Методика геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными коллекторами, по данным ГИС и сейсморазведки

Кулапова, Мария Вячеславовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методика геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными коллекторами, по данным ГИС и сейсморазведки
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методика геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными коллекторами, по данным ГИС и сейсморазведки"

На правах рукописи

004682712

Кулапова Мария Вячеславовна

МЕТОДИКА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ, СЛОЖЕННОЙ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ, ПО ДАННЫМ ГИС И СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

Специальность: 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 0 ад 23-гд

МОСКВА 2010

004602712

Работа выполнена на кафедре Геофизических Информационных Систем Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Золоева Галина Михайловна

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Поляков Евгений Евгеньевич

кандидат геолого-минералогических наук Цирульников Виктор Петрович

Ведущая организация: ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция»,

г. Москва

Защита состоится «18» мая 2010г. в ауд.523 в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский пр-т, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан апреля 2010 г.

Учёный секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Значительные запасы углеводородов на месторождениях севера Западной Сибири приурочены к слабосцементированным коллекторам. В первую очередь, это относится к отложениям сеноманского возраста. По своей природе коллекторы сеномана, как правило, очень высокоемкие и высокопроницаемые. Однако, оценка подсчетных параметров в них вызывает большие затруднения, как по методам ГИС, так и по данным керна. В первую очередь, это связано с трудностями сохранения реальной структуры и текстуры неконсолидированного керна и, как следствие, оценки его фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности. В этой связи существуют проблемы с обоснованием методики количественной интерпретации данных ГИС для определения параметров слабосцементированных коллекторов к подсчету запасов нефти и газа.

С другой стороны, в настоящее время без трехмерной геологической модели невозможно себе представить как выполнение подсчета запасов, составление технологических схем и проектов разработки, так и управление разработкой залежей нефти и газа.

Объемная статическая геологическая модель создается в результате обобщения знаний предоставляемых геологами, полевыми и промысловыми геофизиками. При этом сейсморазведка должна решать задачи, связанные как с изучением структурных особенностей строения залежей нефти и газа, так и с прогнозом физических и фильтрационно-емкостных свойств.

Объектом исследований являлись отложения сеномана одного из месторождений Западной Сибири, сложенные слабоконсолидированными осадками. Выбор данного объекта обусловлен наличием на месторождении как данных сейсморазведки 30, так и специальной (оценочной) скважины, вскрытой на РНО с выносом керна более 70% и высокой плотностью лабораторных исследований, а также двух скважин, в которых отбор и изучение керна проводились по уникальной низкотемпературной технологии.

Цель исследований

Целью исследований являлась разработка методики геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными коллекторами, по данным ГИС и сейсморазведки, а также построение детальной геологической модели для двух участков изучаемого месторождения.

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-геофизической изученности отложений сеномана ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна.

2. Уточнение моделей коллекторов в продуктивных пластах ПКь ПК2, ПК3.

3. Петрофизическое обоснование количественной интерпретации данных ГИС в породах сеноманского возраста.

4. Совершенствование существующих и разработка новых методических приемов литологического расчленения разреза, выделения коллекторов.

5. Разработка методики и алгоритмов комплексной количественной интерпретации данных ГИС для оценки параметров слабосцементированных пород.

6. Разработка методики изучения детального строения газо- и нефтенасыщенных залежей сеноманского возраста по данным ГИС и сейсморазведки.

7. Построение детальной геологической модели для анализируемых участков залежи.

Методы решения поставленных задач

В диссертационной работе использован широкий круг способов решения поставленных задач, включающий: анализ и обобщение литературных данных по изучению отложений сеномана в пределах Западной Сибири; методы статистического анализа результатов лабораторных исследований керна; использование алгоритмов и методик комплексной интерпретации данных ГИС, а также методы геологического моделирования залежей на основе комплекса геологической и геофизической информации.

При выборе методов решения задач автор придерживался принципов комплексности и системности, позволяющих повысить результативность и качество получаемой информации.

Научная новизна

1. Установлена литологическая и петрофизическая идентичность пород продуктивных пластов ПКЬ ПК2, ПК3.

2. Обоснованы геофизические критерии, позволяющие по данным стандартного комплекса ГИС выделять в изучаемом разрезе четыре основных литотипа пород, разделять плотные породы и газонасыщенные коллекторы в условиях ограниченного комплекса ГИС.

3. Впервые для изучаемых отложений установлен различный характер зависимости остаточной водонасыщенности от пористости для газо- и нефтенасыщенных коллекторов.

4. Разработана методика геолого-геофизического моделирования газо- и нефтенасыщенных залежей сеноманского возраста, сложенных слабосцементированными коллекторами, по данным ГИС и сейсморазведки.

Основные защищаемые положения

1. Разработаны петрофизические модели слабосцементированных газо- и нефтенасыщенных коллекторов, позволяющие повысить качество и достоверность подсчета запасов углеводородов в отложениях сеномана Западной Сибири.

2. Разработана методика количественной интерпретации данных ГИС для определения подсчетных параметров слабосцементированных коллекторов и оценки их характера насыщения.

3. Разработана методика геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными осадками, по комплексу данных ГИС и сейсморазведки, позволившая уточнить объемную детальную геологическую модель на анализируемых участках изучаемого месторождения.

Практическая значимость

1. Разработанные алгоритмы количественной интерпретации данных ГИС обеспечивают надежное определение подсчетных параметров слабосцементированных коллекторов, высокую точность оценки их характера насыщения, даже в условиях ограниченной петрофизической информации.

2. Разработанная методика комплексной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС, основанная на совместном анализе распределения сейсмофаций, эффективных нефтегазонасыщенных толщин и коллекторских свойств, позволяет повысить достоверность и эффективность геологического моделирования залежей углеводородов, сложенных слабосцементированными коллекторами.

3. Практическая реализация рекомендаций соискателя по выделению зон с высокими коллекторскими свойствами и увеличенными эффективными толщинами позволит повысить эффективность разработки изучаемого месторождения.

Фактический материал

В основу работы положены результаты литолого-петрографических исследований, петрофизических анализов керна, выполненных в Тюменской Центральной лаборатории (ЦЛ) (1032 образца) и в лаборатории ОАО «НПЦ Тверьгеофизика» (317 образцов), результаты геофизических исследований по 70-ти скважинам изучаемого месторождения, опробования и испытания пластов, а также данные сейсморазведки ЗБ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на конференциях: научно-практическая конференция, посвященная 100-летию промысловой геофизики «Геофизические исследования скважин» - М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, ноябрь 2006г.; вторая Всероссийская конференция молодых специалистов в области геологии и геофизики «ГЕОПЕРСПЕКТИВА-2008» - М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, май 2008г.; третья Всероссийская молодёжная научно-практическая конференция «ГЕОПЕРСПЕКТИВА - 2009» - М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, март 2009г.

Публикации

По теме диссертации автором опубликованы шесть печатных работ, из них четыре в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 147 страницах, включая 86 рисунков, 7 таблиц и список литературы из 69 наименований.

-5-

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.г-м.н., профессору Г.М. Золоевой за неоценимую помощь, д.т.н. В.И. Рыжкову за содействие и участие при выполнении работ, всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС за ценные советы и поддержку, в первую очередь, д.э.н., профессору В.Г. Мартынову, д.г-м.н., профессору В.Д. Неретину, к.г-м.н. В.Н. Черноглазову, к.г-м.н. A.B. Городнову, а также д.г-м.н., профессору A.B. Постникову, к.т.н. И.Н. Стрижову, к.г-м.н. В.А. Шевякову, к.г-м.н. З.Н. Жемжуровой, к.т.н. С.Ю. Рудаковской за консультации при выполнении диссертационной работы. Автор признателен ОАО «ЦГЭ» за предоставленное программное обеспечение.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи научных исследований, показана научная новизна и практическая ценность.

В главе 1 рассматривается геолого-геофизическая изученность отложений сеноманского возраста в пределах Западно-Сибирской плиты. Приводятся условия осадконакопления сеномана, геологическое строение, характеристика минералогических и фильтрационпо-емкостных свойств слабосцементированных пород-коллекторов и методы их изучения.

Изучением сеноманского продуктивного комплекса Западной Сибири занимались: Ахияров В.Х., Береснев Н.Ф., Берман Л.Б., Брехунцов A.M., Ермаков В.И., Ермилов О.М., ЖабревИ.П., Запивалов Н.П., Карагодин Ю.Н., Кирсанов А.Н. Н.Н, Конторович А.Э., Коротков Б.С., Наливкин В.Д., Нейман B.C., Немченко H.H., Нестеров И.И., Поляков Е.Е., Рудаковская С.Ю., Ручкин A.B., Салманов Ф.К., Скоробогатов В.А., Топорков В.Г., Фоменко В.Г., Хафизов Ф.З., Шаля A.A., Шпильман В.И., Эрвье Ю.Г., Яценко Г.Г. и многие другие авторы.

Сеноманский нефтегазоносный резервуар - основной газоносный комплекс Западной Сибири. Сеноманские отложения приурочены к верхней части покурской свиты и представлены сложным чередованием песчаных и алевролито-песчаных пород прибрежно-морского и дельтового происхождения с маломощными прослоями глин и мелкозернистых глинистых алевролитов. Общая толщина сеноманского комплекса составляет в среднем 110-150м, эффективная 40-75м. Региональной покрышкой комплекса служат туронские глины морского генезиса толщиной до 80м.

Коллекторы представлены рыхлыми слабосцементированными песчаниками и алевролитами, полевошпато-кварцевого и кварцево-полевошпатового состава, среднеотсортированными. Они характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Открытая пористость пород в среднем составляет 25-35%, достигая 40% и более, а абсолютная газовая проницаемость доходит до 2-3 Дарси.

Сеноманский НТК преимущественно газоносен. Большинство залежей приурочено к крупным валообразным структурам субмеридионального простирания с амплитудой 100-200м. Преобладают залежи массивного типа.

В пределах Западно-Сибирского региона максимальная доля коллекторов в разрезе сеноманского комплекса отмечена в Губкинском районе (85-90%) и на полуострове Ямал (90 - 100%).

Для коллекторов верхней стометровой толщи сеноманских отложений Западной Сибири характерно закономерное изменение содержания кварца. Так минимальное содержание кварца (40-45%) наблюдается в восточной и юго-восточной частях рассматриваемой территории, в западном и северо-западном направлении доля кварца возрастает до 55-60%, к северу - составляет до 45-50%. Содержание полевых шпатов в обломочной части пород также закономерно изменяется в пределах рассматриваемой территории. Его максимальные значения установлены на восточном и северном (35-45%), а минимальные - иа западном и южном направлениях.

Глинистость изменяется от 0 до 64% с преобладанием значений 8 - 32%, карбонатность от 0 до 16%. Доля коллекторов с незначительным содержанием карбонатного цемента (менее 6%) составляет по объёму 97%.

Максимальные значения пористости коллекторов сеноманской продуктивной толщи установлены в южной части изучаемой территории.

Выделение коллекторов в отложениях сеномана на месторождениях Западной Сибири, запасы по которым рассмотрены и утверждены в ГКЗ СССР, осуществлялось на основании количественного критерия - граничного значения относительной амплитуды метода СП (ос^тр), которое принимали единым для всей залежи. На различных месторождениях величины а^р изменялись от 0,2 до 0,3. Параметры продуктивных пластов (пористость К„, глинистость Сгл, нефтегазонасыщенность Кнг) определяли по корреляционным связям между геофизическими параметрами (апс, рп) и коллекторскими свойствами по данным анализов керна.

При определении пористости слабосцементированных пород, в качестве основной причины появления погрешностей, можно назвать их низкую механическую прочность, затрудняющую отбор керна, сохранение его естественной структуры и оценку коллекторских свойств. Отбор керна по стандартной технологии в редких случаях позволяет получить что-либо кроме рыхлого, а иногда и перемешанного материала из интервалов разреза с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Исключение составляют скважины, пробуренные на РНО, в которых вынос керна достигает 100%. Наиболее приемлемой для слабосцементированных пород является низкотемпературная технология, связанная с предварительной заморозкой керна в жидком азоте.

Решение задачи достоверного определения фильтрационно-емкостных свойств слабосцементированных пород для целей подсчета запасов требует комплексного подхода, основанного на использовании данных петрофизических исследований керна и результатов геофизических исследований скважин.

В главе 2 рассматривается геолого-геофизическая характеристика разреза альб-сеноманских отложений месторождения, выбранного в качестве объекта исследования. В его геологическом строении принимают участие породы палеозойского складчатого фундамента, промежуточного комплекса и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Разведка изучаемого месторождения проводилась в 1974-198бгг. В настоящее время на месторождении пробурены 73 поисково-разведочные скважины и более 350 эксплуатационных на нижележащие продуктивные горизонты. Исследования сейсморазведкой 3D на площади начали проводить с 1995 года.

Основным объектом исследований автора являлись пласты ПК] и ПКг, приуроченные к отложениям сеноманского возраста, а также пласт ПКз альбского возраста.

На изучаемом месторождении нефтегазовая залежь в пластах HKi - ПКз является наиболее крупной по площади и запасам, по типу она пластово-массивная, водоплавающая. Запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым, это связано с высокой вязкостью нефти и наличием большой газовой шапки. Залежь находится на стадии доразведки.

Продуктивные пласты покурской свиты, в том числе и пласты IIKi - ПКз, имеют субконтинентальный генезис и характеризуются 1файне высокой фациалыюй изменчивостью, что вызывает значительные трудности в корреляции пластов даже между соседними эксплуатационными скважинами. Характерной особенностью геологического разреза является широкое развитие зон замещения песчаных пород глинистыми. Сравнительно однородные песчаные тела весьма изменчивы по толщинам. Коллекторы пласта не выдержаны ни по вертикали, ни по латерали.

Осадконакопление пластов ПК! - ПК3 проходило преимущественно в прибрежно-морских и маршево-болотных условиях. В продуктивной, подстилающей и перекрывающей частях разреза выделено 8 седиментационных циклитов (A.B. Постников и др. 2007г), которые прослеживаются по всей территории месторождения.

К альбским отложениям относятся циклиты С| - С4 (пласты ПКз - ПКД к сеноманским - С5 - С7 (пласты IIKi - ПК2), к сеиоман-туронским - С8 (пласт ПК]+кузнецовская свита К) (рис.1).

В развитии территории для рассматриваемого стратиграфического диапазона выделяется три этапа формирования, для каждого из которых характерны определенные особенности песчаных тел.

На первом этапе (циклиты Ci - С5, альб-сеноман) на рассматриваемой территории существовал относительно глубоководный морской бассейн. Формирование песчаных тел связано с дальней транспортировкой обломочного материала в подводных дельтовых рукавах или турбидитными потоками. Условия седиментации определили наиболее высокую неоднородность песчаных тел. В конце этапа происходит существенное опреснение и обмеление бассейна с переходом к условиям прибрежно-дельтовой равнины или небольших островов.

Второй этап (циклиты С6, С7 - основная часть пласта ПКь сеноман) характеризуется максимальной регрессией бассейна. Седиментация проходит в обстановках прибрежно-дельтовой равнины. Крупные песчаные тела формируются в дельтовых рукавах.

Циклит С8 (сеноман-турон), формирующийся на третьем этапе, имеет ярко выраженный трансгрессивный характер. Глинистая его часть, относящаяся к кузнецовской свите, формируется уже в условиях относительно глубоководного бассейна.

В целом характер распределения песчаных тел представляется весьма сложным.

Рис.1. Пример геолого-геофизической характеристики разреза

В главе 3 приводится петрофизическое обоснование комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС).

Методика интерпретации результатов ГИС для выделения коллекторов, оценки характера насыщения и определения ФЕС должна быть обоснована с двух позиций. С одной стороны, разработка методики зависит от полноты, информативности и качества стандартного комплекса геофизических исследований большинства скважин месторождения. С другой стороны необходимо знать модель коллектора, структуру порового пространства, вещественный состав и строение скелетной и цементирующей частей, диапазон изменения основных свойств коллекторов, которые получают в результате исследований образцов керна.

Исследования керна проводились в Тюменской Центральной лаборатории (ЦЛ) и в лаборатории ОАО «НПЦ Тверьгеофизика». В большинстве поисково-разведочных скважин керн отбирался по стандартной технологии на пресных буровых растворах. В специальных скважинах 150 и 151 керн также отбирался стандартными керноотборниками. В скв.150 с использованием раствора на нефтяной основе (РНО), а в скв. 151 - с использованием пресного бурового раствора.

Определение петрофизичееких свойств керна, отобранного из скважин 2010 и 3618, выполнено в ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» по уникальной низкотемпературной технологии (НТТ), разработанной в этой организации.

На коллекции образцов проведены стандартные и специальные петрофизические исследования, которые включают в себя определения: коэффициента открытой пористости; коэффициента абсолютной проницаемости; коэффициента остаточной водонасыщенности способом центрифугирования и капилляриметрии; объемной и кажущейся минералогической плотности; карбонатности пород; удельного электрического сопротивления (УЭС) в атмосферных условиях при полной и частичной водонасыщенности методом центрифугирования и капилляриметрии для построения зависимостей Pn=f(Kn) и Pn=f(Ke); УЭС в барических условиях при полной водонасыщенности; определение гранулометрического состава коллекторов; фазовых проницаемостей; коэффициента вытеснения и остаточной нефтенасьпценности.

На керне, отобранном на РНО из скв.150, кроме стаЕщартных исследований, определена естественная водонасыщенность по Заксу.

На керне, отобранном с применением низкотемпературной технологии из скважин 2010 и 3618 дополнительно были выполнены исследования на ЯМР-спектрометре.

Газонасыщенная часть залежи охарактеризована керном на 27,3 %; нефтенасыщенная - на 32,5 %. По большинству разведочных скважин старого фонда проходка с отбором керна и его вынос были крайне низкими, что привело к сложностям при привязке керна к глубине. Исключением являются лишь специальные скважины 150 и 151, выносы керна в которых составили 70-75%, а проходка с отбором керна - 95-100%. В скважинах 2010 и 3618 проходка с отбором керна и его вынос были несколько ниже, чем в специальных скважинах и составили в среднем, соответственно, 70% и 80%.

Пласты сеноманского возраста ПК;, ПК2 и альбекий пласт ПК3 представлены чередованием песков, песчаников, алевролитов с глинами и глинистыми алевролитами, в разрезе встречаются прослои пород с известковистым цементом. Между отдельными литотипами существуют переходные разности. Преобладают глины и алевролиты, песчаники играют подчиненную роль. Уплотненные разности пород составляют незначительную долю от общей толщины пластов ПК] - ПК2. Для пород характерна низкая степень уплотнения: глины легко размокают в воде, песчаники крайне слабо сцементированы.

В целом по разрезу наблюдается регрессивная направленность седиментации, приводящая к постепенному увеличению зернистости пород вверх по разрезу, и цикличность смены разнотипных пород в разрезе. Изучение гранулометрического состава пород подтверждает увеличение размера зерен вверх по разрезу. Коллекторы пласта ПК] характеризуются примерно одинаковым содержанием песчаной и алевритовой фракции (45%), в пласте ПК2 содержание алевритовой фракции увеличивается до 54%, а песчаной уменьшается до 31%, пласт ПКз характеризуется еще более высоким содержанием алевритовой фракции (60%).

Для обломочных пород характерна мелкозернистая структура, различная отсортированность и плохая окатанность зерен. Массовое содержание пелитовой фракции в изучаемых пластах изменяется от 5 до 72%, составляя в основной массе

образцов 5-30%, что соответствует глинистому цементу. Тип цемента -преимущественно пятнистый, поровый, контактовый, редко пленочный, что определяет слабую сцементированность обломочных пород.

Обломочные породы полимиктовые. В соответствии с результатами рентгено-структурного анализа (РСА), обломочная часть пород-коллекторов представлена в основном кварцем и полевыми шпатами, глинистые минералы - иллитом, каолинитом, хлоритом и монтмориллонитом. При формировании рассеянной глинистости пластов ПК] - ПКз главная роль принадлежит каолиниту и гидрослюде. Пласты ПК] - ПК3, несмотря на разные фациальные условия осадконакопления, близки по составу скелета и глинистого цемента, а также по количественному содержанию основных породообразующих минералов (табл.1).

Таблица 1

Диапазоны изменения и средние значения фракционного и минерального состава

коллекторов пластов ПК| - ПКз

Вид исследований ПК, ПКг ПКз

в 0,1 ММ < сЗзерен*^ 1 ММ 0.7-73.3 40.6 0.4-75.1 31.3 0.4 - 74.4 26.2

§ о 0,01 ММ < (1,ерсн< 0,1 ММ 19.5-81.5 46.7 18-87.5 54.1 17.6-83.3 57.8

>> Й а 4ерш< 0,01 ММ 0.1 -22.3 12.7 6.2-26 14.6 4.4 - 27.3 16

кол-во образцов 56 127 94

Каолинит 0.9- 19.4 6.6 0-15.1 6.7 0-15.2 7.1

Иллит 0-15 7.4 0 -18.4 7.9 0 - 26.2 7.4

Хлорит 0-8.2 2.7 0-8.7 3 0-8.8 3

С и Монтмориллонит 0-7.1 2 0-4.1 1.3 0-5.2 1.5

КПШ 2 - 25.3 3.6 - 29.4 2.7-28.2

16.8 15.3 16.5

Альбит 0.7 - 20.2 10.6 2.6 - 28.3 11.1 0.8-18.3 9.1

Кварц 28.5-81.1 53.3 11.9-83.1 50.2 15.9-100 54.4

Доломит +- Кальцит 0-6.3 0.3 0-4.7 0.4 0-5.9 0.5

кол-во образцов 36 56 58

В разрезе скважин по керну с использованием программы классификации объектов (КОБ, автор Е.А.Нейман, 1984) выделено пять основных литотипов: 1) песчаники и пески; 2) алевролиты разнозернистые; 3) алевролиты мелкозернистые; 4) глины, глины алевритистые, алевролиты силыюглинистые; 5) песчаники и алевролиты с кальцитовым цементом.

Коллекторами нефти и газа являются пески, песчаники и алевролиты, рыхлые или слабо уплотненные, тонко-, мелко- и среднезернистые, прослоями глинистые.

Фшътрационно-емкостные свойства пород изучены по керну пятнадцати скважин.

Пористость, определенная методом керосинонасыщения на образцах керна, отобранного из скважин 150 и 151, имеет двухмодальное распределение, характеризующее области коллекторов и неколлекторов (рис.2). Пористость по разведочным скважинам распределена по нормальному закону и отражает, в основном, область уплотненных разностей. Для образцов керна, отобранных из скважин 2010 и 3618, независимо от метода измерения, наблюдается одномодальное распределение, для большего числа образцов величины пористости составляют 30-45%(рис.2), хотя исследованиями керна, в равной степени, охарактеризованы все породы. На основании всего вышесказанного можно сделать вывод о том, что в скважинах 2010 и 3618 пористость по керну завышена в интервале ухудшенных коллекторов и неколлекторов.

частость, д.ед.

Кп, %

Рис.2. Распределения коэффициентов пористости, измеренных различными способами на образцах керна

Сопоставление величин открытой пористости, измеренных в атмосферных условиях и при эффективном давлении, показывает расхождение на 3 - 5 % абс.

Газопроницаемость по керну в атмосферных условиях по разведочным скважинам и специальным скважинам 150, 151 измерена на наиболее уплотненных образцах, сохранивших форму, и составляет в среднем 66,5мД. В скважинах 2010 и 3618 величины проницаемости для большей части образцов находятся в диапазоне от 100 до 1000мД. Образцы с глинистостью более 30% имеют проницаемость выше 1Д, что может быть связано с расслоением и растрескиванием тонкодисперсного материала при подготовке образцов к измерениям. Величины проницаемости по жидкости (К„р.ж )(в качестве рабочей жидкости использовалась модель пластовой воды) при эффективном давлении в среднем составили 31,5мД, эффективной газовой проницаемости (Кпр:1[1) ) при давлении близком к пластовому - 25,8 мД. Эффективная проницаемость по газу и проницаемость по жидкости могут быть информативными при разделении пород на коллекторы и неколлекторы по величине глинистости.

Коэффициенты остаточной водонасыщенности (Кво) на образцах керна, отобранного из разведочных скважин и скв.151, были определены методом

центрифугирования, в скв.150 прямым методом с использованием аппарата Закса, в скв.2010 и 3618 методом капилляриметрии и при исследованиях ядерно-магнитным методом.

На естественно насыщенных образцах из скв.2010 вначале были выполнены ядерно-магнитные исследования, после этого образцы донасытили и еще раз провели исследования ЯМР. Результаты сопоставления пористости глинистого цемента естественно-насыщенных и донасыщенных образцов позволили сделать вывод об отсутствии разбухания глинистых минералов при исследовании. Объем емкостного пространства, заполненного капиллярно-связанной водой, в ряде образцов значительно увеличился после донасыщения, что может быть объяснено нарушением технологии подъема керна (очень быстрый подъем привел к резкому перепаду давлений, в результате чего часть рыхло связанной воды вытекла), или же изменением значений отсечки времени поперечной релаксации.

Наиболее точная оценка Кво получена прямым методом Закса на 201 образце керна, отобранного из скв.150.

Диапазон изменения коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Кно) в нефтенасыщенной части разреза составляет от 17 до 52,4% со средним значением 30%, в газонасыщенной - от 0 до 15%. На изучаемом месторождении были проведены работы по определению остаточной нефтенасыщенности насыпной модели при паротепловом воздействии. При пористости модели - 35,6 ± 0,5% и начальной нефтенасыщенности - 63,7 ± 0,5%, остаточная нефтенасыщенность составила 29,32 ± 0,5%.

В соответствии с кривыми относительных фазовых проницаемостей, граничное значение (КЕоНгр), разделяющее коллекторы и неколлекторы, для нефтенасыщенных пород составляет в среднем около 72%.

Основу геологической интерпретации данных ГИС составляют петрофизические зависимости типа "керн-керн", "кери-ГИС"и "ГИС-ГИС".

Анализ сопоставлений остаточной водонасыщенности с коэффициентами пористости, показывает существенное различие в характере связей в зависимости от методики исследования образцов керна. Для образцов, исследованных по стандартной технологии (СТ), наблюдается тенденция снижения остаточного водонасыщения при увеличении коэффициента открытой пористости, что характерно для терригенных коллекторов. Для керна, извлеченного и исследованного с использованием низкотемпературной технологии (НТТ), связь между параметрами Кво и К„ практически отсутствует. Это может быть связано с завышением как величины остаточной водонасыщенности, так и пористости уплотненных пород. Очевидно, что одновременное использование результатов анализов керна по указанным методикам для получепия зависимости КВ0=ДКП) не представляется возможным.

В качестве наиболее достоверных результатов анализов керна автором были выбраны данные по скв.150, вскрытой на РНО. Результаты анализов керна по разведочным скважинам 2010 и 3618 использовались в качестве дополнительных.

Установлено наличие тесной связи К„0 с Кп для образцов, отобранных из пластов ПК1 и ПК2. Образцы керна, отобранные из пласта ПК3 располагаются с большим разбросом, хотя по своим физико-литологическим характеристикам пласты ПКь ПКг и ПК3 близки. Причина такого «разброса» может быть связана с

разным характером насыщения изучаемых пластов. В скв.150, для которой проведено сопоставление Кв0 с К„ (рис.3), пласты ПК] и ПК? - газонасыщенные, в пласте ПКз присутствуют как газонасыщенные, так и нефтенасыщенные коллекторы.

Раздельный анализ образцов, отобранных из газо- и нефтенасыщенных интервалов разреза, привел к значительному увеличению степени тесноты коррелируемых параметров К„ и К,». При этом величины остаточной водонасыщенности в нефтенасыщенных коллекторах имеют более высокие значения по сравнению с газонасыщенными при одной и той же величине открытой пористости пород. Это объясняется тем, что при формировании залежи нефть, внедряясь в водонасыщенные породы способна вытеснить воду только из крупных пор, тонкокапиллярное поровое пространство остается заполненным остаточной водой. При образовании свободных скоплений газа в водонасыщенных породах газ вытесняет воду из значительно более тонкокапиллярного порового пространства, чем это может сделать нефть.

10 15 20 25 30 35 40 45 50

Кп, %

Рис.3. Сопоставление коэффициентов пористости и остаточной водонасыщенности по результатам исследований образцов керна

На изучаемом месторождении граничные значения открытой пористости для пород-коллекторов устанавливались по зависимостям остаточной водонасыщенности от пористости. Дифференциация пород на коллекторы и неколлекторы производилась с учетом кривых фазовых проницаемостей, лабораторного описания образцов и наличия прямых качественных признаков на диаграммах методов ГИС. Граничные значения Квогр, для изучаемых газо- и нефтенасыщенных коллекторов получены равными 80 и 72%. В соответствии с установленными Кв0.1р нижние пределы коэффициента пористости составляют в атмосферных условиях: для газонасыщенных коллекторов Кп'гр. =27%, для нефтенасыщенных коллекторов КпНгр. = 29,4%, в пластовых условиях,

соответственно, 23,7% и 25,8%. В качестве граничной величины коэффициента эффективной пористости (Кп.Эф.гр.) для изучаемых газо- и нефтенасыщенных коллекторов можно принять 5,0 и 8,5%. Сопоставление динамической и открытой пористости подтверждает принятое граничное значении для нефтенасыщенных коллекторов.

Для оценки граничного значения проницаемости пород в газонасыщенной части разреза использована эффективная проницаемость по газу, в нефтяной -проницаемость по жидкости. При сопоставлении открытой пористости с эффективной проницаемостью по газу, при давлении близком к пластовому, получена достаточно тесная связь. В соответствии с установленным К,,1^ = 23,7%, граничное значение эффективной проницаемости для газонасыщенных коллекторов составило КпргЭф.гр= 0,5 мД.

При сопоставлении открытой пористости по данным керна с коэффициентами проницаемости по жидкости наблюдаем значительный разброс точек, связанный, по-видимому, с завышением значений пористости в области ухудшенных коллекторов и неколлекторов. На сопоставлении коэффициентов пористости, полученных по данным ГИС (методы СП, ГГК-П) в скважинах 2010 и 3618, с Кпр.ж наблюдается более высокая теснота связи. Граничное значение коэффициента проницаемости в нефтенасыщенных коллекторах, соответствующее КпНгр. = 25,8%, составляет 0,8 мД. В качестве рабочей жидкости при определении коэффициента проницаемости была использована модель пластовой воды. Для условия вязких нефтей в изучаемых пластах граничное значение КПрНЖ Гр может быть выше 0,8 мД.

Для уточнения связей типа «керп-ГИС» и установления граничных значений геофизических параметров были выполнены сопоставления occn=f(K„) и AJ^f(CrjI).

Уравнение для определения Кп по методу СП получено по данным скважин 150 и 151, где наблюдается высокая теснота связи и имеет следующий вид:

Кп = 20 Осп + 22,5 (1)

Граничные значения относительной амплитуды метода СП (асл) для разделения пород на коллекторы и неколлекторы определены в соответствии с граничными величинами пористости и составили: для газо- и нефтенасыщенных пород, соответственно, 0,23 и 0,34. Установленные граничные значения подтверждаются распределениями асп для пластов-коллекторов и неколлекторов.

При решении задач, связанных с выделением коллекторов, оценкой коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности требуется знание коэффициента глинистости пород.

Одним из ограничений применения гамма-метода для количественной оценки содержания глинистых минералов в изучаемых породах является наличие в разрезе радиоактивных элементов, не связанных с глинистостью пластов. Содержание полевых шпатов в изучаемом разрезе в среднем составляет 16%. Анализ количественного содержания КПШ по данным РСА показал незначительную вариацию данного параметра. На основании результатов измерений гамма-методом (спектральная модификация) можно сделать вывод о том, что в естественную радиоактивность основной вклад вносит торий (в среднем 75%), вклады урана и калия составляют в среднем, соответственно, 15 и 10%, т.е. показания гамма-метода контролируются, в основном, количественным содержанием глинистых минералов.

Полученная зависимость Д1Г = Г (Сгл) имеет нелинейный характер и описывается следующим уравнением:

Сгл=3,8еЗОШг (2)

За граничное значение массовой глинистости можно принять 24%, которому соответствует величина двойного разностного параметра = 0,6.

В главе 4 изложена методика литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и оценки подсчетных параметров.

Комплекс геофизических исследований скважин на изучаемом месторождении представлен следующими методами ГИС: стандартный каротаж (КС, СП); боковое каротажное зондирование (БКЗ); боковой каротаж (БК); микробоковой каротаж (МБК); микрозондирование (МКЗ); индукционный метод (ИК); высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ); кавернометрия (КВ); радиоактивные методы (ГК, ГГК-П, ННКт); акустический метод (АК); инклинометрия (Инк); резистнвиметрия (Рез).

Следует отметить, что полный комплекс геофизических исследований проведен в ограниченном числе скважин. Как правило, исследования представлены следующими методами ГИС: КС, СП, БКЗ, ИК, ГК, ННКт.

Скважины, диаметром от 0,190м до 0,305м вскрывались на пресных глинистых и минерализованных растворах на водной основе. В основном удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости изменялось от 2,2 Омм до 6 Омм.

Для сеноманских отложений изучаемого месторождения определение минерализации пластовых вод проводилось по остаточной воде, вытесненной из 7-ми образцов керна, поднятого из скв. 150. Для шести образцов минерализация воды составила примерно 19г/см3, а минерализация последнего седьмого образца -12г/см3. При подсчете запасов (1986г) было принято, что минерализация изменяется по разрезу в зависимости от положения над уровнем водонефтяного контакта (ВНК). При нахождении пласта над уровнем ВНК до 65 м минерализация вод принималась 19г/см3 (зона 2), а выше отметки 65 м - 12г/см3 (зона 1).

Автор считает, что принимать решение о смене минерализации, опираясь на результаты исследований только одного образца керна, не корректно. О единой минерализации в пределах изучаемых пластов свидетельствует и отсутствие наклона линии глин.

Для отложений сеномана наблюдается стабильность минерализации пластовой воды в региональном плане, которая для центральных и северных районов ЗападноСибирской равнины составляет 18-19г/см3. Учитывая вышеизложенное, минерализация пластовой воды для изучаемых отложений принята автором равной 19г/см3.

Следует отметить, что с 1986 года до настоящего времени для сеноманских отложений не были проведены специальные исследования по изучению гидрохимических свойств пластовых вод как за контуром нефтегазонасыщенности, так и внутри его.

Средняя температура для пластов ПКг ПКз составляет 30-32°С.

Термобарические условия залегания пластов и технологические условия бурения скважин, в целом, можно считать благоприятными для выполнения комплекса ГИС и получения достоверной информации.

-16-

Применяемые глинистые промывочные жидкости на водной основе и величины депрессии обуславливают проникновение фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в проницаемые пласты, что способствует выделению коллекторов по прямым качественным признакам. Но при этом образуется зона проникновения фильтрата бурового раствора, затрудняющая определение УЭС пластов.

Цитологическое расчленение разреза осуществлялось по критериям, полученным по данным ГИС с использованием программы КОБ (рис.4). Были выделены четыре основные группы пород:

Глинистые породы-неколлекторы в литологическом плане представлены глинами, глинами алевритистыми, алевролитами сильноглинистыми. Выделение данных пород в разрезе по комплексу ГИС не вызывает затруднений. Им соответствуют максимальные положительные амплитуды СП, высокие показания гамма-метода, на диаграммах микрозондов совпадающие минимальные величины удельных сопротивлений.

Плотные трбонатизироваппые прослои в литологическом плане представлены песчаниками и алевролитами с кальцитовым цементом, иногда с подчиненным значением глинистого материала. Выделение данного типа пород уверенно осуществляется по высоким показаниям микрометодов, гамма-гамма плотностного каротажа, нейтронных методов и минимальным показаниям акустического каротажа и гамма-метода. При ограниченном комплексе ГИС (КС+ПС, БКЗ, ИК, ГК, ННКт) разделение газонасыщенных и плотных прослоев можно проводить в соответствии с кросс-плотом, приведенным на рис.4 по следующему уравнению: А1у.грз = -1,Ма<.„+0,673. Большая часть плотных прослоев характеризуется величинами двойного разностного параметра гамма-метода Д1у менее 0,3 при относительной амплитуде метода СП асп =0,2 - 0,3.

Коллекторы с высокими фипьтрационно-емкостпыми свойствами представлены песчаниками и алевролитами с небольшими величинами массовой глинистости (Сгл < 15%), пористость коллекторов в пластовых условиях варьирует в диапазоне от 29 до 37%, проницаемость от 2,5 до 67мД. В разрезе породы данного типа характеризуются величинами «а, = 0,5 - 1, и Д1у = 0 - 0,5 (рис.4).

Коллекторы с ухудшенными ФЕС представлены в основном глинистыми мелкозернистыми алевролитами, хотя среди них встречаются и песчаники. Массовая глинистость указанных пород составляет 14 - 24% . Пористость коллекторов в пластовых условиях варьирует в диапазоне от 24,7 до 34%, проницаемость от 0,7 до 20 мД. В разрезе указанные породы характеризуются величинами асп = 0,24 - 0,8 и Д1у = 0,4 - 0,7 (рис.4). Разделение коллекторов по ФЕС осуществляется с использованием граничного критерия АЛу гр] = 0,710а,. Глинистые породы-неколлекторы и коллекторы с ухудшенными ФЕС можно разделять, используя критерий Л1у гр2 = 2,4асп

Выделение коллекторов в изучаемом разрезе производилось по комплексу геофизических методов с использованием качественных признаков и количественных критериев, приведенных в таблице 2.

Для разделение коллекторов на продуктивные и водоносные, а также обоснования положения ВНК по величинам удельного электрического сопротивления использовался эмпирический способ сопоставления значений рп и показаний метода СП, как метода пористости и глинистости, по прослоям с

качественными поинтервальными испытаниями. Для более достоверной оценки критической величины удельного сопротивления график был дополнен данными по ГИС с заведомо установленным характером насыщения. Из рис.5 видно, что за величину удельного электрического сопротивления, позволяющую разделять продуктивные (нефтегазонасыщенные) и водоносные коллекторы, можно принять величину, равную 4,5 Омм.

Как показали исследования, ВНК определяется достаточно уверено по диаграммам индукционного метода.

Разделение продуктивных коллекторов на нефте- и газонасыщенные, в соответствии с рис.5, возможно по величинам удельного электрического сопротивления рп и относительной амплитуды метода СП Осп, используя уравнение, приведенное в таблице 2.

Еще одним критерием разделения продуктивных коллекторов на газо- и нефтенасыщенные служило расхождение нормализованных кривых методов СП, НМ, АК и ГГК-П, перестроенных в единый масштаб пористости. Показания нейтронных методов будут занижены (по пористости) по сравнению с данными АК, ГГК-П и СП. Показания АК и ГГК-П могут давать завышенную пористость по сравнению с пористостью по методу СП. В нефтеносных и водоносных интервалах должно наблюдаться совпадение кривых анализируемых методов.

При определении положения ГНК по данным нейтрон-нейтронного метода в части скважин возникала проблема в коллекторах с ухудшенными свойствами н в слоистых интервалах разреза. В таких случаях ГНК принимался с учетом его положения в соседних скважинах.

При решении задачи определения коэффициентов пористости были проанализированы возможности методов СП, ГГК-П, АК и ННКт.

Определение пористости по данным метода СП выполнено с использованием связи ас„ = Г (Кп), полученной автором для изучаемых пластов (табл.2).

Параметр асп получали по данным индивидуальной интерпретации метода СП. В качестве опорного пласта с максимальной амплитудой выбирался песчаник с минимальной глинистостью в пределах разреза ПК) - ПК3.

Следует отметить, что в верхней части разреза происходит снижение наблюденной амплитуды метода СП, хотя по данным керпа этот интервал обладает наилучшими коллекторскими свойствами.

При подсчете запасов (1986г) уменьшение амплитуды СП от контакта к кровле сеноманских отложений связывали с различной минерализацией зон 1 и 2 При расчете параметра 0СсП зоны 1 вводилась поправка, учитывающая различие минерализаций.

Автор считает, что уменьшение наблюденной амплитуды метода СП в данном разрезе связано с влиянием сопротивления высокоомной пачки пород в пласте ПК]. При корректном введении соответствующей поправки за величину удельного сопротивления пород величины пористости, определенные по СП, хорошо согласуется с величинами пористости по керну, что подтверждает единую минерализацию пластовых вод в пределах изучаемых пластов.

Рис.4. Сопоставление двойного разностного параметра гамма-метода с относительной амплитудой метода СП с дифференциацией пород по типу

рп, Омм

Огаз Кер„,,, г= 1,25(Хг „г- 0.48а,.,, + 0.7 1

®нефтЫ-газ

I • нефть О

«вода о ^ о

А вода по ГИС о0 /

° ° .О §

О /

„" = 4.5 Омм

А * * ******

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Рис.5. Сопоставление удельного электрического сопротивления с относительной амплитудой метода СП по интервалам с качественными испытаниями

Таблица 2

Основные петрофизические зависимости и константы _для продуктивных пластов ПК1 - ПК;_

Параметры н зависимости Газ Нефть

Кп.гр, % (атм. услов.) 27 29,4

Кц.Гр, % (пласт, усл.) 23,7 25,8

Кп.э<Ь.го' % 5 8,5

Кпвлф.л» МД 0,5 -

КПр.ж.гр1 МД - 0,8

К,о.го. % 80 72

О^СП.ГП 0,23 0,34

Рп.гр, Омм Ч Р„.Ф г= 1,25 ас„2- 0,48 ас„ + 0,7 4,5

Д1УФ.2= 2,4аС11; Му,т.з= -1,1а,,, + 0,673

К„ =/(0^„) К„=20асп-22,5

\у=як„, Кгл) - К„ = V/ - Кга- 0) „ ± Д СО ;|ит; СО с =0,26

б„ =/(К„) - Кп=(6„-6„)/(5ге-6ж) бтв=2,68 г/см3; 5Ж=1 г/см3

К„=/(ДТ) - ^_ДТ„-ДТтв 1 330 " ДТЖ-ДТ1В 2 -а,.„ ДТа-СЙ ДТск=170мск/м; ДТж=660мкс/м; ДТгл=400мкс/м; С6=0,9

Д1у=/(СП1) Сгл=3,8е3 08А1т

к„„=/(к„) Ь£К„Р,Ф=0,164КПЛ22 Ь8Кпр.ж=0,163 к,,4'31

wв=/(pп) — 1 д-0.4429-!ерл+1,5201

с« г, рв 19 г/см3,30°С, 0,275 Омм

Определение пористости по данным ННКт.

Водородосодержание пород определяли по способу «двух опорных пластов» с применением зависимостей А1а = Г (Кп п) для однозондовых приборов, отвечающих данному типу аппаратуры и скважинным условиям. В качестве опорных пластов с максимальным и минимальным водородосодержанием выбирались, соответственно, глины кузнецовского горизонта, в которых водородосодержание принималось равным 35 - 40% и плотные породы. Водородосодержание плотных неглинистых пород принималось равным величине открытой пористости К„, определенной по

удельному сопротивлению породы. На основании проведенных расчетов в скважинах месторождения водородосодержание плотных пород изменялось от 2-3 до 6-7 %.

Открытая пористость устанавливалась с учетом глинистости и литологической характеристики коллекторов (табл.2).

При определении пористости по данным ГГК-П плотность твердой фазы установлена на основании изучен!« связи объемной плотности пород 5П с открытой пористостью Кп и принята равной 2,68 г/см3, плотность жидкости - 1 г/см3.

Определение пористости по данным АК проводились по уравнению среднего времени с учетом влияния глинистости и уплотнеши слабосцементированных пород по уравнению фирмы БЫитЬе^ег (табл.2). Значение ДТтв было установлено путем сопоставления интервального времени, измеренного на образцах в условиях идентичных пластовым, с коэффициентами пористости для изучаемых пород и составило 170 мкс/м. Интервальное время в жидкости, насыщающей поровое пространство, определено с учетом минерализации фильтрата промывочной жидкости, пластовой температуры и эффективного давления и составило ДТ* = 660 мкс/м. Интервальное время в глинах на уровне залегания исследуемых пород, установлено по диаграммам акустического метода и составляет ДТ,„ = 400 мкс/м. Коэффициент уплотнения (Со), зависящий от литологии пласта и вмещающих глин, устанавливали обратным пересчетом, когда в качестве К„.НС1 принималась пористость по керну и другим методам ГИС. При расчетах принято С8=0,9.

Достоверность выполненных оценок К„ проверялась сопоставлением этих величин с коэффициентами пористости по данным представительного керна, а также сравнением их с Кп по данным других методов ГИС.

При определении К„ по данным нейтронных, акустического и гамма-гамма плотностного методов поправки за влияние остаточной газонасыщенности (Кго) в газоносных пластах не вводились. Неучет Кго в зоне проникновения приводит к занижению определяемых значений пористости по данным нейтронных методов и завышению Кп по ГГК-П и АК. Этот признак был использован автором при оценке характера насыщения коллекторов.

Методы СП, ГГК-П, АК и ННКт характеризуются примерно равными возможностями при определении Кп в нефте- и водонасыщенных коллекторах. В газонасыщенных предпочтение следует отдавать методу СП.

Несмотря на наличие в разрезе радиоактивных элементов, не связанных с глинистостью, определение Сгл можно проводить по ГК, т.к. показания гамма-метода контролируются количественным содержанием глинистых минералов, по зависимости Д^ = Г(Сгл), полученной автором для изучаемых пластов (табл.2).

Определение нефтегазонасыщенности коллекторов проводилось по связи удельного электрического сопротивления пород с объемной влажностью, установленной при подсчете запасов (1986г) по данным керна и ГИС для скв.150.

Коэффициент проницаемости определяли отдельно для газонасыщенных и нефте- и водонасыщенных пластов. Проницаемость для газонасыщенной части разреза определяли по зависимости эффективной проницаемости по газу от коэффициента пористости при эффективном давлении, для нефте- и

водонасыщенных коллекторов использовалась связь проницаемости по жидкости с коэффициентами пористости при эффективном давлении, (табл.2)

В главе 5 изложена методика построения детальной геологической модели для анализируемых участков залежи по комплексу данных сейсморазведки и ГИС.

При прогнозировании свойств коллекторов использовано сочетание независимых сейсмических технологий, каждая из которых основана на изучении разных характеристик сейсмической записи: технология сейсмической инверсии и технология сейсмофациального анализа.

Работы выполнялись при сотрудничестве со специалистами кафедры разведочной геофизики РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Применение сейсмической инверсии для прогнозирования коллекторов в пластах сеноманского возраста

Основу технологии сейсмической инверсии составляет прогнозирование детальной акустической модели среды по форме отраженных волн, являющейся наиболее полным обобщением, так называемых, параметров отражений (амплитуды, преобладающей частоты, соотношения экстремумов и т.п.). Отличительной особенностью оптимизационной инверсии (ОТДИ, автор И.К. Кондратьев, 2005г.) является гибкое использование априорной информации о свойствах среды, сильно меняющейся по латерали, а также применение адаптивных методов для улучшения качества исходных материалов. Технология оптимизационной инверсии предназначена для детального расчленения разреза по акустическим жесткостям и построения карт эффективных толщин коллекторов и открытой пористости.

Применение сейсмической инверсии при исследовании пластов ПК], ПК2 имеет следующие особенности. Во-первых, стандартный акустический каротаж, являющийся основой инверсии, как правило, дает ненадежные результаты из-за физических свойств пород в этом интервале разреза. Необходима коррекция данных акустического каротажа на основе построения объемной модели с использованием комплекса данных ГИС. Во-вторых, из-за существенного различия упругих свойств газо- и нефтенасыщенной частей залежи необходима раздельная интерпретация псевдоакустических импедансов, полученных по сейсмическим данным 30. Учитывая эти обстоятельства, главной задачей автора было исследование возможностей динамической интерпретации для прогнозирования емкостных свойств коллекторов в газонасыщенной и нефтенасыщенной частях пластов ПК), ПК2 на примере двух участков месторождения.

На начальном этапе работы для северного участка была построена геоакустическая модель и выполнена ее коррекция с целью согласования синтетической и реальной трасс. Далее были выделены два интервала для динамической интерпретации (ДИ): первый интервал - газонасыщенная часть пластов ПКь ПК2; второй - нефтенасыщенная. Границы указанных интервалов проводились с учетом данных скважин, имеющихся на профиле. В случае отсутствия таких скважин - по характерным особенностям сейсмоакустических разрезов.

В результате обработки комплексом программ ОТДИ были построены прогнозные карты средневзвешенной акустической жесткости для первого и второго интервалов ДИ.

Для построения прогнозных карт коэффициента песчанистости были получены зависимости акустической жесткости q от песчанистости Кпет. Величины q определялись как по сейсмоакустическим разрезам по X и Y сечениям, так и по данным ГИС, как средневзвешенные значения. Для повышения степени надежности зависимостей K'iHnec4=iIq) использовались значения акустической жесткости для «чистых» песчаников (Клес,=1) и глин (Кпес,,=0), полученные расчетным путем, как средние значения q в соответствующих интервалах ДИ.

Построение прогнозной карты эффективных газонасыщенных толщин производилось через карту коэффициента песчанистости, с учетом временной толщины целевого интервала.

Сопоставление эффективных газонасыщенных толщин, полученных в результате применения сейсмической инверсии и установленных по данным ГИС, показывает хорошую сходимость, среднеквадратичная ошибка прогноза НЭф.г составляет около 2,5м (~10% от среднего значения Нэф.Г ф).

Применение сейсмической инверсии для прогноза эффективных нефтенасыщенных толщин на северном участке месторождения не позволило получить надежные результаты. Среднеквадратическая ошибка в оценке песчанистости нефтенасыщенного интервала составляет 0,172, при этом в отдельных точках ошибки могут достигать значений 0,3-0,4, что соизмеримо со средним значением коэффициента песчанистости Кпесчср.

Аналогичные исследования были проведены для куба западного участка. Разница заключалась лишь в том, что строились разрезы пластовых скоростей V, а не жесткостей q, что связано с отсутствием данных ГТК-П в опорной скважине.

При расчете среднеквадратичной погрешности прогноза эффективных газонасыщенных толщин, ее значение получилось в 1,5 раза выше, чем для северного куба, однако точность прогноза можно считать вполне приемлемой 14 % от средней величины H^.r.cp).

Зависимость Knec„=f(V) для нефтенасыщенного интервала западного куба, более тесная, чем для северного, что создает принципиальную возможность прогнозирования емкостных свойств. Таким образом, удалось, хотя и с довольно большой погрешностью (-25% от среднего значения Нэф.НХр=10м) дать прогноз эффективных нефтенасыщенных толщин.

Определение типов разреза по данным сейсморазведки 3D и ГИС

Технология сейсмофациального анализа по данным сейсморазведки 3D предполагает использование синтетического волнового поля, рассчитанного по набору эталонных геоакустических моделей, формируемых по скважинным данным. Интервал модели включает в себя прогнозируемый объект и вмещающую его часть разреза. Синтетические трассы, рассчитанные по эталонным моделям, сводятся в синтетический профиль, который определенным образом адаптируется к реальным сейсмическим данным. Трансформированные разрезы представляют собой ограниченный по времени интервал сейсмического разреза, разделенный на кластеры, соответствующие заданным в расчет эталонам. Результат прогноза представлен схемой расположения зон, соответствующих разным типам строения разреза в интервале залегания целевого объекта. Технология предназначена для построения карт зонального строения целевого объекта.

Задачи по прогнозированию строения геологического разреза и сейсмофациальному картированию продуктивных комплексов пород решались на базе использования пакета программ МДВ-С (авторы А.Б. Кривицкий и др.). Пакет МДВ-С содержит программы, позволяющие прогнозировать геологический разрез и некоторые его свойства по соответствующему интервалу волнового поля сейсмических профилей в пределах изучаемой части месторождения. Принцип работы программ основан на корреляционном сопоставлении волнового поля, составленного из эталонных трасс, и сейсмических временных разрезов.

Прогнозирование сейсмофаций было выполнено для северного и западного участков исследования по материалам ЗО сейсморазведки. Объектом, вызывающим наибольший интерес при выполнении проектных работ являлась нефтенасыщенная часть залежи, поэтому разрез пластов ПК< - ПКз был разделен на верхнюю, среднюю и нижнюю части и определение типов разреза производилось для его средней части, заключенной между глинистыми экранами и представленной циклитами Сб - С4.

Разрезы пластов ПК) - ПКз, вскрытые скважинами, расположенными на анализируемых участках, изменчивы по толщине и количеству песчаных пропластков.

При прогнозировании сейсмофаций, относящихся к средней толще пластов ПК| - ПКз, разрезы скважин были разделены на две группы: с опесчаненной средней частью пласта и с заглинизированной средней частью пласта.

В качестве эталонных разрезов были выбраны разрезы скважин, расположенных на изучаемых участках, по которым в дальнейшем из сейсмического куба данных 30 определены трассы, исходные для прогнозирования.

Карта прогноза сейсмофаций была построена с использованием двух эталонов, отвечающих характерным типам разреза. Для расчета были использованы трассы сейсмических профилей, проходящих вблизи эталонных скважин.

Интервал эталонных трасс, потрассно сравнивался со спрямленным кубом сейсмических данных на времени, соответствующем средней части пластов ПК1 -ПК3.

Основным результатом исследований явились прогнозные карты развития полей относительной песчанистости и глинизации средней части пластов ПК] - ПК3 и карты оценки достоверности данного прогноза для анализируемых участков залежи.

Построение детальной геологической модели

Заключительным этапом диссертационной работы было построение детальных геологических моделей анализируемых участков залежи, выполненное в программном комплексе ВУ-8е1$Ссо.

На начальном этапе была создана база, включающая данные: сейсморазведки, бурения скважин, комплекса ГИС и результаты их интерпретации по 39 скважинам, основные петрофизические зависимости и результаты корреляции разрезов скважин.

Полигоны построения модели были выбраны квадратные 3x3 км. Горизонтальные размеры ячеек сеток для пластов ПК) - ПКг приняты равными 50x50 м, размер ячеек по вертикали был выбран равным 0.4м.

Структурная модель продуктивных пластов ПК) - ПК2 строилась на основании данных сейсморазведки 30 и точек пласто-пересечений, полученных в результате корреляции скважин. Центральная часть структуры осложнена системой

кулисообразно расположенных грабенов, однако на моделируемых участках залежи разломы отсутствуют.

В качестве кровли геологической модели принята выдержанная по площади кровля пласта ПКь построенная с учетом сейсмических данных, как наиболее устойчивая граница. Структурные карты всех остальных циклитов, входящих в основной каркас, построены с использованием алгоритма стратиграфического моделирования (метод наращивания толщин) от кровли пласта ПКь

.Цитологическое моделирование заключалось в пространственном распределении пород-коллекоров на основании литологической интерпретации комплекса ГИС. В основу был положен детерминированный метод.

Интерполяция распределения коллекторов в пространстве осуществлялось методом «К^1гщ» с учетом прогнозных карт эффективных газонасыщенных (северный участок) и газонефтенасыщенных толщин (западный участок), полученных по данным сейсморазведки с применением ОТДИ. Критерием достоверности построения литологической модели продуктивных участков залежи послужило сравнение коэффициентов песчанистости и расчлененности. Также проводилась визуальная оценка прослеживаемое™ песчаных тел и разделяющих их глинистых прослоев.

Для изучения пространственного распределения коэффициентов пористости также был использован метод Ранги вариограмм были заданы в

соответствии с расчетом моделей вариограмм по скважинным данным. Распределение пористости, полученное по геологическим моделям, близко к распределению пористости по скважинным данным.

Построение куба проницаемости (Кпр) осуществлялось путем пересчета по корреляционным зависимостям Кпр=Г(Кгт), полученным по результатам исследования керна, в которых в качестве аргумента использовались построенные ранее кубы пористости.

Построенные для северного и западного участков залежи объемные статические геологические модели позволили выделить на них наиболее перспективные для разработки области с высокими коллекторскими свойствами и увеличенными эффективными толщинами.

На северном участке исследования величины эффективных газонасыщенных толщин по скважинным данным изменяются от 14 до 32,8 м. Карта эффективных газонасыщенных толщин пластов ПК1 - ПК2, полученная из куба литологии, сопоставима с прогнозной картой эффективной газонасыщенных толщины по сейсмическим данным. Открытая пористость газонасыщенной части северного участка в среднем составляет 36%.

Наиболее высокопористая зона с максимальными эффективными газонасыщенными толщинами расположена на юге северного участка.

Величины эффективных нефтенасыщенных толщин изменяются от 4,7 до 16,3 м. В центральной части северного участка выделяется дугообразная зона пониженных значений эффективной нефтенасыщенной толщины. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пластов ПК1 - ПК2 северного участка, полученная из куба литологии, хорошо согласуется с результатами сейсмофациального прогноза. Открытая пористость нефтенасыщенной части северного участка в среднем составляет 35,2%.

Наибольший интерес с точки зрения разработки нефтенасыщенной части северного участка представляют северо-западная и северо-восточная его области.

На западном участке исследования величины эффективных газонасыщенных толщин изменяются от 5,4 до 43,5 м. В общем случае уменьшение толщин происходит с востока на запад по мере приближения к ГНК. Карта эффективных газонасыщенных толщин пластов ПК1 - ПКг, полученная из куба литологии, хорошо согласуется с прогнозной картой эффективных газонасыщенных толщин по сейсмическим данным.

Открытая пористость газонасыщенной части западного участка в среднем составляет 34,5%. Выделяются три зоны с высокими значениями коэффициента пористости, которые морфологически совпадают с областями повышенных значений эффективных газонасыщенных толщин.

Величины эффективных нефтенасыщенных толщин изменяются от 6,3 до 19,8 м. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пластов ПК] - ПКг западного участка, полученная из куба литологии, хорошо согласуется с прогнозной картой по сейсмическим данным, степень корреляции с результатами сейсмофациального прогноза несколько хуже.

Открытая пористость нефтенасыщенной части западного участка в среднем составляет 32,4%.

С точки зрения распространения лучших нефтенасыщенных коллекторов на западном участке наибольший интерес представляет юго-западная область, обладающая высокими величинами пористости и эффективных нефтенасыщенных толщин.

Заключение

Результаты проведенных исследований позволяют сделать следующие основные выводы:

В области разработки методики оценки параметров слабосцементпровапных коллекторов сепомапского возраста:

• установлена идентичность состава скелета и глинистого цемента, а также количественного содержания основных породообразующих минералов для пластов ПК| - ПКз изучаемого месторождения, что позволяет использовать единое петрофизическое обоснование количественной интерпретации ГИС для этих пластов;

• при отборе керна с использованием низкотемпературной технологии на изучаемом месторождении происходит увеличение эффективного емкостного пространства, что приводит к завышению коэффициентов пористости и водонасыщенности, особенно в неколлекторах и коллекторах с ухудшенными ФЕС;

• установлено аномальное завышение абсолютной проницаемости до 1 Д и выше в сильно глинистых породах, являющихся неколлекторами, что связано с нарушением структуры емкостного пространства при подготовке образцов к исследованиям в процессе сушки. Учитывая данное обстоятельство, при установлении связи пористости с проницаемостью следует отдавать

предпочтение эффективной проницаемости, измеренной в условиях моделирующих пластовых;

• достоверные величины остаточной водонасьпценности в изучаемых коллекторах получены на кернах, отобранных при вскрытии разреза на РНО. Донасыщение естественнонасыщеЕшых образцов керна, извлеченных по низкотемпературной технологии в неколлекторах и коллекторах с ухудшенными ФЕС приводит к значительному увеличению объема емкостного пространства, заполненного капиллярно-связанной водой;

• установлен различный характер зависимости остаточной водонасьпценности от пористости для газо- и нефтенасыщенных коллекторов пластов ПК) - ПКз, связанный с условиями формирования залежи;

• обоснованы критерии выделения по данным ГИС четырех основных литологических типов пород, присутствующих в изучаемом разрезе: глинистых пород-неколлекторов; плотных карбонатизированных прослоев; коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами; коллекторов с ухудшенными ФЕС. В том числе установлены критерии, позволяющие разделять плотные породы и газонасыщенные коллекторы при ограниченном комплексе ГИС;

• отсутствуют убедительные доказательства различной минерализации пластовых вод в пластах ПК) - ПК3. При количественной интерпретации методов ГИС минерализацию пластовых вод следует принимать постоянной и равной 19г/см3;

• установлено граничное значение удельного электрического сопротивления, позволяющее разделять коллекторы на продуктивные и водоносные, а также получено уравнение для разделения газо- и нефтенасыщенных коллекторов по комплексу методов электрометрии;

• обоснованы алгоритмы количественной интерпретации данных ГИС для определения подсчетных параметров слабосцементированных коллекторов сеноманского возраста.

В области геолого-геофюического моделирования залежи, сложенной

слабосцементированными коллекторами, по комплексу данных ГИС и

сейсморазведки:

• установлено, что сейсмическая инверсия является эффективным средством прогнозирования суммарных эффективных толщин коллекторов в газонасыщенной, а в ряде случаев и нефтеводонасьпценной части пластов ПК) - ПКг, но не дает положительных результатов при прогнозировании емкостных свойств коллекторов. Для прогноза коллекторских свойств необходимо повысить качество исходных сейсмических материалов и совершенствовать технологию измерений методами АК и ГГК-П в данном разрезе;

• основным результатом сейсмофациального картирования нефтенасыщенной части ПК1-ПК3 является прогноз развития полей двух сейсмофаций,

представленных, соответственно, опесчаненными и заглинизированными пластами;

• для двух участков залежи на основе комплексной интерпретации данных ГИС и сейсморазведки построены детальные геологические модели, которые позволили с высокой степенью вероятности выделить наиболее перспективные для разработки участки залежи с улучшенными коллекторскими свойствами и увеличенными эффективными толщинами.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Оценка характера насыщения терригенных коллекторов по ГИС с учетом анализов керна и опробования пластов. // Каротажник. (Соавторы В.А.Костерина, О.Г.Никифорова) - 2007. №11 (164).

2. Петрофизическое обоснование интерпретации ГИС в слабоконсолидированных коллекторах. // Геофизика. - 2008. №1

3. Обоснование петрофизической модели слабосцементированных коллекторов альб-сеноманского возраста. // Нефть, газ и бизнес, - 2008. №8

4. Обоснование петрофизической модели слабосцементированных коллекторов. // Н-ая межвузовская молодежная научно-практическая конференция «Геоперспектива - 2008». Тезисы докладов. - Москва, 2008.

5. Оценка фильтрационно-емкостных свойств слабосцементированных коллекторов. // III-ая межвузовская молодежная научно-практическая конференция «Геоперспектива - 2009». Тезисы докладов. - Москва, 2009.

6. Разделение терригенных коллекторов по характеру распределения в них глинистого материала. // Геофизика. (Соавтор В.А.Костерина) - 2010. - в печати.

Соискатель

М.В. Кулапова

Подписано в печать 12 апреля 2010 г. Объем 1,0 п. л. Тираж 100 экз. Заказ № 293 Отпечатано в Центре оперативной полиграфии ООО «Ол Би Принт» Москва, Ленинский пр-т, д.37

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кулапова, Мария Вячеславовна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Изученность отложений сеноманского возраста в пределах

Западно-Сибирской плиты.

ГЛАВА 2. Геолого -геофизическая характеристика разреза сеноманского возраста.

ГЛАВА 3. Петрофизическое обоснование количественной интерпретации

3.1 Объем и виды исследований керна.

3.2 Литологическая характеристика пород пластов ПК! - ПК3.

3.3 Характеристика коллекторских свойств пород.^

3.4 Модель коллектора и характеристика основных петрофизических зависимостей.

ГЛАВА 4. Методика и алгоритмы интерпретации ГИС.

4.1 Комплекс и качество геофизических исследований скважин.

4.2 Геолого-технологические условия проведения геофизических исследований в скважинах. :.

4.3 Литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов.

4.4 Оценка характера насыщения коллекторов. Установление положения флюидальных контактов.

4.5 Определение коэффициента пористости коллекторов.

4.6 Определение коэффициента глинистости.

4.7 Определение коэффициента нефтегазонасыщенности.

4.8 Определение проницаемости.

ГЛАВА 5. Комплексная интерпретация данных сейсморазведки и ГИС с целью построения геологической модели на анализируемых участках залежи.

5.1 Применение сейсмической инверсии для прогнозирования коллекторов в изучаемом разрезе.

5.2 Определение типов разреза по данным 3D сейсморазведки и ГИС.

5.3 Построение детальной геологической модели.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методика геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными коллекторами, по данным ГИС и сейсморазведки"

Актуальность проблемы

Значительные запасы углеводородов на месторождениях севера Западной Сйбири приурочены к слабосцементированным коллекторам. В первую очередь, это относится к отложениям сеноманского возраста. По своей природе коллекторы сеномана, как правило, очень высокоемкие и высокопроницаемые. Однако, оценка подсчетных параметров в них вызывает большие затруднения, как по методам ГИС, так и по данным керна. В первую очередь, это связано с трудностями сохранения реальной структуры и текстуры неконсолидированного керна и, как следствие, оценки его фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности. В этой связи существуют проблемы с обоснованием методики количественной интерпретации данных ГИС для определения параметров слабосцементированных коллекторов к подсчету запасов нефти и газа.

Объектом исследований являлись отложения сеномана одного из месторождений Западной Сибири, сложенные слабоконсолидированными осадками. Выбор данного объекта обусловлен наличием на месторождении как данных сейсморазведки 3D, так и специальной (оценочной) скважины, вскрытой на РНО с выносом керна более 70% и высокой плотностью лабораторных исследований, а также двух скважин, в которых отбор и изучение керна проводились по уникальной низкотемпературной технологии.

Цель исследований

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-геофизической изученности отложений сеномана Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

2. Уточнение моделей коллекторов в продуктивных пластах ПК1, ГЖ2, ПК3.

3. - Петрофизическое обоснование количественной интерпретации данных

ГИС в породах сеноманского возраста.

7. Построение детальной геологической модели для анализируемых участков залежи.

Методы решения поставленных задач

Западной Сибири; методы статистического анализа результатов лабораторных исследований керна; использование алгоритмов и методик комплексной интерпретации данных ГИС, а таюке методы геологического моделирования залежей на основе комплекса геологической и геофизической информации.

Научная новизна: 1

1. Установлена литологическая и петрофизическая идентичность пород продуктивных пластов ПК1, ПК2, ПК3.

3. Впервые для- изучаемых отложений установлен различный характер зависимости остаточной водонасыщенности от пористости для газо- и нефтенасыщенных коллекторов.

Основные защищаемые положения

Практическая значимость

Фактический материал

В основу работы положены результаты литолого-петрографических исследований, петрофизических анализов керна, выполненных в Тюменской Центральной лаборатории (ЦЛ) (1032 образца) и в лаборатории ОАО «НПЦ Тверьгеофизика»'(317 образцов), результаты геофизических исследований по

70-ти скважинам изучаемого месторождения, опробования и испытания пластов, а также данные сейсморазведки 3D.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на конференциях: научно-практическая конференция, посвященная 100-летию промысловой геофизики «Геофизические исследования скважин» - М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, ноябрь 2006г.; вторая Всероссийская конференция молодых специалистов в области геологии и геофизики «ГЕОПЕРСПЕКТИВА-2008» М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, май 2008г.; третья Всероссийская молодёжная научно-практическая конференция «ГЕОПЕРСПЕКТИВА - 2009» - М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, март 2009г.

Публикации.

Объем и структура работы.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Кулапова, Мария Вячеславовна

Выводы.

1. Установлено, что сейсмическая инверсия является эффективным средством прогнозирования суммарных эффективных толщин коллекторов в газонасыщенной, а в ряде случаев и нефтеводонасыщенной части пластов ПК1 - ПК2, но не дает положительных результатов при прогнозировании емкостных свойств коллекторов. Для прогноза коллекторских свойств необходимо повысить . качество исходных сейсмических материалов и совершенствовать технологию измерений методами АК и ГГК-П в данном разрезе.

2. Основным результатом сейсмофациального картирования нефтенасыщенной части ПКГПК3 является прогноз развития полей двух сейсмофаций, представленных, соответственно, опесчаненными и заглинизированными пластами.

3. Для двух участков залежи на основе комплексной интерпретации данных ГИС и сейсморазведки построены детальные геологические модели, которые позволили с высокой степенью вероятности выделить наиболее перспективные для разработки участки залежи с улучшенными коллекторскими свойствами и увеличенными эффективными толщинами.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенных исследований позволяют сделать следующие основные выводы:

В - области - разработки методики оценки параметров слабосцементированных коллекторов сеноманского возраста:

• установлена идентичность состава скелета и глинистого цемента, а также количественного содержания основных породообразующих минералов для пластов ПК1 - ПКз изучаемого месторождения, что позволяет использовать единое петрофизическое обоснование количественной интерпретации ГИС для этих пластов;

• достоверные величины остаточной водонасыщенности в изучаемых коллекторах получены на кернах, отобранных при вскрытии разреза на РНО. Донасыщение естественнонасыщенных образцов керна, извлеченных по НТТ в неколлекторах и коллекторах с ухудшенными ФЕС приводит к значительному увеличению объема емкостного пространства, заполненного капиллярно-связанной водой;

• установлен различный характер зависимости остаточной водонасыщенности от пористости для газо- и нефтенасыщенных коллекторов пластов ПК] — ПК3, связанный с условиями формирования залежи";

• обоснованы критерии выделения по данным ГИС четырех основных литологических типов пород, присутствующих в изучаемом разрезе: глинистых пород-неколлекторов; плотных карбонатизированных пррслоев; коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами; коллекторов с ухудшенными ФЕС. В том числе установлены критерии, .позволяющие разделять плотные породы и газонасыщенные коллекторы при ограниченном комплексе ГИС;

• отсутствуют убедительные доказательства различной минерализации пластовых вод в пластах ПК! - ПК3. При количественной интерпретации методов ГИС минерализацию пластовых вод следует принимать постоянной и равной 19г/см3;

В области геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными коллекторами, по комплексу данных ГИС и сейсморазведки:

• установлено, что сейсмическая инверсия является эффективным средством прогнозирования суммарных эффективных толщин коллекторов в газонасыщенной, а в ряде случаев и нефтеводонасыщенной части пластов ПК1 — ПКг, но не дает положительных результатов при прогнозировании емкостных свойств коллекторов. Для прогноза коллекторских свойств необходимо повысить качество исходных сейсмических материалов и совершенствовать технологию измерений методами АК и ГГК-П в данном разрезе;

• основным результатом сейсмофациального картирования нефтенасыщенной части ПК1-ПК3 является прогноз развития полей двух сейсмофаций, представленных, соответственно, опесчаненными и заглинизированными пластами;

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кулапова, Мария Вячеславовна, Москва

1. Ахияров В.Х., Ручкин А.В., Яценко Г.Г.Методика выделения и оценка коллекторов сеномана на месторождениях Тюменского Севера // Геология нефти и газа. -1982.-№5.

2. Берман Л.Б., Давыдова Т.В., Жабрев И.П. Выделение эксплуатационных горизонтов в пределах сеноманской залежи месторождения Уренгой // Геология нефти и газа. -1979.-№1.

3. Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Болт В.П. и др. Состояние и проблемы освоения ресурсной базы углеводородов Ямало-Ненецкого автономного округа. Природные, промышленные и интеллектуальные ресурсы Тюменской области. Тюмень, 1997.

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

5. Время формирования скоплений природного газа в северных районах Западной Сибири. Ермаков В.И., Немченко Н.Н., Нестеров Н.Н. и др. Тр. 3апСибНИГНИ№ 113, 1976.

6. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. -М.: Недра, 1985.

7. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н., Кирсанов Н.Н. и др. -М: Недра, 1995.

8. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. Под ред. Дробышева В.В., Казаринова В.П., -Ленинград.: Гостоптехиздат, 1958.

9. Геология нефти и газа Западной Сибири. Под ред. Конторовича А.Э., Нестерова И.И., Салманова Ф.З. -М.: Недра, 1975.

10. Гумерский Х.Х., Мамедов Ю.Г., Шахвердиев А.Х. Российская нефтяная промышленность на пороге нового века: оценки прошлого, настоящего и будущего // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.- 2000.- №7 .

11. Гурова Т.И. Генетические типы природных резервуаров нефти и газа Западной Сибири, Труды СНИИГГИМС. выпуск 65. Новосибирск, 1967.

12. Добрынин В.М., Венделынтейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин. М., изд. «Нефть и Газ», 2004г.

13. Ерёменко Н.А., Чилингар Г.В., Геология нефти и газа на рубеже веков. -М: Наука, 1996.

14. Ермаков .В.И., Ступаков В.П., Шаля А.А. Отчёт. Выявить закономерности неоднородного строения отложений мелагазоконденсатных . месторождений Тюменской области с целью уточнения проектов разведки и разработки. -М: ВНИИГАЗ, 1983.

15. Ермаков В.И., Шаля А.А. Условия образования продуктивной толщи сеномана на севере Тюменской области // Геология нефти и газа.-1982.- №1.

16. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. -М: Недра, 1981.

17. Иванова М.М., Гутман И.С., Титунин Е.П. Промыслово-геологические особенности Русского газонефтяного месторождения // Геология нефти и газа,- 1989- №3.

18. Иванова ММ., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. -М.: Недра, 1992.

19. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири физическими методами. Леонтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С. и др. -М.: Недра, 1974.

20. Информационный отчет. Построение лито-фациальной модели пластов ПК1.2 Ван-Еганского месторождения. Постников А.В., Карпов С.Н. и др. — Москва, 2007г.

21. Карогодин Ю.Н., Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность Западной Сибири. -М.: Недра, 1974.

22. Кирсанов А.Н. Проблемы и задачи газопромысловой геологии сеноманских залежей. Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области. -М: Труды ВНИИЭГАЗПРОМА, 1981.

23. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин. Методическое пособие. -Москва, 1998г.

24. Комардинкина Г.Н. Особенности строения сеноманской продуктивной толщи Ямбургского месторождения. -М.: ИГИРГИ, 1975.

25. Кондратьев И.К., Лисицын П.А., Киссин Ю.М. Детальность и точность решений в задаче сейсмической волновой инверсии. Геофизика, вып. 3, 2005 г.

26. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири Нестеров И.И.; Кулахметов Н.Х., Высоцкий В.Н. и др. // Геология нефти и газа.-1987.-№3.

27. Крылов Д.Н. Изучение коллекторских свойств геологических тел со сложной геометрией залегания // Геология нефти и газа.-1996.-№4.

28. Литологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов.-Новосибирск.: Наука, 1990.

29. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры ЗападноСибирской плиты. Под ред. Суркова B.C. -М.: Недра, 1986.

30. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом. Под редакцией Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. М-Тверь, МПР РФ, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

31. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Под рук. Н.Н. Лисовского М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003г

32. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел -лнтологических ловушек нефти и газа.- Ленинград,- Недра, 1984.

33. Нейман Е.А. Программа «КОБ» классификации объектов Москва, 1984г.

34. Нестеров И.И. Из истории освоения Западно-Сибирского гипербассейна // Нефть и газ.- 1998.- №4.

35. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. Рудкевич М.Я., Озеранская JI.C., Чистякова Н.Ф. и др. -М.: Недра, 1988.

36. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири. Андреев О.Ф., Басниев К.С, Берман Л.Б. и др. М.: Недра, 1984.

37. Отчет о НИР. Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения. Стрижов И.Н., Карпов С.Н., Соколова Т.Ф. и др. Москва, 2005г.

38. Отчет по подсчету запасов нефти, газа и конденсата Ваньеганского, Тюменского, Гуньеганского и Ай-Еганского месторождений Нижневартовского района Тюменской области по состоянию на 01.05.1986г. Федорцова С.А. и др. Тюмень, 1986г.

39. Отчет. Исследование фазовых проницаемостей, коэффициента вытеснения и структуры порового пространства на образцах несцементированного песчаника пласта ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения. Топорков В.Г., Рудаковская С.Ю. и др. Тверь, 2006 г.

40. Повышение эффективности освоения сеноманских газовых залежей севера Тюменской области. Жабрев И.П., Низьев В.А., Ахияров В.Х. и др. // Геология нефти и газа.-1984.-№10.

41. Применение спектрометрического гамма-метода для решения задач нефтепромысловой геофизики на примере девонских отложений Ромашкинского месторождения Татарстана. Кадисов Е.М., Калмыков Г.А., Кашина Н.Л., и др. // Геология нефти и газа. -1994.-№7.

42. Проблемы. исследования скважин и разработки Ямбургского месторождения. Немировский И.С., Ермилов О.М., Березняков А.И. идр. Обз.инф. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1990.

43. Проблемы поисков залежей нефти и газа на севере Западной Сибири Наумов А.Л., Онищук Т.М., Дядюк Н.П. и др. Обз.инф. Серия: нефтегазовая геология и геофизика. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

44. Региональная геология нефтегазоносных территорий СССР. Под ред. ГабриэлянцаГ.А. -М.: Недра, 1991.

45. Региональная литостратиграфическая схема мезозоя и кайнозоя Западной Сибири и основные закономерности размещения неантиклинальных ловушек углеводородов. Нежданов А. А., Огибенин В. В., Куренко М. И. и др.

46. Ремизов В.В. Определение коллекторских свойств пород сеноманских отложений геофизическими методами // Газовая промышленность.-1995.-№1/

47. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия из освоения. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Лившиц В.Р. и др. // Геология нефти и газа.- 1998.- №9.

48. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и-нефти Москва, Недра, 1977г.

49. Салманов Ф.К. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа. -М.: Недра, 1974.

50. Саркисян С.Г., Комардинкина Г.Н. Литолого-фациальные комплексы меловых нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. -М: изд.ИГиРГИ, 1973с.

51. Саркисян С.Г., Комардинкина Г.Н. Литолого-фациальные особенности сеноманских газоносных отложений севера ЗападноСибирской низменности. -М.: Наука, 1971.

52. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. Мкртчан О.М., Трусов Л.Л., Белкин Н.М. и др. -М: Наука, 1987.

53. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. -М.: Недра, 2003.

54. Славкин B.C. Геолого-геофизическое изучение нефтеносных продуктивных отложений (учебное пособие). -М.: МГУ, 1999.

55. Спутник нефтегазопромыслового геолога- Под ред. Чоловского И.П. -М.: Недра, 1989.

56. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. -М.: Недра, 1981.

57. Топорков В.Г., Денисенко А.С. Современные технологии отбора и анализа керна. // Каротажник.- 2008. №12

58. Топороков В.Г., Рудаковская С.Ю. Низкотемпературная технология исследования неконсолидированного керна: Наука и техника в газовой промышленности: М., Газпром, 2000г

59. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. Ленинград.: Недра, 1991.

60. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. -М.: 2009.

61. Cook D. A., Schneider W.A., 1983, Generalized linear inversion of reflection seismic data: Geophysics, 48, pp. 665-676.

62. Kondratiev-I., Kiselev Y., Mikhaltsev A., Polovov A., 1992. Fast and effective method of waveform inversion, paper presented at 54th EAEG meeting. Paris. Abstracts of papers, pp. 748-749.

Информация о работе

Кулапова, Мария Вячеславовна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.10

Диссертация

Методика геолого-геофизического моделирования залежи, сложенной слабосцементированными коллекторами, по данным ГИС и сейсморазведки - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы