Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Исследование влияния термодинамических условий в разрабатываемых нефтяных залежах на результаты определения параметров коллекторов по данным ГИС (на примере Туймазинского месторождения)

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Исследование влияния термодинамических условий в разрабатываемых нефтяных залежах на результаты определения параметров коллекторов по данным ГИС (на примере Туймазинского месторождения)"

МИНИСТЕРСТВО ГЕЮЛОПТИ СССР НАУЧНО-ПГОИЗВОДСТВЕННОЕ ОКЫДШЕНИЕ "С0СЗПР0!ЛГЕ0Й!31Г^"

На прзвзх рукописи УДК 550.832:23

ГРУБОВА ЛВДМИЛА НИКОЛАЕВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯШН 1ТЗИЛ0ДИНАШЧЕСКИХ УСЛОВИЙ В РАЗРАБЛТЫВАЕЖ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕШ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГНС ( НА ПРИМЕРЕ ТУЯМАЗИНСКОК) МЕСТОРОЖДЕНИЯ )

Специальность 04.00.12 - Геофизические метопы поисков и развгтки месторождений полезньт. ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации ва соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических паук

, Калинин - 1990

{ • *

. ■ ri-j - 2 -' • \

¿.i/^trttoia выполнена в научно-производственном объединении "Couan^oWeoфизика" Министерства геологии ХХЯР.

Научный руководитель - доктор технических наук Фаонов A.Z.

Официальные оппоненты - доктор технических наук Наглк k.Z.

- кандидат reo лого-ми нералп: -ческах каук Фоменко Б. Г.

Ведукее предприятие: Производственное объединение "5а пне i? егео за ка "

Зашита диссертации состоит-я £8 аиня 1SS0 г. в 15.30 на заседании специализированною ' эета 2 071.18.01 в научно-производственнох объединении "^пзпромгеогазика" по адресу: 170000, г. Еаллвин, уд. Правда,

G диссертацией ложно ознакомиться в библиотеке ЕПО "Сосз-npoMreo^asaKa".

Автореферат разослан "__ 1990 г.

Отзывы на автореферат в пвух экземплярах, заверенные :еча?ьг организации, просьба неправлять Ученому секретаре зпецйалхзированного совете.

Ученый секретарь

саециалгзарпванного ответа

доктор геолого-минсрал^гическах

наук С^ /¿.Я.Околов

- о -

СШЛЯ XAPAI'TEP.ICTIKA РАБОТЫ

ачттаччгог.ть то'.щ.

В последние годы для ряда н. „тяных месторождений нашей страны -mc.ryr.ivin поздняя (завершающая) стадия разработки. Одним из их является Ту;_:зз::нское месторождение. Длительная эксгиуатация девонской з лежи этого месторождения привела к значительному изменению шгаст^чог давления относительно первоначального и к существенному опреснению пластов о Л золы. Наплетшего контроля метода: л ГКС за происшедшими из мси^иями на месторождении не проводилось. Все это сделало затруднительна игл практически невозможном производить оценку насдценности прослоев и определен э их "оллекторских свойств и?-за близости удель las: сопротивлений не^тенасьдс; тых прослоев по используемому и утверк донному для 5К с г.- уа т э Ш1 р-пдпе скважин стандартному комплекс,/ ГШ.

3 настоящее время при исследовании глубоких скважин, наряду со стандартны.»! (ПС, Ж, ЕКЗ, НС, ИК, НПС, ГК ) методами ГИС, применяю1 ся -зкже акустический (АК), в том числе волновой (ВАК), плотностной (ГШ), гидродинамический (1Ж), волновой диэлектрический (ВДК), ядер но-ыагнитный (Я.К) методы каротажа, : также одробователи пластов на кабеле (0IK).

С цалыэ изучения различных изменений, происшедших на ыесторожде-нии, вступившем в завершай"^ стадию разработки, на Туймаггнском нефтяном месторождении било пробурено и исследовав 24 оценочных скваки-ни. Чз продуктивных отложений вынесено максимально возможное (практически полное) количество керш , на котором проведен полный комплекс петрофизическиз: исследований. Эти отложения исследованы также максимально возможным комплексом ГИС.

Анализ полученной геолого-геофизической информации показал, что месторождение в поздрей стации разработки 'находится в состоянии .динамического нераввозесия. Петрофизические связи между основными под-

счетншл параметрами к гео^кз1гческ;злн данной отличаются от перво!"— чалышх. Наблюдается такзе определенное изменение свойств коллегте"..

В вязи с этил стала очевидно! необходимость изучения ъглшгм: новнх, возникши в результате разработки !.'°стора-де!гия, факторов ил показания акустического, радиоактивного и другие в;гг,ов клротптэ, установления новых взаалосвяьсй и завксимостеЛ, «

еся состояние месторождения.

Актуальность тепы определяется возмозюстю использования полученных научних результатов !гг; друппс г.'есторохяе'кях с нгентт'дг.'и гоо-лого-тохническимя условиями, вступзшипс г--;; находящихся в завср:^:;::^:'. стадии разработки, повысив тем спм:г.! я.»1«рыатпвн?с?1> и г.сстспоргсс-:, деятеле, пег.ользуемях цчя •мгбора "экболео оятяуэлыляс ро.т:?.:о2 геог.луч-ташш.

Целью диссегтэгглонноД гобо': --1 является разработка методик определения по да нним ГИС пористости г: насыщенности продуктивных пластов месторождений, находящихся или нступаппих в заверсапсую (поздиглл) стация разработки.

Основные задачи исследований.

1. Изучение влияния пластового давления и минерализации вед яь характер связей мачду петро£нзическп:.!и параметрами и показаниями методов ПК (в первуз очередь, ЛК и ВАК) применительно к условиям зэ-волнения не<**гяноЯ залета.

2. Изучение возможности использования энные АХ и ЗАК сиск-..л характера текущего не^тенасинения пласта на озводяяетлсся месторождениях.

3. Усовершенствование методики определения коллекторсклх свойств и текуцей нефтенасысенности пласта по дашвд комплекса П'С с учетом пластового давления и минерализации тестовой вод;;.

4. Усовершенствование обшей схемц обрзботки данних геофизических исследований, получешшх в скважинах заводняемого неттятгого

месторождения и её опробование в производственных условиях.

Кпучпэя новизна результатов псслепппттй.

I. Ус-яновлсно существенное, не известное ранее, влияние гекущег пластового цашгегаш и других процессов, происходящих при заводж..ши песчаников Ту:'имаз1:нского месторождения, на интервальное время и затухание, регистрируемые при акустическом кароттзе.

2 Разработан способ выделения обво.дненннх прослоев, основанный нч устансгленном интенсивном затухании акустического сигнала, в инте] гм.гтпл с явухкомпонент1;л1 (тцонефтяным) насыщением.

3. Предгтокена методика эделения коэффициентов текущего водоне е\~;ения и тористости по г'ниш электрического л акустического карота-;-е" с учетом процессов, происходящих в нефтяном пласте при его заводнении.

¿Грактпческэч ценность работы состоит в повышении достоверности (до ЗСЙ) интерпретации данных ГКС, в сникешга вероятности ошибочной опенки характера насыщения пласта, подвергающегося обводнению, в еоз-ысшгсти получения из него пластового флюида.

Внедрение результатов исследований.

Результат:-; исследований были использованы при разработке метода интерпретации данных акустического каротажа на .длительно разрабатыва мых месторождениях и методики оценки коллекторских свойств и насыщен ности продуктивных песчаников на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки.

Положения диссертационной работы включены в изданные в 1986 г. "Методические указания по обработке и интерпретации материалов акусти ческого каротаяа неагяных и газовых скважин", утвержденные Г&шгео ССС1, которые наоли широкое применение.на производстве.

Газработанные .диссерт нтом методики оценки ноллекторских ~2о:":с'гз и методика оценки характера насыщения продуктивных интервале ~о затуханию продольной волны и ВАК применялись при интерпретации-

материалов ГКС новых оценочных скваетгн и некоторых эксплуатпцпстг:;:-; на указанном месторождении. Результаты исследований учитывались состав-~лтчи рациональной схемы изучения коллекторов на .мссторсптсшт-ях, находящихся в завершающей стадии раз^ботки.

Апробация работа.

Основные положения диссертации докладывались на НТК молодых ученых и специалистов Главтшеньгезлогии (Тп.-ень, 1982 г.), ira кон'Терои-пии "Основные направления совершенствования комплексных геофизических исследован!. ; при поисках меоторондетьЧ полезшгс ископаемых в Сибири и на Дальнем Востоке" (йркутсч, 1983 г.), на областной 11ПК молод;« ученых и спе: .талистов Тюменского геофизического треста (г.Т-х-снь, ГЭС-i г.) на областной НПК "Разработка агпататуры промцслово-гоогТиззтчсских нс-следоваш!й на нефтегазовых Mecíорояцеттях Западной Сибири" (Т>::;онь, IS87 г.).

Личный вклад диссертанта.

. Диссертация базир*'с.тся на исследованиях, выполненных диссертан-тш в отделе сейсмоакустики ВНКИГИСа в течение 15 лет. Диссертант принимал непосредственное участие в обработке геофизических материалов и подготовке заключений по всем оценочном сква~инам Туймазинско-го месторождения.

Под руководством .диссертанта и при его непосредственном учзстии выполнены на ЗКМ теоретические расчеты волнового паля в скваплте и проведены экспериментальные исследования на керне.

Диссертантом била поставлена и решена задача по распространение звука в консолидированных средах в условиях, когда горное давление превышает пластовое, а пластовий флюид представлен смесь» гзщкостей.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 9 научных работ.

Объем и структура твботы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заклгченпя.

Содержание рзботы излажено на I.6I странице машинописного текста, зклвчзгащих 44 рисунка и 14 таблиц. Список литературы содержит 75 па-ге.:сновг'тй.

Из различных этапах выполнения диссертационной работы автору оказывали помощь сотрудники BHJEOTíC к.т.н. Бавдов В.П., Алтын^Зива ОД., Замалетпинов М.А., ФэрыгаЛ.И., к.г.-м.н. Мэлинин В.Ф., сотруд-отпей В1КПЯ к.т.н. КозярВ.О., х.г.-м.н. Яценхо Г.Г., которым автор выражает сво:о признательность.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководители я.т.н. Слонову и профессору Зендельптейку Б.Ю., оказавшему помощь во время обучения в аспирантуре 'ЛЯГ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБ01Ы

В перт": главе рассмотрено геологическое строение Туймазинского месторождения, дается краткая история его разработки. Показано, что вследствие примененного при разработке залежи метода интенсификации посредством нагнетания в продуктивные пласты вода произошло непредсказуемое изменение пластового давления (Р^), минерализации пластовой воды (рв), температуры пласта (Тш). Эти изменения привели к тому, что ста то практически невозможно оценить пористость пласта и характер его насыщения.

К настоящему времени разработан ряд геофизических методов и методик, предназначенных .для выделения обводненных интервалов. Проведенный диссертантом анализ .л использования на Туймазинсксм местора дении показал следующее.

На .длительно разрабатываемых месторождениях из-за обводнеяност.1 прослоев водой различного удельного сопротивления могут быть искаже ны показания ЕЮ. Это приводит к тому, что использование этой информации .для определения параметров может привести к значительным ошиб

кам.

Методика использования обстного АК по скорости и ззтухглпг г волнового АК, разработанная для раззедоятшх ¡re экеплустигугг;:* -рождений, .для полностью обводнеипгх мостороязсниГ. прз^тпчгс;::: менима. Объяснение поведения Kr.mirx Ai и аС . запясянязлс в нах Туймазикского месторождения потребовало проведения сп-пизл:-:::.-: теоретических и экспериментальных исследован::?,.

Информация об изменении пластового даплекм по глубине го измени могно получить, выполнив исследования ГДК. Анализ получегппк данных свидетельствует о повысетот величин пластового давлегая на поздних стадиях разработки. Однако повышение пластового дзрлс:г.:я не означает, что пласт обводнен пресной водой. Сто липл, сгплота:^:-:-вует о то:.., что пласт находится г-о!!о интенсипнсго обводнения. По

л

данным ГДК так?о мо.-но судить о ;:еротскзх закачиваемой поля из едкого прослоя в другой и разобщенности разрабатываемых интервалов.

Достоверную 1Ш$орлэпиг> о ьзлыденности пласта .'.»а—но ;:олуч::т:-.. применяя ОПК. Анализ проб позволяет по больному сбъему ?л::?срсг с::с— нить параметра нэстэпгеК пласт падкости и прокоятрелироьать яг-*.*о:г-ние по глубине е§ свойств, (удельного электрического сопротивления р плотности б" и других).

На основе выполненного ана.лизз сделан внвод. что используемые в настоящее время способы выделения по Г!'С обводненных проглсег- Ci~c-ме ЦК) не учитывают влияния на измеренные параметр: измек^гп:*.. пт-г-исшедшх с пластовыми давлениями, минерализацией глзстсг.а ."ji озта из них в отдельности не обеспечкпзет достоверного тегте::"" стояпих перед ними задач.

Во второй глазе описаны результаты изучения влияния на ГИС горного ж пластового дзадеякД, а тагг.е возможности оятезележж по D5C основных параметров коллекторов, Лзучекиж злился гордого :: пластового давления на показания АХ поовядск большой объем теоретических и экспериментальных исаледований. Выбор метода АК з дсчьств-с

основного связан с том, что на показания именно этого метода Ш4. 6слъ™о всего сказывается изменение пластового давления.

Согостпмешгсм информации о Ali , измеренной в скважине и на кер не, бя-го устаноалс:: :> двухкратное превышение первого ндц вторим. Дня ышскетш причин, приведших к несоответствию определения этогг пара-гетра к uiv.ii. способами, а таю=се возможных несоответствий в других акустических параметрах, рассчитаны скорости и затухания акустическо-

сигнала в консолидированной пористой средо, заполненной смесью глзстоаой (irai пресной) воды к нейтью. При расчетах применялись поло :-:енкя теорш Бло-Ьиколь-вского-Стодла. Было ус зновлено, что при да — стае гни прослоя смосьа нефти и воды затухание продольной ватны увели чпбз^гся. Наибольшее ,tj сличение сС проявляется в песчаниках пористостью 25-3В нефтенаекценнше песчаниках затухание продольной волны несколько выше, чш в воцонаенщенпнх. Такое превышение отмечается и другими исследователями.

Для изучения влияния пластового давления на скорость и затухание акустического сигнала были поставлены специальные исследован-л на образцах керна. Измерения выполнялись на установке ИФЕС. Установлено, что с увеличенном пластового или падением эффективного давления, создаваемых нагнет: гаем в керн минерализованной едкости, шил: туда акустического сигнал? снижается. Наиба з интенсивное снижение амплитуды наблюдается при уменьшении эффективного давления с 30 МПа до 20 МПа. Ониаение амплитуда превышает погрешность её измерения и поэтому ыат.ет отразиться кг диаграмме АК. Тем самш уменьшение амплитуды монет алунить диагностическим признаком повышения пластового давления, сопровокцащего, как цгэвило, обводнение пласта.

Влияние плас^озого флюида ыокет быть искаяено наличием зоны проникновения фильтрата ПН. С целью выяснения изменения амплитуды i скорости акустического сигнала в пласте с зоной проникновения двум* способами были выполке- i расчеты волнового поля. В первом способе-

- го -

моделировалось распространекпо сигнала, 1гредстзале:птого б виде пульса Берлаге с частотой, соотзетствуисой частоте AÄ. Пр;; стогт.-способс синтезировалась волновая картина. 3 первом случае у-злооь рроследить измене1гле фор.ш еолноеой кзртшгл ¡i зэпис::мостп от глуб:::-:: зоны проидновения. Обнаружено, что зона прошгкнозення умоньг.ае? уровень сигнала и изменяет его (Торга. С уваигчештем глубины зота гтрэ-никновения амплитуда первой (¡ози г.рактичсски но меняется, амплитуд::

второй фазы уменьшается максимум на' ICfJ. Это укладывается л продол;:

АЛЛ

погресности "з.мерения амплнтуг.ц при АК и, следовательно, получения неискаженной инфошагоп о породе необходимо регистрировать амглпту:-;-сигнала Ар ч окне, меныгем, чем 3 периода колебаний. Аналогичное тсн-яние оказывает зона проникновения и на величину Л t .

При расчете синтезированной 'олновой кэртлга устзнту.оио. что образование в лласте зо:гы протглгленпя приводит к измоненг-яг, подсб-mss изменениям, езкзантпм с увели ¡егагем дизгетра схвзгспп;. 1Ьмс:»яог-ся время прихода псевцорелговско5 волны. Сорма ЗК прзктнчос:" не яяе ся. На величины ät 1. Ар зона проникновения глубиной по бате» 3-х диаметров сква.?-ини явно не скззыззется.

Долгое зремя считалось, что на болыл:х глубинах вертикальная г горизонтальные состэвля:-тзтп всесторогптего -аатегнл угаз}пс,п::т".я. Г-?: привело к тому, что величина всестороннего давления о::зззлзс:> птггтт-чески не изученной.

В последние гозш для определения всесторажегс давления предлат.енэ форг.'ула, учитывз:пзя неравенство вертикальной ( ^ ) ¡; горизонтальных составляотих напряженности <v

б"г = 1/3 ( % + 2Кб) • Н -в-д где &г - всесторонне давление; б~2 - вертикальная состаалягсдая напряженности; Kö - коэффициент бокового jaenopa; = ^ № - PJ ; у - коэффициент Пуассона; 2 ~ ускорение свободного падения; П -глуезна зялегзнпя пород; & - средняя объемная плотность пород.

Для о::е;п<п возможности использования БАК .для определения С ,<ов го горного цзалеши по ряду скважин Тетрил и Башкирии было лроведе но со: осгэвлониз измеренных и рассчитанных значений Р^ок.

Значения скоростей продольной и поперечной волн определял..зь г С'.чП к ВК. Рассчитанные горные давления оказались достаточно близки, кпмерекпыы.

Палучсннне результаты позволили объяснить существенное повыше-п:е А( при увеличении пластового давления на месторождениях, .длительное время находящихся в разработке. Такое повышение было вперв: о:?.;ечоно при изучешги девонских песчаников Туймазинского ыесторсяд кил. 3 скв.2С05 среднее значение оаененсепо СКД К^ = 0 38 приб" г 22 '.Пл. 3 зависимости от Р^ элективное давление С в этой скв жине мажет изменяться от 1-2 до 10-15 !,Ша. Разшшо между 6" г и <Г ~тиводи? к изменениям в величинах сС . Причем наиболее интег

еявное затухание сС и резкое снижение Ар наблюдаются с увеличен!

V

Изучение влияния изменения пластовых давлений на величину НП

проводилось путем сопоставления результатов определения Кд на кер

и оценки по НТК. При этом установлено, что разница между значения:

К^ оценс:г::;:/и различными способами, изменяется от I до 6%. Для в

гения прлчкн таких расхождений были проведены расчеты, которые по

зали, что для нефтенасицегтпс пластов пористостью 20-2555 их оценк

еыш . занижен*

по НТК мажет быть закххена на 6-8^, а в водонаскщенных '• на 2%. Л

сертант объясняет занижение взяененкеы пластовых давлений, следет

ем чего является образование или отсутствие зоны проникновения

фильтрата Ж.

Изменение эффективного давления сказывается на показаниях а. ричесхих методов каротажа - ЭК. На основе данных исследования ке; ирп воздействии различных 6" эф бшш изучены петрофизические сн ? (Х^). Установлено, что .для пластов, которым свойственны повыше:

. - 12 -

пластозке давления (а эт>. , как прагчло, низкопоровые коллекторы, находящиеся при малом эффективном давлении), значения относительного сопротивление Р = рвп/рв значительно отличаются от ве. лчины этого параметра, оцененного по зависимостям, построенным ^анее для РЭф.

Изучая удел: тше электрические сопротивления зон проникновения пластов, находящихся в разработке, установлено, что размеры зоны проникновения в течение времени изменяются. Б внсокопоровых коллекторах после 4-5 дней зона проникновения начинает расформировываться, а в низкопоровых в течение всего времени исследования (9 дней) происходит её формирование. Из этого следует, что при количественной*оценке остаточной насыщенности по величине удельного сопротивления промытой зоны или зоны проникновения необходимо предварительно определить размеры зон.

В третьей главе излагается методика интерпретации материала ГйС при спре ленки пористости, насыщенности и .озмозной нефтеотдачи пласта.

В качестве основной геофизической информации при "»наделении Кл рекомендуется использ зать данные АК. Учет "линния изменений кастового .давления на величину рекомендуется производить по установи-

лен-ой зависимости . Величину пластового давленая следует

ДГцуч

определять по данным ГДК или ОПН.

Пористость чистых песчаников определяется непосредственно по приведенному к первоначальному давлению значению &{. . При определении пористости глини-тнх песчаников данные л£ комплексируются с У у являющейся критерием глинистости. Наличие корреляционной зязи мегду

Уу и Сгл позволило применить для определения Кд в глинистых песчаниках зависимость Кд =-0,144+0,001564^ -0,0СЮ205РМ-0,4956СГЛ+ +0,1Э2СГ|.

Диссертантом проведен анализ результатов определения 1С, та ко не и по ТЕ с учетом к без учета влияния пластового "явления .?£ и:-

ходную геофизическую информацию. Установлено, что при определении пористости в глинистых песчаниках неучет пластового давления приводит к дополнительной, довольно существенной, погрепности при значительном отклонении Рд, от первоначального.

3 условиях обводненности пласта наиболее.информативным метода, ГЖ при оценке характера насыщения является ОПК. Характер насыщена по ОПК оценивается достаточно надеяяо по содержанию метана в проба: в нефтеносных - 20-60£, обводненных и ьодоносных - 60-100%. Неблап приятными факторами при использовании 0IK для оценки характера нас! щенкя пласта являются добавки в 1Ш нефти, а также образование зоны проникновения, превышающей зону дренирования. При интерпретации дз] них ОПК используются сведения об УЭС отобранного фильтрата. Привл! чение данных об УЭС, впервые осущественное диссертантом при изучен Туймазинского месторождения оценочными сквакинами, существенно пов: сило достоверность оценки характера насыщения. Методика оценки хар тера насыщения пласта по параметрам, регистрируемым при АК, основа на теоретических расчетах, экспериментальных исследованиях и стати ческом обобщении данных каротаяа и результатов испытания сксагдн.

Для выделения обводненных прослоев рекомендовано применять па метр А/А^,акс. где А и - текущее и максимальное значение ампл

гуд акустического сигнала, наблюдаемых в явно водоносных пластах с такой же пористостью. При нагнетании в пласт воды иной минеролизац чем пластовая, образуется смесь нефти с водой, которая приводит к уменьшению амплитуды АК.'Построенные .для Туймазинского месторскдек криЕые распределения относительных величин амплитуд для водоносных нефтеносных и обводненных пластов, показали, что водоносные пласта пласты, промытые при разработке минерализованной водой, могно выде по минимальному затуханию и максимальным амплитудам (0,9-1,0). Для характерно пониженное значение УЭС. Обводненные пласты и пласты, с держание смесь из нефти и воды, выделяются минимальными змплптудаь

диапазон 0,2-0,7) и повышенным затуханием. В таких пластах 7ЭС из-еняется в широки.: пределах. Для нефтеносных пластов характерны поименные (от 0,5 до 0,9) ашшгтдн продольной волны, не превышайте мплитуд продольной волга в водоносных пластах.

Амплитуды поперечной волны интерпретируются по-иному. Здесь так-

« макс

, где А т , А; ,,

макс

текущая и

е выбирается параметр A^ /А аксиальная амплитуды поперечной волны. Минимальные затухания амшш-уды свойственны прослоям, насыщенным смесью нефти (40-6055) и вода, ля нефтеносных пластов, амплитуда/ меньше, чем в прослоях со сме-анным. флюида*.-;, а водоносных - либо больше, либо практически равны ¡мпг^тудам в обводненном прослое.

Для оценки х ^актера насыщения пластов по АК, в готорых Р^ 1еньпе или равно первоначальному, предлагается следующая схема:

Ьгаст

7ЭС См-м

Ал,

'макс

Плиток

¡одоносный 1ефтеносныЗ

)бводнешшй [нефть с водой)

Троьытый

0,3 - 1,5 3,0 - 87,4

0,55 - 4,0 1,0 - 27,0

0,9 - 1,0 0,4 - 0,9

0,2 - 0,7 0,9 - 1,0

вода

яе®тт. "ефть с ке-болы_лм содроганием зо.ды

нефть (содержание воды большее, 50%)

вода, возможно пресная

Для пластов с Рп^,большим первоначального, методика оценка характера насыщения пласта заключается в следующем. При анализа результатов измерений АК, выполненных в скважинах Туймазинского месторождения, установлено, что падение уровня амплитуд, презшпаг ее погрешность измерения, наблюдаьгея при эффективном .давлении в 15 МПа. Если

1

учесть, что горное давление здесь с учетом бокового давления составляет 22-25 МПа, а первоначальное пластовое 17,0 МПа, то при мале:!зем повышении пластового давления должно наблюдаться повышение зат^з:-™-

и падение уровня амплитуд (глава 2). В этом случае : ослой сио~

ся по ГШ как обводняющийся, из него должен быть получен приток не ти с водой. Количественная оценка текущего и остаточного коэффзщке та нефтенасыщения невозможна без сведений об удельном сопротимени пластовой воды - *

Анализ геолого-геофизических материалов показал, что УЭС плас товых вод меняется не только от скважины к скважине, но и внутри пласта. Эти изменения необходимо учитывать при определении коэффг циентов нефтенасыщенности.

Для оценки удельного сопротивления ыастовой вода рекомендуем использовать приведенную выше схему. Диссертантом установлено, чт< обводнявшихся пластах реальная оценка мохет быть внполнена с ш мощью ОПК. УЭС смеси, отобранной при ОПК, мояет бить использовано наименьшей ошибкой в качестве УЭС пластовой воды только при меньшем 1,5 и радиусе дренирования, превышающем 35-40 см. Это дос гается применением пробоотборников объемов Г4-20 дм3.

Благоприятные условия для определения УЗС пластовой воды соз ются при использования пробоотборшков, позволяющих проводить отд ление последней части пробы.

Исследованиями Кошмка З.И. и .др. показано изменение парамет Р и Рн в зависимости от изменений в минерализации пластовых вод. Опреснение пластовой вода проявляется наиболее сильно в глинпсп породах. С увеличением глинистости величина Рн возрастает. Прп г; нистости Г7,05? ошибка в определении Рн мокет достигать 300£. Сле; вательно при определении текущей нефтенасыщенности на местороЕде; .длительное зремя находящемся в разработке, необходимо учитывать .: фактора: изменившееся пластовое давление и минерализацию пластов воды. Для определения параметра Рн рекомендуется формула

_ ¿/(П.К-Р.р )

4 ' t

гае Д - коэффициент поверхностной проводимости; для условий Туйм

Рн

ких скважин он близок к - УЭС пласта; _рв - УЭС пластовой воды,

гочненное по данным ГИС в каждой скважине; К - коэффициент, учиты-

звяций влияние минерализации пластовой во.дн на УЭС гли-истых пород.

Сопоставляя Кп, рассчитанные по рекомендуемой методике и приме-

пемой при разведи и в начальной ста.дии разработки месторождения,

иссертантом установлено, что новая методика позволяет более диффе-

енцьрованно оценивать насыщенность: з пефтенасыщенных прослоях вели-

ана Кд по сравнению с прежним значением выше, величина остаточной на-

щенности сближается с К„„, определенной на керне. Все остальные ме-/ но оды:(ЭК и ПС7из-за опреснения пластовой вода и повыпения пластового

эвленля не могут однозначно разделить нефтеносные и обводненные ресной водой прослои.

Для оценки коэффициента остаточной насыщенности (Кно) пласта в эгтоящее время используются в основном данные анализа кернз. Пс ко.ль-у процесс вытеснен^! нефти из пралытой зон: эквивалентен промывке ласта при разработке месторождения, определение Кно возмоги.. по УЭС ромытой зоны -^пз* ^Ре1ПШ0 значения .Кдд, рассчитанные пг; ГИС, оставили .для песчаников, обводненных минерализованной и пресное водой, 4-29^, нефтеносных - 20-38^. Для оценки выработки залежи необходимо нат- величину Кно в пластах, обводненных минерализованной водой, ля оценки наличия текущей перенасыщенности в пласте по ГИС требу^г-я специальная технология проведения измерений методом БМК, пре.ду-'латривающая выполнение замеров этим методом дважды: вначале через -4 .дня после вскрытг~ исследуемого интервала, а затем через 8-9 дней. В четвертой главе излагается разработанная диссертан" -а схема

зучения коллекторов на месторождениях, находящихся в разработке, с

>

элью контроля за разработкой и достоверной интерпретации материалов ИС, которая предполагает: I) периодическое бурение серии скважин е олным отбором керна; 2) проведение ГИС в оценочных скважинах. Пзг том используется расширенный комплекс геофизических методов:

3) анализ геофизических материалов, установление реальных пределов изменения пластового давления, минерализации пластовой воды; 4) прс ведение петрофизических исследований с целью построения графиков

Ки-Л ли рш). ри). рп- (Кц.А' V.

/(Сгл), изучении радиоактивности глин; 5) установление новых предельных значений К^, Кр, при'которых возможно получение безводной нефти. Разработка рекомендаций по эффективной эксплуатации месторо: дения.

Здесь же предлагается расширенный комплекс ГИС, использование которого обеспечивает повышение достоверности интерпретации в условиях обводнившейся залежи (за счет исключения прослоев, насыщение которых неясно) на ЗС$. Результаты опробования предложенной метода на оценочных скважинах Туймазинского месторождения, пробуренных в 1985-1987 гг., показали, что она обеспечивает зысокуго достоверное определения пористости и дает достаточно однозначную характеристик насыщенности пласта. Экономический эффект от внедрения новой метод ки в ОУГР составляет 137790 рублей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важные результаты работы -состоят в следующем.

1. Сопоставлениями данных ГИС и результатов исследования керг установлено, что изменения скорости и затухания акустической всшнь регистрируемой при АК, превышают керновые. Величина Д£ зависит от пластового давления. Характер зависимости нелинейный. Пористость * тых песчаников по АК рекомендуется рассчитывать по специальной фо] муле, учитывающей пластовое давление.

2. При исследовании процесса распространения волн в консолща розанных средах и с учетом эффективного давления при насыщении по; двухкомпонентным флюидом (смесью воды и нефти) установлено, что з; тухание-продольной и попетэечной волн зависит от характера насыщен; птзстг: амплитуда продольной волны интенсивно уменьшается б порода

насыщенных наполовину ;;ефтьго, наполовину водой; в нефтеносных породах она несколько ниже, чем в водоносных. С возрастанием К,^ до 0,5 амплитуда поперечной волны сначала увеличивается, а за.ем уменьшается.

3. Установлено, что обводнившеся пласты могут быть зыделены по величине В обводнявшихся пластах эта величина больше 1.8.

4. Исследованиями на образцах керна в условиях, имитирующих плас звые, установлено, что при возрастании пластового .давления вследствие нагнетания воды наблюдается уменьшение амплитуды акустического сип. лга. Величина последнего зависит от эффективного давления.

5. Сопоставлением волновых картин, рассчитанных .для прослоев с зоной прогапенове ля и без sohl проникновения установлено, что первые дзе фазы регистрируемого при АК сигнала несут информацию о породе. Панине о затухании акустического сигнала достоверны при £>/ I ^ 3.

6. То данным золнового АК рассчитать вал:гчина бокового горного

ЧТО

и эффективного давления для Туймазикского месторождения л оказалось1" они

Роравдо ниже рассчитываемого по обычной методике, ^то позволил-' уточнить пределы измене: .ш d t и сС вследствие изменения пластового давления. 'Величину бокового горного давления рекомендуется учитывать ар; все" количественных определениях пористости и насыщенности.

7. Установлено, что на показания НТК 'большое влияние оказывает линерзлизация флюида, находящегося в прг -?валсинной зоне. Погрешность эпредаления пористости по данным НТК больше, чем погрешность определения пористости по АК и достигает Ъ%,

8. Повторением загаров БЖ трижды в скв.2024 прослежены пропс.¡сы, "гроисходящие в зоне проникновения и оценена возможность использования бокового микрокаротажа для определения коэффициента остаточной каек-ценности. Установлено, что .для повышения достоверности опредатенг-Ж необходимо использовать в комплексе с ОГК.

9. Проанализированы и проверены на реальном матери? --сшие способы определения удельного согтзотивлэния пласт ее-от-

- в -

Проанализированы возможности использования данных ОПК об удельном противлении поднятого флюида в качестве удельного сопротивления пл товой воды при определении коэффициентов насыщения пласта. Уставов что достоверная информация об удельном сопротивления пластовой во.и при ОПК мшет быть подучена при использовании аппаратуры с .двумя С лонами, а при отсутствии такой - обычной аппаратурой, если при этс Д/<£ 6 1,5.

10. Предложена палетка .для оценки коэффициента нефтенасыщенш учитывающая изменение минерализации пластового флюида и пластовоп давления. Сопоставление величин Кд, определенных по стандартной и вой палеткам, показало, что величина Кн в промытых при обводнении пластах уменьшается, а в насыщенных пластах увеличивается.

11. Еззработана рациональная схема изучения коллекторов для месторождений, длительное время находящихся в разработке. Она пре лагает усиление комплекса ГИС новыми методами, проведения полного объел а петрофизических исследований после анализа изменившихся ус

вий.

В работе защищается:

- выявленные закономерности влияния изменений терлобародинаь ческих условий вследствие интенсивного заводнения пластов на те об зические параметры коллекторов;

- методика определения характера насыщения, пористости, тек: щей и остаточной нефтенасыщенности по данным ГИС с учетом пропеа происходящих в нефтяном пласте при его заводнении.

Положения .диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Инструкция данных акустического каротажа на поздней стад разработки месторождений. - ЭИ, Л 10, ОНТИ ВИЗМС, 1977, с.6-11 (соавтора Фионов А.И., Фарыга Л.И, Шгохотников А.Н.).

2. Результаты использования данных бокового микрокаротгжа д оценки коэффициента остаточной насыщенности в девонских песчани

- 20 -

эи, ю, м., опта в;шс, 1980, с.г-6.

3. Акустический каротаж нефтегазовых скг пин. - В сб.: Геофизи-зкие исследования тазведочных скважш, бурящихся на нефть и газ. -, Недра, 1982, с.50-57 (соавторы Бандов В.П., Белоконь Д.В., зхотников А.Е.).

4. Применение прямых методов .для оценки насыщенности пластов. -, В 7, М., ОНТИ Б„ЗМС, 1984 (соавтор «ионов А.И.).

5. Исследования влияния терлодинамических условий и глубины задания :. оро.д на результаты определения пористости по АК,.- ЭИ, II, , ОНТИ виэ:,:с, 1983 (соавторы Плохотников А.Н., Осипова Л.В.).

6. Возможности оценки характера насыщения пород и выделения обменных интервалов по .данным акустически о каротажа. - Геология бти и газа. М., 19Р9, Л 12 (соавтор Бандов В.П.).

7. Методические указания по обработке и интерпретации материа-5 аку гического каротажа нефтяных и газовых скважин. - М., 1986

I

за: :оры Козяр В.Ф., Белоконь Д.В. и д:0.

8. Использование данных АК .для оценки ксдлекторских свойств тер-'енных коллекторов.' - Тезисы докладов П научно-технической нонфе-щии молодых специалистов Тюменского геофизг :еского треста "Тр^д и 1ск моло.дых - открытию и раьае.дке нефтяных и газовых залгтей Запад-1 Сийири в XI пятилетке в свете решений ХХУП съезда КГОС". Тюмень, ¡2, о.42-4"».

9. Результаты усовершенствования Методики выделения обво.дненных I разработке прослоев по АК и ВАК. - Тезисы .окладов областной гчно-практической конференции "Вззработка аппаратуры промыслово-)физических исследований на нефтяных месторождении Запа.дной Сиби-

'. Тюмень, 1987, с.133-135 (соавторы Бандов В.П., Замалетдинов М.А.)