146 м, увеличиваясь с северо-востока на юго-запад.

Собинская свита (V sb). Перерывов в осадконакоплении и угловых несогласий между собинской и катангской свитами не отмечается. Свита сложена доломитами и ангидритистыми доломитами. Доломиты темно-серые с буроватым оттенком, прослоями глинистые, неравномерно-ангидритистые. Толщина собинской свиты варьируется от 69 до 127 м.

Тэтэрская свита (V tt) согласно залегает на породах собинской свиты. Представлена доломитами буровато-серыми тонкокристаллическими, прослоями ангидритизированными, массивными, участками кавернозными. Размеры каверн изменяются от долей до 2-3 мм. Каверны и трещины выполнены каменной солью и ангидритом. В породе часто встречаются разнонаправленные трещины открытые и заполненные ангидритом. Кровля свиты проводится по подошве нижнего пласта каменной соли усольской свиты нижнего кембрия. Кровле свиты соответствует сейсмический отражающий горизонт Б. Мощность свиты изменяется от 76 до 90 м.

Палеозой (Pz)

Кембрийская система (Є)

Подразделяется на нижний, нижний-средний и средний-верхний отделы.

Нижний отдел (Є1)

К этому отделу относятся галогенно-карбонатные отложения усольской, бельской, булайской свит.

Усольская свита (Є1 us) представлена переслаиванием солей, светлых доломитов, известняков, доломито-ангидритов темно-серых. В нижней части свиты залегает осинский горизонт. От нижележащей тэтэрской свиты горизонт отделен пачкой галогенно-карбонатных пород толщиной 60 м. Породы осинского горизонта представлены доломитами и известняками буровато-серыми органогенными, водорослевыми, кавернозными, каверны заполнены каменной солью. Толщина усольской свиты варьируется от 475 до 613 м.

Бельская свита (Є1 bls) подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнебельская подсвита (Є1 bls1) представлена доломитами и известняками с прослоями ангидритов, глинистых доломитов. В верхней части подсвиты преобладают доломиты, в нижней - известняки. Толщина подсвиты изменяется от 275 до 320 м. К кровле нижнебельской подсвиты приурочен отражающий горизонт К2.

Верхнебельская подсвита (Є1 bls2) сложена пластами солей, с прослоями доломитов глинистых, темно-серых. Толщина подсвиты изменяется от 230 до 270 м. К кровле верхнебельской подсвиты приурочен отражающий горизонт К1.

Общая толщина бельской свиты составляет 496 - 589 м.

Булайская свита (Є1 bul) сложена светло-серыми, мелкозернистыми, массивными доломитами, в нижней части доломиты битуминозные. Верхняя граница свиты условная, отбивается неоднозначно. Толщина свиты изменяется от 62 до 67 м.

Нижний-средний кембрий (Є1-2) включает в себя отложения ангарской и литвинцевской свит.

Ангарская свита (Є1-2 an) сложена пластами солей серых, с прослоями светло-серых, мелкозернистых, глинистых доломитов. Встречаются прослои мергелей и ангидритов, особенно в нижней части свиты. В верхней части ангарской свиты отмечаются пластовые тела интрузий, толщиной от 40 до 500 м. Толщина свиты варьируется от 320 до 500 м.

В верхней части свиты наблюдаются поглощения промывочной жидкости, связанные с зонами выщелачивания (карстовыми полостями) пластов каменной соли. Глубина залегания ангарской свиты в интервале от 600 до 1250 м. При проходке этой зоны в некоторых скважинах происходят катастрофические поглощения до полной потери циркуляции.

Литвинцевская свита (Є1-2 lit) представлена в нижней части известняками доломитизированными светло-серыми, с прослоями глинистых доломитов и гипсов. Верхняя часть свиты сложена преимущественно доломитами с прослоями известняков, гипсов. На участке верхняя часть свиты размыта, в полном объеме она сохранилась только на погруженных участках. Толщина свиты изменяется от 90 до 150 м.

Общая толщина нижне-среднекембрийской толщи составляет 455 - 704 м.

Средний и верхний отдел (Є2-3)

Эвенкийская свита (Є2-3 ev), ее отложения сохранились от предкарбонового размыва на погруженных участках и вскрыты лишь скважиной Дл-1. Они представлены красноцветными и зеленоцветными терригенными породами. Толщина свиты 75 м.

Средний-верхний карбон - пермь (С2-3-P)

Включает терригенные породы, залегающие с угловым несогласием на размытой поверхности литвинцевской свиты. Толща этих пород по возрастным определениям расчленена на три свиты.

Катская свита (С2-3 kt) представлена полимиктовыми песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов и редкими линзами каменных углей. В основании иногда залегают конгломераты и гравелиты.

Бургуклинская свита (P1 br) сложена аргиллитами и алевролитами с прослоями мелкозернистых песчаников, туффитов и каменных углей.

Пеляткинская свита (P2 pl) представлена чередованием песчаников и прослоями аргиллитов и углей. Встречаются линзы конгломератов и известняков.

В целом терригенная толща фациально изменчива и практически не коррелируется с соседними разрезами. Суммарная толщина пермо-карбонового комплекса достигает 694 м.

Мезозой (Mz)

Нижний триас (Т1)

На размытой поверхности пермо-карбоновой толщи несогласно залегают вулканогенные отложения нижнего мезозоя. В строении толщи участвуют туфы и туфоалевролиты, залегающие в переслаивании с терригенным материалом. Породы фациально изменчивы по вертикали и латерали.

В нижней части триасовых отложений выявляются интрузии долеритов.

Толщина отложений достигает 642 м, местами они полностью размыты.

Кайнозой (Kz)

Четвертичная система (Q)

Представлена глинами, суглинками, галечниками и обломками пород. Толщина отложений изменяется от 5 до 10 м.

2. Нефтегазоносность

Территория Собинского лицензионного участка расположена в пределах Катангской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Рис. 2.1).

Перспективными в нефтегазоносном отношении на территории Катангской НГО являются карбонатные отложения нижнего кембрия, терригенно-карбонатные венда и карбонатные рифея.

Нефтегазоносность района впервые была доказана в 1977 г. получением притока нефти в параметрической скважине Вн-1. Первый промышленный приток газа из отложений ванаварской свиты получен в 1982 г. на Собинском месторождении в скв. Вн-5 (Сб-5), а промышленная нефтеносность доказана испытанием скважины Сб-11 в 1983 г. Также промышленные притоки газа с конденсатом получены из терригенных отложений венда на соседних Джелиндуконской (скв. Дж-103) и Пайгинской (скв. Пг-126) площадях. Продуктивность других резервуаров нефти и газа [3], из которых получены промышленные притоки в соседних районах Сибирской платформы, на Собинской площади не подтвердилась.

На Собинском месторождении в отложениях ванаварской свиты выявлено двенадцать залежей углеводородов. Из них семь − нефтегазоконденсатные и пять − газоконденсатные залежи. Залежи пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные. Гидродинамические режимы на месторождении характеризуются пластовым давлением с превышением над гидростатическим до 20%, пластовые температуры от 27,5°С до 32,0°С. Температурный градиент увеличивается в восточном направлении. Продуктивное поле приурочено к сводовой части Собинского поднятия, которое имеет размеры 51×(10-15) км (по контуру пласта BH-I, как имеющего максимальную площадь).

Нижние пласты-коллекторы ВН-III, ВН-IV, ВН-V на большей части площади месторождения образуют гидродинамически единый резервуар. Исключение составляет участок в районе скв. Вн-2, Сб-14, Сб-19, Сб-41, где пласт ВН-III выделен в самостоятельную литологически экранированную залежь. Пласты ВН-I и ВН-II рассматриваются как два самостоятельных подсчетных объекта, глинистая перемычка между пластами толщиной от 18 до 27 м сохраняется по всей площади месторождения.

Собинское месторождение осложнено дизъюнктивными нарушениями. Субмеридиональный разлом между скважинами Сб-11 и Сб-13 является тектоническим «барьером», изолируя залежи в западном и центральном блоках имеющих различие в гипсометрическом уровне газожидкостных контактов и разный флюидный характер залежей. В западной части месторождения за субмеридиональным разломом в результате испытания скважин притоков нефти не получено.

Из-за гидродинамической разобщенности залежей в одних и тех же пластах, залежи Собинского месторождения рассматриваются отдельно по частям.

Выделены следующие залежи УВ:

─  залежь 1 (центральная часть пластов ВН-III, ВН-IV и ВН-V),

─       залежь 2 (восточная часть пластов ВН-III, ВН-IV и ВН-V в районе скважин Сб-34, Сб-37, Сб-45),

─       залежь 3 (северная часть пласта ВН-III в районе скв. Вн-2, Сб-14, Сб-19, Сб-41),

─       залежь 4 (центральная часть пласта ВН-II),

─       залежь 5 (восточная часть пласта ВН-II в районе скважин Сб-34, Сб-37, Сб-45), залежь 6 (район скважины Сб-35 пласта ВН-II),

─       залежь 7 (западная часть пласта ВН-II),

─       залежь 8 (центральная часть пласта ВН-I),

─       залежь 9 (восточная часть пласта ВН-I в районе скважин Сб-34, Сб-37, Сб-45),

─       залежь 10 (район скважины Сб-35 пласта ВН-I),

Рис. 2.1 Выкопировка из карты перспектив нефтегазоносности Сибирской платформы (ред. В.С. Старосельцев), 2002 г.

─  залежь 11 (район скважины Сб-25 пласта ВН-I),

─       залежь 12 (западная часть пласта ВН-I).

Центральная часть месторождения наиболее изучена бурением и испытанием, она охватывает сводовую часть месторождения и содержит основные запасы углеводородного сырья.

Ниже приводится характеристика залежей УВ [2].

Залежь пластов-коллекторов ВН-III-IV-V (залежь 1). Тип залежи пластово-сводовая, массивная, тектонически экранированная. Границы залежи на севере, юге и западе определяются контуром нефтегазоносности, на востоке залежь ограничена линией тектонических нарушений.

Газовая часть залежи вскрыта 12 скважинами (Сб-4, Сб-7, Сб-12, Сб-21, Сб-23, Сб-33, Сб-39, Сб-43, Сб-44, Сб-48, Сб-49, Сб-51). Нефтяная часть залежи вскрыта 14 скважинами (Сб-4, Сб-5, Сб-7, Сб-9, Сб-12, Сб-22, Сб-23, Сб-33, Сб-39, Сб-43, Сб-44, Сб-48, Сб-49, Сб-51).

Восточная залежь пластов-коллекторов ВН-III-IV-V (залежь 2) находится в северо-восточной части лицензионного участка в районе скважин Сб-34, Сб-37, Сб-45. Залежь пластовая, тектонически экранированная. Границы залежи на юге и на востоке определяются контуром нефтегазоносности, на севере и на западе залежь ограничена линиями тектонических нарушений.

Газовая и нефтяная часть залежи вскрыта скважиной Сб-34.

Залежь пласта ВН-III (залежь 3) - однопластовая литологически ограниченная, на юге, востоке и западе она ограничивается линией замещения коллекторов, на севере - контуром газоносности.

Залежь вскрыта скважинами Вн-2, Сб-14, Сб-19, Сб-41. В скважине Сб-14 при испытании в колонне получен приток газ. В скважине Сб-19 песчаники пласта ВН-III по ГИС газонасыщены, но при испытании в колонне получен приток пластовой воды. В скважине Вн-2 получен незначительный приток нефти. В скважине Сб-41 пласт ВН-III не испытан.

Центральная залежь пласта ВН-II (залежь 4) пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. На севере и юге залежь ограничена контуром нефтегазоносности, на востоке и западе линиями тектонических нарушений.

Газовая часть залежи вскрыта 17 скважинами (Сб-4, Сб-5, Сб-7, Сб-9, Сб-12, Сб-15, Сб-16, Сб-21, Сб-22, Сб-23, Сб-33, Сб-39, Сб-43, Сб-44, Сб-48, Сб-49, Сб-51).

Нефтяная оторочка залежи пласта ВН-II вскрыта 2 скважинами (Сб-15, Сб-40).

В результате испытания скважины Сб-41 получен слабый приток газированной воды с нефтью.

Восточная залежь пласта ВН-II (залежь 5) в районе скважин Сб-34, Сб-37, Сб-45. Тип залежи пластовая, тектонически экранированная. На западе залежь ограничена линией тектонических нарушений, на севере, юге и востоке границы залежи определяются контуром нефтегазоносности.

Газовая часть залежи вскрыта скважинами Сб-37 и Сб-34.

Нефтяная оторочка восточной залежи пласта ВН-II вскрыта скв. Сб-37, Сб-45.

В скважине Сб-45 получен фильтрат ПЖ с пленкой нефти.

Залежь пласта ВН-II в районе скв. Сб-35 (залежь 6). Тип залежи пластовая, тектонически экранированная. На западе, севере и востоке ограничена линиями тектонических нарушений, на юге граница залежи определяется контуром нефтегазоносности. Залежь нефти вскрыта одной скважиной Сб-35.

Западная залежь пласта ВН-II (залежь 7) вскрыта скважинами Сб-27 и Сб-36.

В скважине Сб-27 получен промышленный приток газа, в скважине Сб-36 при испытании получен небольшой приток газа. В скважине Сб-30 получен приток воды.

Центральная залежь пласта ВН-I (залежь 8) - залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная газоконденсатная с нефтяной оторочкой. На западе и востоке залежь ограничена разломом, на севере, юге и юго-востоке - контуром нефтегазоносности и линией замещения коллекторов непроницаемыми породами.

Газовая часть залежи вскрыта 23 скважинами (Сб-4, Сб-5, Сб-7, Сб-9, Сб-11, Сб-12, Сб-14, Сб-15, Сб-16, Сб-18, Сб-20, Сб-21, Сб-22, Сб-23, Сб-32, Сб-33, Сб-39, Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-44, Сб-49, Сб-51). Из них в скважинах Сб-5, Сб-9, Сб-12, Сб-15, Сб-16, Сб-18, Сб-21, Сб-22, Сб-33, Сб-39, Сб-40 получены промышленные притоки газа. В скважинах Сб-11, Сб-14, Сб-20 и Сб-32 получены незначительные притоки газа.

Нефтяная оторочка залежи центральной части пласта ВН-I расположена в пределах северного крыла ловушки, с запада оторочка ограничена линией разлома, с востока линией замещения коллекторов непроницаемыми породами. Оторочка вскрыта четырьмя скважинами - Сб-11, Сб-14, Сб-32, Сб-41.

Восточная залежь пласта ВН-I (залежь 9) в районе скважин Сб-34, Сб-37, Сб-45, Пг-16. Залежь пластовая, тектонически и литологически экранированная, газоконденсатная. На западе ограничена разломом, на юге контуром нефтегазоносности, на севере линией замещения.

Газовая часть залежи вскрыта двумя скважинами Сб-34, Сб-37.

Залежь пласта ВН-I в районе скважины Сб-35 (залежь 10). Залежь пластовая, тектонически ограниченная. В скв. Сб-35 получен промышленный приток газа.

Залежь пласта ВН-I в районе скважины Сб-25 (залежь 11). Залежь пластовая, тектонически ограниченная. На юге, юго-востоке, западе и северо-западе залежь ограничена линиями тектоничечских нарушений, на севере и северо-востоке контуром нефтегазоносности.

В скважине Сб-25 при испытании получен приток нефти.

Западная залежь пласта ВН-I (залежь 12) вскрыта скважинами Сб-13, Сб-27, Сб-30, Сб-36.

В скважине Сб-13 при испытании получен промышленный приток газа. В скважине Сб-30 при испытании пласта ВН-I получен приток газа и пластовой воды, в скважине Сб-27 притока не получено. В скважине Сб-36 испытания в пласте ВН-I не проводились, но по результатам интерпретации ГИС пласт газонасыщенный.

3. Петрофизика и ФЕС пород разреза

Промышленная продуктивность Собинского нефтегазоконденсатного месторождения связана с песчаниками терригенного комплекса пород ванаварской свиты венда. Продуктивность других резервуаров нефти и газа, из которых получены промышленные притоки в соседних районах Сибирской платформы, на Собинской площади не подтвердилась.

Ниже приводится краткая характеристика продуктивных горизонтов ванаварской свиты. Ванаварская продуктивная толща представлена пятью пластами песчаников (сверху вниз): BH-I, BH-II, BH-III, BH-IV, BH-V, разделенных глинистыми перемычками [2].

Пласт BH-I выделяется в 1,3-3,7 м от кровли ванаварской свиты и состоит из нескольких (от двух до 13) проницаемых прослоев, толщиной от 0,4 м до 5,2 м.

Общая толщина пласта ВН-I изменяется по площади в пределах от 18,7 - 19,4 м (скв. Сб-34, Сб-36, Сб-37) до 27,4 м (скв. Сб-32), в среднем составляя 20,8 м.

Эффективная толщина пласта меняется от 2,1-2,6 до 18,0 м, в скважинах Вн-2, Вн-8, Сб-19, Сб-26, Сб-28, Сб-45, Сб-48 пласт ВН-I является неколлектором. Максимальные эффективные толщины пласта с улучшенными коллекторскими свойствами вскрыты на южном крыле месторождения в скважинах Сб-22, Сб-40, Сб-44, в присводовой части ловушки в скважинах Сб-9, Сб-12, на северном крыле в скважине Сб-32.

Песчаники пласта ВН-I преимущественно кварцевые, мелкозернистые, цемент сложный и меняется как по латерали, так и по разрезу. Состав цемента: кремнистый, ангидритистый, глинисто-железистый, редко карбонатный. Для песчаников пласта ВН-I характерно присутствие битума в составе цемента (2,15%). Распределение глинистого материала в песчаниках меняется по площади, наблюдается его увеличение в юго-западном (скв. Сб-20, Сб-27, Сб-36, Сб-6) и северо-западном наблюдаемом в направлениях (скв. Сб-14, Сб-19, Сб-18). Увеличение ангидритового цемента базального и порового типов отмечено в скважинах Сб-19, Сб-26, Сб-21. Участки ухудшения коллекторских свойств пласта ВН-I зафиксированы в пределах северного крыла поднятия в скважинах Сб-14, Сб-20, в юго-западной части в районе скважин Сб-27, Сб-36, в сводовой части ловушки на участке скважины Сб-7, на южном крыле - в скважине Сб-29.

Пористость песчаников по керну пласта BH-I изменяется в пределах от 8,5% до 16,0%, по ГИС - от 7,6% до 23,7%, проницаемость от 0,216 до 330,000·10-3 мкм2. Тип коллектора поровый.

Пласт BH-II отделен от пласта BH-I пачкой аргиллитов толщиной от 6,6 до 12,7 м. Пласт неоднородный, состоит из нескольких проницаемых прослоев (от 2 до 11), толщина которых меняется от 0,4 до 3,1 м. Общая толщина пласта составляет в среднем 15,7 м и изменяется по площади месторождения от 10,3 м (скв. Сб-41) до 19,4 м (скв. Сб-9). Эффективная толщина колеблется от 0 м (скв. Вн-2, Сб-26) до 11 м (скв. Сб-9).

Пласт ВН-II прослеживается по площади месторождения повсеместно. Слагающие его песчаники кварцевые, по вещественному составу аналогичные пласту BH-I. По гранулометрическому несколько более крупнозернистые. В составе цемента увеличивается количество гидроокислов железа (до 10%) и карбонатов (до 20%), особенно в скважинах расположенных на погружении крыльев. Содержание кремнистого, сульфатного материала несколько больше, чем в пласте ВН-I. Увеличение глинистости в песчаниках пласта ВН-II отмечено в скважинах Сб-14, Сб-16, Сб-18, Сб-20, Сб-41 в скважине Сб-2 и Сб-26 (коллекторы не выделяются из-за низкой пористости) цемент в песчаниках ангидритового состава (25%), карбонатного (5%), глинистого (7%), в результате чего и произошло ухудшение коллекторских свойств песчаников. В скважине Сб-12 в цементе песчаников преобладает регенерационный кварц, что также повлияло на ухудшение коллекторских свойств. Участки улучшенных коллекторов приурочены к своду поднятия (скв. Сб-5, Сб-7, Сб-9, Сб-21, Сб-22, Сб-33, Сб-27) и в районе скважин Сб-15, Сб-30, Сб-35, Сб-36.

Пористость песчаников пласта ВН-II изменяется по керну от 7% до 22%, по ГИС - от 7,3% до 24,1%, проницаемость от 0,016 до 173,765·10-3 мкм2. Тип коллектора поровый.

Пласт ВН-III отделен от пласта ВН-II пачкой аргиллитов толщиной от 13,4 до 34,2 м и состоит из одного реже двух или трех прослоев песчаников. Эффективная толщина пласта ВН-III колеблется от 0 м (скв. Сб-9, Сб-15, Сб-20, Сб-27, Сб-48, Сб-131) до 4,4 м (скв. Сб-23). В скважинах 12 и 18 песчаники пласта ВН-III замещаются алевролитами.

Улучшенными коллекторскими свойствами обладают песчаники пласта ВН-III в северо-восточной части площади месторождения (скв. Сб-21, Сб-23, Сб-34, Сб-35). В районе перечисленных скважин пласт ВН-III представлен более отсортированными однородными песчаниками.

Для песчаников пласта ВН-III центральной и юго-западной частей месторождения характерны повышенная глинистость и плохая сортировка зерен кварца. Пористость песчаников пласта ВН-III изменяется в пределах по керну от 2,3% до 16,0%, по ГИС от 9,9% до 25,7% (среднее значение 15,1%), проницаемость изменяется от 0,410·10-3 до 20,139·10-3 мкм2 (среднее значение 4,701·10-3 мкм2).

Пласт ВН-III отделен от пласта ВН-IV невыдержанной алевро-глинистой перемычкой от 0,3 до 5,6 м. Гидродинамическая связь этих пластов хорошо видна в скважине Сб-9. Однако, промышленный приток газа в скважине Сб-14 и непромышленный приток нефти в скважине Вн-2, полученные из пласта ВН-III значительно ниже, чем по резервуару ВН-III-V, свидетельствуют о наличии изолированной залежи пласта ВН-III в районе скважин Сб-41, Сб-14, Сб-19, Вн-2.

Пласт ВН-IV, в основном, однородный, иногда встречается в нижней части маломощный прослой алевролита толщиной от 0,4 до 1,0 м. Представлен пласт кварцевыми песчаниками разнозернистыми, в нижней части с прослоями гравелитов.

Породы-коллекторы представлены мономиктово-кварцевыми песчаниками светло- серого и красно-бурого цвета. Структура разнозернистая, в 5-7 м от кровли более крупнозернистая, с прослоями гравелитов. Цемент повсеместно развит кремнистого состава, карбонатный и ангидритовый, прослоями глинистый, железисто-глинистый. Наибольшее окремнение и сульфатизация песчаников, повлекшее ухудшение коллекторских свойств пласта ВН-IV, наблюдается в скважинах Сб-9 и Сб-33 в сводовой части поднятия.

Пласт ВН-V является базальным горизонтом ванаварской толщи залегает на эрозионной поверхности рифейского комплекса. Пласт отделен от пласта ВН-IV глинисто-алевролитовым пластом толщиной от 1 до 5 м, сложен преимущественно из песчаников и гравелитов с прослоями алевролитов. Глинисто-алевритовая перемычка между пластами ВН-IV и ВН-V очень невыдержанная, в некоторых скважинах (Сб-5, Сб-9) совсем отсутствует, что свидетельствует о наличии литологических «окон». Отличительной особенностью пласта является более крупнозернистая структура песчаников, их полимиктовый состав. В гравелитах различаются обломки кварцитов, сланцев, аргиллитов, эффузивов. Сортировка обломочного материала плохая, редко умеренная. Цемент, в основном, железисто-глинистый, реже регенерационный кварцевый. Пласт состоит из нескольких (от двух до пяти) проницаемыхпрослоев песчаников толщиной 0,6 до 4,0 м.

Суммарная эффективная толщина пластов BH-IV и BH-V изменяется по площади месторождения от 6,6 (скв. Сб-29) до 36,6 м (скв. Сб-10). В скв. Сб-5, Сб-9 составляет 32 м, в Сб-39 составляет 33 м, в среднем по площади эффективная толщина изменяется от 21,6 до 29,9 м.

Пористость по ГИС изменяется в пределах от 8,0% до 31,1%, (среднее значение 15,8%) проницаемость от 0,111·10-3 до 373,497·10-3 мкм2 (среднее значение 16,153·10-3 мкм2). Тип коллектора поровый.

4. Геофизические работы

.1 Геологические задачи

Необходимо проведение комплекса ГИС, который обеспечит решение следующих геологических задач:

─  корреляцию и литологическое расчленение разрезов скважин;

─       выделение коллекторов и определение их эффективных толщин;

─       определение пористости коллекторов;

─       установление положений контактов между пластовыми флюидами;

─       определение коэффициентов нефтегазонасыщенности.

4.2. Методика и техника геофизических исследований

Продуктивные и перспективные интервалы разреза на Собинском месторождении вскрывались во всех скважинах (за исключением скважин Сб-30, Сб-32) на ГГМ ПЖ со следующими параметрами: плотностью от 1,22 (скв. Сб-25) до 1,36 г/см3 (скв. Сб-6), в среднем - 1,28-1,32 г/см3, водоотдачей от 2 (скв. Вн-2) до 24 см3/30 мин (скв. Сб-25), в среднем - 5-10 см3/30 мин, вязкостью от 17-18 (скв. Сб-17) до 85 с (скв. Сб-25), в среднем - 25-40 с, удельным электрическим сопротивлением от 0,03 (скв. Сб-7) до 0,25 Омм (скв. Сб-12), в среднем 0,05-0,07 Омм.

Комплекс геофизических исследований скважин, применяемый на Собинском месторождении [1], состоит из общих исследований, выполненных по всему стволу скважины в масштабе глубин 1:500, и детальных, проводимых в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах разреза в масштабе 1:200.

Детальные исследования в этих скважинах включают ДС, БК, БМК, ГК, НГК, АК, резистивиметрию и БКЗ, выполняемые в обязательном порядке.

В двух скважинах (Сб-30, Сб-32) вскрытие продуктивных горизонтов проводилось на непроводящей промывочной жидкости (ВИЭР) следующего состава: конденсат - 30%, эмультал - 2,5%, СМАД - 1,0-5,0%, раствор ГГМ - 62,5%, с параметрами: плотностью - 1,2-1,3 г/см3, вязкостью 180-370 с, водоотдачей - 2-4 см3/30 мин. В этих скважинах вместо перечисленных выше электрических методов выполнены ИК и ДК.

В опытно-методическом порядке применялись ГГК-П, ННКТ МНК и ГДК, отбор проб пластовых флюидов (ОПК) и образцов керна (СКО) приборами на кабеле. В отдельных скважинах (Сб-4, Сб-9, Сб-12, Сб-22, Сб-23, Сб-27, Сб-33) проведены повторные измерения НГК во времени.

В скважинах Сб-4, Сб-6, Сб-7, Сб-8, Сб-9, Сб-10, Сб-12, Сб-14, Сб-11 Собинской площади, скв. Дл-1 Деликтуконской БК выполнен аппаратурой БКС-2, в скважинах Сб-15, Сб-16, Сб-17, Сб-18, Сб-19, Сб-20, Сб-21, Сб-25 - АБКТ, в скважинах Сб-22, Сб-23, Сб-24, Сб-27, Сб-33, Сб-34, Сб-36, Сб-131 - К-3-741, в скважинах Сб-13, Сб-28, Сб-29, Сб-35 - Э-1. МБК не выполнен в скважинах Вн-2, Сб-34, Сб-131 Собинской площади.

АК с регистрацией кинематических параметров выполнен во всех скважинах, за исключением скважины Сб-18 (по техническим причинам), в 17 скважинах проведена регистрация динамических параметров. АК выполнялся в скважинах Сб-5, Сб-6, 7, Сб-9, Сб-12, Сб-14 аппаратурой СПАК-6. В опытном порядке в скважине Сб-20 АК выполнен аппаратурой ВПАС-2Л, а в скважине Вн-2 - аппаратурой АКН-1 с записью кинематических параметров и ФКД. АК не выполнен в скважинах Дл-1 Деликтуконской, Вн-8 Ванаварской. В 18 скважинах месторождения проведены исследования ГГК-П аппаратурой РГП-2А, в 17 - ГДК и в 14 - ОПК аппаратурой АИПД-7-10, в четырех скважинах (Сб-13, Сб-27, Сб-33, Сб-36) - СКО, БКЗ выполнено во всех скважинах Собинского месторождения, пробуренных на минерализованной промывочной жидкости, за исключением скважины Сб-131.

В 16 скважинах выполнен ННК-Т аппаратурой МНК-1. В 17 скважинах месторождения проведен газовый каротаж, в трех скважинах (Сб-23, Сб-27, Сб-35) проведено ОГГ.

В семи скважинах (Сб-13, Сб-18, Сб-19, Сб-22, Сб-27, Сб-33, Сб-35) после проведения перфорации проведена запись термограммы с целью определения интервалов перфорации. В одной скважине (Сб-9) выполнено микрозондирование зондами А0,05М и А0,025М 0,025.

Кроме скважин Сб-32 и Сб-30, пробуренных на непроводящей ПЖ, ИК выполнен в скважине Сб-26.

Полученные материалы ГИС, в основном, удовлетворительного и хорошего качества. Исключение составляют диаграммы отдельных зондов БКЗ (скв. Сб-13, Сб-16, Сб-17, Сб-18, Сб-21, Сб-24, Сб-35), БК, зарегистрированных аппаратурой БКС-2 (скв. Сб-26), ГГК-П (скв. Сб-29), неудовлетворительное качество которых обусловлено аппаратурными факторами.

Забракованы материалы АК в скважинах Сб-4, 11. Кривая Dt (АК), зарегистрированная в скважине Сб-12 в интервале 2530-2612 м признана непригодной для количественной обработки по технологической причине (проведение измерений на разгазированной промывочной жидкости). В скважине Сб-10 АК выполнен выше кровли продуктивного интервала.

В скважинах Сб-40, 41, 43, 44, 45, 46, 48, 49, 50 и 51 Собинского месторождения был предусмотрен проектный комплекс ГИС, включающий в себя обязательные общие исследования, выполняемые по всему стволу скважины, и детальные, проводимые в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах разреза.

К обязательным методам ГИС отнесены следующие методы: газовый каротаж и ГТИ, ДС, БК, БМК, БКЗ, резистивиметрия, ГК, НГК, АК с регистрацией кинематических и динамических характеристик, ГГК-П, инклинометрия, термометрия. Дополнительные методы ГИС включают в себя СГК, АКШ, ГДК, ОПК, двухзондовый боковой каротаж, ВИКИЗ. Интервальность проведения комплексов ГИС заложена в соответствии с проектными техническими конструкциями скважин.

В новых скважинах Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-44, Сб-45, Сб-46, Сб-48, Сб-49, Сб-50, Сб-51 и Сб-52 Собинского месторождения выполнены следующие методы ГИС: ДС, ИК, БК, БМК, ГК, НГК, АК с регистрацией кинематических и динамических характеристик (в скважинах Сб-45 и Сб-48 - проведён АКШ), ГГК-П, СГК, резистивиметрия и БКЗ или КС (2 зонда), инклинометрия, термометрия, двухзондовый нейтронный каротаж (кроме скважин Сб-40 и Сб-48), газовый каротаж и ГТИ. Гидродинамические исследования проведены в скважинах Сб-43 (30 точек), Сб-46 (94 точки), Сб-49 (33 точки) и Сб-51 (41 точка), отбор проб (ОПК) проведен в скважинах Сб-43 − четыре пробы, Сб-46 − четыре пробы и Сб-51 - три пробы [6].

Продуктивные и перспективные интервалы разреза в новых скважинах на Собинском месторождении вскрывались на минерализованной ПЖ (ВМПГР, ВМПГУР) со следующими параметрами: плотностью 1,24-1,33 г/см3, вязкостью 32-85 с. При бурении скважин периодически возникали осложнения в виде частичных и разовых поглощений ПЖ, ликвидация которых осуществлялась путём закачивания в буровой раствор опилок или полимерно-глинистой пасты с наполнителем.

Качество отдельных методов ГИС контролировалось, и в случае необходимости, корректировался масштаб регистрации кривых по показаниям в опорных пластах, в качестве которых для АК и ГГК-П использовались плотные доломиты оскобинской свиты (Dtmin =135-140 мкс/м, dmaxn = 2,85-2,87 г/см3), залегающие выше кровли продуктивного интервала, для электрических методов (БК, БМК) - неразмытые аргиллиты в интервале перемычки между пластами ВН-I и ВН-II (rn = 12-14 Омм).

В скважинах Сб-40, Сб-41, Сб-49 проведены многочисленные исследования по контролю за испытанием объектов. Объём выполненных исследований на примере нескольких скважин приведён в таблице 4.1. В таблице 4.2 приведен анализ полноты выполнения обязательного комплекса методов ГИС в скважинах Собинского месторождения [2].

Таблица 4.1 Выполненный комплекс ГИС в скважинах Собинского месторождения

Таблица 4.2 Анализ выполнения обязательного комплекса методов ГИС в скважинах Собинского месторождения

4.3 Обработка и интерпретация данных

геофизический исследование разрез коллектор

4.3.1 Расчленение разрезов, выделение реперов

Расчленение разреза на крупные стратиграфические комплексы (свиты, подсвиты) уверенно осуществлялось по стандартному комплексу ГИС (КС, ДК, ГК, НГК) с помощью региональных реперов, в качестве которых использовались пласты доломитов достаточно большой толщины, залегающие в подошве оскобинской (ОГ М2), в кровле собинской, тэтэрской (ОГ Б) свит, осинский горизонт (ОГ А), глинистые доломиты в подошве булайской и литвинцевской свит.

Плотные неглинистые пласты доломитов выделяются высокими значениями кажущихся сопротивлений на диаграммах электрического каротажа, повышенными значениями по НГК, низкими показаниями ГК и, как правило, номинальным диаметром скважины. Для глинистых доломитов характерно некоторое повышение естественной гамма-активности и снижение показаний на диаграммах КС и НГК.

При литологическом расчленении галогенно-карбонатного комплекса также использовался стандартный комплекс ГИС. Пласты каменной соли отличаются от карбонатных отложений увеличенным диаметром скважины, высокими показаниями НГК, повышенными значениями интервального времени (Dt), близкими к 220 мкс/м.

Кровля продуктивной ванаварской толщи отличается от доломитов в низах оскобинской свиты резким увеличением естественной гамма-активности, пониженными значениями КС и показаний НГК, увеличением Dt на диаграммах АК и снижением плотности (dn) на диаграммах ГГК-П.

Песчаники пластов-коллекторов ВН-I - ВН-V в отложениях ванаварской свиты выделяются пониженными значениями на диаграммах ГК (не более 4·10-10-5·10-10 мА/кг), повышенными показаниями НГК, пониженными значениями Dt и dn .

Аргиллито-алевролитовые перемычки между пластами песчаников характеризуются повышенными значениями гамма-активности (до 8·10-10-14·10-10 мА/кг), низкими значениями на диаграммах НГК, во многих случаях увеличенным, по сравнению с номинальным, диаметром скважины, высокими значениями Dt и dn .

Нижняя граница отложений ванаварской свиты однозначно выделяется по данным ГИС только в том случае, если подстилающие породы рифея представлены доломитами. Если породы рифея представлены аргиллитами, то для более уверенного определения подошвы ванаварской свиты привлекались результаты описания и анализов керна.

.3.2 Выделение коллекторов и определение их эффективных толщин

Выделение коллекторов и определение их эффективных толщин (Нэф) в разрезах скважин, пробуренных на минерализованном ГГМ, осуществляется по комплексу прямых качественных, косвенных количественных признаков и данных ГДК.

Качественные признаки обусловлены наличием проникновения в пласты- коллекторы фильтрата бурового раствора, которое приводит к формированию зоны проникновения и шламовой корки на границе скважина - коллектор, устанавливаемой по кривой кавернометрии. Однако, при применяемой технологии бурения в большинстве случаев шламовая корка либо совсем отсутствует, либо столь мала, что не фиксируется на диаграмме ДС.

Наличие зоны проникновения устанавливается по изменению удельного электрического сопротивления пород в радиальном направлении, регистрируемое зондами электрических видов каротажа с различным радиусом исследования (БК, БМК, БКЗ). Наиболее четко изменение сопротивлений фиксируется сопоставлением кривых rкБК и rкБМК, зарегистрированных в одинаковом логарифмическом масштабе, в пластах с подвижными углеводородами. Наличие повышений rкБК над rкБМК является основным и достаточным признаком коллектора. Менее успешно с использованием вышеуказанных признаков решается задача по выделению водонасыщенных коллекторов, что обусловлено большими размерами зоны проникновения по сравнению с нефтегазонасыщенными коллекторами и, во многих случаях, незначительным различием удельных сопротивлений фильтрата промывочной жидкости (rф) и пластовой воды (rв).

Не всегда имеется наличие качественных признаков и против нефтегазонасыщенных коллекторов, связанное, по-видимому, со значительными зонами проникновения. Таким образом, отсутствие качественных признаков еще не является признаком отсутствия коллекторов в изучаемом разрезе.

Поэтому, в указанных случаях, а также в случае вскрытия и проведения геофизических исследований на непроводящей промывочной жидкости (ВИЭРе) (скв. Сб-30, Сб-32), требуется привлечение косвенных количественных признаков для выделения коллекторов. Количественные критерии выделения коллекторов и оценки Нэф. основаны на использовании предельных значений пористости, проницаемости, объемной и относительной глинистости и соответствующих им геофизических параметров. Так, в качестве граничных критериев приняты: Кп гр=7,5%, Кгл гр=12, 2%, hгл гр= 0.5.

Для определения проницаемости продуктивных коллекторов оценочно использовалась статистическая зависимость Кпр = f(PH) при остаточной водонасыщенности, полученная по результатам анализов керна, выполненных в лаборатории ВНИИГИС [4] и подтверждённой данными анализов керна по новым скважинам (лаборатория физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз») (Рис. 4.1). Она описывается уравнением

 Кпр = 2,430 · lg PH - 0,965,                                     (4.1)

Рис. 4.1 Зависимость коэффициента проницаемости Кпр от параметра
насыщения Рн для пород-коллекторов ванаварской свиты

По данным анализа керна тесная связь между проницаемостью и пористостью коллекторов не установлена, что свидетельствует о сложной структуре порового пространтства.

Относительная глинистость определялась по формуле

hгл = Кгл/(Кп+Кгл),                                          (4.2)

Пласты, обладающие коллекторскими свойствами выше граничных, относятся к коллекторам. Пласты, характеризующиеся коллекторскими свойствами в интервале неоднозначности, относятся к коллекторам или неколлекторам с привлечением прямых качественных признаков и данных ГДК.

Наличие притока по ГДК или прямого качественного признака является достаточным признаком для отнесения исследуемого участка пласта к коллекторам.

Отсутствие притоков по ГДК не всегда связано с отсутствием коллектора. Причинами отсутствия притока из отдельных участков пласта могут быть неблагоприятные условия пакеровки, кольматация прискважинной зоны пласта, а также нарушение герметизации отверстия стока в случае микрокавернозности ствола.

.3.3 Определение коэффициентов глинистости, пористости и проницаемости коллекторов

Массовыми геофизическими методами при исследовании отложений ванаварской свиты, отражающими емкостные свойства породы - пористость и глинистость - являются АК, НГК и ГК; в части скважин выполнен гамма-гамма плотностной каротаж.

Сложность литологического состава изучаемых коллекторов не позволяет использовать для определения пористости (Кп) какой-либо один метод. Существенное влияние на показания различных геофизических методов кроме пористости пород оказывает их глинистость. Поэтому перед определением пористости оценивается объемная глинистость пород по данным ГК на основании установленной статистической зависимости Кгл = f(Jγ) (типа керн-ГИС) (Рис. 4.2) [4], выраженной формулой:

Кгл = 1,4 + 17,5Jγ + 28,4Jγ2, (n=28, R=0,96, Кгл=±3%),            (4.3)

где Jγ =  - двойной разностный параметр ГК;

- показания ГК в данном пласте, приведенные к пласту бесконечной толщины;

 - минимальные показания ГК против плотных доломитов оскобинской свиты или чистых песчаников ванаварской свиты;

 - максимальные показания ГК против неразмытых аргиллитов ванаварской свиты.

Рис. 4.2 Зависимость двойного разностного параметра ГК (ГК) от объемной глинистости пород ванаварской свиты по данным исследования керна

Предпосылкой для получения указанной зависимости послужила установленная ранее по результатам анализов керна, выполненных в лаборатории ВНИИГИС, связь естественной радиоактивности (g) с весовой (Сгл) и объемной (Кгл) глинистостью пород.

Ввиду отсутствия петрофизического обоснования, метод НГК для определения пористости не использовался.

Для определения пористости пород ванаварской свиты Собинского месторождения в качестве основного используется комплекс методов АК-ГК. Основой для оценки Кп служит зависимость t от Кп и Кгл (Рис. 4.3), полученная по результатам исследований керна в пластовых условиях, выполненных в лабораториях ВНИИГИС и КГЭ ПГО «Енисейнефтегазгеология» [4] и подтверждённая данными анализа керна по новым скважинам - Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненных в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Рис. 4.4) и описываемая уравнением:

пл = 169,60 + 1,65·Кгл + 3,35·Кп пл, (n=135, R=0,84),              (4.4)

Для контроля достоверности определения пористости по комплексу методов АК-ГК в нескольких скважинах проведено определение пористости по комплексам методов ГГК-П-ГК и АК-ГГК-П.

Рис. 4.3 Связь пористости пород ванаварской свиты с интервальным временем (t) и объемной глинистостью по данным исследования керна

Рис. 4.4 Связь пористости пород ванаварской свиты с интервальным временем (t) и объемной глинистостью по данным исследования керна в условиях, моделирующих пластовые с добавленными данными по новым скважинам (n=169, R2=0.7)

В основу определения пористости по комплексу методов ГГК-П-ГК была положена статистическая зависимость пористости (Кп) от объемной плотности (σп) и глинистости (Кгл) по данным анализов керна, выполненных в лаборатории ВНИИГИСа (Рис. 4.5), которая описывается уравнением [4]:

Кп = 0,17·Кгл - 55,40·σп + 146,30, (n=172, R=0,78, Кп =±2%),           (4.5)

и подтверждается данными исследований керна в новых скважинах Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненных в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Рис. 4.6).

Определение пористости пород по комплексу методов АК-ГГК-П осуществлялось по специальной палетке, построенной с учетом исследований керна (Рис. 4.7) [4].

В случае отсутствия замеров АК и ГГК-П (скважины Дл-1 Деликтуконская, Кт-3 Катангская) коэффициент пористости определялся по РК через связь двойного разностного параметра НГК (JNGK) и водородосодержания (W):

 = 30·e-2,0149·JNGK,                                                 (4.6)

где JNGK =  - двойной разностный параметр НГК;

- показания НГК в данном пласте, приведенные к пласту бесконечной толщины;

 - минимальные показания НГК против неразмытых аргиллитов ванаварской свиты;

 - максимальные показания НГК против плотных доломитов оскобинской свиты или чистых песчаников ванаварской свиты.

С учётом глинистости определяем Кп:

Кпнгк = W - Кгл·0,25,                             (4.7)

По комплексу методов АК-ГГК-П определялась также объемная глинистость для оценки достоверности определения глинистости по методу ГК.

Рис. 4.5 Связь пористости пород ванаварской свиты с их плотностью и объёмной глинистостью по данным исследования керна

Рис. 4.6 Связь пористости пород ванаварской свиты с их плотностью и объемной глинистостью по данным исследования керна в условиях, моделирующих пластовые с добавленными данными по новым скважинам

Рис. 4.7 Палетка для определения пористости и глинистости пород ванаварской свиты Собинского месторождения по комплексу методов АК - ГГК-П. Шифр линий - Кп (%), Кгл (%)

В интервалах с неполным выносом керна оказываются неохарактеризованными коллекторы с наиболее хорошими коллекторскими свойствами. Это подтверждается данными ГИС и результатами, полученными по образцам, отобранным сверлящим керноотборником на кабеле (СКО) (скв. Сб-13, Сб-27, Сб-33, Сб-36). Так, по керну, отобранному в процессе бурения, практически отсутствуют песчаники с пористостью, превышающей 20%, а СКО отобраны образцы с пористостью до 25% (пласт ВН-II, скв. Сб-27, Сб-36, Сб-33).

Поэтому для оценки достоверности определения пористости по ГИС учитывались данные по керну лишь из интервалов с выносом более 70% и отобранному СКО (Рис. 4.8).

В результате сопоставления пористости, определенной по комплексу методов АК-ГК с пористостью по керну из интервалов с выносом более 70% и отобранному СКО, установлено их расхождение между собой в пределах погрешности определения (среднеквадратическое отклонение составляет плюс-минус 1,8%) во всем интервале изменения пористости по коллекторам. При сопоставлении пористости по керну с пористостью, определенной по комплексу методов ГГК-П-ГК, отклонения от линии равных значений более существенны (среднеквадратическое отклонение плюс-минус 2,8%), что, по-видимому, связано, в основном, с непостоянством минералогической плотности цемента, зависящей от соотношения в цементе глинистых и железистых минералов. При этом отмечается систематическое занижение КпГГК-П-ГК по сравнению с пористостью по керну в пласте ВН-V, связанное с повышенным содержанием железистого цемента, имеющего минералогическую плотность более 2,95 г/см3.

а)

б)

Рис. 4.8 Сопоставление пористости, определенной по комплексу методов ГИС, с открытой пористостью, замеренной по керну (из интервалов с выносом керна >70%) а) - АК+ГК; б) - ГГК-П+ГК

Определение пористости по данным электрических методов не проводилось ввиду сложности учета смешения фильтрата промывочной жидкости с пластовой водой и остаточного нефтегазонасыщения в промытой зоне и зоне проникновения пласта.

При сопоставлении глинистости, определенной по ГК (Рис. 4.1) с глинистостью по комплексу АК-ГГК-П (Рис. 4.7) установлено следующее. По комплексу АК-ГГК-П глинистость по пластам ВН-I - ВН-IV несколько занижена, а по отдельным пропласткам пласта ВН-V - завышена, что также, по-видимому, связано с непостоянством минералогического состава глинисто-железистого цемента, а, следовательно, и минеральной плотности цемента.

Для большинства проинтерпретированных прослоев величины глинистости, определенные по ГК и комплексу АК-ГГК-П, различаются не более чем на 3-4%. Более достоверным следует считать определение глинистости по ГК, что косвенно подтверждается также хорошей сходимостью пористости, определенной по комплексу методов АК-ГК с пористостью по керну.

Определение характера насыщенности пластов-коллекторов и местоположения контактов между пластовыми флюидам

Для решения задач разделения коллекторов на продуктивные и водонасыщенные основными параметрами служат значения удельных электрических сопротивлений пород, измеренных различными методами электрического и электромагнитного каротажа (БКЗ, ИК, БК, БМК), причем, информативность различных методов неравноценна.

Наиболее информативен метод БКЗ, обладающий наибольшей глубинностью исследования. Однако, в условиях изучаемого разреза его применение ограничено из-за малой толщины отдельных прослоев коллекторов ВН-I, ВН-II, ВН-III. Метод ИК, обладающий достаточной глубинностью, проведен в трёх скважинах старых скважинах (Сб-30, Сб-32 Собинской площади), пробуренных на ВИЭРе и во всех новых скважинах. Наиболее широко для определения насыщенности коллекторов использовались данные бокового и бокового микро-каротажа.

Рис. 4.9 Сопоставление определений УЭС пластов ВН-I-ВН-V ванаварской свиты Собинского месторождения по БК и БКЗ

В связи с тонкослоистостью и неоднородностью разреза УЭС коллекторов определялось, в основном по БК. По БКЗ УЭС определено только в случае достаточной мощности проницаемых прослоев (4 м и более) или определялось УЭС в пачке прослоев с идентичными свойствами, в основном в пластах ВН-3-5. На приведенном рисунке 4.9 - сопоставления УЭС по БК и БКЗ видно, что точки определений лежат в области линии равных значений и выше (УЭС БКЗ > УЭС БК) что связано с глубокими зонами проникновения. Приоритетным является определение УЭС по БКЗ.

Вследствие близких значений удельных сопротивлений фильтрата бурового раствора и пластовых вод совпадение (при низких значениях) показаний БК и БМК может служить признаком водонасыщенности пласта, а значительное расхождение свидетельствует о насыщенности нефтью или газом. Однако, в случае довольно глубоких зон проникновения в высокопроницаемых коллекторах (наиболее часто это проявляется в пластах ВН-I, ВН-II) показания БК и БМК могут быть очень низкими и совпадать. Примером могут служить скважины Сб-27, Сб-35, Сб-11, где при низких значениях rкБК и небольших расхождениях с rкБМК получены промышленные притоки нефти и газа. Поэтому для определения нефтегазонасыщенности привлекались данные ОПК и результаты количественной интерпретации с определением коэффициента нефтегазонасыщенности (Кнг), методика определения которого изложена ниже.

На рисунке 4.10 приведено сопоставление параметров пластов-коллекторов с данными испытания пластов в новых скважинах Собинского месторождения:

Рис. 4.10 Сопоставление УЭС и Кп пластов-коллекторов ванаварской свиты с данными поинтервальных испытаний в новых скважинах Собинского месторождения

Из рисунка 4.10 видно, что зона неоднозначности для определения насыщенности коллекторов по УЭС находится в диапазоне 2.5-6.0 Омм.

Для разделения продуктивных коллекторов на газо - и нефтенасыщенные в некоторых скважинах были проведены повторные во времени замеры НГК. К сожалению, повторные измерения во всех скважинах были выполнены однократно через различные промежутки времени (от одного до 11,5 месяцев) без измерений непосредственно после обсадки и цементирования скважины. Эффекты «приращения» показаний НГК против газонасыщенных коллекторов однозначно не установлены ни в одной скважине.

Более однозначно характер насыщенности устанавливается по результатам исследования опробователем пластов на кабеле (ОПК) и сводится к выявлению контрастности в количестве и составе проб жидкостей и газов, характерных для газо-, нефте - и водонасыщенных коллекторов. Газонасыщенные интервалы характеризуются большими объемами газа, превышающими объем измерительного баллона в 20-200 раз. Пробы из нефтенасыщенных интервалов содержат нефть от одного до нескольких литров, объемы газа в них не превышают 15-20 объемов измерительного баллона.

Из водонасыщенных пластов отбирают газ в объеме не более 10 объемов измерительного баллона, жидкая часть проб представлена смесью фильтрата бурового раствора с пластовой водой и, иногда, пленками нефти. Удельное сопротивление смеси обычно меньше сопротивления фильтрата.

Присутствие в пробах газа, нефти и пластовой воды является прямым указанием насыщенности коллектора. Надежность определения характера насыщенности повышается с привлечением для этой цели сведений о суммарном содержании углеводородов (SУВ) в газовоздушной смеси, их компонентном составе (содержание метана, пропана, бутана и т. д.).

Недостатком применения ОПК на Собинском месторождении следует считать малую охарактеризованность пробами отдельных объектов по скважинам (во многих скважинах в отдельных пластах отобрано лишь по одной пробе). Указанное не позволяет использовать данные ОПК для определения контактов между пластовыми флюидами.

4.3.4 Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности коллекторов

В уникальных геолого-технических условиях района определение коэффициентов нефтегазонасыщенности (Кнг) является одной из наиболее сложных задач. Достоверность полученных значений определяется надежностью установленных петрофизических зависимостей между параметром насыщения (Рн) и коэффициентом водонасыщенности (Кв), погрешностями определения удельных сопротивлений (rп) пород в естественном залегании и при их 100%-ой водонасыщенности.

Для оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности (Кнг) коллекторов использовалась статистическая зависимость параметра насыщения (Рн) от коэффициента водонасыщенности (Кв), Рн = ¦(Кв), полученная по результатам анализов керна, выполненных в лабораториях ВНИИГИСа и КТЭ ПГО «Енисейнефтегазгеология» (Рис. 4.11) [4]. Эта зависимость описывается уравнением:

 Рн = 2,76 - 1,35 · lgКво,                                            (4.8)

Связь параметра насыщения от коэффициента водонасыщенности (Рн = ¦(Кв)) подтверждена результатами анализов керна по новым скважинам Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненных в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Рис. 4.12).

Сопротивление пласта при 100% водонасыщенности рассчитывалось по формуле

rвп = Рп · rв,                                                    (4.9)

По данным химического анализа минерализация пластовых вод (Св) в среднем составляет 267 г/л. Исходя из условий залегания пластов - коллекторов (tn = 31°C), удельное электрическое сопротивление пластовых вод (rв), рассчитанное по компонентному составу и определенное по номограмме, составляет 0,036 Омм.

Параметр пористости (Рп) оценивался по статистической зависимости, полученной по результатам анализов керна, выполненных в лабораториях ВНИИГИСа и КТЭ ПГО «Енисейнефтегазгеология» при термобарических условиях залегания пород (Рис. 4.11) и подтверждённой данными анализов керна по новым скважинам (Рис. 4.12), описываемой уравнением [4]:

 Рп = -1,55 · lgКп + 0,01 · Кгл + 3,54,                                (4.10)

Уравнение взаимосвязи Рп с Кп и Кгл, описываемое формулой 4.10 и представленное на рисунках 4.13 и 4.14 правомерно использовать при значениях открытой пористости в пластовых условиях, не превышающих 25,0%. Следует заметить, что пористость пластов-коллекторов ванаварской свиты по данным ГИС в рассматриваемых скважинах не превышает 25,5%.

Рис. 4.11 Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв для пород-коллекторов ванаварской свиты

Рис. 4.12 Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв для пород-коллекторов ванаварской свиты с добавленными данными по новым скважинам

Рис. 4.13 Связь параметра пористости Рп с открытой пористостью пород ванаварской свиты по данным исследования керна в условиях моделирующих пластовые

Рис. 4.14 Связь параметра пористости Рп с открытой пористостью пород ванаварской свиты по данным исследования керна в условиях моделирующих пластовые с учётом данных по новым скважинам

Без учета глинистости теснота связи Рп = ¦(Кп) уменьшается. Это связано с тем, что глинистость пород (Кгл) ванаварской свиты является структурным компонентом и влияет на электрическую извилистость. С увеличением Кгл увеличивается электрическая извилистость и, вследствие этого, возрастает сопротивление пород в случае их 100%-ной водонасыщенности при одинаковой пористости.

Результаты исследований керна по новым скважинам Собинского месторождения Сб-40, Сб-41, Сб-43, Сб-45, Сб-48 и Сб-51, выполненные в лаборатории физики пласта ООО «ТюменНИИгипрогаз» подтверждают полученные ранее петрофизические связи параметра насыщенности от коэффициента водонасыщенности и параметра пористости от коэффициента пористости.

Наибольшие трудности при установлении Кнг обусловлены определением истинного удельного электрического сопротивления (rп) пород незатронутой проникновением части пласта. Ввиду малой толщины отдельных прослоев коллекторов не всегда имеется возможность оценки rп по БКЗ. Однако установлено, что зона проникновения в продуктивных коллекторах ВН-I - в большинстве случаев не превышает двух-четырех диаметров скважины, в пласте ВН-II - проникновение больше или равно четырем диаметрам скважины (скв. Сб-27, Сб-35, Сб-36, Сб-9 и др.), в пластах ВН-IV-V Dзп=2-8dскв. В коллекторах, толщиной менее 4-5 м при определении rп по незавершенным кривым зондирования с использованием линии «А», как геометрического места точек асимптот кривых БКЗ, не исключается возможность занижения получаемых значений rп и, соответственно, Кнг.

Анализ сопоставления Кнг, определенных по данным БК и БКЗ, свидетельствует о систематическом занижении Кнг по данным БК. Особенно это отмечается в коллекторах пласта ВН-II и с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. В наиболее хороших коллекторах (с максимальными Кнг) Кнг по БК и БКЗ во многих случаях близки между собой.

Вскрытие продуктивных коллекторов на ВИЭРе создает более благоприятные условия для определения Кнг, чем бурение на рассоле. Снижение депрессии за счет применения облегченной ПЖ уменьшает интенсивность ее фильтрации в пласты.

Результаты интерпретации данных промыслово-геофизических исследований скважин Собинского месторождения на примере скважины Сб-45 приведены на рисунке 4.15. Схема корреляции продуктивных пластов ВН-I, ВН-II, ВН-III-V по линии скважин Сб-31 - Сб-30 - Сб-27 - Сб-20 - Сб-9 - Сб-49 приведена на рисунке 4.16.

Рис. 4.15 Геолого-геофизическая характеристика пластов ВН-I, ВН-II, ВН-III, ВН-IV-V в скважине 45 Собинского месторождения

Рис. 4.16 Схема корреляции продуктивных пластов ВН-I, ВН-II, ВН-III-V по линии скважин Сб-31 - Сб-30 - Сб-27 - Сб-20 - Сб-9 - Сб-49

Заключение

По материалам проведённых геологоразведочных работ, включающих испытания и исследования новых скважин, интерпретации материалов ГИС новых и переинтерпретации старых скважин получены следующие основные результаты:

─  изучен геологический разрез на площади месторождения по данным бурения 48 поисково-оценочных и разведочных скважин;

─       уточнены границы развития продуктивных пластов по изучаемой площади;

─       исследованы ФЕС коллекторов и физико-химические свойства флюидов;

─       выполнена детальная корреляция продуктивных пластов;

─       уточнены петрофизические параметры и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов по всем продуктивным пластам.

Для сравнения результатов интерпретации ГИС и данных лабораторных исследований керна проведены сопоставления пористости, определенной по керну и ГИС, а также построены статистические распределения проницаемости по керну и ГИС.

Литература

1. Временный обязательный комплекс геофизических исследований скважин Катангской седловины и Камовского свода. - М., 1983.

. Горлов И.В. (отв. исп.) Пересчет запасов углеводородов Собинского нефтегазоконденсатного месторождения с учетом материалов сейсморазведки 3D и бурения новых скважин: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2010.

. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. Геология нефти и газа Сибирской платформы. − М.: Недра, 1981.

. Кузнецов Л.Л. (отв. исп.) Подсчет запасов нефти, газа и конденсата Собинского нефтегазоконденсатного месторождения (Красноярский край, Тунгусско-Чуньский район, Эвенкийский автономный округ) по состоянию на 01.06.1987: Отчет о НИР / ПГО «Енисейнефтегазгеология». - Красноярск, 1987.

. Скрылев С.А. (отв. исп.) Дополнение к проекту доразведки Собинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2006.

. Скрылев С.А. (отв. исп.) Проект доразведки Собинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2004.