Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей

Попова, Наталья Сергеевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей"

На правах рукописи

Попова Наталья Сергеевна

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

5 ДЕК 2013

Пермь-2013

005543663

Диссертация выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Пермский государственный национальный исследовательский университет» и Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми

Научный руководитель: Некрасов Александр Сергеевич,

доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми.

Официальные оппоненты: Золоева Галина Михайловна,

доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры геофизических информационных систем Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина (г. Москва),

Силаев Валерий Аркадьевич,

доктор технических наук, профессор, генеральный директор нефтедобывающего предприятия «Институт РОСТЭК» (г. Пермь).

Ведущая организация: ОАО «Камский научно-исследовательский

институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин» (ОАО «КамНИИКИГС») (г. Пермь).

Защита диссертации состоится 26 декабря 2013 года в час. Зрмин. на заседании диссертационного совета Д 212.189.01 при Пермском государственном национальном исследовательском университете по адресу 614990, ГСП, г. Пермь, ул. Букирева, 15, этаж 4, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГБОУ ВПО «Пермский государственный национальный исследовательский университет»

Автореферат разослан » ноября 2013 г.

Отзывы на автореферат, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах, просим направлять по адресу: 614990, г. Пермь, ул. Букирева, 15, Пермский государственный национальный исследовательский университет, ученому секретарю диссертационного совета.

Факс:+7 (342) 237-16-11 E-mail: geophysic@psu.ru

Ученый секретарь диссертационного совета

Д 212.189.01, доктор технических наук, профессорА. Гершанок

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации

Одними из наиболее распространенных пород осадочного чехла Земли являются карбонатные, а приуроченные к ним коллекторы, содержащие углеводороды, развиты повсеместно, на них приходится более половины мировой добычи нефти. Изучение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных пород-коллекторов сопряжено с трудностями, обусловленными сложным строением порового пространства и разнообразным литологическим составом, что связано с условиями осадконакопления и постседиментационными процессами.

Отсутствие универсальной технологии изучения нефтенасыщенных карбонатных пород-коллекторов геофизическими и лабораторными методами по определению литологического состава и особенностей структуры порового пространства, влияющих на фильтрационно-емкостные свойства, требует разработки методических приемов детальной дифференциации изучаемых пород по разрезу и площади.

Цитологический фактор определяет закономерности распространения трещиноватости и кавернозности, существенно влияющих на скорость и направление продвижения пластовых флюидов в породах-коллекторах при разработке нефтяных залежей. Поэтому изучение карбонатных пород геофизическими методами в комплексе с лабораторными исследованиями является залогом успешного моделирования геологического строения нефтяных залежей и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Цель исследований

Разработка приемов комплексной интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) и данных керна для повышения эффективности эксплуатации нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих проблем интерпретации ГИС и лабораторных исследований керна при изучении карбонатных пород.

2. Разработка и апробация методических приемов определения общей и вторичной пористости карбонатных пород по геолого-геофизическим данным на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

3. Актуализация геологической модели серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения на основе предложенных методических приемов.

-44. Формулировка рекомендаций по корректировке процесса разработки нефтяной залежи с учетом литолого-структурной дифференциации пород на основе геолого-геофизической информации.

Объекты исследований

Карбонатные фаменско-турнейские, серпуховско-башкирские и сульфатно-карбонатные сакмарские отложения нефтяных месторождений Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и платформенной части Пермского Прикамья.

Методы исследований

1. Лабораторные исследования образцов керна (определение плотности, удельного электрического сопротивления, интервального времени распространения упругих колебаний, фильтрационно-емкостных свойств, петрографические исследования).

2. Геофизические исследования скважин (нейтрон-нейтронный, гамма-гамма, акустический, электромагнитный методы).

3. Методы промыслово-геофизического контроля (расходометрия, термометрия).

Научная новизна

1. Обоснована необходимость применения результатов комплексной интерпретации данных нейтрон-нейтронного (ННК-т), акустического (АК), гамма-гамма (ГГК-п), волнового акустического (ВАК) каротажа, исследований керна для выявления особенностей карбонатных коллекторов, влияющих на качество их разработки [1, 2, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 18].

2. Получены новые зависимости между коэффициентом пористости, определенным по керну, и показаниями геофизических исследований скважин в интервалах карбонатных пород-коллекторов ряда месторождений Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и платформенной части Пермского Прикамья [1, 8, 9,10,14,15, 16].

3. Выявлены не изученные ранее структурные особенности серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения по результатам комплексной интерпретации ГИС, доказано влияние этих особенностей на разработку залежи [3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 17].

4. Уточнено геологическое строение серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения на основе новой геолого-геофизической информации [3, 4, 11, 13, 17].

Практическая значимость исследований

1. Разработаны и адаптированы к конкретным литолого-физическим условиям методические приемы учета вещественного и структурного состава карбонатных пород-коллекторов, оказывающего существенное влияние на их эксплуатацию.

2. Выполнен сравнительный анализ эффективности применения нового подхода и существующих методов определения коэффициента пористости.

3. Актуализирована геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения.

4. Обоснован план эксплуатационного бурения и мероприятия по корректировке процесса разработки Уньвинского нефтяного месторождения на основе новой геолого-геофизической информации.

Полученные в процессе исследований результаты позволяют рекомендовать пересчет запасов рассмотренных месторождений Соликамской депрессии и платформенной части для повышения достоверности оценки балансовых и извлекаемых запасов и эффективности разработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. На примере рекомендаций по корректировке процесса разработки нефтяной залежи Уньвинского месторождения возможно формирование подобных предложений для месторождений-аналогов других регионов.

Основные защищаемые положения

1. Методические приемы определения общей и вторичной пористости карбонатных пород, основанные на сопоставлении данных геофизических исследований скважин с результатами исследований керна, позволяют детализировать геологические модели нефтяных залежей [1, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 18].

2. Актуализированная геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения, основанная на дифференциации отложений по геолого-геофизическим данным, позволяет локализовать участки, перспективные для бурения скважин [2, 3, 4, 11, 13].

3. Оптимизация процесса разработки нефтяного месторождения, основанная на использовании геолого-геофизической информации о литолого-структурных особенностях карбонатных пород, позволяет предотвратить неравномерную выработку запасов углеводородов [4, 5, 6, 7, 17].

Обоснованность и достоверность научных выводов и заключений

1. Обеспечена тесной корреляционной связью между показаниями ГИС и результатами исследований керна (60 скважин), отобранного из фаменско-турнейских, серпуховско-башкирских и сакмарских отложений нефтяных месторождений Соликамской депрессии и платформенной части Пермского Прикамья.

2. Доказана значительным объемом геофизической и геологической информации, полученной в процессе исследований.

3. Подтверждена результатами бурения горизонтальной скважины и процессом разработки серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения.

Реализация результатов исследований

Диссертация отражает результаты исследований автора, выполненных в период обучения в аспирантуре Пермского государственного национального исследовательского университета. Для исследований использованы материалы Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми, в получении которых в период с 2010 по 2013 гг. автор принимал непосредственное участие в качестве исполнителя научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. Основные идеи автора, содержащиеся в диссертационной работе, находятся на этапе внедрения в производственную деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Личный вклад автора Автором разработаны методические приемы изучения литолого-структурных особенностей карбонатных пород по результатам геофизических исследований скважин и на их основе актуализирована геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения. Предложена концепция оптимизации системы разработки нефтяной залежи.

Публикации и апробация работы По теме диссертации опубликовано 18 научных работ, из них 4 статьи - в рецензируемых научных изданиях, входящих в перечень ВАК. Основные результаты исследований и положения диссертационной работы докладывались на конференциях и семинарах различного уровня: Уральская молодежная научная щкола по геофизике (г. Пермь, 2011); Конкурс на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» (г. Пермь, 2011, 2012, 2013); Конкурс молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку (г. Пермь, 2012, 2013); Всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире» с международным участием (г. Пермь, 2012); Всероссийская научно-практическая конференция «Развитие геофизических методов с позиций Первой Всесоюзной геофизической конференции» (г. Пермь, 2012); Конференция молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОИЛ-Инжиниринг» (г. Москва, 2013, Диплом II степени); Конференция молодых ученых и специалистов организаций Группы «ЛУКОЙЛ» (г. Ухта, 2013); Международная школа-семинар «Петрофизическое моделирование осадочных пород» - Балтийская петромодель-2013 (г. Петергоф, 2013).

Объем и структура диссертации Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, общим объемом 128 страниц, содержит список использованных литературных источников, а также 26 рисунков, 33 графических и табличных приложения.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность директору Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, кандидату геолого-минералогических наук, доценту H.A. Лядовой за создание благоприятных условий для выполнения диссертации. Автор благодарит профессоров кафедры геофизики Пермского государственного национального исследовательского университета - Б.А. Спасского, В.П. Колесникова, A.C. Долгаля - за конструктивную критику и ценные замечания. Автор признателен друзьям и коллегам М.Г. Бояршиновой и A.B. Габнасырову за ценные советы по содержательной части ряда защищаемых положений.

Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук A.C. Некрасову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе изложено современное состояние проблемы изучения нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, выполнен обзор существующих методик интерпретации геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна, обращено внимание на достоинства и недостатки известных способов изучения литолого-структурных особенностей карбонатных пород.

Во второй главе предложены методические приемы комплексной интерпретации геофизических исследований скважин и результатов исследований керна с целью определения общей и вторичной пористости и изучения характера ее распространения в условиях сложнопостроенных карбонатных и сульфатно-карбонатных пород-коллекторов. Апробация приемов осуществлена на примере Шумовского и Уньвинского нефтяных месторождений.

В третьей главе представлена уточненная геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения на основе новых представлений о структуре порового пространства карбонатных пород, слагающих рассматриваемую залежь.

В четвертой главе предложены мероприятия по оптимизации процесса разработки нефтяной залежи с учетом литолого-структурных особенностей карбонатных пород на примере актуализированной геологической модели серпуховско-башкирской залежи Уньвинского месторождения. Цель сформулированных мероприятий - ликвидация угрозы опережающего обводнения продукции добывающих скважин, влекущего за собой неравномерную выработку запасов углеводородного сырья.

ПЕРВОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ

Методические приемы определения общей и вторичной пористости карбонатных пород, основанные на сопоставлении данных геофизических исследований скважин с результатами исследований керна, позволяют детализировать геологические модели нефтяных залежей [1, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 18].

Теоретическая основа изучения причинных связей между физическими свойствами коллекторов углеводородов и их фильтрационно-емкостными свойствами создана такими исследователями, как Г.М. Авчян, В.М. Добрынин, В.Н. Кобранова, Б.И. Извеков, С.Л. Пацевич, М.Д. Шварцман, С.Д. Пирсон, Е.А. Поляков. Исследование этих связей открыло возможность определения фильтрационно-емкостных характеристик пластов по промыслово-геофизическим исследованиям скважин.

Литологический состав пород-коллекторов оказывает существенное влияние на определение их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) геофизическими методами [1, 8, 10, 14, 16]. Для разработки методических приемов определения общей и вторичной пористости автором выбраны месторождения Пермского края с перспективными нефтяными залежами, приуроченными к карбонатным коллекторам.

Также критерием выбора объектов рассмотрения служила полнота их охвата исследованиями керна и ГИС, включающими акустический, нейтрон-нейтронный и гамма-гамма методы. В работе рассмотрены Гагаринское,

Маговское, Уньвинское,

Ильичевское, Шумовское

месторождения и некоторые участки, расположенные в пределах Колвинской, Забродовской,

Енапаевской, Жуковской

разведочных площадей (рисунок 1).

При ограниченном охвате Рисунок 1. Схема размещения объектов керном изучаемых отложений и исследования

при необходимости рассчитать компонентный состав (коэффициенты доломитизации, глинизации, ангидритизации и т.д.) обычно используется система уравнений, связывающая между собой показания акустического (АК),

(1)

нейтронного (ННК-т), гамма (ГК) и гамма-гамма (ГГК-п) методов (Петерсилье, Пороскун, Яценко, 2003):

Ы = ¿ДгД,,

№ = ,

8 = ±8{К,, /

1=2Х;

где Дг - интервальное время пробега волны, мкс/м (по АК), - объемное водородосодержание, % (по ННК-т), <5 - плотность, г/см3 (по ГГК-п), 3у -

естественная радиоактивность пород (по ГК), - объемное содержание /-ой литологической разности в породе; Дг;, <5;, J - значения тех же величин для /-ой литологической разности в породе; л - количество литологических разностей.

Данный алгоритм содержит в себе следующие зависимости:

„ ннк-ш „ гтк-„ 8,,,.-8

Кп

где Кп

ННК-т

Кп

к,,

8„„ - 8„

(2)

Кг.

значения коэффициента пористости по

изв ' изв

известняку, вычисленные по АК, ННК-т, ГГК-п; Мж, №ж, 5Ж, показания ГИС в жидкости и скелете породы (при стандартных условиях минеральный скелет представлен чистым известняком).

В методических рекомендациях по подсчету запасов нефти и газа (Петерсилье, Пороскун, Яценко, 2003) приведены рекомендуемые значения геофизических характеристик Д/,, Щ, 5, для основных компонентов мономинеральных пород. Автором получены петрофизические зависимости для каждого объекта исследования по рассматриваемым месторождениям Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и платформенной части Пермского Прикамья. На рисунке 2 приведен пример петрофизических зависимостей для одного из объектов рассмотрения [9]. Предлагается использовать уникальные значения Д?,., , д, для каждого из рассмотренных объектов.

При отсутствии показаний какого-либо из геофизических методов (чаще всего гамма-гамма каротажа), система уравнений (1) становится

недоопределенной. Автором предлагается использовать величины, представляющие собой соотношение различных переменных. К примеру, соотношение коэффициентов содержания доломита и известняка Кдол/Ктв возможно получить с помощью анализа данных керна.

Апробация предложенного подхода к определению коэффициента пористости осуществлена на примере сульфатно-карбонатных пород со сложным литологическим составом сакмарского яруса Шумовского нефтяного месторождения [1]. Соотношение доломитов и известняков в разрезе по данным исследований керна составляет соответственно 52:48, сульфатность в виде включений гнезд ангидрита и гипса отмечена в 40 % доломитов и 18 % известняков. На основе этих данных представляется реальным получить единственное решение системы уравнений (1) в каждой точке разреза.

Рисунок 2. Пример построения петрофизических зависимостей изменения коэффициента пористости от плотности (а), интервального времени пробега Р-волны (б), водородосодержания (в). Забродовская площадь, пласт Т-Фм

На рисунке 3 показаны отклонения коэффициентов пористости (КП), определенных стандартным методом и авторскому подходу, от результатов исследований керна по отдельным литологическим разностям: известняку, доломиту и сульфатизированным доломитам. Сравнительный анализ определения Кп показывает, что результаты, полученные по алгоритму автора и стандартной методике расходятся на 17%. Наибольшее влияние на значение

пористости оказывают сульфатизированные разности доломитов. Определение Кп по разработанному алгоритму позволило снизить относительную погрешность для доломитизированных разностей пород на 23% и сульфатизированных - на 37% [1].

Для изучения распространения трещиноватости и кавернозности по нефтяной залежи, представленной карбонатными породами, предлагается использовать комплекс двух методик - нормализации акустического (АК) и нейтрон-нейтронного (ННК-т) методов (Итенберг, Шнурман, 1984) и методики приточных зон (Будыко, 1979). При пересчете показания нормализованного АК и наблюденного ННК-т совпадают в интервалах неколлекторов и расходятся в коллекторах; величина расхождения обусловлена строением порового пространства [12, 18].

10.2 13.0

Пористость. %

□ Данные керна

■ Стандартный подход к определению Кл

□ Авторский подход к определению Кп

Рисунок 3. Распределение литологических разностей по пористости: а -известняки, б - доломиты, в - сульфатизированные доломиты. Шумовское месторождение нефти, пласт Смг

Методика приточных зон основана на том, что по кривой полной энергии волнового сигнала, регистрируемой по волновому акустическому каротажу (ВАК), вычисляется коэффициент приточности Ке и выделяются приточные зоны по признаку Ке > 0,22 Нп! и; данная методика успешно применялась на нефтяных месторождениях Соликамской депрессии (Жуланов, Некрасов, 1996).

Описанные методики рекомендуется использовать совместно для повышения достоверности данных о структуре порового пространства изучаемых пород. Для получения сведений о распространении вторичных

преобразований порового пространства пород (трещиноватости, кавернозности) предлагается выбрать равномерную сетку скважин с необходимым каротажным материалом, провести расчеты и построить карты, где изолинии будут соответствовать равным значениям коэффициента охвата вторичными преобразованиями.

Апробация предложенного подхода к изучению распространения вторичных преобразований порового пространства осуществлена на примере серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения (рисунок 4) [11, 13].

I А

Условные обозначения:

Охват вторичными преобразованиями, доли ед.

тттпт

0.25 0 23 0.21 0.19 0.17 0.15 0.13 0.11 0.09 0.07 0.05 0.03 0.01 0

линии равных значений охвата вторичными преобразованиями

линия внешнего контура нефтеносности

Рисунок 4. Карта охвата вторичными преобразованиями серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения

На основании предложенных приемов определения общей и вторичной пористости карбонатных пород рекомендуется построение карт пористости, трещиноватости, кавернозности. В силу ограниченного охвата по площади и по разрезу керновым материалом предложенные методические приемы имеют преимущество, так как стандартный комплекс ГИС проводится при бурении во всех скважинах. Это является возможностью детализации геологических моделей нефтяных залежей без проведения дополнительных исследований.

ВТОРОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ

Актуализированная геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения, основанная на дифференциации отложений по геолого-геофизическим данным, позволяет локализовать участки, перспективные для бурения скважин [2, 3, 4, 11, 13].

Уньвинское нефтяное месторождение расположено в приосевой зоне южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба, на Уньвинском выступе кристаллического фундамента. Месторождение имеет сложное геологическое строение, в его пределах выделяются четыре поднятия:

Уньвинское, Палашерское, Восточное и Юго-Восточное. Основным по добыче и запасам нефти, количеству объектов разработки является Уньвинское поднятие, в данной работе рассматривается серпуховско-башкирская (Срп-Бш) залежь этого поднятия (рисунок 5). Причиной выбора объекта исследования явилось отсутствие объяснения с геологической точки зрения проблемы неравномерного продвижения фронта вытеснения углеводородов в Срп-Бш залежи [4]. В отличие от фаменско-турнейской, серпуховско-башкирская залежь не рассматривалась ранее с позиций литолого-фациального моделирования, однако исследования керна и материалы проведения специальных методов ГИС свидетельствуют о наличии зон развития вторичной пористости, влияющей на процесс разработки залежи [3, 4]. Возникла идея пересмотра геологической модели, которая является основой выбора проектного фонда скважин.

В связи с неравномерным по площади охватом исследованиями кернового материала, автор выполнил анализ литологической дифференциации отложений с помощью методических приемов, описанных в предыдущем разделе. По керну изучаемые отложения в основном представлены чистыми известняками, за исключением 2-х скважин, где встречены включения доломита.

-Линия профиля по скважинам

• Номер скважины

-Изолинии кровли пласта Бш-Срп

Абсолютные отметки кровли пласта Бш-Срп, м 1 ) -1720 I I -1710 I I -1700 ГШ -1690 -1680 -1670 -1660 ■■ -1650 ЯШ -1640

Рисунок 5. Структурная карта по кровле серпуховско-башкирской залежи Уньвинского поднятия с нанесением профиля построения корреляционной схемы

По комплексу геофизических исследований скважин (ГИС) с привлечением результатов биостратиграфического анализа выделены четыре ритмично слоистых пласта Бшь Бш2, Бш3, Срп (рисунок 6).

Помимо исследований керна и специальных методов ГИС, наличие вторичной пористости, охватывающей в разной мере пласты Бшь Бшг, Бш3, Срп, подтверждено методами промыслово-геофизического контроля.

- 14В ряде исследований (Калачева, 1958, 1965) отмечено, что зоны с наибольшим охватом трещиноватостью и кавернозностью сосредоточены на границах пород с разным литологическим составом, то есть с различными физико-механическими свойствами. Также отмечено (Золоева, 1977), что максимальные величины значений коэффициентов трещиноватости соответствуют участкам наибольших изгибов рельефа, в частности куполовидным структурам и антиклинальным поднятиям [2].

Рисунок 6. Корреляционная схема по линии разрезов скважин 361-9087-561-430576-85-109. Уньвинскоеместорождение. Пласт Срп-Бш

По рисунку 5 и данным литологической дифференциации отложений можно спрогнозировать зоны развития вторичной пористости, однако необходима более точная оценка, в связи с чем автор использовал методику нормализации кривых АК и ННК-т (Итенберг, Шнурман, 1984), выбрав равномерную сетку скважин с подходящими исследованиями. Для наибольшей достоверности полученная информация сопоставлена с результатами методики приточных зон (Будыко, 1979).

Построены карты охвата вторичными изменениями порового пространства по каждому из продуктивных пластов серпуховско-башкирской залежи (рисунок 7). На всех четырех пластах прослеживается тенденция развития трещиноватости и кавернозности в наиболее приподнятой части изучаемой площади [3,4].

Срп

Бшэ

. • I •..'•.• ; • \

/ (^Ш^уС" •'• •' "I С

ЯШ 1

.У

/: ■ Ку л- •'•. •■;.у; ; •УЛ.'-:".'- -г./

' °• ж" .' гО.Ов

Й307* : ' "•••••' -.7 .'А

Условные обозначения:

Охват вторичными преобразованиями, доли ед.

—— 1111 11 I Д ! ГПТП1

02$ 025 4-21 0.1» 0

Рисунок 7. Карты охвата вторичными преобразованиями продуктивных пластов серпуховско-башкирской нефтяной залежи Уньвинского поднятия

Вторичные преобразования порового пространства развиты по всему разрезу, но в большей мере - в пластах Бшь Бш3 (подошвенная часть). В пласте Бш2 вторичные преобразования развиты слабее, в основном, в средней части. Как правило, признаки трещиноватости и кавернозности приурочены к пластам-коллекторам. Зоны трещиноватости в пласте Бш1 развиты преимущественно в западной части Уньвинского поднятия, в пласте Бш3, в основном, вдоль склона поднятия [11, 13].

Таким образом, произведена дифференциация геологической модели серпуховско-башкирской залежи Уньвинского месторождения по вторичным изменениям порового пространства пород. Полученные данные в совокупности со сведениями о распространении пористости (рисунок 8, а) и плотности

остаточных извлекаемых запасов (рисунок 8, б) позволили скорректировать размещение фонда проектных добывающих скважин в северо-западной части залежи (рисунок 8, в), где сосредоточено порядка 40% трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. Прирост запасов предполагается за счет наличия трещинной составляющей при невысоких значениях коэффициента пористости (0,15-1,2 %), обеспечивающей проницаемость, превосходящую поровую в среднем в 3-4 раза. Однако вторичная пористость, помимо высоких значений дебитов добывающих скважин, увеличивает риск ускоренных темпов их обводнения [4]. Поэтому требуется анализ системы разработки залежи и ее оптимизация на основе полученных данных.

I—I »."О» I I

I 1 «ОМС I | «»800 I 1 300 КОС |—110М1М0 | 11.ТС1-КС

I—циоо1«и Н

Рисунок 8. Карты пористости (а), плотности остаточных запасов (б); схема размещения проектного фонда скважин (обозначены красными точками, в)

♦«¡♦107

ТРЕТЬЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ

Оптимизация процесса разработки нефтяного месторождения, основанная на использовании геолого-геофизической информации о литолого-структурных особенностях карбонатных пород, позволяет предотвратить неравномерную выработку запасов углеводородов [4, 5, 6, 7, 17].

Проблема неравномерности выработки запасов углеводородного сырья по площади и по разрезу в процессе эксплуатации нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, как правило, обусловлена особенностями геологического строения. Одним из основных возможных факторов, влияющих на фильтрационно-емкостные свойства, является трещиноватость пород. Вторичная пористость карбонатных пород обеспечивает дополнительную проницаемость коллектора, что помимо высоких дебитов нефти является причиной ускоренных темпов обводнения добывающих скважин [5, 6, 7].

В серпуховско-башкирской залежи Уньвинского месторождения происходит неравномерное продвижение фронта вытеснения углеводородов, и, судя по некоторым закономерностям работы добывающих скважин, определяющую роль в этом процессе играет трещиноватость пород [4].

Для совместного анализа распространения трещиноватости и состояния разработки месторождения, построена карта удельных дебитов нефти (рисунок

9).

Под удельным дебитом понимается отношение текущего дебита отдельно взятой скважины к эффективной 18 нефтенасыщенной толщине вскрытых отложений.

Максимальный охват

ю трещиноватостью соответствует е зоне с максимальным значением в среднего удельного дебита 4 (рисунки 7, 9), притом, что значения дебитов не зависят от

Рисунок 9. Карта удельных дебитов нефти РаспРеДедения пористости по

площади (рисунок 8, а).

Проведенное сопоставление доказывает, что трещинная проницаемость обусловливает более высокие значения дебитов добывающих скважин, однако она же является причиной более высоких темпов обводнения.

Теоретическая модель пласта, в котором существенную роль в проницаемости играет трещиноватость, основывается на том, что матрица породы разделена трещинами на блоки различной формы. Геометрически блок матрицы может представлять собой куб, сферу, призму, цилиндр, плиту (рисунок 10). Исходя из результатов исследований поляризационным методом непродольного вертикального сейсмического профилирования (ПМ НВСП), керна и ГИС на месторождениях Соликамской депрессии существует только вертикальная и субвертикальная трещиноватость, поэтому для рассматриваемого месторождения предлагается использовать модель двойной пористости, имеющей форму призмы или цилиндра. Рассмотрим подробнее принцип работы скважин в пласте-коллекторе с двойным типом пористости.

Если закачка воды в пласт из нагнетательной скважины происходит в зоне блока матрицы породы, то обводнение близлежащих добывающих скважин происходит умеренными темпами (0,6-4,3 м/час). Если закачка воды происходит в зону трещин, между блоками матрицы, то добывающие скважины, расположенные в одной гидродинамической системе трещин с нагнетательной скважиной, подвергнуты риску опережающего обводнения (1,6-39,8 м/час) (Викторин, 1986, Некрасов, 2006).

Установленные закономерности работы скважин в северо-западной части Уньвинского поднятия подтверждают это теоретическое представление. Например, две соседние добывающие скважины, введенные в эксплуатацию примерно в одно время, расположенные на одинаковом расстоянии от нагнетательных скважин, действуют так, что продукция одной из них на 50% обводнена пресной закачиваемой водой, а вторая скважина дает чистую нефть. Поэтому можно предположить, что опережающее обводнение происходит за счет системы трещиноватости, обеспечивающей дополнительную связь нагнетательной скважины с добывающей.

Трещинные интервалы разрезов нагнетательных скважин, куда поступает закачиваемая вода, представляются потенциальным источником опережающего обводнения добывающих скважин, расположенных в одной системе трещин с этой нагнетательной скважиной. Поэтому целесообразно исключить из закачки трещинные прослои, тем самым предотвратив неравномерную выработку запасов по площади и по разрезу (рисунок 11).

призма или цилиндр

Рисунок 10. Типы блоков матрицы (Warren, Root, 1963)

Для решения задачи предотвращения опережающего обводнения, обусловленного трещинной проницаемостью, автором произведен анализ работы ряда нагнетательных скважин, расположенных в северо-западной части Уньвинского поднятия. Выбор скважин обусловлен тем, что эта зона наибольшим образом охвачена трещиноватостью (рисунок 7), кроме того в этой области сосредоточена основная часть остаточных извлекаемых запасов и запланировано бурение новых добывающих скважин (рисунок 8, б, в).

Для выявления трещинных интервалов в рассматриваемых скважинах использована методика нормализации показаний акустического и нейтронного видов каротажа, кроме того, выделенные интервалы подтверждены наличием профилей приемистости. Интервалы приема жидкости (пласты Бш3, Бш^, имеющие при этом значение пористости, ниже кондиционного (плотные породы), выделены в трех скважинах. Обводняющиеся добывающие скважины, расположенные рядом с рассмотренными нагнетательными скважинами, изучены на предмет наличия интервалов, из которых может поступать закачиваемая вода.

На рисунке 11 приведен пример корреляционной схемы разрезов соседних скважин: нагнетательной скв. №1п и добывающей скв. №2п, расположенных на расстоянии 600 м в северо-западной части поднятия.

На схеме приведены результаты нормализации показаний методов АК и ННК-т, а также данные потокометрических исследований, подтверждающие наличие факта приема закачиваемого флюида плотными прослоями. По результатам проведенного исследования в скв. №1п пласт Бш1 является трещиноватым, что, вероятно, оказывает дополнительное влияние на обводнение продукции скв. №2п, проперфорированной в интервале этого же пласта.

Через трещинные прослои нагнетательных скважин поступают не участвующие в компенсации отборов нефти объемы закачиваемой воды и устремляются к перфорированным интервалам разреза рядом стоящих добывающих скважин, и не оказывают влияния на пласты, не подвергнутые вторичному вскрытию. Поэтому для снижения уровня обводненности продукции действующих добывающих скважин и во избежание риска опережающих темпов обводнения скважин, запланированных в бурение в 20132014 гг., рекомендуется ограничить закачку воды в трещинные прослои нагнетательных скважин [4, 17].

Для оптимизации системы заводнения рекомендуется проводить мероприятия по выравниванию профилей приемистости в нагнетательных скважинах, при этом необходимо учитывать следующие данные:

• анализ профилей отдачи в добывающих скважинах на предмет притока жидкости из прослоев, которые в соседних нагнетательных скважинах определяются как трещиноватые;

• анализ существующих методик изоляции трещинных прослоев в нагнетательных скважинах для выравнивания контура приемистости;

Рисунок 11. Корреляционная схема скважин №№ 1п-2п, серпуховско-башкирская залежь, Унъвинское нефтяное месторождение. Красным овалом показан принимающий закачку интервал трещиноватости в нагнетательной скв. №1п, оказывающий влияние на обводнение скв. №2п (синяя стрелка), Я - зоны развития трещиноватости, выделенные по комплексу АК-ННК-т

• лабораторные исследования на керновом материале по подбору оптимального реагента для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин;

• лабораторные исследования по подбору технологических параметров закачки подобранного реагента (концентрация, расход реагента, время выдержки, объемы закачки и др.).

После получения результатов лабораторных исследований представится возможность определить технико-экономический эффект от корректировки системы разработки месторождения.

Таким образом, на основании анализа особенностей строения геологической модели и анализа процесса эксплуатации серпуховско-башкирской залежи Уньвинского месторождения автором предложена концепция оптимизации процесса ее разработки. Рекомендуется аналогичный подход к корректировке систем разработки нефтяных залежей, имеющих схожее геологическое строение. Благодаря этому удастся избежать неравномерной выработки запасов, что особенно важно для месторождений, вступающих в последнюю стадию разработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований получены следующие результаты:

1. На основе комплексной интерпретации данных нейтрон-нейтронного, акустического, гамма-гамма, волнового акустического скважинных методов и исследований керна разработаны и апробированы методические приемы определения общей и вторичной пористости карбонатных пород-коллекторов с учетом их сложного литологического состава. Эффективность предложенных приемов продемонстрирована на примере сульфатно-карбонатных пород Шумовского и карбонатных пород Уньвинского нефтяных месторождений.

2. Установлено, что литологический фактор определяет интенсивность развития трещиноватости и кавернозности, занимающих ключевые позиции при проектировании систем разработки нефтяных залежей.

3. На основе новых геолого-геофизических данных выполнена дифференциация геологической модели серпуховско-башкирской залежи Уньвинского месторождения по вещественному составу отложений и особенностям структуры порового пространства.

4. На основе новой геолого-геофизической информации с дополнением результатов проведения методов промыслово-геофизического контроля предложена оптимизация системы процесса разработки нефтяной залежи с учетом новых представлений о литолого-структурных особенностях пород.

Таким образом, в диссертационной работе последовательно проведено логически завершенное исследование - от использования методических приемов изучения пород, уточнения геологической модели нефтяной залежи на основе этих приемов - до практического применения полученных данных -анализа и оптимизации процесса разработки нефтяной залежи, обеспечивающей успешную добычу трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ АВТОРА ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИОННОГО ИССЛЕДОВАНИЯ

В научных рецензируемых изданиях, рекомендуемых ВАК

1. Попова Н.С., Некрасов A.C. Разработка алгоритма определения пористости и литологического состава сульфатно-карбонатных пород-коллекторов по геофизическим данным // Геофизика. № 5. Москва: РИЦ ЕАГО, 2011. С. 89-92.

2. Габнасыров A.B., Попова Н.С., Некрасов A.C. Изучение сложнопостроенных коллекторов фаменско-турнейских отложений Маговского месторождения по данным ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 4. Москва: ВНИИОЭНГ, 2012. С. 82-85.

3. Попова Н.С., Некрасов A.C. Особенности геологического строения Уньвинского нефтяного месторождения по промыслово-геофизическим данным // Геофизика. № 5. Москва: РИЦ ЕАГО, 2012. С. 76-80.

4. Попова Н. С. Повышение эффективности разработки Уньвинского нефтяного месторождения на основе новых геолого-геофизических данных о трещиноватости пород // Геофизика. № 5. Москва: РИЦ ЕАГО, 2013. С. 64-67.

В сборниках научных трудов конференций

5. Попова Н.С., Некрасов A.C. Особенности фаменской залежи Леккерского нефтяного месторождения, обусловленные трещиноватостью карбонатных коллекторов // Сборник научных трудов по материалам международной научно-практической конференции «Современные проблемы и пути их решения в науке, транспорте, производстве и образовании - 2010». Том 33. Биология, Геология. -Одесса: Черноморье, 2010. С. 64-66. [Адрес ресурса в сети интернет http://www.sworld.com.ua/index.php/ru/geologv/mining-geology/1283-popova-na-nekrasov-asl (дата обращения: 23.10.2011).

6. Попова Н.С. Изучение влияния пластового давления на коэффициент продуктивности в коллекторах смешанного типа // Геология в развивающемся мире: сб. науч. тр. (по материалам науч.-практ. конф. студ., асп. и молодых ученых с междунар. участием): Перм. гос. нац. исслед. ун-т. - Пермь, 2011. С. 192-193.

7. Попова Н.С., Некрасов A.C. Изучение некоторых закономерностей в карбонатных коллекторах на примере фаменской залежи Леккерского нефтяного месторождения // Двенадцатая Уральская молодежная научная школа по геофизике: сборник научных материалов. - Пермь: ГИ УрО РАН, 2011. - С. 190-195.

8. Попова Н.С., Некрасов A.C. Изучение особенностей влияния литологического состава карбонатных пород на определение коэффициента пористости по геофизическим данным // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион, науч.-практ. конф. Перм. ун-т. - Пермь, 2011. С. 106-108.

9. Попова Н.С., Некрасов A.C. Оценка коэффициента пористости пород-коллекторов турнейского яруса по геофизическим данным // Геология в развивающемся мире: сб. науч. тр. (по материалам VI науч.-практ. конф. студ., асп. и молодых ученых с междунар. участием): в 2 т. Перм. гос. нац. исслед. ун-т. - Пермь, 2012.-Т. 1.С. 254-256.

10. Попова Н.С., Некрасов A.C. О влиянии литологического состава карбонатных пород на определение геофизическими методами фильтрационно-емкостных свойств // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: статьи по

материалам регион, науч.-практ. конф. Перм. гос. нац. иссл. ун-т. - Пермь, 2012. С. 120-123.

11. Попова Н.С. Комплексная оценка вторичных преобразований карбонатных пород по геолого-геофизическим данным // Развитие геофизических методов с позиций Первой Всесоюзной геофизической конференции (1932 г.): сборник материалов Всеросс. науч.-практ. конф.: Перм. гос. нац. иссл. ун-т. - Пермь,

2012. С. 76-80.

12. Попова Н.С. К вопросу использования специальных методов геофизических исследований скважин для оценки литологического состава и трещиноватости карбонатных пород-коллекторов // Вестник молодых ученых ПГНИУ: сб. науч. тр.: в 2 т. / отв. ред. К.В. Незнакина; Перм. гос. нац. иссл. ун-т. -Пермь, 2012. - Т. 1. С. 65-72.

13. Popova N. Comprehensive evaluation of porosity and permeability of complex reservoir by geological and geophysical data // Geophysic Monitoring and Mineral Exploration. Геофизический мониторинг и поиск месторождений полезных ископаемых: сб. науч. ст. / отв. ред. В.И. Костицын; Перм. гос. нац. иссл. ун-т. -Пермь, 2012. Р. 39-43.

14. Попова Н.С., Бояршинова М.Г. Цитологическое расчленение карбонатных пород-коллекторов по геофизическим и петрофизическим данным II Четырнадцатая Уральская молодежная научная школа по геофизике: сборник научных материалов. - Пермь: ГИ УрО РАН, 2013. - С. 208-211.

15. Попова Н.С. Возможности изучения литологического состава карбонатных отложений по геолого-геофизическим данным // Материалы Международного молодежного научного форума «ЛОМОНОСОВ-2013» / Отв. ред. А.И. Андреев, A.B. Андриянов, Е.А. Антипов, М.В. Чистякова. [Электронный ресурс] — М.: МАКС Пресс, 2013. [Адрес в сети Интернет: http://lomonosov-msu.ru/archive/Lomonosov 2013/2118/365 0da5.pdf] (дата обращения: 26.06.2013).

16. Попова Н.С., Бояршинова М.Г. Предпосылки применения геофизических исследований для литологического расчленения карбонатных пород // Геология в развивающемся мире: сб. науч. тр. (по материалам VI науч.-практ. конф. студ., асп., и молодых ученых с междунар. участием): в 2 т. Перм. гос. нац. исслед. ун-т. - Пермь,

2013.-Т. 1.С. 202-206.

17. Попова Н.С. Об использовании результатов каротажа для оптимизации системы разработки карбонатных коллекторов // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: статьи по материалам регион, науч.-практ. конф. Перм. гос. нац. иссл. ун-т. - Пермь, 2013. С. 87-89.

18. Попова Н.С. О возможностях специальных методов геофизических исследований скважин при изучении сложнопостроенных карбонатных коллекторов // Геонауки-2013: материалы Всерос. науч.-технич. конф.: Иркутский гос. нац. иссл. техн. ун-т. - Иркутск, 2013. С. 254-259.

Подписано в печать 21.11.2013 г. Формат 60x84/16 Усл. печ. л. 1,3. Тираж 120 экз. Заказ № 444

ООО «Типография «Здравствуй» г. Пермь, ул. Данщина, 7а, офис 14 тел./факс (342) 270-14-05 e-mail: hellobook@mail.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Попова, Наталья Сергеевна, Пермь

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский государственный национальный исследовательский университет»

На правах рукописи

04201455029

СУ*

Попова Наталья Сергеевна

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных

ископаемых

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук Некрасов Александр Сергеевич

Пермь-2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.........................................................................................7

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ..................................................13

1.1. Применяемые методики интерпретации данных геофизических и лабораторных методов исследований карбонатных коллекторов......................14

1.2. Обоснование выбора объектов исследований и их охват комплексом

ГИС..................................................................................................25

Выводы............................................................................................28

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ АКУСТИЧЕСКОГО, НЕЙТРОННОГО И ГАММА-ГАММА МЕТОДОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ И ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ...........................29

2.1. Предпосылки применения геофизических исследований для литологического расчленения карбонатных пород.............................................................29

2.2. Определение общей пористости.........................................................34

2.2.1. Решение системы уравнений...........................................................34

2.2.2. Построение зависимостей поданным ГИС..........................................40

2.2.3. Сопоставление пористости, определенной по гамма-гамма-плотностному методу (ГГК-П) с пористостью, определенной по нейтронному (ННК-Т) и акустическому (АК) методам...................................................................41

2.3. Определение вторичной пористости.....................................................43

Выводы.............................................................................................44

ГЛАВА 3. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СЕРПУХОВСКО-БАШКИРСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНБВИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.....................46

3.1. Геолого-геофизическая характеристика Уньвинского поднятия...............46

3.2. Актуализация геологической модели.................................................52

Выводы.............................................................................................61

ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ СЕРПУХОВСКО-БАШКИРСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНЬВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ НОВОЙ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ.............................63

4.1. Краткий анализ текущего состояния разработки.....................................63

4.1.1. История проектирования................................................................63

4.1.2. Состояние разработки месторождения..............................................65

4.2. Концепция оптимизации процесса разработки на основе новой геолого-

геофизической информации....................................................................67

Выводы.............................................................................................77

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................................79

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ......................................................................80

Графические приложения......................................................................96

Табличные приложения.......................................................................123

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИХ И ТАБЛИЧНЫХ ПРИЛОЖЕНИЙ

Графическое приложение 1. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Маговское месторождение, пласт Бш.......................96

Графическое приложение 2. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Уньвинское месторождение, пласт Бш......................97

Графическое приложение 3. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Гагаринское месторождение, пласт Бш......................98

Графическое приложение 4. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Юрчукское месторождение, пласт Бш......................99

Графическое приложение 5. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Колвинская разведочная площадь, пласт

Бш..................................................................................................100

Графическое приложение 6. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Забродовская разведочная площадь (обобщенные

зависимости), пласт Т-Фм.....................................................................101

Графическое приложение 7. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (<?), водородосодержания (г). Забродовская разведочная площадь (обобщенные

зависимости), пласт Бш........................................................................102

Графическое приложение 8. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Ильичевское месторождение, пласт Бш...................103

Графическое приложение 9. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Жуковская разведочная площадь, пласт

Бш..................................................................................................104

Графическое приложение 10. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Жуковская разведочная площадь, пласт Т-

Фм..................................................................................................105

Графическое приложение 11. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Чайкинское месторождение, пласт Т-Фм.................106

Графическое приложение 12. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Енапаевская разведочная площадь, пласт Т-

Фм..................................................................................................107

Графическое приложение 13. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Енапаевская разведочная площадь, пласт

Бш..................................................................................................108

Графическое приложение 14. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Маговское месторождение, пласт Бш.....109

Графическое приложение 15. График сопоставления пористости,

определенной по АК и ННК-т. Уньвинское месторождение, пласт Бш.............110

Графическое приложение 16. График сопоставления пористости,

определенной по АК и ННК-т. Гагаринское месторождение, пласт Бш............110

Графическое приложение 17. Графики сопоставления пористости, определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Юрчукское месторождение, пласт Бш.. .111 Графическое приложение 18. График сопоставления пористости,

определенной по АК и ННК-т. Колвинская площадь, пласт Бш......................112

Графическое приложение 19. График сопоставления пористости, определенной по АК и ННК-т. Енапаевская площадь, пласт Бш.....................112

Графическое приложение 20. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Енапаевская площадь, пласт Т.............113

Графическое приложение 21. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Чайкинское месторождение, пласт Т.....114

Графическое приложение 22. Графики сопоставления пористости, определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Ильичевское месторождение, пласт Бш..115 Графическое приложение 23. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Жуковская площадь, пласт Т................116

Графическое приложение 24. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Забродовская площадь, пласт Т-Фм......117

Графическое приложение 25. Иллюстрация влияния доломитизации на пористость, определенную по АК и ННК-т. Гагаринское месторождение, пласт

Бш...................................................................................................118

Графическое приложение 26. Иллюстрация влияния доломитизации на пористость, определенную по АК и ННК-т. Енапаевская площадь, пласт Бш....118 Графическое приложение 27. Иллюстрация влияния доломитизации на пористость, определенную по АК и ННК-т. Забродовская площадь, пласт Т-

Фм..................................................................................................119

Графическое приложение 28. Иллюстрация влияния доломитизации на пористость, определенную по АК и ННК-т. Чайкинское месторождение, пласт Т-

Фм..................................................................................................120

Графическое приложение 29. Иллюстрация влияния кавернозности на

показания АК. Маговское месторождение, пласт Бш....................................121

Графическое приложение 30. Иллюстрация влияния кавернозности на

показания АК и ННК-т. Уньвинское месторождение, пласт Бш.....................121

Графическое приложение 31. Иллюстрация влияния кавернозности на

показания АК и ННК-т. Енапаевская площадь, пласт Бш..............................122

Табличное приложение 1. Комплекс ГИС в скважинах с отбором керна по

объектам Бш, Т, Фм............................................................................123

Табличное приложение 2. Гидродинамические и потокометрические исследования в скважинах с отбором керна по объектам Бш, Т, Фм................127

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы диссертации

Цель исследований

Основные задачи исследований

4. Формулировка рекомендаций по корректировке процесса разработки нефтяной залежи с учетом литолого-структурной дифференциации пород на основе геолого-геофизической информации.

Объекты исследований

Методы исследований

3. Методы промыслово-геофизического контроля (расходометрия, термометрия).

Научная новизна

керна для выявления особенностей карбонатных коллекторов, влияющих на качество их разработки.

4. Уточнено геологическое строение серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения на основе новой геолого-геофизической информации.

Практическая значимость исследований

3. Актуализирована геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения.

запасами нефти. На примере рекомендаций по корректировке процесса разработки нефтяной залежи Уньвинского месторождения возможно формирование подобных предложений для месторождений-аналогов других регионов.

Основные защищаемые положения

Обоснованность и достоверность научных выводов и заключений

2. Доказана значительным объемом геофизической и геологичес�

Информация о работе

Попова, Наталья Сергеевна
кандидата геолого-минералогических наук
Пермь, 2013
ВАК 25.00.10

Диссертация

Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы