Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Группирование продуктивных отложений сложных типов с целью повышения эффективности их изучения при поисках и разведке нефти и газа

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

Автореферат диссертации по теме "Группирование продуктивных отложений сложных типов с целью повышения эффективности их изучения при поисках и разведке нефти и газа"

Министерство образования Российской Федерации Российский Государственный Университет нефти и газа им. И. М.Губкина

РГБ ОД

На правах рукописи УДК 553.98.048:51.001.57

ИБРАГИМ МАХМУД

ГРУППИРОВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЛОЖНЫХ ТИПОВ с ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ИЗУЧЕНИЯ ПРИ ПОИСКАХ И РАЗВЕДКЕ НЕФТИ И ГАЗА.

Специальность 04.00.17-Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва, 1999. Работа выполнена в Российской Государственной Университете

г

нефти и газа им. КМ. Губкина

Официальные оппоненты: доктор технических наук, действит. член РАЕН Стрельченко В. В.

кандидат геолого-минералогических наук, Обрядчиков О. С.

Ведущая организация. ИГиРГИ

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАЕН, профессор

М.МЭлланский --

Зашита состоится уиа^ь? 1999 г. в /-Г часов на заседании диссертационного совета Д.053.27.06 при Российском Государственной Университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 117917, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект65, ауд_

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им.

И.М.Губкина.

Автореферат разослан «_»_1999г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого - минералогических наук, 1 доцент С- _______________

ф <г53.1-5-М О

ОСУДАРСТВЕНПАЙ БИБЛИОТЕКА

Актуальность проблемы. Примерно до 60-ых годов нашего столетия геологи и другие специалисты нефтегазовой отрасли имели дело чаще всего с простыми типами продуктивных отложений. Для их изучения по скважинным данным (результатам анализов керна, геофизическим исследованиям скважин-ГИС и результатам опробования и испытания пластов) с целью решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии (выделение коллекторов, оценка их характера насыщения, прогноз отдающих возможностей и др.) можно было использовать небольшой набор оцениваемых характеристик (чаше всего пористость, нефтегазонасыщенность и абсолютная проницаемость) и простые методики интерпретации. Так. задачи выделения коллекторов и оценки характера их насыщения решались с помощью так называемых кондиционных пределов коллекторских характеристик и геофизических параметров.

С конца 60-ых годов все большую роль в открываемых месторождениях нефти и газа начинают играть продуктивные отложения сложных типов. Чаше всего они представлены либо терригенными породами с глинистым и карбонатным цементом, либо карбонатными породами сложного литологического состава, имеющими сложную структуру пустотного пространства. Для продуктивных отложений сложных типов методики интерпретации скважинных данных, эффективные в случае простых отложений, (например, оценка кондицион-чых пределов характеристик) оказались неприменимы. Кроме того, для эффективного изучения продуктивных отложений сложных типов необходимо существенно расширить оцениваемый по скважинным данным набор нх характеристик ( включив в него литологические характеристики, характеристики структуры пустотного пространства и др.)

В связи со сказанным в настоящее время весьма актуальной является проблема повышения эффективности использования скважинных данных при решении/цмеково-разведочных задач нефтегазовой геологии применительно к залежам 9 продуктивными отложениями сложных типов.

Целью настоящей работы является повышение эффективности решения понсково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинным данным путем создания схем группирования продуктивных терригенних и карбонатных отложений сложных типов и разработки методики использования этих схем при комплексной интерпретации скважинных данных.

В качестве скважинных данных подразумеваются материалы ГИС, результаты анализа образцов керна и результаты опробования и испытания пластов.

Для достижении этой цели решались следующие задачи:

• Разработка схем группирования продуктивных отложений сложных толов, на основе которых, во-первых, можно повысить эффективность использования сква-жинных данных для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии, а, во-вторых, строить более эффективные статические и динамические модели залежей для подсчета запасов и разработки,

• Разработка методики использования предлагаемых схем группирования, включающей а) расширение оцениваемого по скважинным данным набора характеристик продуктивных отложений сложных типов при решении поисково-разведочных задач и б) автоматизированную оценку этого набора по скважинным данным,

• Опробование разработанной методики на материалах конкретных месторождений нефти и газа.

Научная новизна, личный вклад.

• Предложены схемы группирования продуктивных терригенных и карбонатных отложений сложных типов, рекомендуемые нами для повышения эффективности решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинным данным

• Показаны возможности повышения эффективности решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинным данным: выделения коллекторов, оценки характера их насыщения, прогноза их отдающих возможностей, оценки подсчетных параметров, прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти и газа.

• Показаны возможности эффективного использования предложенных схем группирования при построении статических и динамических моделей залежей нефти и

газа.

Практическая ценность:

• Разработаны схемы группирования терригенных и карбонатных отложений сложных типов и методики, обеспечивающие их реализацию при решении задач поиска и разведки нефти и газа по скважинным данным: результатам анализа керна н данным ГИС,

• На материалах Уренгойского, Тенгизского, Карачаганакского и Астраханского месторождений показана эффективность предложенных схем группирования продук-

тивных отложений и методик их реализации при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным.

Фактический материал. Диссертант использовал геологические материалы и данные геофизических исследований скважин - ГИС - по скважине 1355 Уренгойского месторождения, скважинам 8 и 44 месторождения Тенгиз, скважинам 420 и 700 месторождения Карачаганак и скважинам 37 и 40 Астраханского месторождения.

Апробации работы.

Предложенные схемы группирования продуктивных отложений и методики решения задач выделения коллекторов, оценки характера их насыщения, прогноза их отдающих возможностей и конечного коэффициента вытеснения нефти и газа опробованы на материалах 7-ми скважин Уренгойского, Тенгизского, Карачаганакского и Астраханского месторождений.

В диссертации защищаются следующие положения:

• При решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии предлагается использовать схемы группирования терригенных и карбонатных отложений сложных типов, позволяющие при решении каждой задачи выделять различные группы пород, для которых эта задача решается по-разному,

• Для реализации предложенных схем группирования продуктивных отложений необходимо использовать расширенный (по сравнению с традиционно применяемым) набор характеристик продуктивных отложений,

• Дтя получения расширенного набора характеристик необходимо при интерпретации скважинных данных использовать ддя каждого типа сложных продуктивных отложений свою систему многомерных математических моделей пегрофизических взаимосвязей и опирающуюся на нее программу комплексной интерпретации скважинных данных на ЭВМ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения и 6 глав. Общий объем работы страниц, таблиц и рисунков. Библиография включает наименований.

Диссертация выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора М.М. Элланского.

Во время работы автор пользовался советами профессоров Л.В.Каламкарова, В.И.Ермолкнна, доцента А.Н.Руднева, кандидата г.-м.наук О.Собрядчикова, которым автор выражает свою искреннюю признательность.

В первой главе диссертации рассматриваются существующие подходы к классификации пород - коллекторов нефти и газа и использование их при интерпретации результатов скважинных данных.

К настоящему времени разработаны: а) общие классификации лород-колпекгоров, б)классификации пород, называемые « петрофизическое районирование»,в)классификация пород по геофизическим данным и г) классификация пластов-коллекторов по комплексу геолого-геофизических и промысловых показателей. Основные выводы из анализа разработанных классификаций сводятся к следующему: 1) созданные общие и частные классификации нефтегазоносных пород-коллекторов опираются на а) коллекторские, литологические, структурные и др. свойства пород; б) геофизические характеристики с учётом коллекторских и др. свойств пород; в) 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 п-пныч. 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) наиболее широкие возможности для построения классификационных схем при поисках и разведке месторождений нефти и газа обеспечивают методики интерпретации скважинных данных, опирающиеся на системы многомерных моделей петрофизических взаимосвязей. Они позволяют выделять различные классы, подклассы и группы пород по значениям фильтрацнонно-емкостных свойств, типам пустотного пространства, степени гидрофобизации пород, линейным запасам углеводородов, конечному коэффициенту вытеснения нефти и газа и т. д.

Во второй главе рассматриваются две схемы группирования продуктивных отложений, которые рекомендуется использовать при решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинным данным. Предлагая эти схемы, диссертант исходил из того, что среди продуктивных отложений всегда можно выделить группы, отличающиеся литоло-гическим составом, структурой порового пространства, составом и типом распределения в породе цемента и другими характеристиками. Для каждой такой группы чаще всего одна и та же задача нефтегазовой геологии решается по-разному. Например, уплотненные терриген-

ные отложения с карбонатным цементом выделяются как хорошие коллекторы по данным геофизических методов сопротивления, собственных потенциалов и гамма - активности. И только привлекая акустический или нейтронный гамма-метод, можно выявить их сущность. Еще один пример. Очень часто, особенно в разрезе карбонатных отложений, встречаются интервалы разреза с повышенными показаниями метода естественной радиоактивности, не связанными с присутствием глинистого материала.. При интерпретации их, естественно, принимают за плотные породы, хотя они на некоторых месторождениях являются лучшими коллекторами ( Тенгиз).

Учитывая сказанное, мы считаем, что необходимо создать схемы группирования продуктивных отложений разных типов для решения задам нефтегазовой геологии. Тогда, решая какую либо задачу, можно будет предварительно отнести изучаемый интервал разреза по скважинным данным к той или иной группе отложений и выбрать метод решения задачи для данной группы.

Диссертант предлагает две схемы группирования: первую - для терригенных отложений с глинистым и карбонатным цементом. Вторую - для карбонатных отложений сложного литологического состава, имеющих сложную структуру пустотного пространства. Обе схемы диссертант реализовал при комплексной интерпретации скважинных данных на Уренгойском, Тенгизском, Карачаганакском и Астраханском месторождениях.

Перечислим основные поисково-разведочные задачи нефтегазовой геологии, решаемые по скважинным данным:

1. Выделение в разрезе коллекторов и неколлекторов.

2. Оценка характера насыщения коллекторов, то есть выделение групп коллекторов, отдающих газ и (или) нефть, углеводороды с водой и воду

3. Прогноз отдающих возможностей коллекторов, то есть оценка дебитов нефти и газа или их продуктивности.

4. Выделение объекта подсчета запасов нефти и газа и оценка подсчетных параметров этого объекта.

5. Прогноз конечногокоэффициента вытеснения нефти и газа.

Следующие три задачи являются уже задачами геологического контроля за процессом разработки. Хотя они не относятся к поисково-разведочными задачам, мы их также рассмотрим в наших схемах группирования продуктивных отложений

6. Выделение объекта разработки и изучение его характеристик с целью проектирования разработки и эксплуатации залежи углеводородов.

7. Изучение степени обводнения залежи в процессе ее разработки.

8. Оценка текущего коэффициента вытеснения нефти и (или) газа в прокссее 1»азработки залежи.

Предлагаемые схемы группирования, подробно рассмотренные в диссертации. Приведены на рис. 1 и 2.

В предложенных схемах пред) смотрено использование расширенного набора характеристик продуктивных отложений. Этот набор включает, помимо традиционно используемых характеристик, остаточные водо и нефтегазонасыщенность, доли открытых пор, запол- . ненных адсорбированной и капиллярной остаточной водой, эффективные и фазовые проницаемости по нефти, газу и воде, коэффициент гидрофобизации, дебиты нефти и газа, конечный и текущий коэффициенты вытеснения нефти и газа с разделением на «чистый» продукт и продукте водой и др., позволяющие существенно повысить эффективность решаемых задач нефтегазовой геологии.

В третьей главе рассматривается методика реализации схем группирования продуктивных терригенных и карбонатных отложений при решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинным данным.

Естественно, для расширения набора характеристик продуктивных отложений, оцениваемых по скважинным данным необходимо использовать при интерпретации скважин-ных данных многомерные модели петрофизических взаимосвязей искомых характеристик со скважинными характеристиками, получаемых в результате проведения геофизических исследований скважин и анализов образцов керна. Такие модели используются в программах для персональных компьютеров «Фиеста -99», «Карбонаты - Универсал - 99» и «Петрофи-знка», разработанных группой компьютерного моделирования кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа им И.М.Губкина (научный руководитель группы профессор М. М.Элланский, авторы программ канд. техн. наук Т.Н.Кольчицкая и аспирант А.М.Борисов и А.Ю.Лопатин) Первые две программы реализуют комплексную интерпретацию данных ГИС применительно к терригенным отложениям с глинисто-карбонатным цементом и карбонатным отложениям, имеющим сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства. В них интерпретация данных ГИС производится на основе систем многомерных петрофизических моделей, включающих в себя, в частности, и модели для оценки названных нами характеристик продуктивных отложений, не оцениваемых при использовании традиционных методик интерпретации данных ГИС. Третья программа позволяет изучить особенности «поведения» различных групп терригенных и карбонатных отложений с межгранулярной пористостью при решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии. Эта программа «настраиваются» по данным керна и позволяют произвести

предварительное изучение продуктивных отложений с помощью так называемой петрофизи-ческон модели продуктивных отложений.

В четвертой главе . рассматривается краткая геологическая характе-

ристика тех объектов, на которых были опробованы н детализированы предложенные нами схемы группирования терригенных н карбонатных отложений сложных типов и методики интерпретации скважнкных данных, использованные в программах «Петрофизика», «Фие-ста-99» и «Карбонаты-Универсал-99». К этим объектам относятся', а) терригенные иеоком-ские отложения Уренгойского месторождения, б) карбонатные отложения месторождения Тенгиз, в) карбонатные отложения месторождения Карачаганак, г) карбонатные отложения Астраханского месторождения.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1966 г., расположено в северной части Западной Сибири. Оно приурочено к Уренгойскому мегавалу, имеющему мередианальную ориентировку. В пределах месторождения выделяются несколько куполовидных поднятий, образующих общую крупную структуру размерами 25 X 180 км. с амплитудами в различных горизонтах осадочного чехла от 100 до 220 м.. Промышленная нефтегазо-носность охватывает интервал от сеномана до юры .

Наиболее крупная массивная газовая зале:хь связала с сеноманом . Открытая пористость песчаников, слагающих разрез составляет 25-30%, проницаемость - 0.95-1.75 мкм2.

Высота сеноманской залежи 210-230 м.

Нижезалегающие меловые отложения содержат 16 залежей антиклинального типа, из которых 8 газоконденсатных, 7 газоконденсатных с нефтяной оторочкой, 1 нефтяная с газовой шапкой

В юрских отложениях, выявлена нефтяная залежь. Высота зааежи изменяется от 50. до 100м. Они отделены друг от друга глинистыми разделами мощностью 10-60м. Дебнты нефти и газа изменяются соответственно от 1 до 30 т / с и от 72 тыс. до 912 тыс. м3 / с.

Нефтяное месторождение Тенгиз расположено в Эмбенском районе Атырауской

области в 160 км к юго-востоку от г. Атырау. Структура выявлена и подготовлена сейсморазведкой MOB в 1974г. Поисковые работы начаты в 1976 г. Месторождение открыто в 1979 г. Разведочное бурение начато в 1980 г.

Месторождение приурочено к эрозионно- антиклинали коробчатой формы с крутыми крыльями и широким плоским сводом.

Нефтеносность связана с отложениями средне- нижне- каменноугольного и девонского возрастов.

Глубина кровли продуктивной толщи в своде 3867 м, ВПК условно принят на отметке

- 5415 м. Залежь массивная высотой 1548 м. Разрез продуктивной толщи сложен преимущественно обломочными, органогенио-обломочниии известняками и далоинтизированными мергелями. Коллекторы трещинные, каверново-трещинные, пороао-трещиниые. Открытая пористость 0,001 - 0,24 . проницаемость 1 -30 мкм2, коэффициент нефгеиасыщениостн 0,82. Начальный газовый фактор 487 м' / т. Начальное пластовое давление 84,24 МПа, температура Ю5°С.

Плотность нефти 789 кг i м3. Нефть сернистая (0,7 %), парафинистая (3,69 %), малосмолистая (1,14 %), содержит 0,13 % асфальтенов.

Состав попутного газа: метан 53,8 %, этан 12,99 %, пропан 6,85 нзобутан 1,25 %, н-бутан 2,64 %, пентан и высшие 9,63 %, азот 1,19 %, гелий 0,0195 %, сероводород 19,25 углекислый газ 3,69 %.

Режим залежи упруговодонапорный.

Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак находится в северной приборго-вой зоне Прикаспийской впадины. Оно открыто в 1979 г в результате бурения и испытания параметрической скв. П-10, которая была спроектировала на одноименном поднятии.

В результате проведенных нефте газоразведочных работ установлено, что поднятие Карачаганак представляет собой рифовую постройку размерами 16x29км, с амплитудой до 1700м.

По различным стратиграфическим уровням это достаточно сложная структура. В её основании располагается антиклиналь, амплитуда которой по кровле отложений девона составляет 300м. На этой приподнятой поверхности развивался кольцевой фаменско-ижнекаменноугольный рифовый массив высотой до 800м. В восточной части этого массива выделяется раниепермский риф размерами 10x1 Окм и высотой 700-800м.

Нефтегазококденсатаая залежь - массивная. Высота нефти в залежи составляет около 200м. Собственно газоконденсатная залежь достигает высоты 1420м. Она содержится в продуктивных коллекторах, представленных органогенными и органогенно-обломочными известняками и доломитами. Диапазон нефтегазоносности разреза простирается от заволжского горизонта верхнего девона, до артинского яруса нижней перми.

Резервуар сложен коллекторами порового и порово-кавернового типа со средним значением пористости для нефтяной части 9,4% и 10,7 % для газоконденсзтной частей месторождения. Средние проницаемости составляют для газонасыщенной части резервуара 0.08 мкм2 н O.OSmkm2 - для нсфтсиасыщснной. Максимальная эффективная газонасыщснная толщина достигает 814и. Коэффициент газонасыщешости составляет около 0.9, коэффициент нефтенасыщенности -0.92.

Покрышкой для залежи служит пижговая толща кренской свиты кунгурского яруса и терригенно-галогенная толща казанского и уфимского прусов.

Свод залежи располагается на отметке - 3526м. ГНК располагается на отметке -4950м, ВНК - на отметке-5150м.

Начальное давление изменялось от 53.8 Мпа в пермской части залежи до 56.7Мпа - в каменноугольной. Температура залежи находилась в пределах 67 - 89°С.

Содержание конденсата в среднем для пермской части залежи 486 г / м' и 644 г / м' -для каменноугольной.

Дебиты газа достигали 590 тыс.м' / сут., конденсата 500 м' I сут., нефти - 326 т / сут.

В нефтяной части месторождения по физико-химическим свойствам выделяются юго-западное поле, где нефп. более тяжелая (861кг / м3) и северо-восточное (830кг / м') при средних газосодержаниях соответственно 520т"/ м3 и 900tVm3. Плотность конденсата 778-814кг /м5. Он содержит 1.8-3% парафина, 1-1.7% смол, 0.55-2.16% серы, 0.09-0.26 меркаптанов. Преобладают углеводороды метанового ряда (49-68%) при содержании нафтеновых УВ (2144.7%) и ароматических (6.2-13.6%). "

Газ содержит 70.654 метана, 6.1% этана, 2.9% пропана, 1.8% бутана, 8.5% пропана + высшие, 0.7% азота, 3.5% сероводорода, 5.6% СО2 и 0.07% меркаптанов.

Пластовые воды представлены высоко минерализованными, высоко-сульфатными рассолами хлоридо - кальциевого типа с высоким содержанием редких элементов минерализацией от 112 до159г / л. Режим залежи преимущественно упруго газонапорный. Астраханское газокондеисатное месторождение, открытое в 1973 г., находится в юго-западной части Прикаспийской впадины. Оно приурочено к крупной локальной структуре, занимающей большую часть Астраханского свода, входящего в Астрахано-Актюбинскую зону поднятий фундамента. Размеры свода 140 х 250 км. (35тыс. км*), амплитуда около 300 м.

В строении территории принимают участие два структурных этажа: нижний - фундамент, сформированный на ранних стадиях становления Прикаспийской впадины и верхний -осадочный платформенный чехол.

Поверхность фундамента погружена до 10 - 14 км. Наиболее приподнятая часть, относимая к вершине Астраханского свода, прилегает к валу Карпинского, отделяясь от него Астраханским разломом, по которому она подвинута на 24 км. в южном направлении. Этот разлом отделяет Прикаспийскую впадину отСкифской платфбрмы.

Разрывные нарушения, делящие Астраханский свод на крупные блоки, протягиваются преимущественно в северо-западном направлении.

От вершины свода, отвечающей глубинам 3900 - 4100 м. по сейсмическому горизонту 1П, поверхность подсолевых отложений погружается в пределах изученной территории до 6000 м, а в восточном направлении на большую глубину.

Вершина свода осложнена крупными поднятиями, оконтуренными по изогипсе - 4000 м и содержащими газоконденсатные залежи. Поднятия подсолевого комплекса не находят отражения в структурном плане над солевого комплекса.

Наличие в осадочном чехле впадины мошной толщи куктурских солей обусловило выделение в разрезе подсолевого и надсолевого мегакомплехсов, резко отличающихся по величинам потенциальных ресурсов углеводородов, условиям их генерации и концентрации.

В составе подсолевой толщи на современном этапе изученности на основании различия в литологическом составе пород, слагающих тилшу, можно выделить два нефтегазоносных комплекса.

В питон главе рассматривается решение задач поиска и разведки нефти и газа с использованием предложенных схем группирования продуктивных отложений сложных ти- ' пов и реализующих их методик интерпретации скважинных данных.

С помощью программы «Петрофнзика» была построена петрофизическая модель терригенных неокомских отложений Уренгойского месторождения. В первом фрагменте этой модели демонстрируется влияние глинистости и минерализации пластовой воды на коллекторе кие свойства. Увеличение количества глинистого цемента приводит к существенному ухудшению коллекторе»« свойств. Относительная аномалия кривой СП также снижается с увеличением глинистости породы. Но характер ее снижения существенно различный для водоносных и продуктивных коллекторов. В последнем случае глинистость гораздо сильнее влияет на снижение аномалии метода СП.

Увеличение глинистости в продуктивных отложениях приводит к существенной зависимости коллектореких свойств от минерализации воды, насыщающей поровое пространство.

Второй фрагмент петрофизической модели демонстрирует влияние карбонатного цемента на ухудшение коллектореких свойств и на геофизические характеристики. Величина аномалии кривой СП не «реагирует» на карбонатный цемент. Поэтому при отсутствии глинистого цемента пласты с любым количеством карбонатного цемента по аномалии СП характеризуются как наилучшие коллекторы. Выявить такие пласты и отличить их от хороших коллекторов можно, сопоставляя показания метода СП с показаниями нейтронного и (или) акустического методов. Очень интересный результат, полученный с помощью программы «Петрофизика» и подтвержденный фактическими данными - различие границы «коллектор -

неколлектор» при заполнении норового пространства скелета неокомских продуктивных 4 отложений глинистым и карбонатным цементом. В случае глинистого цемента коллектор теряет свои фильтрационные возможности гораздо раньше (критическая пористость равна 8%), чем при карбонатном цементе (критическая пористость 2,2%).

Далее рассматриваются результаты интерпретации данных ГИС по скважине №1355 с помощью программы «Фиеста-99». Был оценен широкий набор характеристик неокомских отложений, включающий открытую пористость, глинистость, остаточные водо и нефгсгазо-насыщенностъ, абсолютную и фазовые проницаемости, конечный коэффициент вытеснения газа и нефти. Их анализ показал, что в разрезе скв. 1355 неокомские отложения имеют ухудшенные коллекторские свойства, что отражается на распределениях остаточной водонасы-щенности и фазовой проницаемости по углеводородам; опгложения неокома являются гидро-фобизированными. Степень гидрофо€изации газокасышешшх интервалов более высокая, чем нефтенасыщенных. Водонасышенные интервалы также гидрофобизированы и содержат остаточные углеводороды. В продуктивной часта неокомских отложений содержится подвижная вода, что свидетельствует о том, что залежь в этих отложениях является недоформи-ро ванной.

На Тенгизском месторождении были обработаны и проинтерпретированы с помощью программы «Карбонаты-Универсал -99»материалы ГИС по двум скважинам: № 8 и №44 В разрезах обеих скважин широко развита вторичная пористость. Она, несомненно, существенно влияет на фильтрационные характеристики продуктивных отложений. Причем в случае трешин проницаемость пород возрастает, а в случае каверн - либо не изменяется (по сравнению с породами порового типа), либо уменьшается. Поэтому важно выявить, какой тип пустотного пространства присутствует в разрезах изучаемых скважин.

Было установлено, что разрезе скв.Е в основном присутствуют породы порово-трещинного типа. В разрезе с кв.44 картина другая: главным образом присутствуют отложения порово-кавернозного типа. Следовательно, фильтрационио -емкостные свойства отложений в скважине 8 более высокие, нежели в скважине44.

С помощью программы «Карбонаты - Универсал - 99» можно оценить конечный коэффициент вытеснения углеводородов для двух методов воздействия на пласт: динамического, когда вытеснение нефти водой осуществляется за счет депрессии, и капиллярного, когда нефть вытесняется водой за счет капиллярных сил. Статистические данные для первого метода ( зависимость остаточной нефтенасыщенносги от открытой пористости) были получены в ВолгоградНИПИНефть, для второго - Н.А.Скибицкой. Согласно этим результатам, при

I

динамическом методе одтаточная нефтенасыщенность уменьшается с увеличением открытой

пористости, а коэффициент вытеснения - увеличивается. При капиллярном замещении -картина обратная: с увеличением открытой пористости остаточная нефтенасыщенность возрастает, а коэффициент вытеснения убывает.

Рассмотрим еще одну очень важную характеристику продуктивных карбонатных отложений, оцениваемую в программе «Карбонаты - Универсал - 99». Это - так называемый коэффициент гидрофобизации. Он равен доле активной (глинистой) поверхности перового пространства, адсорбирующей молекулы углеводородов. Этот коэффициент изменяется от нуля до величины, близкой к единице. Нулевое значение коэффициента гидрофобизации соответствует гидрофильной породе. Чем ближе коэффициент гидрофобизации к единице, тем более гидрофобкзирована порода. Коэффициент гидрофобизации очень сильно влияет на коллекторе кие свойства породы, особенно на фазовые проницаемости по углеводородам и воде. Фазовая проницаемость по нефти (газу) существенно уменьшается при возрастании коэффициента гидрофобизации.

Продуктивные отложения в рассматриваемых нами скважинах гндрофобизирова-ны, но степень гидрофобизации различная. Если в скважине 44 коэффициент гидрофобизации чаше всего близок к единице, что говорит о высокой степени гидрофобизации отложений, то в скважине 8 картина другая. В большом числе пластов коэффициент гидрофобизации равен нулю. В другой группе пластов он изменяется от 0,12 до 0,45.

С помощью программы «Карбонаты - Универсал - 99» был выделен очень интересный тип продуктивных отложений на месторождении Тенгиз: так называемые аномально радиоактивные пласты. Такие пласты встречаются практически во всех карбонатных разрезах. Причем показания метода естественной радиоактивности против таких пластов не «зашкаливают». То есть не являются аномально высокими. Просто они более высокие, чем были бы в случае, если бы источником радиоактивности была только глина. Выявляются также пласты по превышению оценки глинистости, получаемой по данным гамма-метода по сравнению с другими оценками глинистости. В частности, по сравнению с оценкой глинистости по данным метода сопротивлений.

Аномально радиоактивные интервалы разреза продуктивных отложений представляют большой интерес как с практической,, так и с научной точки зрения. В практическом плане их выделение важно потому, что при традиционных методиках интерпретации их чаше всего рассматривают как неколлекторы. В программе «Карбонаты - Универсал - 99» такая ошибка исключается.

В научном плане аномально радиоактивные пласты интересны тем механизмом, который привел к формированию в них повышенной радиоактивности, не связанной с глинисто-

стъю породы. Этот механизм я одних случаях способствует тому, что аномально радиоактивные пласты становятся лучшими коллекторами (Генгизское месторождение). В других случаях они могут оказаться средними м плохими коллекторами ((Сарачаганакское месторождение ).

Подводя итоги анализу результатов, полученных нами на месторождении Тенгиз, отметим следующее:

• Мы получаем возможность группирования отложений не только по открытой пористости, эффективной мощности, абсолютной проницаемости (как это позволяют делать традиционные методики интерпретации), но и по таким важным характеристикам, как фазовые проницаемости, тип пустотного пространства, динамический и капиллярный конечные коэффициенты вытеснения углеводородов, коэффициент гидрофобизации,. остаточные водо и нефтегазоиасыщенностъ.

• Сравнивая характеристики разрезов скважин 8 и 44, мы видим, что как абсолютная, так к фазовая проницаемости не отражают фильтрационные свойства отложений, поскольку в обоих разрезах существенную роль играет вторичная пустотностъ.

• Различными способами - выделением типов вторичной пустотности, сравнением динамического и капиллярного коэффициентов вытеснения, сравнением коэффициентов гидрофобизации - удалось показать, что отложения скв.8 имеют существенно более высокие фильтрационные свойства, чем отложения с кв.44

Анализ результатов интерпретации скважинных данных Карачаганакского месторождения мы проведем по двум скважинам: 700 и 420.

. В обеих скважинах прослеживаются в основном интервалы порово-кавернового типа. Величина вторичной пористости колеблется от нуля до 0,03, хотя встречаются единичные пласты с более высокой вггоричной пористостью.

В разрезах обеих скважин встречаются отдельные прослои соли.

В скважине 700 значения динамического коэффициента вытеснения чаще всего близки к нулю. Лишь в отдельных интервалах разреза они достигают величин 0,5 -0,6. В то же время значения коэффициента капиллярного вытеснения довольно высокие и достигают 0,6, а в единичных интервалах превышают это значение. На основе сопоставления коэффициентов вытеснения можно говорит, об ухудшенных коллекторекях свойствах продуктивных отложений (Сарачаганакского месторождения в скважине 700.

Несколько иное положение в скважине 420. В разрезе этой скважины чаще встречают средние и высокие значения динамического коэффициента вытеснения и реже - высокие значения коэффициента капиллярного вытеснения. Это говорит о том, что в разрезе скважн-

ны420 фнльтрационио-емкостные свойства продуктивных отложений более высокие, чем в скважине 700.

Высказанное предположение об ухудшенных фильтрационно-емкостных характеристиках продуктивных отложений в скважике700 подтверждается распределением «гранулярной» фазовой проницаемости для нефти (газа). В подавляющем числе интервалов разреза значения фазовой проницаемости очень небольшие - менее 1 мД.

В обеих скважинах встречается много интервалов разреза с высокими (близкими к единице) значениями этого коэффициента. Полученный результат говорит о той, что в отмеченных интервалах разреза будет более низкая фазовая проницаемость, а, значит, и пониженные дебиты нефти (газа) по сравнению с гидрофильными интервалами, имеющими такие же коллекторские свойства.

На Астраханском месторождении были проинтерпретированы данные ГИС по скважинам 37 и 40.В обеих скважинах вторичная пустотность представлена в основной кавернами. Роль пустот трещинного или карстового типа значительно меньшая, причем в скважине 40 ока более высокая, чем в скважине 37.В скважине 37 оба рассчитанных коэффициента вытеснения принимают и низкие, и высокие значения. В скважине 40 динамический коэффициенте принимает в основной высокие значения, а капиллярный - низкие. Следовательно, и эти данные подтверждают лучшие коллекторские свойства разреза скважины 40 по сравнению со скважиной 37. II, наконец, анализ распределения коэффициента гидрофобизации говорит о том, что в скважине 37 большая часть разреза сильно гидрофобизиро-вана. Коэффициент гидрофобизации принимает значения близкие к единице В скважине 40 обратная картина. Большая часть разреза имеет коэффициент гидрофобизации близкий к нулю, то есть большая часть разреза гидрофильная.

По результатам, полученным в шестой главе, сделаны следующие основные выводы: 1. Использованные нами системы многомерных математических моделей петро-физических взаимосвязей для продуктивных терригенных и карбонатных отложений и реализующие эти системы моделей и методики интерпретации скважшшых данных программы «Петрофизика» «Фиеста-99»и «Карбонаты- 99» позволяют получить значительно более полную информацию об изучаемых отложениях по сравнению с существующими методиками обработки этих данных. При этом значительно повышается эффективность изучения продуктивных отложений сложных типов.

2.На основе полученной информации существенно расширяются возможности группирования продуктивных отложений при решении задач нефтегазовой геологии по сква-жинным данным (выделения коллекторов, оценки их характера насыщения, прогноза их от-

дающих возможностей и коэффициента витсснеюи углеводородов) н при построении статических и динамических моделей залежей нефти и газа, необходимых для дифференцированного подсчета запасов и создания надежных систем разработки месторождений.

В шестой глав« проводит» геологический анализ результатов интерпретации сква-жииных данных, полученных на выбранных нами геологических объектах

Полученные выводы при детальном изучении вскрытых скважиной 1355 неоком-скнх отложений Уренгойского месторождения 1) о наличии в залежи подвижной воды, б) о гидрофоб изации разреза, в том числе н водоносной его части, 3) о наличии остаточных углеводородов в водоносных пластах объясняется тем, что залежи углеводородов в неокомскнх отложениях находятся в процессе формирования.

Проведённое исследование в скважине 1355 характеристик неокомскнх продуктивных отложений следует рассматривать как первый пример предложенного метода интерпретации данных ГИС в условиях сложно построенных и изменчивых терркгенных комплексов. При более широком площадном применении методик комплексной интерпретации скважин-иьгх данных могут бьгть получены качественные н количественные значения иеоднородно-стей продуктивных отложений, что должно также уточнить положение зон трещиноватости, имеющихся в неокомскнх отложениях и характеризующихся более высокими дебитами.

Скважины и 44 Тенгизского месторождения, по которым выполнена комплексная интерпретация данных ГИС и керна, располагаются на разных участках атоллоподобного карбонатного массива. Скважина 8 пробурена в пределах полосы рифовых холмов вблизи северо-восточного края массива, а скважина 44 — у западного склона рифовой постройки с ее "подветренной" стороны. Это определило специфику вскрытого разреза продуктивных отложений и особенности распределения кх фильтрзцконно-ёмкостных параметров.

Детальное рассмотрение и анализ различных характеристик карбонатных отложений, вскрытых скважинами 8 и 44, показало существенное различие, которое обусловлено как седиментационнымн, так и вторичными условиями формирования коллекторов. Обе скважины эксплуатируются с высокими дебитами, для них характерно сравнительно быстрое восстановление пластового давления. И вей-таки по комплексу всех параметров фильтрационные свойства продуктивных известняков скважины 8 существенно выше, чем в скважине 44. В зоне рифовых холмов, особенно с наветренной стороны (район скв.8), органогенные постройки имеют более крутые склоны. Над ними в вишезалегающих породах за счёт дифференцированного постседиментациоиного уплотнения возникает зона неустойчивости и, как следствие, развивается зона трешхнноватости. Этим объясняется преимущественно порово-трешинный тип коллектора в известняках из скважины 8. Заметим, что за счёт перекрытия

подсолевых отложений каменной солью кунгурского яруса, продуктивные карбонатные породы Тенгизского место рождения находятся в условиях аномального пластового давления. Коэффициент аномалийиостк около 2,0-2,1. Как показали результаты лабораторных исследований, даже известняки с пористостью 3,5% могут отдавать нефть.

Скважина №8 вскрыла разрез барьерного рифа в сто одной из наиболее приподнятых частей. В запад-юго-западном направлении от рифа прослеживаются две полосы (шлейфы) оргздогенно-обломочиых известняков, являющихся продуктами разрушения рифовых построек и переносимых течением вод. О высоких коллекторе»« свойствах этих пород можно судить по аварийному выбросу из скважины №37, которая в течение года горела при дебите более 3 ООО т/с, в результате чего было уничтожено более 1 млн.т. углеводородов. Скважина №44 находится либо на краю этого шлейфа, либо за его пределами. Полученные по ней данные можно соотнести, практически, ко всей привершинной части западного склона массива в промежутке между двумя полосами развития карбонатных песчаников. Как известно, первый иефтесборкый пункт был выбран в районе скважины 37. Эксплуатационная скважина 101 имела забой вблизи ствола скважины 37. После четыр4х солянокислого их обработок коллектора притока не было получено, что хорошо согласуется с нашими выводами по скв.44. Лишь после пятой соляно кислотно й обработки, когда удалось "пройти" деформированный коллектор, был получен промышленный приток в несколько сот тонн нефти.

Скважины №700 и 420 расположены в пределах лагунной части Карачаганакского атоллоподобного карбонатного массива. Скважина №700 пробурена, примерно, в центре лагунной части и находится на предполагаемой поднятии, аналогичном в лагуне Тенгизского массива. Скважина №420 расположена в северной часта лагуны вблизи кольцевой рифоген-ной постройки серпуховского возраста.

Как видно из приведенных в главе 6 результатов, коллекторы в лагунной части атоллоподобного карбонатного массива в целом характеризуются невысокими коллекторскимн и фильтрационными свойствами. Естественно, что в скважине №700 среди типов пустотного пространства каверново-поровые преобладают над трещинным, а в скважине №420, поскольку она расположена ближе к рифогенным постройкам и, следовательно, находится в зоне градиеитно дифференцированного уплотнения пород, частость встречи трещинного типа несколько выше, чем кааерново-порового.

Фильтрационные характеристики продуктивных отложений в разрезах исследованных скважин также отвечают особенностям их положения в структуре Карачаганакского атоллоподобного карбонатного массива. Низкие значения коэффициентов вытеснения углеводородов для динамического метода установлены в центре лагуны (скв.700). Их некоторое увели-

чение наблюдается у краевых частей вблизи рифогенного кольцевого сооружения (скв.420). В обеих скважинах, а, значит, по всей плошали лагунной части массива значения фазовой проницаемости составляют менее 1ыД Заметим, что кривая восстановления давления по скважине №11, так же расположенной в лагунной части, была пологой. Все это вместе с большим количеством интервалов разреза с высокими значениями коэффициента гидрофо-бизации свидетельствует о низких фильтрационных свойствах продуктивных отложений.

Выбранные для исследования скважины в пределах Астраханского газоконденсаткого месторождения расположены на востоке и северо-востоке поднятия. К сожалению, расстояния между разведочными скважинами составляет 8-Юкы, что обусловлено большими размерами Астраханского месторождения н, как казалось, простым антиклинальным строением.

Вторичная пористость продуктивных карбонатных отложений связана преимущественно кавернами, доля которых составляет 5%. Соответственно в меньшинстве остаются пустоты трещинного и карстового генезиса, что позволяет вслед за К. И. Багринцевой и Г.ЕБелозгровой считать продуктивные известняки Астраханского месторождения менее измененными по сравнению с Тенгизским и Карачаганахскны месторождениями. Более высокая относительная доля трещинного и кавернового типов норового пространства в разрезе скважины 40 по сопоставлению со скв.37 (Граж?.ет специфичные структурные условия в районах их бурения, что необходимо будет учитывать при построении геологических моделей.

По> £ главе делаются следующие основные вьсводы.

Геологические результаты проведённого исследования вскрытых скважинами продуктивных отложений, несмотря на ограниченность использованного материала, показали важность и целесообразность применения такого комплексного подхода к интерпретации данных ГИС и керна с целью построения достоверных геологических моделей. Особенно ценно, что они позволяет наметить пути наиболее рационального освоения нефтяных и газовых залежей.

Пример со скважиной 1355 Уренгойского месторождения показывает возможность оценки фильтрацнонно-£мкоеткых параметров терригенных коллекторов с значительным содержанием подвижной воды. Проблема изучения таких коллекторов актуальна для многих месторождений Западной Сибири.

Выбранные для исследования карбонатных коллекторов разрезы уникальных месторождений Тенгиз (нефтяное), Карачаганак (нефтегазоконденсатное) и Астраханское (газо-конденсатное) могут в какой-то степени считаться эталонными. Дифференцированная оценка тех или иных преимуществ исследованных разрезов по типам пустотного пространства,

значениям коэффициентов гидрофобизации пород, динамического и капиллярного коэффициентов вытеснения позволяет в каждом конкретном случае выбрать оптимальный режим освоения залежи или вторичных методов воздействия на продуктивный пласт.

Необходимость оценки типов разрезов с качественной стороны для ограниченного' как в работе материала и количественно при изучении всего месторождения да£г возможность более рационально размешать эксплуатационные скважины. Так ка Текгизе и Карача-ганаке в полосе рифовых холмов, где повышенная трешиноватость пород и тесная вертикальная гидродинамическая связь, дебиты скважин более, чем «а порядок, чем в лагунной части. Кроме этого, примененное комплексной изучение продуктивных отложений по сква-жинньш данным позволяет получить численные значения многих важных характеристик и создает условия для более аргументированного районирования площади месторождения по различным филътрацноино-гмкосгным свойствам продуктивных Отложений.

Следует отметить важную роль оценки степени гидрофобизации продуктивных отложений, которая влияет как на отдачу пластов, так и на их приемистость при закачке вытесняющих компонентов.

Основные выводы

Для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии в случае сложных типов продуктивных отложений: а) терркгенных отложений с глинистым и карбонатным цементом, б) карбонатных отложений, имеющих сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства - предлагается использовать разработанные диссертантом схемы группирования продуктивных отложений. Эти схемы предусматривают при решении каждой задачи выделять различные группы продуктивных пород. Для каждой такой группы рассматриваемая задача решается по-разному. Методики решения задач реализуются с использованием расширенного набора характеристик продуктивных отложений. Этот набор включает (помимо традиционно оцениваемых характеристик) остаточные водо и неф-тегазонасьлценность, доли открытых пор, занятые адсорбированной и капиллярной водой, эффективные и фазовые проницаемости по нефти и газу, коэффициент гидрофобизации, дебиты нефти и газа, конечный« текущий коэффициенты вытеснения нефти и газа с выделением «чистого» продукта и продукта с водой. Для получения требуемого набора характеристик необходимо при интерпретации скважинных данных: материалов ГИС, керна и результатов испытания пластов - использовать системы многомерных математических моделей петрофкзических связей и реализующие их программы для персональных компьютеров.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Ибрагим Махмуд

Введение

Глава 1.Существующие подходы к классификации пород - коллекторов нефти и газа и использование их при интерпретации результатов скважинных данных.

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.Группирование продуктивных отложений при решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинным данным.

2.1.Поисково-разведочные задачи нефтегазовой геологии, решаемые по скважинным данным.

2.2.Группирование терригенных отложений при решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии.

2.3.Группирование карбонатных отложений при решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии.

Глава 3. Методика реализации схем группирования продуктивных терригенных и карбонатных отложений при решении поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинным данным.

3.1. Программа «Фиеста - 99».

3.2. Программа «Карбонаты - Универсал - 99».

Глава 4. Краткая геологическая характеристика объектов исследования.

4.1. Неокомские отложения Уренгойского месторождения.

4.2.Тенгизское месторождение.

4.3. Карачаганакское месторождение.

4.4.Астраханское месторождение.

Глава 5. Статистическое группирование (классификация) вскрытых скважинами продуктивных отложений по скважинным данным.

5.1. Неокомские отложения Уренгойского месторождения.

5.2. Продуктивные отложения месторождения Тенгиз.

5.3. Карачаганакское месторождение.

5.4. Астраханское месторождение.

Глава 6.Геологическая интерпретация полученных результатов.

6.1.Неокомские отложения Уренгойского месторождения. 6.2 Продуктивные отложения месторождения Тенгиз.

6.3. Продуктивные отложения Карачаганкского месторождения.

6.4. Продуктивные отложения Астраханского месторождения. Заключение.

Введение Диссертация по геологии, на тему "Группирование продуктивных отложений сложных типов с целью повышения эффективности их изучения при поисках и разведке нефти и газа"

Актуальность проблемы. Примерно до 60-ых годов нашего столетия геологи и другие специалисты нефтегазовой отрасли имели дело чаще всего с простыми типами продуктивных отложений. Большинство залежей имели либо терригенные, малоглинистые коллекторы, либо известняки с пустотами межгранулярного типа. И для тех и для других продуктивных отложений удавалось достаточно эффективно использовать простейшие приемы обработки данных геофизических исследований скважин и минимальные наборы характеристик, измеряемых на образцах керна. Так, при выделении коллекторов и определении характера их насыщения достаточно было оценить так называемые кондиционные пределы открытой пористости, абсолютной проницаемости, относительной аномалии кривой СП, удельного сопротивления пород и некоторых других характеристик. Для детального изучения коллекторов по данным керна вполне обходились измерением открытой пористости, абсолютной проницаемости, реже остаточной водонасыщенности и гранулометрического состава.

С конца 60-ых годов все большую роль в открываемых месторождениях нефти и газа начинают играть продуктивные отложения сложных типов. Чаще всего они представлены либо терригенными породами с глинистым и карбонатным цементом, либо карбонатными породами сложного литологического состава, имеющими сложную структуру пустотного пространства. Неожиданно были обнаружены совершенно новые типы коллекторов: бажениты и акжариты - в трещиноватых аргиллитах, пиленгиты - в порово-трещинных терригенных породах с кварцитовым цементом.

Для продуктивных отложений сложных типов методики интерпретации скважинных данных, эффективные в случае простых отложений, оказались неприменимы. Невозможно, например, при выделении коллекторов в продуктивных трещинных отложениях использовать «кондиционное» значение открытой пористости. Еще сложнее выделить коллектор и оценить характер его насыщения в случае пород, имеющих трещинные и каверновые пустоты.

В связи со сказанным, в настоящее время очень актуальной является проблема усовершенствования методик интерпретации данных ГИС и расширения комплекса характеристик продуктивных отложений, измеряемых на образцах керна, с целью повышения эффективности изучения продуктивных отложений сложных типов. Решение этой проблемы будет в значительной степени содействовать повышению эффективности решения другой проблемы: освоения трудно извлекаемых запасов нефти и газа. Ясно, что 5 последняя проблема связана не только с продуктивными отложениями сложных типов. Но влияние типа отложений на трудность извлечения из недр нефти и газа несомненно.

Целью настоящей работы является разработка методик, позволяющих повысить эффективность использования скважинных данных: материалов ГИС и результатов анализа образцов керна - при изучении продуктивных отложений сложных типов: терригенных пород с глинистым и карбонатным цементом и карбонатных отложений, имеющих сложный литологичеекий состав и сложную структуру пустотного пространства.

Для достижения этой цели решались следующие задачи:

• Выбор современной методики интерпретации скважинных данных, позволяющей оценивать более широкий набор характеристик продуктивных отложений, чем это позволяют делать существующие методики,

• Выявление критериев выделения коллекторов и оценки характера их насыщения для продуктивных отложений сложных типов,

• Разработка методов оценки (по данным ГИС и по результатам лабораторных исследований образцов керна) отдающих возможностей коллекторов и прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти и газа,

• Разработка схем группирования продуктивных отложений сложных типов, на основе которых следует решать задачи, возникающие при поисках и разведке месторождений нефти и газа: выделения коллекторов, оценки характера их насыщения, прогноза их отдающих возможностей и конечного коэффициента вытеснения нефти и газа.

Научная новизна, личный вклад.

• В результате анализа литературных данных предложен необходимый и достаточный набор характеристик продуктивных отложений сложных типов для решения задач поисков и разведки месторождений нефти и газа по скважинным данным, /

• На материалах различных месторождений нефти и газа показайо, использование программ «Фиеста-99», «Карбонаты-99» и «Петрофизика», позволяющих оценивать предложенный нами набор характеристик продуктивных отложений по данным ГИС и результатам анализов керна, дает возможность эффективно решать поисково-разведочные задачи,

• Показано, что петрофизичеекие модели продуктивных отложений сложных типов, которые могут быть построены в самом начале поисково-разведочных работ, 6 позволяют а) получить достаточно подробную информацию о продуктивных отложениях и б) сделать рекомендации по проведению поисково-разведочных работ (выбору минерализации промывочной жидкости, на которой должны вскрываться продуктивные отложения, объему керновых исследований, методике интерпретации данных ГИС и т.д.),

• Предложены схемы группирования продуктивных терригенных и карбонатных отложений сложных типов, рекомендуемые нами для решения задач, возникающих при поисках и разведке месторождений нефти и газа, а также для построения статических и динамических моделей залежей нефти и газа. Практическая ценность:

• Разработаны схемы группирования терригенных и карбонатных отложений сложных типов и методики, обеспечивающие их реализацию при решении задач поиска и разведки нефти и газа по скважинным данным: результатам анализа керна и данным ГИС,

• На материалах Уренгойского, Тенгизского, Карачаганакского и Астраханского месторождений показана эффективность предложенных схем группирования продуктивных отложений и методик их реализации при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным.

Фактический материал. Диссертант использовал геологические материалы и данные геофизических исследовании скважин - ГИС - по скважине 1355 Уренгойского месторождения, скважинам 8 и 44 месторождения Тенгиз, скважинам 420 и 700 месторождения Карачаганак и скважинам 37 и 40 Астраханского месторождения.

Апробация работы.

Предложенные схемы группирования продуктивных отложений и методики решения задач выделения коллекторов, оценки характера их насыщения, прогноза их отдающих возможностей и конечного коэффициента вытеснения нефти и газа опробованы на материалах 7-ми скважин Уренгойского, Тенгизского, Карачаганакского и Астраханского месторождений.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения и 6 глав. Общий объем работы -42,0 страниц, § таблиц и £ рисунков. Библиография включает наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Ибрагим Махмуд

ВЫВОДЫ

1). Геологические результаты проведённого статистического группирования вскрытых скважинами продуктивных отложений, несмотря на ограниченность использованного материала, показали важность и целесообразность подхода к интерпретации данных ГИС и керна с целью построения достоверных геологических моделей и, что особенно ценно, позволяет наметить пути наиболее рационального освоения нефтяных и газовых залежей. Несомненно, данная работа должна опираться на надёжно разработанную структурно-геологическую модель.

114

2). Пример со скважиной 1355 Уренгойского месторождения показывает возможность оценки фильтрационно-ёмкостных параметров сильно водонасьпценных терригенных коллекторов. Проблема их получения актуальна для многих месторождений Западной Сибири.

3). Выбранные для исследования карбонатных коллекторов разрезы уникальных месторождений Тенгиз (нефтяное), Карачаганак (нефтегазоконденсатное) и Астраханское (га-зоконденсатное) могут в какой-то степени считаться эталонными. Дифференцированная оценка тех или иных преимуществ исследованных разрезов по типам пустотного пространства, значениям коэффициентов гидрофобизации пород, динамического и капиллярного вытеснения позволяет в каждом конкретном случае выбрать оптимальный режим освоения залежи или вторичных методов воздействия на продуктивный пласт.

4). Необходимость оценки доминантов типов разрезов с качественной стороны для ограниченного как в работе материала и количественно при изучении всего месторождения даёт возможность более рационально размещать эксплуатационные скважины. Так на Тенги-зе и Карачаганаке в полосе рифовых холмов, где повышенная трешиноватость пород и тесная вертикальная гидродинамическая связь дебиты скважин на порядок и более выше, чем в лагунной части. Кроме этого, метод статистического группирования даёт численные значения параметров и создаёт условия для более аргументированного районирования площади месторождения по различным фильтрационно-ёмкостным свойствам продуктивных отложений.

5). Следует отметить важную роль оценки степени гидрофобизации продуктивных отложений, которая влияет как на отдачу пластов, так и на их приемистость их при закачки вытесняющих компонентов.

115

ЗАКЛЮЧЕ НИЕ

Настоящая работа посвящена проблеме повышения эффективности решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии по скважинньщ данным: результатам анализов керна, материалам геофизических исследований скважин - ГИС и результатам испытаний пластов. Объектами исследования были выбраны продуктивные отложения сложных типов: а) терригенные отложения с глинистым и карбонатным цементом, б) карбонатные отложения, имеющие сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства.

В диссертационной работе предложены схемы группирования выбранных типов продуктивных отложений. С помощью этих схем производится группирование продуктивных отложений при решении той или иной поисково-разведочной задачи: выделения коллекторов, оценки характера их насыщения, оценки их отдающих возможностей, оценки подсчет-ных параметров и подсчета запасов нефти и газа, прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти и газа. Для каждой группы отложений названные задачи решаются по-разному.

Для практической реализации предложенных схем группирования предлагается использовать методики комплексной интерпретации скважинных данных (материалов ГИС, результатов анализов керна, результатам испытания пластов), базирующиеся на системах многомерных моделей петрофизических взаимосвязей. Такой подход позволяет существенно расширить набор характеристик продуктивных отложений, оцениваемых по скважинным данным, более детально изучить продуктивные отложения сложных типов, иршести их группирование при решении названных поисково-разведочных задач и для каждой группы с помощью различных методик эффективно решить эти задачи.

116

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Ибрагим Махмуд, Москва

1. Авдусин П.П., ЦветковаМ.А. О классификации коллекторов нефти. Доклады АН СССР, т-ХП, вып-2,1943.

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

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

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

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

6. Белоусова М.Г. Типизация терригенных пород девона Волгоградской области по промыслово-геофизичееким данным. Труды ВолгорадНИПИнефть, вып-2 5,Волгоград 1976,с-13-17.

7. Венделынтейн Б.Ю. Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М,Недра 1978.

8. Данилова Т.Е. Долженкова И.М Порман Ю.С. Розенберг И.Б. Результаты пересчета запасов нефти на основе применения предлагаемой классификации пород-коллекторов. Труды ТАТНИПИнефть, 1978,№38, с.42 48.

9. Дахнов В.Н. Элементы классификации карбонатных коллекторов по геофизическим данным. Труды МИНХиГП, вып. 102Д1.Недра 1971,с-77-80.

10. Дахнов В.Н. Геофизические методы оценки коллекторских свойств и нефтегазона-сыщенности горных пород. М.Недра, 1975.

11. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин, 2-е изд-М-Недра 1982.

12. Дахнов В.Н. Геофизические методы оценки коллекторских свойств и нефтегазона-сыщенности горных пород, 2-е изд. М.Недра 1985.13. Дементьев JI.C., Акбашев Ф.С. Файнштейн В. М. Изучение свойств неоднородныхтерригенных нефтеносных пластов. М.Недра 1980.

13. Изотова Т.С. Пуш А.О. Седиментологический каротажный анализ основа прогнозирования геологических разрезов. Доклады АН УССР.сер-Б, №10,Киев 1986.

14. Изотова Т.С. Денисов С.Б. Венделынтейн Б.Ю. Седиментологическийанализ данных промысловой геофизики. М.Недра,1993.117

15. Ильясов О. И. Повышение эффективности геофизических исследований скважин на нефтяных месторождениях восточной окраины Русской платформы. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, фонды МИНГ,М. 1985.

16. Итенберг С.С„ Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных скважин. М. Недра, 1984,

17. Калинко М.К. Об общей классификации коллекторов нефти и газа. «Геология нефти и газа», 1958,№7,с.44 52.

18. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М. Недра, 1977.

19. Кравчук М. С., Дмитриева Р.Г. Классификация коллекторов нефти и газа Кумской свиты нижнего мела Западного Предкавказья. Труды Краснодарского филиала ВНИИ, 1966, вып.17,с.314 323.

20. Карпов П.А., Белоусова М.Г. и др. Характеристика основных генетических типов терригенных коллекторов Волгоградской области. Труды ВНИИНГП, вып. 14, Волгоград, 1969,с. 192 207.

21. Кринари А. И. Коллекторы нефти. В кн. Нефтеносность девона востока Татарии. Труды Каз. филиала АН СССР,т.3.1963,с.96 129.

22. Свихнушин Н.М. Использование петрофизических связей при классификации перовых коллекторов нефти и газа. Петрофизика коллекторов нефти и газа. Труды МИН-ХиГП, 1975, вып. 115, с.213 219.

23. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л. Недра, 19 74.

24. Смирнова Н.В. Классификация терригенных коллекторов нефти и газа основанная на определении степени цементации. В кн. «Миграция углеводородов и условия формирования коллекторов нефти.» М. Недра, 1982.

25. Таратын Э.А. Оценка коллекторских свойств терригенных пород на основе их классификации. Прикладная геофизика.", 1972,вып. 68.с. 178-182.

26. Таратын Э.А., Николаевский Э.Ю. Определение характера насыщения терригенных коллекторов путем их классификации. "Прикладная геофизика.", 1972, вып.68,с. 194-201.

27. ТеодоровичГ. И. Учение об осадочных породах. МХостоптехиздат, 1963.

28. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. М. Гостоптехиздат,,1945.

29. Ханин А. А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. МТостоптехиздат, 196?.

30. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М, Недра,1969.

31. Хельквист В, Г. Оценка промышленной значимости гранулярных пород-коллекторов нефти и газа. Геология нефти и газа", 1984,№11,с.12-15.

32. Шарапов И.П. Логический анализ некоторых проблем геологии. М.,Недра 1977.

33. Шахгельдиева Е.А. Сулейманов Ю.А. Оценочная классификация коллекторов продуктивной толщи месторождения Карабаглы и Кюрсангя. В кн. "Вопросы разработки, геологии и бурения месторождений нефти и газа," Баку,Элм, 1978,с. 83-91.118

34. Шишигин С.И. Оценочные классификационные шкалы коллекторских свойств продуктивных пород мезозоя Западно-Сибирской равнины. Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1978, вып. 130.С.108 115.

35. Эйдман И.Е. Виды песчаных коллекторов Нижнего Поволжья. Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики, Саратов 1966.

36. Коваленко А.Г., Козий Н.Ф, Связь минералогического состава цемента пород и коллекторских свойств нижнекаменноугольных отложений Ддв. В кн. «Разведка и бурение на нефть и газ.» Труды УкрГИПРОНИИнефть, Киев, 1978, вып.22,с.36 38.

37. Литология и породы коллекторы на больших глубинах в нефтегазоносных провинциях Украины. Киев, Наукова думка, 1983.

38. Нефтегазоносные провинции Украины. Киев. Наукова думка Л 985.

39. Рухин Л.Б. Основы литологии. М. Недра, 1969.

40. Петтиджон Ф. Осадочные породы. М.Недра,1983.

41. Энгельгардт В. Поровое пространство осадочных пород. М. Недра, 1964.

42. Венделыптейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом самопроизвольных потенциалов. М. Недра, 1966.

43. Свихнушин А.Н. Гранулометрический состав и петрофизические параметры тер-ригенных пород. «Нефтяная и газовая промышленность", 1990,№3, с14 16.

44. Свихнушин А.Н. Использование классификационных схем при интерпретации данных ГИС. ЭИ ВНИИОЭНГ Нефтегазопромысловая геология и геофизика. 1990 №1 с-11-14.

45. Дементьев Л.Ф. Решение задач нефтепромысловой геологии с применением вероятностно-статистических методов. Диссертация на соискание ученой степени доктора г.-м-наук. М-1972. фонды МИНГ.

46. Макеев В. Г. Свихнушин А.Н. Обоснование петрофизических моделей для интерпретации данных ГИС. Нефтяная и газовая промышленность 1987,№4. с-27-28.

47. Дебрандт Р. Теория и интерпретация геофизических методов исследования скважин. М. Недра, 1978.119

48. Свихнушин А.Н. Выбор вида и степени полинома для определения коэффициента пористости пород по данным ГИС-М-1990-Депонирована в ВИНИТИ 10.07-90-, №3820 В90.

49. Петкевич Г.И. .Пригулко Г.И. .Усенко Ю.Н. Применение акустического каротажа при решении геологических задач для разрезов песчано-глинистых коллекторов. Киев. Наукова думка. 1982.

50. Отчет по теме: "Пересчет запасов нефти Бугреватовского месторождения". УкрГИПРОНИИнефтъ. Киев, 1988.Авт: Селюзкин Е.Ф., Козий Н.Ф. ВалееваС.Г.

51. Отчет по теме: "Пересчет запасов нефти Козиевского месторождения " -УкрГИПРОНИИнефть, Киев, 1987 -Авт: Крунекий Б. Л. Пятигорская М.Л.

52. Латышева М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа-М-Недра 1986.

53. Латышова М.Г., Нейман Е.А. Количественная оценка полезности методик разделения объектов на два класса. В кн. Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин. Труды МИНХиГП М. Недра. 1971 .С-165-169

54. Проблемы поисков залежей нефти и газа на севере Западной Сибири. Львов 1985.

55. Разработать методики определения эффективной мощности и пористости для различных типов коллекторов ачимовской толщи Уренгойского нефтегазоносного района. Отчет по договору 4/91 за 1991г. С-Петербур1\1991.Авт: Лебедев Б.А.

56. Интерпретационные модели определения водонасьпценности песчано-глинистых пород по данным ГИС. "Разведочная геофизика.", ОИ ВИЭМС, 1988,вып. 14.

57. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофзики. М-Недра 1979.

58. Б.Ю. Венделынтейн, В.М. Добрынин, Д. А. Кожевников «Петрофизика» М-Недра, 1990.

59. Н.И. Нефедова, Н.А. Пих. Определение коэффициента нефтегазонасыщенно-сти терригенных коллекторов. М. Недра. 1988.

60. Свихнушин А.Н. Палетка для оценки характера приока и коэффициента газонасыщенности коллекторов ачимовской толщи Большого Уренгоя. Труды СибНИИНП, Тюмень,1996.120

61. Бабушкина А.Н. Выделение коллекторов и определение их подсчетных параметров ачимовской толщи Уренгойско-Пуровской зоны Западной Сибири. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата г.-м.наук. Тверь 1995.

62. Фоменко В.Г., Бабушкина А.Н. Трухнин В.Ю. Выделение и оценка коллекторов ачимовской толщи Уренгойско-Пуровской зоны. Тезисы докладов на "Комаровских чтениях" 1995г.

63. Результаты петрофизических исследований пород-коллекторов ачимовской толщи Уренгойского месторождения. Отчет-Отв. исполнитель Петерсвилье В.И. М.1993-фонды ВНИГНИ.

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