Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Группирование нефтегазоносных отложений при оперативной интерпретации данных ГИС с помощью петрофизической модели продуктивного пласта

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Группирование нефтегазоносных отложений при оперативной интерпретации данных ГИС с помощью петрофизической модели продуктивного пласта"

На правах рукописи

Сапожников Алексей Борисович

ГРУППИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ОПЕРАТИВНОЙ ИИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС С ПОМОЩЬЮ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолош-минералогических наук

Москва 2005 г.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа.

Научный руководитель: Доктор геолого-минералогических наук

СЛ. Барков

Официальные оппоненты: Доктор геолого-минералогических наук,

профессор Т.Ф. Дьяконова

Кандидат геолого-минералогических наук С.В. Воробьев

Ведущая организация: Тюменское отделение Сургутского научно-

исследовательского и проектного института (ТО СургутНИПИнефть)

Защита диссертации состоится сс/о И^Я 2005 г. ъ^ часов

на заседании диссертационного совета Д 002.236.01 при Институте геологии и разработки горючих ископаемых

по адресу: Москва, ул. Вавилова, дом 25, кор. 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института геологии и разработки горючих ископаемых

по адресу: Москва, ул. Вавилова, дом 25, кор. 1

Автореферат разослан «^Г » ,/^суЛ_2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, Л

кандидат геолого-минералогических наук_^ В.Ф. Мазанов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последние годы в большинстве нефтегазо-добывющих регионов России неуклонно снижается эффективность как поисково-разведочных работ на нефть и газ, так и разработки месторождений. Это связано с целым рядом факторов, которые можно разделить на две группы: экономические факторы и факторы, обусловленные усложнением изучаемых объектов и недостаточно высокой эффективностью методик, используемых при поиске, разведке и разработке месторождений нефти и газа. Не затрагивая экономические факторы, остановимся на одном из факторов второй группы: недостаточно эффективной методике геологической интерпретации данных геофизических исследований скважин - ГИС.

Эффективность использования данных ГИС для решения задач поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа определяется как сложностью изучаемых объектов - продуктивных отложений, так и используемыми при интерпретации данных ГИС моделями.

В последние годы наблюдается существенное усложнение условий изучения залежей нефти и газа, проявляющееся в следующем:

• возрастает доля коллекторов нефти и газа сложного строения,

• возрастает доля трудно извлекаемых запасов нефти и газа,

• вводятся в разведку и разработку низкопродуктивные месторождения,

• значительное количество месторождений вступает в поздние стадии разработки, характеризующиеся высокой обводненностью продукции скважин.

В этих условиях модели, используемые при комплексной интерпретации данных ГИС, оказываются недостаточно эффективными для получения информации, необходимой при выделении коллекторов, оценке характера притока из них, прогнозе их отдающих возможностей и конечных значений нефтеотдачи.

С учетом сказанного можно утверждать, что проблема повышения степени извлечения геологической информации из данных ГИС при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа является весьма актуальной.

Именно этой проблеме и посвящена настоящая работа. Поскольку она очень широка, мы вычленим из нее более узкую проблему: повышение эффективности оперативной интерпретации данных ГИС.

Цель работы. Разработка эффективной методики оперативной интерпретации данных ГИС на основе петрофизической модели продуктивного пласта.

Основные задачи

1. Разработка методики использования петрофизической модели продуктивного пласта для оперативной интерпретации скважинных данных: геофизических исследований скважин, данных керна, результатов испытаний и опробований пластов.

2. Создание схем группирования терригенных и карбонатных отложений д ля задач оперативной интерпретации скважинных данных.

3. Выбор наиболее информативных графиков петрофизических взаимосвязей и кросс плотов д ля использования при оперативной интерпретации скважинных данных.

4. Создание на основе петрофизической модели продуктивного пласта методик оперативной интерпретации скважинных данных, позволяющих а) выделять коллекторы в разрезе продуктивных отложений, б) оценивать характер притока из них, в) оценивать отдающие возможности коллекторов и г) прогнозировать конечный коэффициент вытеснения нефти и газа.

5. Опробование предложенных методик на конкретных объектах.

Научная новизна результатов диссертации

1. Созданы схемы группирования типичных терригенных и карбонатных отложений для задач оперативной интерпретации скважинных данных: материалов ГИС, данных лабораторного исследования керна, результатов испытаний и опробований пластов.

2. Создана методика использования петрофизической модели продуктивного пласта для оперативной интерпретации скважинных данных применительно к типичным терригенным отложениям с глинисто-карбонатным цементом.

3. Создана методика использования петрофизической модели продуктивного пласта для оперативной интерпретации скважинных данных применительно к карбонатным отложениям.

Практическая значимость работы

1. Разработанные методики оперативной комплексной интерпретации скважинных данных позволяют повысить эффективность решения задач

выделения коллекторов, оценки характера притока из них, оценки их отдающих возможностей и прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти и газа. Эти методики опираются на «модельные» (построенные с помощью петрофизической модели продуктивного пласта) интерпретационные взаимосвязи между геофизическими, промыслово-геологическими и коллекторскими характеристиками продуктивных пород, которые хорошо согласуются с этими же взаимосвязями, построенными по выборочным данным.

2. Хорошая сходимость «модельных» и статистических графиков интерпретационных взаимосвязей дает возможность проводить количественную интерпретацию данных ГИС до проведения анализов керна, то есть практически начинать ее с «первой скважины»

3. На примере ряда залежей нефти и газа, представленных терригенными и карбонатными отложениями, показаны возможности: а) эффективного использования универсальных критериев выделения коллекторов и оценки характера притока из них, б) определения карбонатности и ее учета при оценке открытой пористости и других характеристик терригенных пород, в) оценки по скважинным данным расширенного комплекса характеристик продуктивных отложений, в том числе остаточной водона-сыщенности, остаточной нефтегазонасыщенности, проницаемости и др.

4. Показана возможность выделения по скважинным данным при разработке залежи четырех классов коллекторов по степени их обводнения.

Апробация и реализация результатов диссертации:

Разработанные диссертантом методики оперативной интерпретации скважинных данных были использованы на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа группой математического моделирования, возглавляемой проф. М.М. Элланским, при переоценке подсчетных параметров Челбасского месторождения (Краснодарский край) и при подсчете запасов месторождения Дружное. Диссертант принимал в этих работах непосредственное участие. Результаты подсчета запасов нефти по месторождению Дружное утверждены в ГКЗ России в ноябре 1999 г. Методика построения петрофизической модели реализована в программе «Петрофизика» и широко используется в ряде производственных организаций: тресте «Центргеофизика», ЗАО «Пангея», РРК «Самара». Диссертант является соавтором главы методического пособия «Петрофизические основы комплексной интерпретации

данных ГИС (автор М.М. Элланский), посвященной построению и изучению петрофизической модели продуктивного пласта.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Общий объем составляет 140 страниц, включая 12 таблиц, 53 рисунков, 73 формул, список литературы 79 наименований. В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных соискателем в период 1997-2000г. годы во время работы на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа.

При подготовке диссертационной работы автор широко использовал результаты изучения многомерных моделей петрофизических взаимосвязей и создания методик интерпретации скважинных данных для терригенных отложений, полученные отечественными и зарубежными исследователями: В.Н. Дахновым, В.Н. Кобрановой, В.М. Добрыниным, Б.Ю. Вендельштейном, Д.А. Кожевниковым, P.A. Резвановым, С.Г. Комаровым, И.Э. Эйдманом, В.В. Ларионовым, B.JI. Комаровым, Ф.Ф Котяховым., А.А Ханиным, М.М. Элланским, Г.А. Арчи, Г.Г. Доллем , С.Г Пирсоном, Хиллом, Милберном, Ваксманом, Смитом, Пупоном и др.

Автор выражает благодарность В.М. Добрынину, Д.А. Кожевникову, В.П. Филиппову, а также всем преподавателям кафедр «Геофизических исследований скважин» и «Теоретических основ поисков и разведки нефти и газа» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Особую благодарность автор выражает своему учителю, проф. М.М. Элланскому, без помощи которого не могла состояться эта работа.

Содержание работы

В первой главе проанализированы работы отечественных и зарубежных ученых по группированию и классификации пород коллекторов. Рассматривались примеры нескольких различных подходов к решению этой задачи, предпринятые А.И. Кринари, М.К. Калинко, Е.М. Смеховым, Авдуссиным и М.А. Цветковой, Ф.И. Котяховым и др. исследователями. Каждый из названных ученых пытался выделить различные типы коллекторов. Эти классификации не преследовали цели решения каких-то прикладных задач. Их можно считать первыми попытками создания научного описания коллекторов нефти и газа.

Диссертант рассмотрел некоторые примеры общих классификаций пород-коллекторов. Представлены подразделения пород-коллекторов по литоло-

гическим признакам, генетическому происхождению, типу пустотного пространства и проницаемости. Анализ этих работ позволяет сделать следующие выводы:

1. В настоящее время разработан ряд общих и частных классификаций нефтегазоносных пород-коллекторов, опирающихся а) на коллекторские, литологические, структурные и др. свойства пород; б) на геофизические характеристики с учётом коллекторских и др. свойств пород; в) на геолого-геофизические характеристики и промысловые показатели.

2. Большинство классификаций направлено на решение вопросов оценки коллекторов при подсчёте запасов месторождений, но, к сожалению, решаемый с их помощью круг вопросов далеко не полный. Они практически не позволяют в полной степени изучить неоднородность разреза по отдающей возможности коллекторов, оценить конечный коэффициент вытеснения нефти и газа, выявить степень гидрофобизации коллекторов, существенно влияющую на отдающие возможности коллекторов, определить тип пустотного пространства коллекторов.

3. Из рассмотренных классификационных схем наиболее широкие возможности при поисках и разведке месторождений нефти и газа обеспечивает петрофизическая классификация нефтегазоносных отложений, предложенная М. М. Элланским [74,65 ]. Эта классификация в качестве признака продуктивных отложений использует систему многомерных моделей петрофизических взаимосвязей.

Именно эту классификацию мы будем использовать при построении петрофизической модели продуктивного пласта (продуктивных отложений) и создании петрофизической базы д ля комплексной интерпретации данных ГИС.

Вторая глава посвящена системе моделей петрофизических взаимосвязей для типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом.

При разработке методик оперативной интерпретации данных ГИС мы использовали систему моделей петрофизических взаимосвязей для типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом, предложенную М.М, Элланским [74].

Рассматриваемая система многомерных моделей петрофизических связей состоит из трех подсистем:

а) модели, являющиеся решениями прямых петрофизических задач,

б) модели-связки, описывающие взаимосвязи между аргументами первой подсистемы моделей,

в) модели остаточных водо и нефтегазонасыщенности, абсолютной и фазовых проницаемостей, коэффициента гидрофобизации и др. Эти модели описывают взаимосвязи между названными характеристиками продуктивных отложений и характеристиками, оцениваемыми с помощью первых двух подсистем моделей [74,66].

К моделям прямых петрофизических задач относятся модель удельного электрического сопротивления, модель показаний метода собственных потенциалов, модель показаний метода естественной радиоактивности и модели нейтронной, акустической, плотностной пористости.

Модель удельного электрического сопротивления. Было допущено, что в пустотном пространстве породы имеются три группы капилляров: 1) микрокапилляры глинистого и карбонатного цементов, не участвующие в фильтрации и содержащие неподвижную воду, либо адсорбированную на поверхности глинистых частиц, либо удерживаемую в порах карбонатного цемента капиллярными силами, 2) свободные макрокапилляры, участвующие в фильтрации воды и углеводородов и 3) макрокапилляры, блокированные микрокапиллярами и вследствие этого содержащие неподвижные углеводороды (в случае продуктивных пород) или воду (в случае водоносных пород).

Доля микрокапилляров или вероятность их присутствия в поровом пространстве равна

п _ аде ^карбШ кап о .о о

Р\=-Р-+-^-= Ргл Ркарб = Р» (2.1)

п п

где Кш, Кщв— содержание тинистого и карбонатного цементов в долях объема породы, Ки, соадс шкап— содержание адсорбированной воды (в долях объема твердой компоненты глинистого цемента), содержание капиллярной воды (в долях объема твердой компоненты карбонатного цемента). Пористость этих

иадс Ш,.ап

видов цемента будет равна-и -.

1 + Юаде 1 + Шкап

Итак, в модели имеется три группы поровых каналов, каждая из которых вносит свой вклад в величину электрического сопротивления породы, в показания метода СП и в другие геофизические характеристики.

В частности, в рассмотренной модели пористой среды блокированные макрокапилляры и блокирующие их микрокапилляры соединены последовательно в электрической цепи.. Эта система каналов включена параллельно

с двумя другими системами: свободными макрокапиллярами и микрокапиллярами. Таким образом, рассматриваемая модель характеризуется смешанным соединением этих двух проводников электричества. Точное выражение сопротивления порового канала в этой модели довольно громоздкое. Поэтому оно было заменено хорошей аппроксимацией, имеющей следующий вид [74]:

Рп _ 1

Рв (ККУ

Рсл Рв

(2.2)

Модель метода СП построена с использованием той же модели пористой среды, которая была использована при построении модели электрического сопротивления породы. Относительная аномалия СП будет равна нулю для микрокапилляров, представленных, порами глинистого цемента, и макрокапилляров, блокированных микрокапиллярами глинистого цемента. Она будет равна единице для «свободных» макрокапилляров, микрокапилляров, представленных карбонатным цементом, и макрокапилляров, блокированных микрокапиллярами карбонатного цемента. С учетом долей порового пространства, приходящихся на каждую из этих групп, модель показаний метода СП будет иметь следующий вид:

асп = (1 - (3 / /<•„„)[ 1 - Ргл / Клзп (1 - р / Кюп) ] + ркар6 / Ктп. (2.3)

Согласно (2.3) на величину относительной аномалии СП сильно влияет водонасыщенность прискважинной зоны пласта Кюп. Чем меньше Кюп, тем сильнее снижается аномалия СП по сравнению со 100-процентной водо-насыщенностью вскрытого скважиной пласта.

Если в терригенных отложениях имеется только глинистый цемент, то между глинистостью и открытой пористостью имеет место связь

= (2.4)

где Кп ск — открытая пористость скелета (наилучшего коллектора).

В этом случае будет иметь место связь показаний СП открытой пористостью и глинистостью [74].

Если в типичных терригенных отложениях будут присутствовать и глинистый, и карбонатный цемент, условие (2.4) принимает следующий вид:

^п+Л"гл+Л"карб = Л"пск- (2-5)

В этом случае уже не будет наблюдаться связь показаний СП с открытой пористостью и глинистостью. На плоскости «открытая пористость -относительная аномалия СП» будет представлено семейство кривых, каждая из которых будет справедлива для того или иного количества карбонатного цемента.

Модель показаний метода естественной радиоактивности построена на основе экспериментальных данных, обобщенных В.В. Ларионовым [13] и имеет следующий вид:

\2

Д/„ =1,9

Сгл

С

Ч га макс У

-0,9

г

*-тл

С

Ч гл.махе у

(2.6)

где А1Ш — показания гамма-метода, выраженные в единицах так называемого

двойного разностного параметра: Д/гм = „ /гм 7™ми" , /гм> мин- 7гм макс"

^ гм макс Ам мин

соответственно показания против изучаемого интервала разреза, минимальные и максимальные показания гамма-метода, Ст макс—максимальная глинистость пласта глин, используемого при получении относительных показаний Д/га.

В случае типичных терригенных отложений с глинистым цементом, учитывая (2.4), можно по данным метода естественной радиоактивности оценить как объемную глинистость, так и открытую пористость.

Модель нейтронной пористости. В работе [74]с использованием рассмотренной модели пористой среды предложена следующая модель показаний нейтронного метода:

„„ = Кп {(Кпп + (0НГ( 1 - Кят)] + шх Кгя + со адс Кгл +

+ К нм (/Сгл Дгл - Кп( 1 -Кюп Днг) (2.7).

где со^ сонг — содержание кристаллизационной воды в молекуле глины и водородный индекс углеводородов, Дгл и Днг—разница в плотностях глины и углеводородов, с одной стороны, и матрицы породы, имеющей такое же водородосодержание, как глина (в первом случае) и как нефть или газ (во втором случае), В—параметр, равный единице для нейтронного гамма - метода. Модель плотностной пористости представлена следующим выражением:

"Г*-Г" = ^ПГМ =Л"п -Г1"ЛпО-'Квзп) +

+ §ск 5гл К+6ск 8с"^гл(от. (2.8)

6о ГЛ 5 с гл аде * '

Модель акустической пористости (показаний акустического метода) Модель «акустической» пористости, модель выглядит следующим образом[67,74]:

А7-П-АГСК „ , АГгл^АГск

л-г- л т* лпам лплвзп . . гл

+ лтГв ^л^адс + (2.9)

где — ДГП, АГСК, ДТ^, ДГгл, ДГ^ в, Д^,. — соответственно интервальное время пробега продольных волн в породе, в скелете породы, в пластовой воде, в твердой компоненте глины, в адсорбированной воде и в углеводородах.

Из выражений(2.7)-(2.9) видно, что модели НК, ШЖ ГГК и АК отражают влияние глинистости как двухкомпонентной системы. На «нейтронную», «плотностную» и «акустическую» пористость влияет не только твердая глина, но и адсорбированная на поверхности глинистых поровых каналов вода, причем обе эти компоненты имеют существенно разные водородосодержание, плотность и интервальное время пробега продольных волн.

Модель остаточной водонасыщенности продуктивной гидрофильной породы имеет следующий вид:

*ов = ^вск(1-Р) + (1-*гфб)Р- (2.10)

Модель остаточной нефтегазонасыщенности этой же породы будет выглядеть следующим образом:

*о„г= *онгск (1 - Р) + (1-А-онГск-*оВ.сК) Р (1 - Р)2 (2.11)

Р = Ргл + Ркарб-

Модели абсолютной, эффективной и фазовых проницаемостей. Эти модели основаны на модифицированном уравнении Козени, описывающем взаимосвязи различных видов проницаемости с «живым» сечением, извилистостью и радиусом порового канала [74].

Модель абсолютной проницаемости имеет вид:

К,

пр абс

ф(1-*о>п

87"2

(2.12)

Модели эффективных проницаемостей по нефти (газу) и воде при вытеснении углеводородов водой будут иметь следующий вид:

К = К

пр.эф.нг чпр абс ■

(2.13)

К —К

Лпрэфв пр абс

(\-К*-К Л

1 "в онг 1 -

(2.14)

Водонасыщенность Кв представляет собой «начальную» или критическую водонасыщенность для движения воды, то есть водонасыщенность, начиная с которой фазовая проницаемость по воде становится больше нуля и коллектор начинает отдавать продукт с водой

Текущий и конечный коэффициенты вытеснения нефти и газа рассчитываются следующим по-разному для безводного продукта (2.15) и для продукта с водой (2.16):

К. ~ Ков \-Кп.

(2.15)

КВ„

1-/Г„ -К0] 1-/С.

(2.16)

где КВ1ек нг, КВгек нг+в — конечные коэффициенты вытеснения нефти и (или) газа без воды и с водой.

Коэффициент гидрофобнзации, равный доли поверхности пор, смачиваемой углеводородами, [74] рассчитывается по следующей формуле:

К.

гфбЧ2

кп

в гф

(2.17)

где Коя — остаточная водонасыщенность, рассчитанная с помощью модели (2.10), то есть при допущении, что порода полностью гидрофильная, Къ гф — текущая водонасыщенность, оцененная по данным метода сопротивления и учитывающая реальную степень гидрофобизации породы.

Далее в работе рассматриваются изменения моделей петрофизических взаимосвязей при переходе к карбонатным отложениям со сложным литологическим составом и сложной структурой пустотного пространства [74]. Эти изменения сводятся к добавлению дополнительных литологических компонентов (известняк, доломит и др.) в модели нейтронного, плотностного и акустического методов. Модель электрического сопротивления для карбонатных пород будет отличаться лишь значением структурного коэффициента т. Модель метода СП в системе моделей для карбонатных пород не используется. В модели остаточных водо и нефтегазонасыщенности в случае карбонатных пород вводятся члены, отражающие содержание трещин и каверн. Модель абсолютной проницаемости будет одинаковой для терригенных и карбонатных отложений межгранулярного типа. Для отложений трещинного типа, а также порово-карстового типа используется модель связи абсолютной проницаемости с объемом трещинных (карстовых) пустот и со степенью их [29]:

^прабспГ const- Kuwb2 (1 -Ков J), (2.18)

где b—степень раскрытости трещин в мкм, const—постоянная, зависящая от ориентации трещин.

Для пород, содержащих каверны, используется модель проницаемости пород порового типа.

Модели эффективной и фазовой проницаемости имеют один и тот же вид для терригенных и карбонатных отложений.

Рассмотренные модели петрофизических взаимосвязей и их системы для типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом и для карбонатных отложений, имеющих сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства, использованы автором при разработке методик оперативной интерпретации данных ГИС и при группировании продуктивных отложений рассматриваемых классов.

Рассмотренные системы моделей позволяют существенно расширить набор характеристик продуктивных пород, оцениваемых в результате интерпретации данных ГИС.

С помощью этих систем моделей (как будет показано в следующей главе) можно эффективно строить так называемые петрофизические модели продуктивного пласта и использовать их для создания петрофизической основы комплексной интерпретации данных ГИС.

В главе три рассмотрена методика построения петрофизической модели продуктивного пласта для терригенных отложений. Петрофизической моделью продуктивного пласта будем называть описание закономерности изменения его коллекторских, структурных, поверхностных, литологических, геофизических и промыслово-геологических характеристик при переходе от наилучшего коллектора к плотной породе с жестким скелетом. В последней все открытые поры представлены порами глинистого и (или) карбонатного цемента.

Наиболее полно петрофизическая модель продуктивного пласта может быть представлена в виде таблицы, отражающей изменение всех его характеристик в зависимости от открытой пористости. Ее можно также представить в виде семейства графиков зависимостей между различными характеристиками продуктивных отложений и открытой пористостью.

Для того, чтобы построить петрофизическую модель продуктивного пласта для типичных продуктивных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом, необходимо оценить следующие параметры этих отложений: открытую пористость, абсолютную проницаемость, остаточную водо-насыщенность и остаточную нефтегазонасышенность скелета, содержание адсорбированной воды в глинистом цементе и содержание капиллярной волы в карбонатном цементе, а также скважинные характеристики: пластовую температуру и удельные электрические сопротивления поровой воды и фильтрата бурового раствора.

В работе рассматривается методика оценки всех необходимых параметров продуктивных отложений по данным керна и ГИС.

При построении петрофизической модели продуктивного пласта, представленного карбонатными отложениями с межгранулярным типом пор, была предпринята попытка описать процесс снижения их открытой пористости и ухудшения фильтрационно-емкостных свойств так же, как для типичных терригенных отложений.

Опробование построенной модели для простых карбонатных отложений (то есть отложений, имеющих простой литологический состав и поры межгранулярного типа) месторождения Фидда (Ливия) показало, что сделанное

допущение хорошо оправдывается на практике. Однако мы считаем, что материалов только одного месторождения недостаточно для окончательного решения вопроса о правомочности использования одной и той же модели, описывающей снижение фильтрационно-емкостных свойств как терригенных, так и карбонатных отложений межгранулярного типа, и что начатое нами исследование необходимо продолжить

Четвертая глава посвящена рассмотрению методики оперативной интерпретации данных ГИС. Кроме того, в ней рассматриваются схемы группирования терригенных и карбонатных отложений, которые предлагается использовать при оперативной интерпретации данных ГИС

Оперативная интерпретация данных ГИС. Ранее мы уже говорили о том, используемые в настоящей работе системы моделей петрофизических взаимосвязей позволяют применить универсальные критерии выделения коллекторов, не зависящие от литологического состава и структуры пустотного пространства продуктивных отложений. Эти критерии разные для нефти (газа) и воды [66].

то порода является коллектором для воды.

Для выделения по данным ГИС коллекторов с использованием критериев (4.1) и (4.2) в случае, когда в терригенных отложениях содержится как тинистый, так и карбонатный цемент, нужно предварительно оценить содержание глинистого и карбонатного цемента в изучаемых интервалах разреза. Для этого нужно использовать сопоставление показаний методов, слабо «реагирующих» на карбонатность- СП, ГК, и методов, показания которых существенно зависят от наличия в породе карбонатного материала—НГК (НКТ), АК, ГТК.

С помощью петрофизической модели продуктивного пласта можно построить кросс плоты показаний методов первой и второй групп, СП - НГК, ГК - НГК. В результате анализа петрофизической модели продуктивного пласта удалось выявить возможность использования методов, о которых мы говорили, что они слабо «реагируют» на карбонатный материал ( СП и ГК), для оценки количества этого материала.

Если Ков + Конг < 1, то порода является коллектором для нефти (газа).

Если < +ДГ0НГ<1,

в

(42)

(4.1)

Универсальные критерии оценки характера притока из коллектора при оценке по данным ГИС остаточных водо и нефтегазонасыщенности, а также критической водонасыщенности будут выглядеть следующим образом. 1. Если текущая водонасыщенность коллектора удовлетворяет условию:

из коллектора будет получена только вода, хотя в его порах находятся остаточные углеводороды в виде капелек нефти или пузырьков газа (островная нефтегазо-насыщенность).

При оценке открытой пористости с помощью графиков двухмерных связей межу открытой пористостью и геофизическими величинами нужно иметь в виду, что основной вариант петрофизической модели продуктивного пласта отражает закономерности для типичных терригенных гидрофильных отложений с глинистым цементом. Если же изучаемый интервал разреза имеет другую характеристику, например, содержит карбонатный цемент или является частично гидрофобным, разные геофизические методы реагируют на эти изменения существенно по-разному. Поэтому, определяя с помощью двухмерных связей открытую пористость, мы будем получать разные ее значения для разных геофизических величин. Рассмотрим различные варианты, которые могут быть встречены при интерпретации данных ГИС.

Терригенный разрез

1. В терригенных отложениях имеется только глинистый цемент. В этом случае можно использовать любую двухмерную связь между какой-либо геофизической величиной и открытой пористостью, построенную с помощью петрофизической модели продуктивного пласта.

(4.3)

онг

(4.4)

из коллектора будут получены нефть (газ) и вода 3. И, наконец, при выполнении условия

1 -К™

(4.5)

2. В терригенных отложениях имеется глинистый и карбонатный цемент. В этом случае нужно сначала определить долю карбонатного цемента в изучаемом интервале разреза. Это можно сделать либо по кросс плоту «СП-ГК», либо путем сравнения значений открытой пористости методов первой группы (СП, ГК) и методов второй группы, определенных для данного интервала разреза при допущении, что он содержит только глинистый цемент.

Затем по графикам типа (СП-Л"п и ГК-Л",,) с учетом известной доли карбонатного цемента в породе оценивается открытая пористость изучаемого интервала разреза. С помощью модели-связки, описывающей связь между пористостью скелета, открытой пористостью, глинистостью и карбонатностыо: Кп ск = Ки +Л"ГЛ+ Л'царб- И с учетом уже определенных значений открытой пористости и доли карбонатного цемента определяются глинистость и карбонатность рассматриваемого интервала разреза.

Далее производится определение абсолютной, эффективных и, фазовых (при двухфазном притоке) проницаемостей с помощью моделей, приведенных в главе 2.

Карбонатный разрез. Перед тем, как решать задачи выделения коллекторов и оценки характера притока из них в случае сложных карбонатных отложений, нужно предварительно их разделить по типам пустотного пространства.

Для этого нужно использовать кросс плот «/<ГП нк - Ка ¡щ» для водоносных незашинизированных известняков, построенный В.М. Добрыниным[13].

Определяются значения открытой пористости по данным акустического, нейтронного и плотностного методов с учетом влияния глинистости и нефтегазонасыщенности. Кроме того, производится третья оценка открытой пористости — по данным метода сопротивления. Эта оценка делается в предположении о том, что порода имеет межгранулярную пористость с помощью графика «удельное сопротивление - открытая пористость». Последний строится с помощью петрофизической модели продуктивного пласта для изучаемых карбонатных отложений. При построении графика предполагается, что глинистый цемент в изучаемых отложениях отсутствует.

В результате сравнения четырех оценок открытой пористости выделяются следующие типы пород:

а) соль («акустическая» пористость существенно выше «нейтронной + плотностной», пористость по сопротивлению ниже двух других),

б) порода трещинного типа (акустическая пористость выше «нейтронной + плотностной», пористость по сопротивлению выше двух других),

в) порода порового типа (все три оценки пористости близки, либо пористость по сопротивлению отличается в ту или другую сторону от близких друг другу оценок нейтронной и акустической пористости),

г) порода порово-кавернового типа (пористость по сопротивлению близка к «нейтронной + плотностной», «нейтронная + плотностная» пористость существенно выше акустической пористости),

д) порода порово-карстового типа (оценки «нейтронной + плотностной» и акустической пористости «ведут себя» так же, как и в предыдущем случае, а пористость по сопротивлению выше нейтронной).

Для пород трещинного и порово-карстового типов пересчитывается структурный коэффициент т в модели сопротивления по формуле Расмуса и заново оцениваются глинистость, водонасыщенность, открытая и вторичная пористость.

Схемы группирования продуктивных терригенных и карбонатных отложений при оперативной интерпретации данных ГИС. Проведя детальное исследование петрофизической модели продуктивных терригенных (в большей степени) и карбонатных (в меньшей степени) отложений, удалось схематизировать процедуру оперативной комплексной интерпретации данных ГИС. И среди терригенных, и среди карбонатных пород имеются разновидности (группы), для которых одна и та же задача интерпретации данных ГИС решается по-разному.

Предлагаются две схемы группирования продуктивных отложений, которые рекомендуется использовать при решении задач оперативной комплексной интерпретации данных ГИС.

Группирование терригенных отложений. Наилучший коллектор - скелет породы. Все оценки открытой пористости практически одинаковы и равны максимальному значению - пористости скелета К„ ск.

1. породы с глинистым цементом (все оценки открытой пористости практически одинаковы, но менее Кп ск),

2. породы с карбонатным цементом (оценки первой группы - по данным методов сопротивления, СП и ГК — существенно выше оценок второй группы — по данным методов НК, АК и ГГК),

3. плотные, сильно «заглинизированные» породы (оценки первой группы существенно ниже оценок второй группы), чаще всего глины, не имеющие жесткого цемента, реже — уплотненные глинистые коллекторы и неколлекгоры с жестким скелетом,

4. плотные глинисто-карбонатные породы, не имеющие жесткого скелета и выделяемые по кросс плоту «СП - ГК» (низким значениям относительной аномалии СП соответствуют низкие относительные показания ГК),

Выделенные 1руппы должны быть разделены на подгруппы первого уровня по признаку: «коллектор - неколлектор». При этом вся четвертая группа относится к неколлекторам.

Подгруппы второго уровня должны включать а) породы коллекторы, разделенные на: «полностью гидрофильные» и «частично гидрофобные», и б) породы не коллекторы, разделенные на плотные глинистые породы с жестким цементом, глины, плотные глинисто-карбонатные породы, плотные карбонатные породы.

Группирование неколлекторов на этом заканчивается. А коллекторы должны быть разделены на подгруппы третьего уровня по характеру притока: 1) отдающие безводную нефть и (или) газ, 2) нефть и (или) газ с водой и 3) воду.

Подгруппы четвертого уровня выделяются в зависимости от степени обводнения коллекторов. Этот уровень предлагаемой системы группирования главным образом предназначен для разработки месторождений, но в ряде случаев необходим и при решении задач поиска и разведки нефти и газа. Имеются залежи, в которых не произошло полного разделения углеводородов и воды (например, недоформированные залежи). В таких случаях важно изучить степень обводнения коллекторов до проведения промысловых испытаний.

По степени обводнения коллекторов выделяются следующие группы[74]:

• не обводненный коллектор, содержащий только остаточную воду Кт, имеющий максимальную эффективную проницаемость по нефти (газу) и отдающий безводную нефть (безводный газ),

• коллектор, содержащий подвижную «островную» воду (в виде изолированных капелек), имеющий водонасыщенность меньше

критической Кя (начиная с которой фазовая проницаемость по воде будет больше нуля), имеющий эффективную проницаемость по нефти (газу) меньше, чем коллектор первой подгруппы, но отдающий, как и коллектор первой группы безводную нефть (безводный газ),

• коллектор, содержащий подвижную, «фуникулерную» воду и подвижную, «фуникулерную» нефть (подвижный «фуникулерный» газ), и отдающий нефть (газ) с водой,

• коллектор, содержащий подвижную, «фуникулерную» воду и подвижную, «островную» (в виде отдельных капелек) нефть или подвижный островной газ (в виде отдельных пузырьков) и отдающий воду.

Группирование карбонатных отложений

В этой схеме учитывается, что карбонатные породы по типу пустотного пространства могут быть представлены отложениями: порового типа, трещинного типа, порово-трещинного типа, порово-кавернового типа, порово-карстового типа.

Подгруппы первого уровня выделяются в зависимости от литологического состава карбонатных пород.

Подгруппы второго уровня выделяются по признаку: «коллектор -неколлектор». При этом подгруппы первого уровня: «доломит-гипс», «доломит - ангидрит» и «соль» относятся к неколлектором.

Подгруппы третьего уровня должны включать а) породы коллекторы, разделенные на: «полностью гидрофильные и «частично гидрофобные», и б) породы неколлекторы, разделенные на плотные карбонатные породы, плотные глинисто-карбонатные породы и глины.

Группирование неколлекторов на этом заканчивается. А коллекторы разделяются на подгруппы четвертого уровня по характеру притока: 1)отдающие безводные нефть и (или) газ, 2) нефть и (или) газ с водой и 3)воду,

Подгруппы пятого уровня образуют коллекторы в зависимости от используемых специфических методик оценки абсолютной, эффективной и фазовых проницаемостей по нефти, газу и воде.

На шестом уровне подгруппы пород выделяются по методикам оценки промысловых характеристик: дебитов, коэффициентов продуктивности, водонефтяного или газо-водяного фактора.

И, наконец, седьмой уровень подгрупп формируется для оценки степени обводнения коллекторов при разработке залежи нефти или газа.

Как и в случае терригенных коллекторов выделяются четыре подгруппы по степени обводнения коллекторов.

В пятой главе рассматриваются результаты опробования разработанных методик оперативной интерпретации скважинных данных, главным образом, данных ГИС. Эти методики были опробованы на следующих объектах:

1. терригенные отложения карбона юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины (площади Велико - Бубновская, Талалаевская, Монастырище, Малая Девица, Мильки, Богданы, Перекопская и др.),

2. терригенные отложения мегионской свиты нижнего мела месторождения Дружное (Западная Сибирь),

3. продуктивные отложения покурской свиты Западно-Таркосалинского газоконденсатного месторождения Западной Сибири

4. сложные карбонатные отложения месторождения Мусюршор республики Коми

По первым трем объектам для настройки петрофизической модели продуктивного пласта и проверки эффективности интерпретации данных ГИС использовались выборки «керн-керн», «керн-ГИС» и ГИС-испытания». По карбонатным отложениям месторождения Мусюршор данные керна отсутствовали. Поэтому при настройке петрофизической модели продуктивного пласта использовались только данные испытаний. Большинство параметров модели было определено по аналогии с месторождениями Тенгиз, Карачаганак и др.

Эффективность настройки петрофизической модели продуктивного пласта для первых трех объектов подтверждается хорошей сходимостью корреляционных (по выборкам «керн-керн» и «керн-ГИС») и модельных взаимосвязей: «открытая пористость - проницаемость», «открытая пористость - остаточная водонасыщенность», «открытая пористость - относительная аномалия СП» и др.

Эффективность оперативной интерпретации данных ГИС по этим объектам (с помощью модельных двухмерных связей между геофизическим величинами и характеристиками продуктивных отложений и модельных кросс плотов подтверждается хорошей сходимостью результатов интерпретации с данными керна и результатами испытаний. По четвертому объекту единственным критерием, подтвердившим правильность интерпретации данных ГИС, были результаты испытаний пластов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе получены следующие основные результаты:

1. Создана методика использования петрофизической модели продуктивного пласта для оперативной интерпретации скважинных данных применительно к типичным терригенным отложениям с глинисто-карбонатным цементом и «простым» карбонатным отложениям.

2. На основе петрофизической модели продуктивного пласта созданы методики оперативной интерпретации скважинных данных для терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом и карбонатных отложений, позволяющие: а) выделять коллекторы в разрезе продуктивных отложений, б) оценивать характер притока из них, в) оценивать отдающие возможности коллекторов и г) прогнозировать конечный коэффициент вытеснения нефти и газа

3. Созданы схемы группирования типичных терригенных и сложных карбонатных отложений для задач оперативной интерпретации скважинных данных: материалов ГИС, данных лабораторного исследования керна, результатов испытаний и опробований пластов.

4. Произведено опробование предложенных методик на конкретных объектах, представленных как терригенными, так и карбонатными отложениями, показавшее высокую эффективность этих методик.

Защищаемые положения

1. Схемы группирования терригенных и карбонатных отложений для задач оперативной и комплексной интерпретации материалов ГИС, результатов испытания и опробования пластов, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов.

2. Методика использования петрофизической модели продуктивного пласта, обеспечивающая достоверность оперативной интерпретации скважинных данных применительно к терригенным отложениям с глинисто-карбонатным цементом.

3. Методика использования петрофизической модели продуктивного пласта, обеспечивающая достоверность оперативной интерпретации скважинных данных применительно к карбонатным отложениям.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Борисов М.А.. Лопатин А.Ю., Сапожников А.Б. Петрофизические модели продуктивных отложений: Тезисы докладов XV Губкинских чтений, секция 2 - Геофизика.- М.: РГУ нефти и газа, 1999, с.13.

2. Борисов М.А.. Лопатин А.Ю., Сапожников А.Б. Петрофизическая модель карбонатных отложений с межгранулярным типом порового пространства: там же, с. 12.

3. Сапожников А.Б. Построение петрофизической модели пласта типичных терригенных отложений. Тезисы докладов. 3-я Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности (28-30 сентября 1999г.) Москва, 1999г.

4. Сапожников А.Б. Петрофизическая модель типичных терригенных отложений на примере месторождения «Дружное». Тезисы докладов. 52 Межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и газ - 98» (21 -23 апреля 1998г.) Москва,1998.

5. Элланский М.М., Сапожников А.Б. Подход к петрофизической классификации нефтегазоносных отложений. Тезисы докладов. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. 3-я научно-техническая конференция РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (27-29 января 1999г.) Москва, 1999.

6. Элланский М.М. Сапожников А.Б. Петрофизическая модель пласта. Глава 12 в методическом пособии «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС.» - Тверь: ГЕРС. 2001. Стр. 126-146

Подписанов печать 13 05.2005 г Заказ №27 Тираж 100 экз Объем 1,0 п л Отпечатано в ООО «Интерконтакт Наука», Москва, Ленинский пр 49

»11116

РНБ Русский фонд

2006-4 6309

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Сапожников, Алексей Борисович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ РАБОТ ПО ГРУППИРОВАНИЮ И КЛАССИФИКАЦИИ

ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.

1.1.Общие классификации пород-коллекторов.

1.2. Петрофизическое районирование.

1.3.Классификация пород по геофизическим данным.

1.4. Классификация пластов-коллекторов по комплексу геолого-геофизических и промысловых показателей.

ГЛАВА 2. СИСТЕМА МОДЕЛЕЙ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ВЗАИМОСВЯЗЕЙ ДЛЯ ТИПИЧНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНЫМ ЦЕМЕНТОМ.

2.1. Модели решений прямых петрофизических задач.

2.1.1. Модель удельного электрического сопротивления продуктивных пород.

2.1.2. Модель показаний метода собственных потенциалов.

2.1.3. Модель показаний метода естественной радиоактивности.

2.1.4. Модели нейтронной, акустической и плотностной пористости.

2.2. Модели, описывающие взаимосвязи между «базовыми» характеристиками продуктивных отложений или модели- - «связки».

2.3.Модели, описывающие взаимосвязи между остаточной водонасыщенносгью, проницаемостью и «базовыми» характеристиками продуктивных пород.

2.3.1.Взаимосвязи остаточных водо и нефтегазонасыщенности с открытой пористостью, глинистостью и карбонатностью.

2.3.2.Взаимосвязи абсолютной, эффективных и фазовых проницаемостей с «живым» сечением, извилистостью и радиусом поровых каналов.

2.3.3.Модели текущего и конечного коэффициентов вытеснения. нефти и газа.

2.3.4.Модель коэффициента гидрофобизациипродуктивных отложений.

2.4. Изменения рассмотренных моделей петрофизических взаимосвязей при переходе к карбонатным отложениям со сложным литологическим составом и сложной структурой пустотного пространства. щ 2.5.Возможности использования систем многомерных моделей петрофизических взаимосвязей при решении задач комплексной интерпретации данных ГИС.

ГЛАВА 3. ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И МЕТОДИКА ЕЕ ПОСТРОЕНИЯ.

3.1.Петрофизическая модель продуктивного пласта.

3.2. Методика построения петрофизической модели продуктивного пласта.

3.3. Методика оценки параметров петрофизической модели продуктивного пласта, представленного терригенными отложениями с глинисто-карбонатным цементом.

3.3.1. Оценка открытой пористости скелета породы.

З.З.З.Оценка абсолютной проницаемости и остаточной нефтегазонасыщенности скелета породы

3.4,Опробование рассмотренной методики построения петрофизической модели. продуктивного пласта для карбонатных отложений с межгранулярным типом пор.

Глава 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПЕРАТИВНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА.

4.1.Подготовка петрофизической основы интерпретации данных ГИС с помощью петрофизической модели продуктивного пласта для терригенных отложений.

4.2. Выделение коллекторов в разрезе скважины.

4.2.1. Типичные терригенные отложения с глинистым цементом.

4.2. 2.Типичные терригенные отложения с глинисто-карбонатным цементом.

4.3. Оценка характера притока из коллектора.

4.4. Оперативная оценка фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных отложений.

4.4.1. Оценка открытой пористости, глинистости и карбонатности типичных терригенных отложений.

4.4.2. Оценка отдающих свойств коллекторов.

4.5. Особенности оперативной интерпретации данных ГИС применительно к карбонатным продуктивным отложениям, имеющим сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства.

4.6.Группирование продуктивных отложений при решении задач оперативной комплексной интерпретации данных ГИС.

4.6.1.Основные задачи комплексной интерпретации данных ГИС.

4.6.2. Группирование типичных терригенных отложений при решении задач оперативной комплексной интерпретации данных ГИС.

4.6.3. Группирование карбонатных отложений при решении. поисково-разведочных задач нефтегазовой геоигогии.

ГЛАВА 5.0ПР0Б0ВАНИЕ МЕТОДИК ОПЕРАТИВНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС.

5.1. Отложения карбона юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины.

5.2. Меловые отложения месторождения Дружное (Западная Сибирь).

5.3. Продуктивные отложения покурской свиты Западно-Торкасалинского газоконденсатного месторождения Западной Сибири.

5.4 Сложные карбонатные отложения месторождения Мусюршор республики Коми.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Группирование нефтегазоносных отложений при оперативной интерпретации данных ГИС с помощью петрофизической модели продуктивного пласта"

Актуальность проблемы. В последние годы снизилась эффективность как поисково-разведочных работ на нефть и газ, так и разработки месторождений. Это связано с целым рядом факторов, которые можно разделить на две группы: экономические факторы и факторы, обусловленные усложнением изучаемых объектов и недостаточно высокой эффективностью методик, используемых при поиске, разведке и разработке месторождений нефти и газа. Мы не будем затрагивать экономические факторы, а остановимся на одном из факторов второй группы: недостаточно эффективной методике геологической интерпретации данных геофизических исследований скважин - Неэффективность использования данных ГИС для решения задач поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа определяется как сложностью изучаемых объектов -продуктивных отложений, так и используемыми при интерпретации данных ГИС моделями.

В последние годы наблюдается существенное усложнение условий изучения залежей нефти и газа, проявляющееся в следующем:

• существенно усложняются коллекторы нефти и газа,

• возрастает доля трудно извлекаемых запасов нефти и газа,

• существенно снижаются дебиты нефти и газа,

• возрастает обводненность скважин.

В этих условиях модели, используемые при комплексной интерпретации данных ГИС, оказываются недостаточно эффективными для получения информации, необходимой при выделении коллекторов, оценке характера притока из них, прогнозе их отдающих возможностей, прогнозе конечного коэффициента вытеснения нефти и газа.

С учетом сказанного можно утверждать, что проблема повышения степени извлечения геологической информации из данных ГИС при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа является весьма актуальной.

Именно этой проблеме и посвящена настоящая работа. Поскольку она очень широка, мы вычленим из нее более узкую проблему: повышение эффективности оперативной интерпретации данных ГИС.

Цель работы. Разработка эффективной методики оперативной интерпретации данных ГИС на основе петрофизической модели продуктивного пласта.

Основные задачи.

1. Разработка методики построения петрофизической модели продуктивного пласта, представленного типичными терригенными отложениями с глинисто-карбонатным цементом и «простыми» карбонатными отложениями.

2. Выявление возможностей использования петрофизической модели продуктивного пласта для создания петрофизической основы комплексной интерпретации данных ГИС,

3. Создание на основе петрофизической модели продуктивного пласта методик оперативной интерпретации данных ГИС, позволяющих а) выделять коллекторы в разрезе продуктивных отложений, б) оценивать характер притока из них, в) оценивать отдающие возможности коллекторов и г) прогнозировать конечный коэффициент вытеснения нефти и газа.

4. Создание схем группирования типичных терригенных и сложных карбонатных отложений для задач оперативной и сводной интерпретации данных ГИС.

5. Опробование предложенных методик на конкретных объектах.

Научная новизна результатов диссертации.

1. Предложена методика оценки параметров типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом и «простых» карбонатных отложений, необходимых при построении петрофизической модели продуктивного пласта.

2. Разработана (совместно с М.М. Элланским) методика построения петрофизической модели продуктивного пласта, представленного типичными терригенными отложениями с глинисто-карбонатным цементом и «простыми» карбонатными отложениями.

3. Создана методика использования петрофизической модели продуктивного пласта для получения частных интерпретационных моделей применительно к конкретным залежам нефти и газа.

4. Создана методика оперативной интерпретации скважинных данных для решения задач поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа.

Практическая значимость работы.

1. Разработанные методики оперативной комплексной интерпретации данных ГИС позволяют повысить эффективность решения задач выделения коллекторов, оценки характера притока из них, оценки их отдающих возможностей и прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти и газа.

2. Эти методики опираются на «модельные» (построенные с помощью петрофизической модели продуктивного пласта) интерпретационные взаимосвязи между геофизическими величинами и характеристиками продуктивных пород, которые хорошо согласуются с этими же взаимосвязями, построенными по выборочным данным.

3. Хорошая сходимость «модельных» и статистических графиков интерпретационных взаимосвязей дает возможность проводить количественную интерпретацию данных ГИС до проведения анализов керна, то есть практически начинать ее с «первой скважины»

4. На примере ряда залежей нефти и газа, представленных сложными терригенными и карбонатными отложениями, показаны возможности: а) эффективного использования универсальных критериев выделения коллекторов и оценки характера притока из них, б) определения карбонатности и ее учета при оценке открытой пористости и других характеристик терригенных пород, в) оценки по данным ГИС расширенного комплекса характеристик продуктивных отложений, в т ом числе остаточной водонасыщенности, остаточной нефтегазо-насыщенности, проницаемости и др.

5. Показана возможность выделения по скважинным данным при разработке залежи четырех классов коллекторов по степени их обводнения.

Опробование и реализация результатов диссертации:

• разработанные диссертантом методики оперативной интерпретации данных ГИС были использованы на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа группой математического моделирования, возглавляемой проф. М.М. Элланским, при переоценке под-счетных параметров Челбасского месторождения (Краснодарский край) и при подсчете запасов месторождения Дружное. Диссертант принимал в этих работах непосредственное участие. Результаты подсчета запасов нефти по месторождению Дружное утверждены в ГКЗ России в ноябре 1999 г. Методика построения петрофизической модели реализована в программе «Петрофизика» и широко используется в ряде производственных организаций: тресте «Центргеофизика», ЗАО «Пангея», РРК «Самара». Диссертант является соавтором главы методического пособия «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС (автор М.М.Элланский), посвященной построению и изучению петрофизической модели продуктивного пласта.

При подготовки диссертационной работы автор широко использовал результаты изучения многомерных моделей петрофизических взаимосвязей и создания методик интерпретации данных ГИС для терригенных отложений, полученные отечественными и зарубежными исследователями: В.Н. Дахновым, В.Н. Кобрановой, В.М. Добрыниным, Б.Ю. Вендель-ыггейном, Д.А. Кожевниковым, Р.А. Резвановым, С.Г. Комаровым, И.Э. Эйдманом, В.В. Ларионовым, B.JI. Комаровым, Ф.Ф Котяховым., А.А Ханиным, ММ. Элланским, Г.А. Арчи, Г.Г. Доллем, С.Г Пирсоном, Хиллом, Милберном, Ваксманом, Смитом, Пупоном и др.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, введения и заключения. Общий объем составляет 140 страниц, включая 12 таблиц, 53 рисунков, 73 формул, 79 список литературы наименований. В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных соискателем в период 1997-2000г. годы во время работы на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Сапожников, Алексей Борисович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ. ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

В диссертационной работе получены следующие основные результаты:

1. Разработана методика построения петрофизической модели продуктивного пласта, представленного типичными терригенными отложениями с глинисто-карбонатным цементом и «простыми» карбонатными отложениями.

2. Разработана методика использования петрофизической модели продуктивного пласта для построения графиков взаимосвязей геофизических величин с характеристиками продуктивных отложений: открытой пористостью, водо и нефтегазонасыщенностью, глинистостью, карбонатностью, остаточными водо и нефтегазонасыщенностью, абсолютной и фазовой проницаемостью, текущим и конечным коэффициентом вытеснения нефти и газа.

3. На основе петрофизической модели продуктивного пласта созданы методики оперативной интерпретации данных ГИС для типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом и сложных карбонатных отложений, позволяющих а) выделять коллекторы в разрезе продуктивных отложений, б) оценивать характер притока из них, в) оценивать отдающие возможности коллекторов и г) прогнозировать конечный коэффициент вытеснения нефти и газа.

4. Предложены схемы группирования типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом и сложных карбонатных отложений для задач оперативной и сводной интерпретации данных ГИС.

5. Произведено опробование предложенных методик на конкретных объектах, представленных как терригенными, так и карбонатными отложениями, показавшее высокую эффективность этих методик.

Защищаемые положения.

1. Методики а) построения петрофизической модели продуктивного пласта для типичных терригенных отложений с глинисто-карбонатным цементом и «простых» карбонатных отложений и б) использования этой модели для построения интерпретационных взаимосвязей между геофизическими величинами и характеристиками продуктивных отложений.

2. Методики оперативной интерпретации данных ГИС, позволяющие а) выделять коллекторы, оценивать характер притока из них и стадии их обводнения на основе универсальных критериев, б) оценивать характеристики продуктивных отложений: открытую пористость, глинистостъ, карбонатностъ, остаточную водо и нефтегазонасыщенность, абсолютную, эффективную и фазовую проницаемость по нефти, газу и воде, текущий и конечный коэффициент вытеснения углеводородов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Сапожников, Алексей Борисович, Москва

1. Авдусин П.П., Цветкова М.А. О классификации коллекторов нефти. Доклады АН СССР, t-XII, вып-2,1943.

2. Автоматизированная интегрированная информационно-обрабатывающая система для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин ГИНТЕЛ. Руководство пользователя, 1992.

3. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М., Недра, 1976.

4. Акбашев Ф.С., Дементьев Л.Ф. О принципах классификации нефтегазонасыщенных пород для целей подсчета запасов и разработки. "Известия ВУЗ СССР. Нефть и газ", 1974, №7, с.38.

5. Астоян С.Г., Кропотов О.Н., Топорков В.Г. и др. Методические указания по проведению геофизических исследований поисковых и разведочных скважин в Тюмено-Печорской нефтегазоносной провинции и интерпретации полученных материалов. -Калинин: ВНИИГИК, 1986.

6. Афанасьев B.C., Афанасьев С.В. Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы Тверь: Hi 11'II "ГЕРС", 1993.

7. Бенсман Ф.Я. Схема классификации пород-коллекторов подсолевой терригенной толщи Припятского прогиба. В кн. "Зоны нефтегазоносное™ Припятского прогиба», Минск 1981.

8. Буряковский Л.А. Петрофизика нефтяных и газовых коллекторов продуктивной части Азербайджана. Баку :ЭлмД 1985.

9. Белоусова М.Г. Типизация терригенных пород девона Волгоградской области по промыслово-геофизическим данным. Труды ВолгорадНИПИнефть, вып-25,Волгоград 1976,с-13-17.

10. Борисов М.А. Лопатин А.Ю., Сапожников А.Б. Петрофизические модели продуктивных отложений: Тезисы докладов XV Губкинских чтений, секция 2 — Геофизика.- М.: РГУ нефти и газа, 1999, с. 13.

11. Борисов М.А. Лопатин А.Ю., Сапожников А.Б. Петрофизическая модель карбонатных отложений с межгранулярным типом порового пространства: там же, с. 12.

12. Венделыптейн Б.Ю. Ларионов В.В. Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа М. "Недра".

13. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М. Недра 1978г.

14. Венделыптейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В., Дахнов В.Н., Резванов Р.А., Фарма-нова Н.В., Латышева М.Г., Дьяконова Т.Ф., Шварцман М.Д. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа. М.: Недра 1985г.

15. Венделыптейн Б.Ю., Элланский М.М. Влияние адсорбционных свойств породы на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости. Прикладная геофизика, вып. 40, М.: Недра, 1964. С. 181-193.

16. Вилли М., Грегори А. Параметр пористости несцементированной пористой среды; влияние формы частиц и степени цементации: В сб. Вопросы промысловой геофизики .-М.: Гостоптехиздат, 1957, с. 27 -39.

17. Вилли М., Саутвик П. Экспериментальные исследований естественных потенциалов н удельного электрического сопротивления глинистых песков: В сб. Вопросы промысловой геофизики. М.: Гостоптехиздат, 1957. с. 77 - 104.

18. Витте Л. Определение коэффициентов водонасыщения и общей пористости глинистых песков по данным электрометрии скважин: В сб. Промысловая геофизика, вып. 1. М.: Гостоптехиздат, 1959. с. 78 -92.

19. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. Гудок Н. С. Изучение физических свойств пористых сред. - М.:Недра, 1970.

20. Дементьев Л. Ф., Акбашев Ф. С., Файнштейн В. М. Изучение свойств неоднородных терригенных пластов. М.: Недра, 1980,212 с.

21. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтена-сьпцения горных пород. М. "Недра" 1975 М., "Недра" 1975. 345с. с ил.

22. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., "Недра" 1972. М., "Недра" 1972. 365с. с ия.

23. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин М. Недра, 1982г.

24. Дебранд Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. М.: Недра, 1972.

25. Добрынин В. М. Определение пористости карбонатных пород по ультразвуковому методу. — Геология нефти и газа, 1972г., № 3

26. Добрынин В.М, Венделынтейн Б.Ю., Кожевников Д.А.- Петрофизика. М.: Недра, 1991.

27. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика М.: Недра, 1986.

28. Дьяконова Т.Ф. Применение ЭВМ при интерпретации данных геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1991.

29. Еникеев Б.Н. Использование априорных геологических сведений при интерпретации данных каротажа. Математические методы идентификации моделей в геологии. Сб. докладов МОИП, М.: Наука, 1983.

30. Золоева Г.М., Фарманова Н.В. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1977.

31. Изотова Т.С., Денисов С.Б., Вендельштейн Б.Ю. Седиментологический анализ данных промысловой геофизики. М.Недра,1993.

32. Изучение терригенных газоносных отложений Якутской АССР по данным геофизических исследований скважин. М.: ВНИИЭгазпром, 1982, 47 с. Авт.: А. А. Андреева, В. Е. Бакин, В. В. Выходцев, Н. С. Краснюк, JL П. Менделевич, К. В. Пинкевич, М. М. Эллаяский.

33. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Под редакцией В.М. Добрынина М.: Недра, 1988.

34. Кобранова В.Н. Петрофизика.- М.: Недра, 1986.

35. Котяхов Ф.Ф. Физика нефтяных и газовых коллекторов. -М.: Недра, 1977.

36. Латышева М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1991.

37. Латышева М.Г. Вендельштейн Б.Ю. Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1990.

38. Латышева М.Г, Дьяконова Т.Ф. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М: Недра, 1986.

39. Лопатин А.Ю. Разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным коллекторам. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина. 2000.

40. Лукьянов Э.Е. Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и Газ, 1997.

41. Методическое руководство по оценке текущей, остаточной нефтенасьнценности и коэффициентов вытеснения заводненных пластов в бурящихся скважинах. РД.№39,- М.: ВИЭМС, 1979.

42. О выделении продуктивных песчаников по данным акустического и электрического каротажа: В сб. Геофизические исследования на Украине. Киев.: Техника, 1973, с. 164 - 169. Авт.: Ю.Н. Усенко, А.И. Захаревич, А.Т. Богун и др.

43. Пирсон С. Дж. Учение о нефтяном пласте. Под ред. К Н. Кусакова. М.: , Гостоптех-издат, 1961.

44. Пирсон С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. Пер. с англ.- М.: Недра, 1966.

45. Применение математических методов и ЭВМ при поиске полезных ископаемых. Сборник научных трудов. Под ред. Воронина Ю.А.- Новосибирск, Наука, 1980,

46. Сапожников АЛ». Построение петрофизической модели пласта типичных терригенных отложений. Тезисы докладов. 3-я Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности (28 30 сентября 1999г.) Москва,1999г.

47. Сапожников А.Б. Петрофизическая модель типичных терригенных отложений на примере месторождения «Дружное». Тезисы докладов. 52 Межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и газ 98» (21-23 апреля 1998г.) Москва, 1998.

48. Связанная вода в дисперсных системах. М.: МГУ, 1974.

49. Состояния и пути использования ЭВМ для интерпретации промыслово-геофизических данных. В.Н. Боганик, А.З. Горин, А.С. Кашик. М.: ВНИИОЭНГ, 1974.

50. Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин. -М.: Недра, 1973.

51. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. — М.: Недра, 1976.

52. Танкаева Л.К. Исследование метода определения остаточной водонасыщенности га-зонефте- содержащих пород по кривым изотермической сушки образцов керна. -Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1969, вып.4, с.39-43. Т

53. Танкаева Л.К. Исследование связанной воды в глинистых песчаниках: в сб. «Связанная вода в дисперсных системах». М.: изд. МГУ, 1974,вып.З, с.20 -32.

54. Усенко Ю.Н. Разработка методики оценки коллектореких свойств терригенных пород по данным акустического каротажа. — Диссертация на соискание ученой степени кандидата геол.-мин. наук. Институт геофизики АН УССР. Киев: 1978.

55. Шапиро Д.А. Некоторые вопросы теории диффузионно-адсорбционных потенциалов в буровых скважинах. — Прикладная геофизика, вып. 19, М.: Гостоптехиздат, 1958, с. 129-169.

56. Шейдеггер А. Физика течения жидкостей через пористые среды. — М.: Гостоптехиздат, 1960.

57. Эйдман И.Е. Об электрокаротажных параметрах. — Прикладная геофизика, вып. 14, М.: Гостоптехиздат, 1956, с. 156 188.

58. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978.

59. Элланский М.М. Извлечение из скважинных данных информации для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии: Учебное пособие. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.

60. Элланский М.М. Использование современных достижений петрофизики и физики пласта при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным: Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

61. Элланский М. М. Изучение коллекторских свойств терригенных нефтегазоносных отложений для подсчета запасов. М.: ВНИИЭгазпром, 1978.

62. Элланский М.М, Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии М.: Недра, 1991.

63. Элланский М. М., Еникеев Б.Н. Компьютерное моделирование и современные компьютерные технологии в нефтегазовой геологии: Учебное пособие. — М.: РГУ некфтя и газа им. И.М. Губкина, 1999.

64. Элланский М.М., Извеков Б.И. Петрофизическая модель типичных терригенных отложений Каротажник. Вып.65. 1999.

65. Рынская Г.О., Дмитриева Т.А. Влияние минерализации пластовой воды на остаточную водонасыщенность глинистых терригенных пород. М.: 1987. Деп.в ВИНИТИ, 26.05.1987. N3788-B87.

66. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС.( Методическое пособие). Тверь: ГЕРС. 2001. Глава 12 написана в соавторстве с А.Б. Сапожниковым.

67. Ferenczy L. Direct determination of cementation exponent for dual water type models from logs. Trans. SPWLA, Ana Logging Symph.,1991. X. Hill H.J. ShirleyOJ.,

68. KleinG.E. Bond water in shaly sands its relation to Qv and other formation properties. Log Analyst. 1979. VoL XX. P. 3-19.

69. Lawrence M.S., Stephen K. Analysis of electrical conduction in the grain consolidation model.- Geophysics, VoL 52, N 10 (October 1987), P. 1402-1411.

70. GoodeP.A. Shaly sand conductivity at low and high salinities. Trans. SPWLA Ann. Logging Symph.1988. SilvaL.P., Bassiouni Z. A shaly sand conductivity and dual water concepts. Trans. SPWLA Ann. Logging Symph.1985. RR-14.