Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Проблемы освоения ресурсов нефти каменноугольных отложений мелекесской депрессии

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Проблемы освоения ресурсов нефти каменноугольных отложений мелекесской депрессии"

б oft роскомнедра

3 ФР.В 1?г 'российская академия наук

зероссийский ордена трудового красного знамени нефтяюй научю-исследовательский геологоразведочный институт

На правах рукописи УДК 553.98:622.276(470.41)

(К

АНАНЬЕВ Виктор Валентинович

ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕЛЕКЕССКОЙ ДЕПРЕССИИ

04.00,17 - геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геологе-минералогических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ - 1995

Работа выполнена в Татарском геологоразведочном упраЕлени АСГТатнефть" имени В. Д. Шашина.

Научные руководители: доктор геолого - минералогически

наук, профессор Г. Т. Юдин,

кандидат геолого-минералсгичесю наук, член-корреспондент РАЕН М. Д. Еелокин.

Официальные оппоненты: доктор геолого - минералогичесю

наук, зав. отделом ВНИГ1 Г. П. Сверчков,

доктор геолого - минералогичесю наук, зав. лабораторией НИИнес тепромхим Д. В. Булыгин.

Ведущая организация: Казанский государственный универс!

тет, г. Казань

Защита диссертации состоится "х*^ " го;

в часов на заседании диссертационного Совета Д. 071.02. (

при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геолог* разведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, г. Санкт-П< тербург, Литейный пр., 39, ВНИГРИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке институ

Автореферат разослан года.

Ученый секретарь

диссертационного Совета,

кандидат геолого-минералогических наук

А. К. Дерт

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. В пределах Мелекесской депрессии МД) установлен широкий спектр углеводородных скоплений, начи-!ая с залежей относительно легких нефтей (пашийский, кыновский 'оризонты верхнего девона) и высоковязких нефтей (турнейский и ¡изейский ярусы нижнего, башкирский и московский ярусы средне-'о карбона) и кончая пермскими залежами битумов. В татарстанс-:ом секторе МД выявлено 478 залежей нефти, объединяемых в 21 деторождение. Основные геологические запасы нефти промыпшен-:ых категорий сосредоточены в терригенных коллекторах бобри-:овского горизонта визейского яруса (32,8%) и карбонатных . об-1азованиях верей-башкирского возраста среднего карбона 54,2%). Они достаточно хорошо разведаны и подготовлены для ромышленной разработки.

Однако, высокая степень неоднородности залежей верейско-о, башкирского и бобриковского нефтеносных комплексов требует ;ифференцированной оценки очередности ввода их в разработ-:у. Кроме этого, карбонатные отложения турнейского яруса и каирского горизонта московского яруса, обладающие небольшими уммарными запасами, требуют более тщательного изучения как на тапе опробовательских работ в колонне, так и в процессе обос-ования нижних предельных значений коллекторов и подготовки лгоритмоЕ интерпретации ГИС для оценки запасов нефти.

Цель работы. Научно-методическое решение проблемных воп-осов освоения ресурсов нефти каменноугольных отложений Меле-:есской депрессии.

Основные задачи исследований. 1. Сравнительный анализ неф-еносности карбонатных отложений карбона МД в пределах Татарс-ана и Самарской области. 2. Дифференциация залежей нефти верей-кого, башкирского, тульского, бобриковского и турнейского юмплексов МД. 3. Геолого-промысловая классификация местородге-ий нефти МД. 4. Петрофизическая характеристика пород и коллек-оров каширского горизонта как база для определения основных

подсчет'шх параметров. 5. Оценка по данным ГИС рентабельных дл* освоения интервалов опробования в карбонатных отложениях тур-нейского яруса.

Фактический материал. Обобщен и систематизирован геолого-геофизический материал по 700 глубоким поисково-разведочнь» скважинам, включая опробование в колонне, физико-химически« свойства нефтей, петрофизические исследования коллекторов I т.д.

Научная новизна.

1. Сравнительный анализ нефтеносности карбонатных отложений карбона МД в пределах Татарстана и Самарской области.

2. На основе математических методов - кластерного анализ; и метода главных компонент - подготовлены геолого-промысловы« классификации залежей и месторождений нефти МЛ в пределах Татарстана.

3. Методически обоснована и составлена полная петрофизи ческая характеристика отложений каширского горизонта, преде тавляющая базу для оценки основных' подсчетных параметров.

4. По данным ГИС разработана методика прогноза ожидаемое притока пластового флюида по выделенным для опробования нефте насыщенным интервалам.

Практическая ценность. Геолого-промысловые классификаци залежей и месторождений нефти определяют принятие адекватны решений при выборе очередности ввода их в разработку с цель распространения опыта освоения на остальные объекты в выделен ных классификационных группах. Петрофизическое обеспечени ГИС, подготовленное для отложений каширского горизонта, перс водит в новое качество определение подсчетных параметров пр оценке запасов нефти. Прогнозирование вида и количества прито ка по данным ГИС в интервалах опробования турнейского ярус дает возможность исключить из плана работ геологоразведочны предприятий экономически неэффективные объекты.

Основные защищаемые положения.

1. Методика создания геолого-промысловых классификаци нефтеносных объектов на основе кластерного анализа и метол главных компонент (на примере палеозойских отложений МЛ).

2. Геолого-промысловая классификация месторождений нефт

- Б -

зосточного борта Мелекесской депрессии.

3. Дифференциация залежей нефти основных нефтеносных комплексов карбона МД в связи с их неоднородностью.

4. Петрофизическая основа каширского горизонта для определения основных подсчетных параметров.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных

работ.

Апробация результатов работы. Отдельные положения и выводы по материалам диссертации докладывались на ежегодных научно-технических конференциях (1991-93 г. г.), а также научно-практических и геологических совещаниях, проводимых ПО "Татнефть". Отдельные материалы для определения запасов нефти каширского горизонта включены в "Стандарт объединения "Татнефть" '

Объем работы. Диссертация объемом 163 страницы машинописного текста состоит из введения, четырех глав, заключения, 54 рисунков, 17 таблиц, включает библиографию 49 опубликованных и фондовых источников.

Место выполнения работы - Татарское геологоразведочное управление (ТГРУ) АО"Татнефть", где автор работает в тзчение 11 лет в качестве геолога, начальника тематической партии и главного геолога Казанской геологической экспедиции, входящей в состав ТГРУ.

Автор выражает искреннюю признательность научным руководителям - Г. Т. Юдину и М. Д. Белонину, а также Р. X. Муслимову, Е. Д. Войтовичу, В. Л. Коцюбинскому, Р. Ф. Сахибгарееву, К С. Гатия-туллину, Э. 3. Бадамшину, В. М. Смелкову, а В. Курносову, помогавшим автору советами, консультациями и постоянным вниманием к работе.

1. Анализ нефтеносности карбонатных отложений Мелекесской депрессии южных районов Татарстана и сопредельных нефтяных районов Самарской области

Изучением нефтеносности и геологического строения МД в разное время занимались Г. И. Алексеев, А. Д. Архангельский,

Э. 3. Бадамшин, Ф. А. Бегишев, Г. Ф. Бусел, Е. Д. Войтович, И. М. Губкин, С. П. Егоров, К А. Клубов, ЕЕ Лебедев, К А. Лобов, Г. А. Львов, С. И Максимов. Г. И. Мартыненко, А. М. Мельников, Р. X. Мусли-мов, ЕЕ Напалков, М. Э. Ноинский, Б.С.Ситдиков, КМ.Смелков, Е. И. Тихвинская, ЕЕ Тихонович, К И. Троепольский, К Л. Ханин, А. Г. Шельнова, И. А. Шпильман, С. С. Эллерн, Б. М. Юсупов.

В свете имеющихся данных МД представляет собой отрицательную структуру первого порядка, связанную своим происхоэде-нием с блоковыми движениями кристаллического фундамента. Она отчетливо выделяется на всех структурных планах различных маркирующих горизонтов палеозоя.

По степени изученности нефтеносность карбонатных комплексов месторождений АО "Татнефть" в отличие от месторождений, находящихся на балансе АО "Самаранефть", исследована значительно лучше. По большинству месторождений произведен подсчет запасов нефти с последующей- защитой в ГКЗ. Как пример, общее количество объектов опробования продуктивных горизонтов в карбонатных отложениях Татарстана выше на порядок, чем в Самарской области (648 и 46 соответственно).

Вышесказанное указывает, что в Татарстане накоплен больший опыт в изучении карбонатов МД. Кроме того, в пределах Самарской области практически отсутствуют продуктивные объекты в каширских отложениях, промышленная нефтеносность которых установлена в Татарстане.

На территории восточного борта МД в пределах Татарстана выделены тектонические элементы II порядка (валы, структурные зоны, валообразные , террасы) в отличие от самарского сектора, где прослеживается только Максимкинская структурная зона. Выделение остальных зон весьма затруднительно.

В сторону самарской части МД отмечается увеличение эффективных нефтенасыщенных толщин, уменьшение степени неоднородности вскрываемых карбонатных отложений, повышается качество нефтей, и, как следствие, можно ожидать увеличение продуктивности. Однако, дебиты скважин как в Татарстане, так и в Самарской области остаются примерно одинаковыми, что связано, на наш взгляд, с разной технологией вскрытия и опробования карбонатных отложений. В Татарстане вскрытие пластов осуществляет-

я, в основном, на технической воде в.отличие от Самарской об-асти, где используется глинистый раствор. Кроме того, техно-огии применяемых солянокислотных обработок карбонатных плас-ов существенно различаются: в Татарстане - это соляно-кисдот-ые обработки под давлением с концентрацией кислоты 9-14%, в амарской области - соляно-кислотные вачны с концентрацией О %.

Анализ зависимостей плотность-вязкость пластовых нефтей озволил разделить нефти верейского, башкирского и турнейского омплексов на ряд классов, характеризующихся специфическими собенностями, что весьма важно для дифференциации изучаемой ерритории по свойствам нефтей и последующего проектирования азработки.

Следующие виды связи устанавливались между коэффициентом родуктивности, гидропроводностью пласта и подвижностью нефти. !ежду указанными показателями наблюдается высокая теснота свя-и (0.9-0.98).

При исследовании зависимости коэффициент продуктивнос-и-проницаемость по гидродинамическим данным по всем трем ком-лексам - Еврейскому, башкирскому, турнейскому - были получены омограммы для разных значений пластовой вязкости нефти.

В рамках данной работы была предпринята попытка установ-:ения вида зависимости между плотностью поверхностной нефти и язкостью пластовой пробы нефти. Однако, полученные уравнения южно использовать на практике при граничных значениях плот-ости поверхностных проб не более 938. 6 кг/куб. м для верейских тложений, не более 957. 2 кг/куб. м для башкирских к не более 42.1 кг/куб. м для турнейских.

Зависимости, построенные в координатах динамическая вяз-ость - объемный коэффициент и динамическая вязкость - газосо-;ержание, отличаются большим разбросом точек в поле корреляции ; не отражают какие-либо парные связи. В определенной мере, ;анное обстоятельство может быть обусловлено некачественным роведением анализов пластовых проб нефти, что выражается в 1азгерметизации пробоотборников и низком качестве определи-ельских работ.

2. Классификация нефтяных залежей и месторождений Мелекесс-кой депрессии с применением кластерного анализа и метода главных компонент

Геологические объекты (пласты, залежи, месторождения 5 т. д.), характеризующиеся исключительным разнообразием и неоднородностью, требуют при проведении геологоразведочных и нефтепромысловых работ какого-то упорядочения,дифференциации I классификации с целью наиболее оптимального принятия решени! при разведке и разработке, в частности, нефтяных залежей \ месторождений (Е И. Азаматов, Ю.Г. Гаврин, Е. П. Гудков, М. А. Жданов и др.).

Ранее классификации геологических объектов проводились пс одному параметру (Дж. Амикс, К Б. Аширов, А. И. Кринари, И. И. Нестеров и-др.). Примером такого подхода может служить классификация нефтяных месторождений, ■ представленная в инструкции ГКЗ где по величине извлекаемых запасоЕ выделяются классы мелких средних, крупных и гигантских месторождений. Однако, месторождения даже в пределах одного класса различаются исключительньп разнообразием параметров. Это, как правило, разные величин! запасов, продуктивной площади, коэффициента расчлененности 1 т.д. Естественно, классификация по одному-двум параметрам н< этот вопрос ответа не дает.

В таких случаях, когда налицо множество объектов с параметрами, характеризующимися исключительным разнообразием, наиболее приемлемым является применение математических методо: классификационного характера (кластерный анализ, метод главны компонент, ранговая процедура Ваальда и т. д.) ( Р. Г. Абдулмази-тов, М. С. Арабаджи, А. М. Ахмедов, М. Д. Белонин, Ш. А. Губерман Дж.С. Девис, С. Ф. Кукурудз, Р. X Муслимов, В. Ш. Мухаметшин Ю. В. Подольский, М. А. Токарев). Применение их в геологии стал возможным после внедрения в повседневную практику персональны компьютеров в связи с трудоемкостью математических расчетов.

Методической основой для классификации нефтепромысловы объектов, каковыми являются нефтяные залежи и месторождения в данной работе служит кластерный анализ, который,по мнени американского специалиста в области математических методов

еологии Дж. С. Девиса, обеспечивает ."относительно прямой и ростой путь классификации объектов и позволяет представить ■езультаты в удобном для понимания виде".

Для осуществления процедуры кластерного анализа требуется ерейти от матриц исходных данных к матрице расстояний. Перед переходом к матрице расстояний все исходные данные подверга-;ись стандартизации, что позволило учитывать каждый параметр с |Динаковым весом. В противном случае расстояние определялось 1Ы переменной, имеющей наибольшее значение.

Используя матрицу расстояний, была организована процедура кластерного анализа. В нашем случае проводилась альтернативная угастерная процедура методом "ближайшего соседа", когда клас-'еризация осуществляется путем объединения первоначально ра-юбщенных объектов и заканчивается, когда все наблюдения объе-щняются в один класс.

Для определения оптимального количества групп в классификациях геологических объектов использовалась зависимость расо-?ояния кластеризации от шага кластеризации. Выбор шага класте-жзации, на основании чего кластерная процедура останавливалась, определялся по качественному переходу кривой вышеуказан-юй зависимости при ее линеаризации на отдельные прямолинейные участки.

Применение метода главных компонент (МГК) в самом начале исследований было ориентировано на сравнительный анализ результатов группирования по данным МГК и кластерного анализа. Задача МГК состоит в преобразовании матрицы исходных данных в товый набор случайных величин, который делает их независимыми я располагает в порядке убывания дисперсий.

Как правило, ковариационную матрицу, содержащую новые переменные ( главные компоненты), в графическом виде представляют в координатах первых двух компонент и подвергают геометрической интерпретации поле выделенных объектов,!, е. достаточно губъективно выделяют облака ("сгущения") точек, и тем самым получают группы более или менее сходных объектов. Такой подход, безусловно, страдает высокой степенью субъективизма. От субъективной оценки выделяемых групп объектов можно отказаться, если провести кластеризацию по совокупности главных компонент

- 10 -

какого-то набора геологических объектов.

Другой возможностью МГК является выявление основных информативных параметров, вклад которых является наибольшим в общу! дисперсию. По наиболее информативному параметру первой компоненты проводилось ранжирование групп залежей и месторождений ] связи с определением очередности ввода их в разработку.

При выборе параметров автор ориентировался на те из них. которые участвовали ранее в математической обработке при классификации нефтеносных объектов (В. А. Азаматов, Р. X. Муслимов, М. А. Токарев). Для классификации залежей нефти нефтеносных комплексов карбона МД были выбраны следующие параметры:

1) коэффициент пористости,

2) коэффициент нефтенасьпценности,

3) суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина,

4) средняя толщина эффективных нефтенасьпценных прослоев,

5) площадь,

6) балансовые запасы,

7) доля коллектора,

8) коэффициент расчлененности,

9) вязкость пластовой нефти,

10)проницаемость по гидродинамическим данным,

11)коэффициент продуктивности.

Существенным условием для решения классификационых зада' является наличие Есех параметров в матрице исходных данных, так как отсутствие параметра воспринимается программой как пулевое значение, что приводит к искажению конечного результата. По полученным ранее в рамках данной работы статистическим зависимостям (раздел 1) были определены недостающие параметры, например, вязкость пластовой нефти, проницаемость по гидродинамическим данным и т. д.

При наличии матрицы исходных данных была проведена процедура кластерного анализа, которая останавливалась на основани] качественного перехода кривой зависимости шага кластеризаци! от расстояния кластеризации.

Для верейского горизонта было выделено 17 групп, башкирского яруса - 17, тульского горизонта - 7, бобриковского горизонта - 6, турнейского яруса - 13.

На основании расчетных данных по методу главных компонент руппы залежей были проранжированы. В этой, связи наиболее ин-ормативньм параметром для залежей верейского горизонта явля-тся доля коллектора (Дк), башкирского яруса - коэффициент асчлененности (Кр), тульского горизонта - проницаемость Кпр), бсбриковского горизонта - суммарная эффективная нефте-асыщенная толщина (Н) и для залежей турнейского яруса также уммарная эффективная нефтенасыщенная.толщина (Н).

На изучаемой территории насчитывается 21 месторождение ефти. Из них только два месторождения - Бурейкинское и Степ-:оозерское - относятся к категории средних, что явилось осно-:анием первоочередности их ввода в промышленную разработку, »стальные месторождения являются мелкими (согласно классифика-(ии в инструкции ГКЗ). Для геолого-промысловой классификации (есторождений МД были выбраны следующие показатели:

1) геологические запасы нефти категорий А+В+С1,

2) извлекаемые запасы нефти категорий А+В+С1,

3) количество продуктивных горизонтов,

4) количество эксплуатационных объектов,

5) вариация извлекаемых запасов по горизонтам,

6) энтропия извлекаемых запасов по горизонтам,

7) коэффициент расчлененности по геологическим запасам го-жзонтов,

8) плотность запасов, т/га;

9) вид распределения запасов.

Наиболее информативными признаками в представляемой для защиты классификации месторождений являются количество продуктивных горизонтов, геологические и извлекаемые запасы (1 ком-юнента); энтропия извлекаемых запасов (мера неоднородности) и количество эксплуатационных объектов (II компонента); вид рас-1ределения геологических запасов (III компонента).

3. Каширский горизонт как объект подсчета запасов нефти

Каширский горизонт является верхним промьппленно нефтеносным объектом в каменноугольном разрезе Татарстана.

Карбонатные отложения каширского горизонта представлены

известняками, в разной степени доломитизированными, и доломитами, на отдельных участках переходящими в известняки. Во все: породах отмечается сульфатигация, что в свою очередь влияет ш качество геофизической интерпретации. Так, отсутствие в обязательном комплексе ГИС акустического каротажа приводит зачасту1 к неверной интерпретации данных, когда сульфатизированны» прослои толщи, имеющие высокое сопротивление, выделяются ка! нефтенасыщенные.

В сложении эффективных прослоев карбонатной толщи каширского горизонта участвуют известняки органогенно-детритовые комковатые и тонкозернистые. Заслуживает пристального внимани! присутствие тонкозернистых известняков в эффективных нефтена-сыщенных прослоях, характеризующихся высокой пористостью пр] низкой проницаемости. Этот факт, а также широко развитые суль-фатизация и доломитизация формируют специфический облик карбонатных образований каширского горизонта, отличающихся от карбонатных отложений нижележащих нефтеносных комплексов МД.

На территории Татарстана е каширском горизонте обособляются три района нефтеносности, которые тектонически приурочены: первый - к восточному борту МД, второй - к западному склону Южно-Татарского свода (ЮТС), третий - к юго-восточном: склону Северо-Татарского свода (СТС).

Б рамках данной работы по изучению каширских отложеню была предпринята попытка классификации карбонатных пород ] коллекторов. Для этого были использованы лабораторные данны< следующих анализов: пористости, проницаемости, остаточной во-донасыщенности, а также параметров пористости и насыщения. Зависимости между парами вышеназванных параметров строились ] билсгарифмических координатах, что давало возможность устанавливать качественные переходы из одного масса пород в другой.

Для трех основных регионов нефтеносности каширских отложений установлены свои зависимости и классы пород, которые мало отличаются по величине граничных значений параметров дру] от друга.

В этой связи данные по всем регионам были сведены в единую таблицу и построены графики корреляционных зависимостей ] целом для Татарстана. Характеризуя породы каширского горизонт«

ю данным лабораторных анализов керна, можно выделить пять слассов пород:

1. Доломиты и известняки микрозернистые, сульфатизиро-занные, плотные. Нефтенасыщение отсутствует. Пористость не 1ревышает 3%, проницаемость -0. 2 кв. фм, остаточная водонасы-ценность колеблется в пределах 75 - 100%, параметр насыщения -з пределах 0-1. 93, параметр пористости более 347. 3, сопротивление пород - более 40. 2 ом*м.

2. Доломиты и известняки микро- и тонкозернистые, с редкими прослоями комковатых и органогенно-детритовых перекрис-галлизованных известняков. Также широко развита сульфатизация. Нефтенасыщение спорадическое, составляет не более 25-30% от объема пор. Колебания пористости лежат в пределах 3-9%, проницаемости - 0.2-0.5 кв. фм, остаточной водонасыщенности 70-75%, параметра пористости - 100. 3-347.3, параметра насыщения -1.93-2.08, сопротивления породы -12.5-40.2 ом*м.

3. Доломиты, тонкозернистые, комковатые и органоген-но-детритовые известняки частично перекристаллизованные и сульфатизированные. Нефтенасыщение, как правило, пятнистое, полосчатое и составляет 30-50%. Колебание пористости составляет 9-14%, проницаемости - 0.5-4.0 кв. фм, остаточной водонасыщенности - 45-70%, параметра пористости - 49.0-100. 3, параметра насыщения - 2.08-4.34, сопротивления породы - 12.5-12.8 ом*м.

4. Известняки органогенно-детритовые, комковатые и тонкозернистые выщелоченные, с включениями гипса и ангидрита. Нефтенасыщение равномерное, на отдельных участках пятнистое, составляет 55-82% от объема пор. Пористость колеблется в пределах 14-27%, проницаемость - 4-125 кв. фм, остаточная водона-сыщенность - 18-45%, параметр пористости - 16.9-49.0, параметр насыщения - 4.34-19.1, сопротивление нефтечасыщенной породы -12.8-19.3 ом*м.

5. Органогенно-детритовые, комковатые и тонкозернистые выщелоченные и кавернозные известняки. Характер нефтенасыщекия - равномерный, интенсивный. Нефтенасьпценность - более 82%, пористость - более 27%, проницаемость - более 125 кв. фм, остаточная водонасыщенность - менее 18%, параметр пористости - ме-

нее 16.9, параметр насыщения - более 19.1, сопротивление неф тенасыщенной породы - более 19. 3 ом*м.

Как следует из вышеизложенного по большинству параметро наблюдается нарастание их величин. Исключением является сопро тивление породы. Так, при пористости от 0 до 9% сопротивлени породы уменьшается до 12.5 ом*м; в интервале пористости 9-14 сопротивление нефтенасыщенной породы составляет 12.5-12. ом*м, то есть практически остается постоянным. Сопротивлени породы начинает увеличиваться при значении пористости боле 14%, когда начинает сказываться присутствие нефти в порах.

На основании проведенных статистических исследований дл подсчета запасов в каширских отложениях Татарстана предлагают ся следующие нижние кондиционные значения коллектореких пара метров, согласующиеся с данными опробования: пористость -. 14% проницаемость - 4 кв. фм, остаточная водонасыщенность - 45% коэффициент нефтенасыщения - 55%.

Задачи доразведки и подсчета запасов нефти в каширски: отложениях большинства месторождений не всегда соответствовал требованиям ГКЗ. В первую очередь это было связано с отсутст вием палеток для определения по ГИС коэффициентов пористости ] нефтенасьпценности. Подсчетные параметры до недавнего времен] брались либо по керновым данным, либо путем сопоставления геофизических параметров с палетками • верейского горизонта ил: универсальными палетками Дахнова.

В связи с этим был собран и обобщен фактический материа. по лабораторным анализам для построения корреляционных зависимостей параметр пористости - пористость Рп - Г(Кп) и парамет] насыщения - остаточная водонасыщенность Рн = Г(Ков), которы* являются базовыми при построении палеток для определения коэффициентов нефтенасыщения. При построении данных зависимосте] использовались материалы петрофизических лабораторий Казанско! геологической экспедиции, ТатНИПИнефть, ПО "Татнефтегеофизика' и Геолого-поисковой конторы.

Для определения пористости пластов на месторождениях Татарстана применяются, в основном, данные нейтронного гамма-каротажа (НТК) и гамма-каротажа (ГК). В связи с этим по интервалам отбора керна с выносом более 80%, имеющим более трех опре-

лений 36С на метр проходки, производилось сопоставление постости по керну и двойных разностных параметров НТК и ГК нгк и Агк). При этом производилась тщательная отбраковка об-зцов.

В результате были получены палетки для определения козф-циента пористости и нефтенасыщения по трем основным районам, е имеются промышленные залежи нефти: 1) восточный борт' МД, западный склон ЮТС, 3) юго-восточный склон СТО. Кроме этого [ли составлены обобщенные палетки в целом для Татарстана.

Разработанные номограммы рекомендуются для дальнейшего ределения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности кар-1натных пород каширского горизонта для целей подсчета запасов проектирования разработки. В настоящее время эти номограммы юшли апробацию на комиссии по петрофизике ПО "Татнефть" и (шли в альбом "Алгоритмы интерпретации данных ГИС для опреде-¡ния подсчетных параметров пластов".

Выполненные исследования позволяют проводить количеству*) интерпретацию ГИС не только в пределах нефтеносных зе-.'ль Татарстана, но и на территории слабо изученных частей МД ЮТС в пределах их самарской части, которая находится в ведет АО "Самаранефть".

4. Оценка промышленной нефтеносности карбонатных отложений турнейского яруса Мелекесской депрессии по данным ГИС

В процессе проведения геологоразведочных работ на нефть газ при опробовании нефтепродуктивных интервалов турнейского руса промышленные притоки не всегда достигаются, хотя интер-ал, как правило, рекомендуется по ГИС как нефтенасыщенный. рогнозирование только по геофизическим параметрам бесприточ-ах, непромышленных (<0.3 т/сут) и промышленных (>0.3 т/сут) Эъектов опробования является осноеной задачей данного разде-а.

С этой целью были выбраны системы координат: 1) среднезз-ешенные значения в интервалах опробования кажущегося сопро-ивления (рк) и двойного разностного параметра нейтронного

гамма-каротажа (Ангк) ; 2) средневзвешенные значения кажущег ся сопротивления и интервального времени пробега продолън волны по данным акустического каротажа (дТ); 3) средневзвеше ные значения Ангк и дТ. Однако, самым информативным сопоста лением оказалось первое - Ангк.

В указанном поле корреляции были выделены зоны, харага ризующие тот или иной вид притока. Такое выделение корректиг валось полигонами распределения средневзвешенных значений Аь и Д в интервалах опробования.

При анализе этого сопоставления среди относительно ох наковых по своим геофизическим характеристикам объектов бь встречены объекты, резко отличающиеся по характеру притока окружающих точек. Например, среди объектов опробования, харг теризующихся высокими значениями дебитов наблюдаются объекть полным отсутствием притока, хотя и те и другие имели рав* условия вскрытия и освоения. Эти точки не игнорировались и г этому все объекты опробования были проверены на установлен их связи с: 1) структурным положением в ловушке; 2)амплитуд структур;3) стратиграфической принадлежностью. Каких-либо с кономерностей при анализе этих связей подмечено не было.

Хорошие результаты дало сопоставление расстояния от ш него отверстия перфорации до кровли первого водонасыщеннс прослоя и средневзвешенного коэффициента нефтенасыщения в 1 тервале опробования. Выяснилось, что объекты, характеризуют* ся коэффициентом нефтенасыщения 75 и более процентов и, след вательно, высокими значениями кажущегося сопротивления по И при нахождении их в 3 и менее метрах от водоносного прос.) даже при неоднократном воздействии на них соляной кислотой с таются "сухими". Другая часть "сухих" объектов имеет нефте! сыщение менее 55%, но также находится в этой трехметровой г не. При нефтенасьпцении от 55 до 75% результаты опробования с ъектов, находящихся менее чем в трех метрах от ВНК, полоз тельны.

Природа такого явления объясняется результатами инте! ретации данных ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), свидетель« вующими о слабой подвижности пластового флюида. Кроме тоз специфические особенности такого рода порового пространства

ойств пластовых флюидов могут быть объяснены с позиций вто-чных изменений карбонатных пород вследствие образования зон ментаций- в пределах древних и современных ВНК в процессе скретно-прерывистого формирования нефтяных залежей. Механизм ого явления достаточно убедительно обоснован в работах С. Сахибгареева.

На основании проведенных исследований для практическо-I применения предлагается таблица прогноза вида и количества >итока пластового флюида при оценке промышленной нефтеноснос-I турнейских образований, где даются колебания двойного раз-ютного потенциала нейтронного гамма-каротажа и кажущегося ¡противления с учетом положения интервала опробования относи-!ЛЬНО ВНК.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итогом проведенных исследований являются следующие поло-

ЗНИЯ:

1) сравнительный анализ нефтеносности карбонатных стло-?ний МД в пределах Татарстана и Самарской области дает воз-эжность принимать соответствующие решения по дальнейшему про-эдению поисково-разведочных и опытно-эксплуатационных работ в 2ЛОВИЯХ рыночной экономики;

2) классификация нефтей верейского, башкирского и тур-ейского нефтеносных комплексов необходима для региональной ифференциации территории МД по свойствам пластовых нефтей

последующего проектирования разработки;

3) дифференциация залежей нефти, приуроченных к верейс-ому, башкирскому, тульскому, бобриковскому и турнейскому неф-' еносным комплексам является основанием для определения оче-едности ввода их в разработку;

4) геолого-промысловая классификация месторождений нефти И позволяет на основании геологических критериев определить ервоочередные месторождения под проектирование разработки с ;елью переноса опыта их эксплуатации на другие объекты в выде-:енных классификационных группах;

5) методические рекомендации при выполнении классифика-

ционных задач методами кластерного анализа и главных компонеь могут быть использованы в других нефтегазоносных регионах;

6) классификация карбонатных пород каширского горизонт с выделением основных литотипов позволяет непосредственно пе ред освоением объекта учитывать неоднородность нефтевмещающи пород;

7) петрофизическое обеспечение отложений каширского го ризонта необходимо для определения основных подс'четных пара метров при оценке запасов нефти;

8) прогнозирование по данным ГИС промышленной нефтенос ности карбонатных отложений турнейского яруса позволяет иск лючить экономически неэффективные объекты опробования,что сох ранит материальные и людские ресурсы на этапах крепления и ис следования скважин.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Ананьев Е Е Обоснование граничных пределов коллектор ских параметров карбонатных пород турнейского яруса (на приме ре ряда месторождений Черемшанско-Уратьминской структурно террасы) / Геология и разработка нефтебитумоносных месторожде ний. - Казань, Изд-во Казанского ун-та, 1990. -с. 69-77.

2. Ананьев Е В. Состояние изученности каширского горизон та на территории Татарстана // Основные итоги геологоразведоч ных работ на территории Татарии в XII пятилетке, направления пути повышения эффективности ГРР на 1991-95 г. г. Тезисы науч но-технической конференции.-Альметьевск, ПО "Татнефть",1991 -с. 80-83.

3. Ананьев В. Е Анализ нефтепродуктивности карбонатны отложений турнейского яруса Мелекесской впадины // Геология разработка нефтяных месторождений. Тезисы докладов на уч.-практ. конференции.-Альметьевск, ПО " Татнефть", 1993. -с, 42-45.

4. Ананьев Е В. Петрофизическое обеспечение ГИС каширского горизонта Татарстана // Геология, геофизика и разработк; нефтяных месторождений. -И 7. -1993. -с. 12-16.

5. Муслимов Р. X. , Ананьев В. Е , Ларочкина И. А. Оценю

промышленной нефтеносности карбонатных отложений турнейского яруса Мэлекесекой впадины по данным ГИС // Геология, геофизика И разработка нефтяных месторождений. -И 9. -1993. -с. 18-20.

6. Ананьев В. К, Курносов К К Дифференциация залежей нефти карбонатных отложений Мелекесской впадины / Новый сборник. - Казань, Изд-во Казанского ун-та (в печати) .

Сдано в набор 26.12.94 г. Подписано в печать 27.12.94 г. Форм.бум. 60 х 84 1/16. Печ.л. I. Тираж 100. Заказ 483.

Лаборатория оперативной полиграфии КГУ 420008 Казань, Ленина, 4/5