Моделирование карбонатных коллекторов смешанного типа по геолого-геофизическим данным

Габнасыров, Алексей Василевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Моделирование карбонатных коллекторов смешанного типа по геолого-геофизическим данным
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Моделирование карбонатных коллекторов смешанного типа по геолого-геофизическим данным"

На правах рукописи

ГАБНАСЫРОВ АЛЕКСЕЙ ВАСИЛЕВИЧ

МОДЕЛИРОВАНИЕ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ СМЕШАННОГО ТИПА ПО ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ (НА ПРИМЕРЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ)

Специальность 25.00.10 -Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 9 мдр гт

Пермь-2012

005020477

На правах рукописи

ГАБНАСЫРОВ АЛЕКСЕЙ ВАСИЛЕВИЧ

Специальность 25.00.10 -Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь - 2012

Работа выполнена в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми и на кафедре геофизики ФГБОУВПО «Пермский государственный национальный исследовательский университет»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук

Александр Сергеевич Некрасов (г. Пермь)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, генеральный

директор ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» Яценко Григорий Григорьевич (г. Тверь)

кандидат геолого-минералогических наук, доцент, научный сотрудник Горного института Уральского отделения РАН

Герасимова Ирина Юрьевна (г. Пермь)

Ведущая организация: ОАО «Камский научно-исследовательский инстиг

комплексных исследований глубоких сверхглубоких скважин» (ОАО «КамНИИКИГС»)

Защита состоится 12 апреля 2012 г. в 13:30 на заседании диссертационного совета Д 212.189.01 при Пермском государственном национальном исследовательско университете по адресу: 614990, ГСП, г. Пермь, ул. Букирева, 15, этаж 4, з: заседаний Ученого совета.

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

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Пермского государственного национального исследовательского университета

Автореферат разослан "11" марта 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.189.01,

доктор технических наук, профессор В.А. Гершанок

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Фаменско-турнейские карбонатные и карбонатно-терригенные отложения являются перспективным объектом разведки, добычи нефти и газа во многих регионах России, в том числе районах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В то время как запасы в терригенных коллекторах постоянно истощаются, поэтому необходимо изучать и осваивать залежи нефти в коллекторах карбонатных толщ (К.И. Багринцева, В.Н. Быков, В.Д. Викторин, В.И. Галкин, В.М. Добрынин, Т.В. Дорофеева, А.Р. Князев, В.И. Петросилье, A.B. Черницкий, Г.Г. Яценко). Существующие представления о поровом типе карбонатных коллекторов не отражают специфические особенности поведения реально существующих коллекторов трещинно-кавернозно-порового (смешанного) типа и поэтому недостаточно верно ориентируют специалистов в их практической деятельности. Именно это является главной проблемой при разработке месторождений, подсчете запасов и планировании геолого-технических мероприятий (ГТМ). Особенно остро это проявляется в Пермском Прикамье на нефтяных месторождениях, приуроченных к Соликамской депрессии (им. Архангельского, Гагаринское, Маговское, Сибирское, Уньвинское, Шершневское).

В отсутствии технологии геологического моделирования коллекторов смешанного типа утверждаются статичные геологические модели, в которых поровое пространство не дифференцируется на поровую, кавернозную и трещинную составляющие, а при расчете коэффициента извлечения нефти (КИН) принимается абсолютная проницаемость по газу, которая остается постоянной при любых изменениях пластового давления. Вышеизложенные причины ведут к несоответствию утвержденных и фактических КИН.

Для успешного моделирования геологического строения нефтяных месторождений, проектирования и оптимизации их разработки, повышения эффективности геолого-технологических мероприятий необходимо, в первую очередь, разработать методику выделения коллекторов со сложным строением пустотного пространства в разрезе скважины по результатам интерпретации комплекса методов геофизических исследований скважин (ГИС).

Объект исследований

Фаменско - турнейские отложения нефтяных месторождений Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба.

Цель исследований

Моделирование карбонатных коллекторов смешанного типа на основе комплексной интерпретации геолого-геофизических данных.

Основные задачи исследований

1. Анализ перспективности современных методов ГИС при изучении коллекторов смешанного типа.

2. Обоснование комплекса специальных методов ГИС для изучения коллекторов трещинно - кавернозно - перового типа.

3. Разработка методики выделения коллекторов смешанного типа по комплексу ГИС.

4. Создание параметрической модели Маговского нефтяного месторождения на основе разработанной методики.

Методы исследований

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

2. Геофизические исследования скважин (стандартный комплекс ГИС, волновой акустический каротаж, скважинный акустический телевизор, электромагнитное и акустическое сканирование стенок скважины).

3. Гидродинамические исследования скважин (методы установившихся и неустановившихся отборов, гидродинамический каротаж).

Научная новизна

1. Доказана возможность выделения трещинных и кавернозных интервалов разреза по стандартному комплексу геофизических методов исследований скважин [2,4,8].

2. Разработана методика выделения трещинных интервалов в высокоомном разрезе по геофизическим данным [1, б, 9].

3. Создана геологическая модель фаменско - турнейской залежи Маговского нефтяного месторождения с учетом двойной пористости и проницаемости [2, 3, 5,

7].

Основные защищаемые положения

1. Комплекс специальных методов ГИС по изучению трещинно-кавернозно-поровых коллекторов, основанный на анализе сопоставления с прямыми методами исследований, позволяет выделять интервалы трещиноватости и определять упруго-механические свойства пород [2,4,8].

2. Методика выделения коллекторов смешанного типа по комплексу ГИС, основанная на зависимости электрических, акустических и радиоактивных свойств пород от структуры их пустотного пространства, позволяет выделять коллекторы со сложным строением порового пространства в породах с аномально высоким удельным электрическим сопротивлением [1, б, 9].

3. Геологическая модель фаменско - турнейской залежи Маговского нефтяного месторождения, основанная на дифференциации коллекторов по типу порового

пространства, позволяет осуществлять геолого-гидродинамическое моделирование с учетом двойной пористости и проницаемости [2,3,5, 7].

Обоснованность и достоверность научных выводов и заключений

1. Обеспечена результатами исследований образцов керна, отобранных из фаменско - турнейских отложений нефтяных месторождений Соликамской депрессии.

2. Доказана потокометрическими и гидродинамическими исследованиями эксплуатационных скважин.

3. Подтверждена процессом разработки фаменско-турнейских залежей Гагаринского, Маговского и Уньвинского нефтяных месторождений.

Практическая ценность работы

1. Обоснован комплекс специальных методов ГИС для систематического изучения трещинно-кавернозно-поровых коллекторов в Пермском Прикамье [2, 4, 8].

2. Разработана методика выделения коллекторов смешанного типа по комплексу ГИС, позволяющая решить проблему моделирования трещинных и кавернозных коллекторов по данным не только вновь пробуренных скважин, но и при переинтерпретации материалов по уже пробуренным скважинам, а так же не требует дополнительных затрат на проведение специальных методов ГИС в каждой скважине [1,6, 9].

3. Создана параметрическая модель фаменско - турнейской залежи (пласт Т-Фм) Маговского нефтяного месторождения, что позволяет выполнить геолого-гидродинамическое моделирование карбонатных и терригенно-карбонатных коллекторов с учетом двойной пористости и проницаемости [2,3,5,7].

4. Методические рекомендации, предложенные автором, могут быть использованы при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений Соликамской депрессии.

Реализация результатов исследований

Разработки автора внедрены в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми. Результаты работы реализованы в виде программ дополнительных исследований в технологических документах на разработку Гагаринского, Маговского и Уньвинского нефтяных месторождений, а также использованы в отчете по подсчету запасов Маговского месторождения (2011 г.).

Личный вклад автора

Научные результаты диссертационной работы получены при непосредственном участии соискателя в выполнении НИР. Автор лично выполнял методические разработки, эксперименты, анализ и обобщение полученных результатов, создавал и апробировал методики.

Публикации

Автором опубликовано 9 научных работ, из них 2 статьи в ведущих научнь журналах, рекомендованных ВАК, участвовал в написании 2 отчетов НИР.

Апробация работы

Результаты исследований докладывались на международных и всероссийск; конференциях: XI международной научно-практической конференции "Геология разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами"(г. Геленджик, 2011 г. I конференции молодых ученых и специалистов «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г Москва, 2011 г.), IX конференции молодых специалистов филиала ООО «ЛУКОЙЛ Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» (г. Пермь, 2011 г.), региональной конференци "Геология и полезные ископаемые западного Урала" (г. Пермь, 2011 г.).

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения. Объем диссерташ составляет 217 страниц, содержит 56 рисунков, 20 таблиц, 16 приложений. Списо литературы включает 184 опубликованных издания и 15 фондовых работ.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность научном руководителю, доктору геолого-минералогических наук A.C. Некрасову, директор филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, кандида геолого-минералогических наук, доценту H.A. Лядовой за ценные советы замечания при выполнении диссертации. Автор признателен за конструктивну критику профессорам В.А. Гершаноку, A.C. Долгалю, Б.А. Спасскому.

Большое влияние на направление и уровень исследований оказал творческие контакты с Е.Е. Винокуровой, А.Р. Князевым, М.Ф. Серкиным. Без i участия в различных направлениях экспериментальных и научных исследований таком виде работа не могла бы состояться.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ПЕРВОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ

Комплекс специальных методов ГИС по изучению трещинно-кавернозно-поровых коллекторов, основанный на анализе сопоставления с

прямыми методами исследований, позволяет выделять интервалы трещиноватостп и определять упруго-механические свойства пород [2,4, 8]

Для выделения низкопористых (Кп < 6%) коллекторов с вторичной пористостью по данным ГИС использовался комплексный подход, включающий совместный анализ данных стандартного комплекса ГИС (радиоактивный каротаж -РК, боковой каротаж - БК, профилеметрия, акустический каротаж - АК, ГПС-П -гамма-гамма каротаж плотностной), специальных методов ГИС (ГГК-ЛП - гамма-гамма каротаж литоплотностной, ГДК - гидродинамический каротаж, ВАК-8 -волновой акустический каротаж, ВАК-Д - волновой акустический каротаж шольный, микроэлектромагнитное сканирование - FMI, микрокондуктивный имвджер - MCI, акустический каротаж по приточным зонам - АКПЗ, скважинный акустический телевизор - CAT, скважинный акустический сканер - САС-90, акустический сканер компании Shlumberger - SonicScanner, боковой каротаж сканирующий - БК-С), а также исследования поляризационным методом епродольного вертикального сейсмического профилирования - ПМ НВСП, керна, потокометрических и гидродинамических исследований скважин, текущего остояния разработки, данных по уходам бурового раствора при бурении скважин.

Специальные методы для выделения низкопористых коллекторов одразделяются на четыре основные группы:

1. Акустические (АКПЗ, CAT, ВАК-8, ВАК-Д, САС-90, SonicScanner);

2. Электрические (БК-С, FMI, MCI);

3. Гидродинамические (методы установившейся и неустановившейся фильтрации, гидродинамический каротаж - ГДК, MDT);

4. Дополнительные методы (ПМ НВСП, ГПС-П и ГГК-ЛП).

При анализе эффективности специальных методов учитывалась их овременность, качество исходных данных, стоимость и эффективность решения еологических задач.

По результатам анализа предложен комплекс специальных методов ГИС табл. 1), который признан ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» оптимальным для выделения юпинно-кавернозно-поровых коллекторов.

Возможности и недостатки ашрапшыхметодов

ВАК-Д работает на трёх частотах в монопольном и на частоте 4 кГц кроссдипольном режимах. Качество данных выше, чем аналогичных даннь зарегистрированных прибором ВАК-8. Метод может быть рекомендован для оценк анизотропии параметров упругих волн, отождествляемой с зонами трещиноватост Исследования выполнены в скв. 112 и 129 Маговского нефтяного месторожден Зафиксированы интервалы анизотропии скоростей поляризованных поперечнь волн, возможно, обусловленной трещиноватостью породы, но по параметрам волн Стоунли проницаемость этих интервалов не отмечена. Качество данных ВАК-выше, чем аналогичных данных, зарегистрированных прибором ВАК-8.

SonicScanner (фирма Schlumberger) позволяет проводить различные тип акустических исследований, включая монопольные измерения на укороченном удлиненном расстояниях между источниками и приемниками, метод скрещеннь диполей. Результаты интерпретации SonicScanner позволяют получать ценн; информацию о трещиноватости и кавернозности пород-коллекторов, различать развертках ствола скважин (диаграммах SonicScanner) следы закарстованнь субвертикальных макротрещин раскрытостью до 1000 мкм, имеющих вид синусои Аналогичные следы оставляют вертикальные трещины на стенках наклоннь скважин. Исследования выполнены в скважинах 116 Маговского и 377 Уньвинског месторождений. Акустический сканер применяется в комплексе с FMI.

Исследования ПМ НВСП по изучению поляризации разных типов вол проведены в скв. 377 Уньвинского нефтяного месторождения. Опыт работы геологических средах с субгоризонтально залегающими границами и карбонатны типом разреза позволил сделать вывод об общей закономерности поведен падающих обменных волн на данном месторождении. Обменная волна (PS попадая в область регулярной трещиноватости «подстраивается» параллельн трещинам, либо перпендикулярно. Исследования поляризационным методо показали, что на данном месторождении наблюдается анизотропия поперечнь волн по всему разрезу.

ГГК-ЛП. Прибор имеет два зонда плотностного каротажа и оди спектральный зовд для определения сечения фотоэффекта породы. Мето эффективен при интерпретации ГИС в сложных по литологическому состав породах. Использование ГГК-ЛП позволяет осуществлять определение пористост этих пород с учетом их литологического состава и оценивать интенсивност трещиноватости по комплексу ГИС.

БКС в отличие от обычных приборов бокового каротажа име центральный электрод, азимутально разделённый на 16 секторов, для оценк

Таблица 1

Рекомендуемый комплекс специальных исследований методов ГИС для изучения коллекторов смешанного типа

Метод Задача Примечание

ГГК-ЛП Определение плотности пород-коллекторов, литологического состава Эффективен при интерпретации ГИС в сложных по литологическому составу породах

MCI Определение раскрытости, проницаемости, плотности трещин Позволяет с разрешением по глубине 5 мм выделять пласты, тонкие пропластки, крупные каверны и макротрещины (раскрытость 500-1000 мкм). Обработка данных позволяет вычислять ориентацию пластов и трещин

Sonic Scanner Выделение трещинных интервалов Визуальное наблюдение стенки скважины (трещины, каверны, глинистые прослои, вертикальные и спиральные желоба). Применяется в комплексе с FMI

FMI Выделение трещинных интервалов, определение параметров трещиноватости Выделение на развертке ствола скважины макротрещин раскрытостью менее 1000 мкм. Определение направлений трещиноватости

ВАК-Д Выделение трещинных интервалов, определение степени анизотропии Работает на трех частотах в монопольном режиме и частоте 4 кГц в кроссдипольном режиме

БКС Оценка электрической анизотропии пород, характера насыщения Радиальная глубина исследований 0.3-1.1 м, вертикальное разрешение 0.02-0.05 м в зависимости от соотношения рп/рс

гдк Определение характера насыщения пласта и Рт Определение коэффициента проницаемости и пластового давления (Рлл) по стволу скважины. Разрешающая способность по вертикали 0.5-1 м.

пм нвсп Определение направлений трещин в околоскважинном пространстве Рекомендуется для определения доминирующего направления трещиноватости в радиусе до 100 м от устья скважины

анизотропии удельного электрического сопротивления (УЭС) породы (рис. 1). прибор снабжён системой определения ориентации элементов залегания пластов в пространстве, что обеспечивает высокую эффективность при определении элементов залегания пластов. Субвертикальная трещиноватостъ обнаруживается по анизотропии электропроводности горных пород, но выполненные в скважинах 112 и 129 Маговского месторождения замеры не показательны. Фаменско-турнейские отложения Маговского месторождения обладают аномально высоким

1оивз» «а;»™ еамрущчй (БКС)

ШФМО

Нишмравиа Коэффициент жизотдош

ГК(муРЛ)

Азим/тальмя рви рта УЭС

БК(ОиМ)

»*»■ |

I |.а и

у-я гел

I П VI

ННКГ6 (усп.ед.)

5ЙМ (8ЕТА)

.»У. . Ж

Рис. 1. Фрагмент диаграмм БКС. Гагарине«ое нефтяное месторождение, скв. 423,

пласт Т-Фм

пмх мот. г».«*«*» и«* тышя

Усмвнис обозначения РЛЗ ВЯЯ РШ1 ИШНЯВИЕЗ ШШШШ

лектрическим сопротивлением: водонасыщенные коллекторы (120-400 Омм), ефтенасыщенные (700-2000 Омм). При таких УЭС прибор БКС обладает большой огрешностью измерений. Анализ материалов, полученных БКС (рис. 1), позволяет онстатировать, что боковой сканирующий каротаж является инструментом для пределения ориентации пластов. Оценка анизотропии электропроводности озможна в относительно низкоомном разрезе (водонасыщенные коллекторы 11-100

мм, нефтенасыщенные - 20-500 Омм).

Метод FMI позволяет различать на развертках ствола как вертикальных, .ак наклонных и горизонтальных скважин следы деформируемых макротрещин с изкой раскрытостью (Ьт«1000мкм, рис. 2), которые акустическими методами не азличаются. Метод позволяет в первом приближении определять расстояние ежду сверхтонкими деформируемыми (пульсирующими) макротрещинами и их устоту Кроме этого по методу FMI определяются углы наклона трещин, азимуты : падения и простирания (рис. 2). Возможность проведения первичной обработки экспресс-интерпретации) и определения основных элементов залегания пластов в втоматическом режиме реального времени непосредственно на скважине арактеризует метод как наиболее эффективный при изучении коллекторов

смешанного типа. ..

MCI осуществляет электрическое сканирование стенки скважины электродами, расположенными на 6 прижимаемых башмаках. Обработка данных позволяет вычислить ориентацию пластов и трещин (рис. 2). Исследования выполнены в разрезе скважины № 116 Маговского месторождения. Качество материала высокое, визуализация данных позволяет с разрешением 5 мм по глубине выделять пласты, тонкие пропластки, крупные каверны и макротрещины. Полученная информация не исчерпывает всех возможностей геологической интерпретации данных MCI. По значениям среднего электрического сопротивления горных пород можно оценить пористость породы, а по сопоставлению пористости с коэффициентом пористости, определённым по комплексу ГИС - интенсивность трешиноватости, включая микротрешиноватость. MCI по эффективности близок к микроэлектромагнитному сканированию (FMI).

Анализ исследований образцов керна, метода поляризационного вертикального сейсмического профилирования, специальных методов ГИС позволяет признать, что продуктивные пласты исследуемых месторождении в действительности представлены трещинно-кавернозно-поровыми типами коллекторов, а, следовательно, их проницаемость и продуктивность зависят от динамики пластового давления, так как трещинная составляющая такого типа коллектора испытывает упругие деформации (сжатия и растяжения стенок трещин).

Метод восстановления давления позволяет при наличии определенных условий определять фильтрационные и упругие характеристики трещинно-пористой среды. Для установления диагностических признаков влияния трешиноватости пород-коллекторов на фильтрацию жидкости в пласте в процессе бурения скважин, использованы данные MDT/ГДК (опробователь пластов на каротажном кабеле). В процессе снятия миникривых восстановления давления

РяВШ . I. s? I M > - л j * ■ г » Я ■ '•• FMI MCI

Рис. 2. Фрагмент диаграмм FMI и MCI. Маговское нефтяное месторождение,

скв. 116, пласт Т-Фм

(КВД) и их обработки выявлено наличие характерных признаков фильтрационных потоков, свойственных коллекторам смешанного типа.

Таким образом, результаты совместного анализа данных стандартного и специального комплексов ГИС с привлечением результатов исследований образцов керна, погокомегрических и гидродинамических исследований скважин позволяют обосновать первое защищаемое положение - комплекс специальных методов ГИС по изучению трещинно-кавернозно-поровых коллекторов.

ВТОРОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ Методика выделения коллекторов смешанного типа по комплексу ГИС, основанная па зависимости электрических, акустических и радиоактивных свойств пород от структуры их пустотного пространства, позволяет выделять коллекторы со сложным строением иорового пространства в породах с аномально высоким удельным электрическим сопротивлением [1, 6,9]

Выделение карбонатных коллекторов с вторичной пористостью по стандартному комплексу ГИС Зависимость между удельным электрическим сопротивлением (УЭС) и оэффициентом пористости выражается формулой Арчи-Дахнова (Дахнов, 1985)

, (1)

рв (К-ку

де рп • удельное электрическое сопротивление породы, р, • удельное сопротивление астовой воды, К„ - коэффициент пористости, К, • коэффициент одонасыщенности, ант- эмпирические константы, последняя из которых арактеризует структуру пустотного пространства породы. Если т имеет значение коло 2, то пустотное пространство порового (гранулярного) типа, если около 1, то ещинного. Для определения значений параметров а и т зависимость между опротивлением и пористостью необходимо строить в логарифмическом масштабе.

На рис. 3 представлен пример зависимости удельного электрического опротивления, определенного по данным БК, и коэффициента пористости, цененного по ННК-Т. Видим, что для водонасыщенной части разреза угол наклона инии регрессии, а, следовательно, параметр т, характеризующий структуру стотного пространства породы, резко изменяются при коэффициенте пористости коло 6 %. Это свидетельствует о наличии трещин в низкопористой карбонатной ороде, которые упрощают структуру пустотного пространства, увеличивают лектрическую проводимость породы и, соответственно, ее проницаемость, одтверждением данной корреляционной зависимости являются лабораторные сследования образцов керна нефтяных месторождений Соликамской депрессии с аличием двойной пористости и проницаемости. Зависимость УЭС пород от ористости для водонасыщенной части разреза имеет разный характер, что 10зволяет разделить разрезы фаменско-турнейских отложений по типу структуры юрового пространства. Из формулы (1) определяется коэффициент одонасыщенности К„ если известны параметры а, т и р.. Коэффициент одонасыщенности (Кв) в интервалах нефтенасыщенных пород с пористостью до

♦ нефть ■ вода

6%, определенный по зависимости, для пористых водонасьвдеяных карбонатных пород с коэффициентом пористости > 6% обозначается как и используется в

у = 175.42х06263 -нефть іоо У = 291.92*12753 -вада

Рис. 3. Зависимость показаний бокового электрического каротажа от пористости. Маговское месторождение, скв. №116,, пласт Т-Фм

Рис. 4. Комплексная интерпретация методов ГИС для выделения карбонатных коллекторов смешанного типа. Уньвшское нефтяное месторождение,

скв. 377, пласт Т-Фм

качестве диагностического признака трещиноватости. Если К"\У > 1, то порода трещинная. Анализ полученных зависимостей является только обшей характеристикой разреза, так как тип коллектора определяется по водонасыщенной асти разреза. Результаты комплексной интерпретации ГИС с выделением коллекторов смешанного типа, представлены на рис. 4.

Выделение карбонатных коллекторов с вторичной пористостью по стандартному комплексу ГИС в породах с аномально высоким УЭС Породы, содержащие подвижную нефть, являются гидрофильными. Гидрофобизация пород связана с окислением (загустеванием) углеводородов. В таких интервалах кислород молекулы воды химически связывается с молекулой углеводорода и слой воды на поверхности трещин исчезает, электрическое сопротивление трещин растет, трещины становятся "невидимыми" для электрометрии скважин.

Поскольку матрица породы содержит только связанную воду, которая обладает определённой минерализацией, равной 35 г/л (Элланский, 2004), то р„ можно оценить по известным палеткам (Латышева, Венделынтейн, Тузов, 1990). При температуре около 30°С, характерной для большинства скважин месторождений Соликамской депрессии, УЭС связанной воды (рсв) -0,15 Омм. Зная вычисляем коэффициент водонасыщенной пористости в соответствии с законом Арчи-Дахнова, определяя УЭС породы (р„) по показаниям БК (приборы БК-3):

где 1У(БК) - объемное водородосодержание, определенное по боковому каротажу.

Кривая \\^(БК) сопоставляется с кривой водородосодержания (пористости), полученной по методу, не чувствительному к характеру насыщения. Наиболее подходящими для сопоставления являются кривые водородосодержания СУ/„), вычисленные по данным нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т).

Для пород заведомо неколлекторов должно выполняться условие приблизительного равенства = >У(БК). Выполнение этих условий, по существу, означает нормировку кривой на кривую W(БK) с целью выделения интервалов их расхождения.

Превышение "№(БК) над может быть вызвано как существованием в интервале открытых трещин, так и наличием трещин, заполненных глинистым материалом, или глинистых прослоев.

(2)

Анализ кроссгоютов показывает наличие линейной статистическо зависимости между W(БK) и двойным разностным параметром (Д1г), определяемь по гамма - каротажу (ГК). По этой зависимости вычисляется пористость по 1 Если \¥(ГК) > \У(БК), то снижение электрического сопротивления интерв обусловлено глинистым материалом прослоев или трещин, заполненных тем материалом. Следовательно, интервал не относится к трещинным коллекторам.

Основными кривыми для выделения интервалов трещинных коллектор являются кривые \У(БК), \¥„ и \У(ГК), а критерий выделения трещиннь интервалов можно записать так

\¥(БК) > и W(БK) > \У(ГК).

Величина снижения электрического сопротивления породы, обусловленно наличием связанной воды в открытых трещинах, априори возрастает 1 увеличении числа трещин и степени их связи между собой. Минимальное знача из двух разностей (\У(БК) - ЧУ,,) и \У(БК) - \У(ГК) в интервалах, удовлетворяют критерию У/(БК) > и W(БK) > W(ГK) принимается, как интенсивное трещиноватости (Князев, 2007).

Выделение кавернозных карбонатных коллекторов

В настоящее время невозможно определить интенсивность трещиноватост при которой порода становится коллектором. Необходимы дополнителы потокометрические и гидродинамические исследования. Условно за нижний пред интенсивности трещиноватости нефтенасьпценного коллектора принято значег равное 0,5% (точность определения пористости по ГИС). Также принято до выделенных трещинных интервалов в пласте Т-Фм характеризова коэффициентом охвата пласта трещиноватостью >1т. Одним из наиболее важ! параметров карбонатных пород, определяемым по кинематичест характеристикам акустических методов, является коэффициент кавернов пористости К™. Эта величина является частью общей пористости Кп, приходящая на каверны, т.е. К„ = К™ + К™, где Кщ, - вторая часть общей пористое приходящейся на поры. Возможность определения Кпк связана с различием упруг механических свойств кавернозных и таких же по вещественному составу и до пустотного пространства поровых пород-коллекторов.

Различие между порами и кавернами состоит в их различном генезисе. По обусловлены формированием осадочной породы с первичной пустотностъ каверны же - эпигенезисными процессами. Формирование каверн, как правило, меняет упруго-механические свойства твердой части породы - модули упругое кавернозной породы остаются более высокими, чем пористой породы с тем

минеральным составом. Именно поэтому, при комплексной интерпретации данных ГИС в кавернозных интервалах пористость по АК, определенная по зависимости для порового типа коллектора, меньше, чем пористость по ННК-Т. Этот факт является критерием для определения интервалов кавернозноста Величина каверновой пористости принимается равной разности КПИН1<'Т- К„,к.

Пример зависимости интервального времени пробега продольных волн (ДТ) от коэффициента пористости для карбонатных пород фаменско - турнейских отложений приведен на рис. 5. Разброс точек в поле корреляции обусловлен разной степенью кавернозноста пород. Прямая, проходящая по верхнему краю облака точек, принимается как зависимость для порового типа коллектора. Кроме того, при определении каверновой пористости по каждой скважине кривая Кпк нормировалась так, чтобы значению пористости по ННК-Т, равному 2 %, соответствовала нулевая каверновая пористость. При выделении коллекторов смешанного типа учитывалась вся имеющаяся информация: от сейсморазведки 30 до гидродинамических исследований скважин.

Рис. 5. Зависимость интервального времени пробега продольных волн (ДТ) от коэффициента пористости для фаменско-турнейских отложений. Маговское нефтяное месторождение, скв. 112, пласт Т-Фм

Таким образом, предложенные критерии позволили создать и апробировать методику выделения карбонатных коллекторов смешанного типа по комплексу ГИС и обосновать второе защищаемое положение.

ТРЕТЬЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ

Геологическая модель фаменско - турнейской залежи Маговского нефтяного месторождения, основанная на дифференциации коллекторов по

типу перового пространства, позволяет осуществлять геолого-гидродинамическое моделирование с учетом двойной пористости и проницаемости [2,3,5,7]

Предметом исследований являются карбонатные породы фаменско-турнейских отложений с общей пористостью К„ < б°/о. Фаменско-турнейские известняки и доломиты Маговского и месторождений-аналогов (Гагаринское, Уньвинское) практически не обладают первичной пористостью (пористость и пустотность - синонимы), т.е. пустотным пространством, в котором при осадконакоплении была погребена вода. Вся пористость связана с процессами образования трещин разного масштаба, фильтрацией флюидов по ним с возникновением микро - и макрокаверн. Микротрещины могут соединять между собой не только зоны микрокавернозности, но и макрокаверны. В этом случае низкопористая порода также становится коллектором.

По комплексу ГИС с привлечением коэффициентов приточности Ке> 0,22, полученных по данным акустических методов, выделены трещинные и кавернозные слои, рассчитаны толщины трещинных и кавернозных слоев, охват трещиноватостью - К- и кавернозностью - N. (отношение суммы толщин трещинных и кавернозных слоев к общей и эффективной толщине пласта).

Коэффициент охвата трещиноватостью (Ит) отражает часть карбонатного разреза, которая способна давать промышленные притоки нефти или газа. Этот вывод действителен не только для плотной части разреза с пористостью ниже кондиционного значения (Кп < 6,0%), но и относительно высокопористой части разреза (Кп > 6,0%). Автором определены коэффициенты охвата трещиноватостью и кавернозностью раздельно для общей и нефтенасыщенной частей разреза.

По результатам расчета и N. построены карты толщин зон трещиноватости и кавернозности, карты охвата трещиноватостью, кавернозностью и пористостью пласта Т-Фм (рис. 6). Анализ карт свидетельствует о том, что значения охвата трещиноватостью изменяются от 0,0 до 0,12 при среднем значении 0,04 для всего разреза, от 0,0 до 0,16 при среднем значении 0,05 для нефтенасыщенной части, и приурочены к наиболее приподнятым в рельефе частям Южно-Раевского поднятия и совпадают в основном с фациями рифового гребня (биогермного ядра), На склонах наблюдается уменьшение охвата трещиноватостью

и составляет в среднем 0,03.

По охвату кавернозностью фация рифового склона превосходит фацию рифового гребня в 1,4 раза. Кавернозная часть составляет от общей толщины и от нефтенасыщенной части разреза соответственно 0,21 и 0,23. Кавернозная часть превышает поровую толщину пласта в 4,3 раза.

Представленные материалы дают основание полагать, что рифовыи гребень и его склоны в течение геологической истории подвергались процессам

интенсивного карстообразования и эрозии. Построенные карты изменения толщин зон кавернозности и охвата кавернозностью не что иное, как «следы» древних поверхностей рифа и его склонов, когда риф и его склоны поднимались над уровнем моря.

Автором выполнено определение удельной эффективной емкости трещинного, кавернозного и порового типов коллектора. Эти параметры коррелируете» с литолого-фациальными условиями формирования коллекторов смешанного типа. Полученные результаты позволили сделать вывод о необходимости дифференцированного подсчета запасов по типам коллекторов.

-линии равных значений пористости -линии равных значений охвата кавевнозностыо

] -линии равных значений охвата трещиноватостью .31 Условный номер скважины

I 0.018 значение параметра

Рис. 6. Сопоставление литолого-фациальной схемы с картами охвата: а-трещиноватостью; б - кавернозностью; в - пористостью. Южно-Раевское поднятие, Маговское нефтяное месторождение, пласт Т-Фм

)

Подсчет запасов трещинной нефти производился по формуле

(^•Ьоб^К^/Ь-бнКн, (3)

где 0>т - начальные балансовые запасы трещинной нефти, тыс.т., Б - площадь нефтяной залежи, м2, ЬоГ) - общая толщина трещинно-кавернозно-порового продуктивного разреза м, >1т - коэффициент охвата разреза трещиноватостью, д ед., Ктр - трещинная пористость, д ед., б„ - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3, Кн - коэффициент нефтенасыщения трещин.

Результаты подсчета запасов и подсчетные параметры представлены в таблице 2.

фация биогермного вдра

б в

| [ фация рифового склона | | фация верхней части шлейфа

Таблица

Параметры Ед.изм. Маговское

Глубина залегания м 2038

Цитологический тип коллектора карбонатный

Емкостно-фильтрационный тип коллектора трещинно-кавернозно-поровый

Полное горное давление МПа 51,4

Начальное пластовое давление МПа 21,6

Давление насыщения МПа 16,2

Минимальное боковое горное давление МПа 9,0

Среднее боковое горное давление трещинных слоев МПа 24..2

Максимальное боковое горное давление МПа 40.0

Общая толщина м 256,0

Эффективная толщина м 43,7

Плотная толщина м 153,1

Трещинная толщина м 7.1

Коэффициент эффективной толщины лед. 0.15

Коэффициент охвата трещиноватостью общей толщины д.ед. 0.06

Коэффициент охвата трещиноватостью эффективная толщина Д.ед. 0.03

Коэффициент охвата трещиноватостью плотной толщины д.ед. 0.04

Густота микротрещин м" 32

Раскрытой* микротрещин мкм 0,6

Трещинная пористость % 0,4

Пористость поровой матрицы % 10.0

Общая проницаемость мкм2 0,002

Проницаемость поровой матрицы мкм 0.001

Трещинная проницаемость мкм2 0,001

Коэффициент сжимаемости трещин МПа"1 8,0*10"'

Коэффициент сжимаемости пор МПа" 3.3*10"4

Балансовые запасы поровой нефти тыс.т 9013

Балансовые запасы трещинной нефти ТЫС.Т 292

Балансовые запасы каверновой нефти ТЫС.Т

Коэффициент извлечения нефти из пор д.ед. 0.264

Коэффициент извлечения нефти из трещин и каверн д.ед. 1.0

Извлекаемые запасы поровой нефти ТЫС.Т 2379

Извлекаемые запасы трещинной нефти ТЫС.Т 292

Извлекаемые запасы каверновой нефти ТЫС.Т

Суммарные извлекаемые запасы нефти ТЫС.Т 2671

Коэффициент продуктивности скважин т/сут/Мпа 5,1

Доля трещинной проницаемости в общей проницаемости при начальном пластовом давлении % 50,0

Доля запасов трещинной нефти в суммарных извлекаемых запасах % 11,0

Выполненный подсчет запасов трещинной и поровой нефти позволяв констатировать, что в трещинно-кавернозно-поровых коллекторах месторожден" Соликамской депрессии основные запасы нефти (80-99 %) содержит порист

атрица, а основные фильтрационные свойства (66-99 %) обеспечивает трещинная истема. При этом подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти осуществляется по традиционной методике ГКЗ для коллекторов порового типа без хета трещинной составляющей. В то время как для Маговского месторождения и есторождений - аналогов Соликамской депрессии установлено, что в карбонатных трещинно-кавернозно-поровых фаменско-турнейских коллекторах балансовые запасы трещинной нефти составляют от 11% (Маговское есторождение, табл. 2) до 24% (Уньвинское месторождение) от всех балансовых апасов.

Таким образом, создана параметрическая модель фаменско - турнейской залежи Маговского нефтяного месторождения и установлены различия добывных арактерисгик (пористости, проницаемости) коллекторов с различным строением порового пространства, что позволяет осуществлять геолого-гидродинамическое моделирование коллекторов с двойной пористостью и проницаемостью. Реализованная модель и полученные на ее основе выводы обосновывают третье защищаемое положение.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании выполненных исследований в диссертационной работе сделаны следующие выводы:

1. Анализ выборки из 511 образцов керна (Гагаринское нефтяное месторождение - 192 образца, Маговское месторождение - 112 образцов, Уньвинское месторождение - 207 образцов) карбонатных пород фаменско-турнейских отложений, позволил установить, что на месторождениях Соликамской депрессии развита особая структура пустотного пространства, когда одновременно присутствуют открытые поры, каверны и трещины, что проявляется в физических (электрических, акустических, гаютностных) и фильтрационных (проницаемость) свойствах.

2. Установлено, что после перфорации эксплуатационной колонны притоки нефти на Маговском и Уньвинском месторождениях не дают соответственно 60% и 51% пористых прослоев, выделенных по стандартным методикам ГИС дня порового типа коллектора. В то время как из прослоев пористостью менее 6%, не выделенных по стандартной методике, получено до 63% (Уньвинское месторождение) общего дебита нефти.

3. По результатам анализа дополнительного комплекса ГИС (ГПС-П, ГГК-ЛП, ГДК, ВАК-8, ВАК-Д, FMI, MCI), ПМ НВСП, а также исследований керна, потокометрии, текущего состояния разработки, ухода бурового раствора, предложен комплекс специальных исследований методов ГИС для изучения трещиноватости коллекторов смешанного типа (трещинно-кавернозно-поровых).

4. Разработана и апробирована методика выделения коллекторо смешанного типа, которая включает:

- анализ зависимости "логарифм электропроводности - логариф пористости" для определения структуры порового пространства коллекторов;

- анализ критериев W (БК) > W„; W (БК) > W(TK) для выделе* трещинных коллекторов в разрезе с аномально высоким УЭС;

- анализ зависимости ДТ = f(K„) для выделения кавернозных коллекторов

5. Сопоставление данных полученных по разработанной автором метод и специальных методов ГИС (FMI, SonicScaner, MCI, MDT, ГДК) показало эффективность.

6. По результатам детальной корреляции и стратиграфическо расчленения фаменско-турнейских отложений выделены три литолог генетические группы рифовых отложений: рифового гребня (биогермного ядр шлейфа рифа (нижней и верхней частей шлейфа), рифового склона.

7. Разработана геологическая модель фаменско-турнейской зале Маговского нефтяного месторождения, включающая литолого-фациальные схем и палеопрофюга фаменско-турнейских пластов, карты трещинной и кавернов толщины, карты охвата пластов трещиноватостью, кавернозностью и пористость карты емкости трещинного, кавернозного и порового типов коллекторов.

8. На основе созданной модели выполнен пересчет запасов нефти, которь позволил установить, что балансовые запасы трещинной нефти составляют от 11 до 24% всех балансовых запасов.

9. С учетом исследований автора выполняется расчет технологичеа показателей разработки Маговского нефтяного месторождения на основе мод двойной пористости и проницаемости в программном интегрированном комплек •TRACA" Beincip-Franlab.

Список основных работ по теме диссертации

Статьи в научных журналах перечня ВАК

1. Габнасыров A.B., Некрасов A.C. Разработка критериев выделе; низкопористых коллекторов по стандартному комплексу гесфизическ-исследований скважин // Геофизика, № 5.2011. С. 97-100.

2. Габнасыров A.B., Попова Н.С., Некрасов A.C. Изучение сложнопостроеш коллекторов фаменско - турнейских отложений Маговского месторождения данным ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 2012. С. 35-39.

Статьи в других журналах и материалах международных, всероссийских и региональных конференций

3. Габнасыров A.B., Некрасов A.C. Анализ результатов ГИС по определению раметров трещиноватосги на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // атериалы XI международной научно-практической конференции "Геология и

работка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами", Геленджик: ЗАО здательство «НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2011. С. 78-79.

4. Габнасыров A.B. Комплексное изучение коллекторов смешанного типа на есгорождениях Соликамской депрессии // Материалы 1-й Конференции молодых еных и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», г. М.: ООО «ЛУКОИЛ-

нжиниринг», 2011. С. 9.

5. Некрасов A.C., Габнасыров A.B. Обоснование гидродинамической связи ежду бобриковской и трнейской залежами нефти Ярино-Каменоложского есторождения // Геология и полезные ископаемы западного Урала. Пермь: Перм.

-т, 2010. С. 115-117.

6. Габнасыров A.B., Костицын В.И., Некрасов A.C. Изучение ожнопостр оенных карбонатных коллекторов по комплексу геофизических и

отокометрических исследований скважин // Геология и полезные ископаемы падного Урала. Пермь, Перм. ун-т, 2011. С. 168-172.

7. Габнасыров A.B., Сушкова O.A., Некрасов A.C. Пространственная корреляция азрезов верхнедевонско-турнейских отложений Соликамской депрессии и их итолого-фациальное районирование // Геология и нефтегазоносность северных айонов У рало - Поволжья. Пермь, Перм. ун-т, 2010. С. 75-80.

Фондовые работы

8. Некрасов A.C., Габнасыров A.B., Попова Н.С. Анализ результатов ГИС по пределению параметров трещиноватости на месторождениях ООО «ЛУКОИЛ-

;РМЬ». Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2011.189 с.

9. Некрасов A.C., Шилов A.B., Габнасыров A.B., Попова Н.С. Выделение зкопористых карбонатных коллекторов с вторичной пористостью в фаменско-

урнейских отложениях по результатам геофизических исследований скважин аговского месторождения. Пермь: Фонды ПермНИПИнефть, 2011. бб с.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Габнасыров, Алексей Василевич, Пермь

61 12-4/137

Министерство образования и науки Российской Федерации Пермский государственный национальный исследовательский университет

На правах рукописи

Габнасыров Алексей Василевич

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук Некрасов Александр Сергеевич

Пермь - 2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................5

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ

1.1. Общие сведения о трещиноватости и кавернозности карбонатных пород....................................................................................9

1.1.1. Трещиноватость горных пород.................................................10

1.1.2. Кавернозность горных пород....................................................13

1.2. Аналитический обзор, состояние изученности трещиноватости и кавернозности пород.................................................................13

1.3. Особенности потокометрических исследований эксплуатационных скважин.................................................................................22

Выводы.......................................................................................27

2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ФАМЕНСКО-

ТУРНЕЙСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА.................28

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика фаменско-турнейского нефтегазоносного комплекса......................................................28

2.2. Литолого-фациальное районирование..........................................33

2.2.1. Литолого-фациальная характеристика..........................................33

2.3. Фациальная зональность рифовых резервуаров...............................47

2.3.1. Фациальная зональность рифового массива Гагаринского месторождения........................................................................48

2.3.2. Фациальная зональность рифового массива Маговского месторождения (Южно-Раевское поднятие)....................................52

2.3.3. Фациальная зональность рифового массива Уньвинского месторождения........................................................................57

2.4. Литолого-петрофизическая характеристика карбонатных пород с различным типом порового пространства.......................................59

2.4.1. Трещиноватость...................................................................62

2.4.2. Кавернозность......................................................................67

Выводы.......................................................................................70

3. ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСА СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ГИС ПО ИЗУЧЕНИЮ ТРЕЩИНОВАТОСТИ...............................................71

3.1. Современные методы и приборы для выделения

карбонатных коллекторов с вторичной пористостью........................71

3.2. Акустические методы...............................................................73

3.2.1. Акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ)......................73

3.2.2. Скважинный акустический телевизор (САТ).................................74

3.2.3. Волновой акустический каротаж (прибор ВАК-8)..........................75

3.2.4. Кроссдипольный волновой акустический каротаж - ВАК-Д

(прибор АВАК-11)................................................................76

3.2.5. Сканер акустический скважинный (САС-90).................................76

3.2.6. Акустический сканер (SonicScaner, фирма Schlumberger).................78

3.3 Электрические методы...............................................................80

3.3.1. Боковой каротаж сканирующий (БКС).........................................80

3.3.2. Микроэлектромагнитное сканирование (FMI)................................82

3.3.3. Микрокондуктивный имиджер (MCI)..........................................84

3.4. Дополнительные методы............................................................85

3.4.1. Гамма-гамма каротаж литоплотностной (ГГК-ЛП)..........................85

3.4.2. Испытатель пластов на каротажном кабеле MDT, ГДК.....................85

3.4.3. Поляризационный метод не продольного вертикального сейсмического профилирования (ПМ НВСП)...................................................86

Выводы.......................................................................................89

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ СМЕШАННОГО ТИПА ПО СТАНДАРТНОМУ КОМПЛЕКСУ ГИС.....92

4.1. Выделение карбонатных коллекторов с вторичной пористостью по

комплексу ГИС......................................................................92

4.2. Выделение карбонатных коллекторов с вторичной

пористостью по стандартному комплексу ГИС в породах с аномально высоким УЭС.......................................................95

4.3. Выделение кавернозных карбонатных коллекторов с вторичной

пористостью по комплексу ГИС...............................................103

4.4. Выделение и оценка карбонатных коллекторов смешанного типа

(на примере месторождений Соликамской депрессии)....................106

4.4.1. Интерпретационная схема выделения низкопористых коллекторов (Кп<6%) с вторичной пористостью..........................................106

4.4.2. Маговское месторождение.......................................................107

4.4.3. Уньвинское месторождение.....................................................113

Выводы........................................................................................115

5. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ФАМЕНСКО-

ТУРНЕЙСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ.......................................................116

5.1. Гагаринское месторождение......................................................116

5.2. Маговское месторождение (Южно-Раевское поднятие)....................121

5.3. Уньвинское месторождение (Уньвинское поднятие)........................126

Выводы......................................................................................133

6. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФАМЕНСКО-ТУРНЕЙСКОЙ

ЗАЛЕЖИ МАГОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ............................134

6.1. Фильтрационно-емкостные свойства разнофациальных пород рифового

резервуара Маговского месторождения......................................134

6.2. Распределение трещиноватости по площади и разрезу.....................136

6.3. Распределение кавернозности по площади и разрезу........................142

6.4. Распределение пористости по площади и разрезу...........................143

6.5. Распределение емкости трещинного и кавернозного и порового типов

коллекторов по площади и разрезу...........................................144

6.6. Дифференциация запасов нефти по типам коллекторов....................149

Выводы......................................................................................152

Заключение.................................................................................154

Литература....................................................................................156

Приложения...................................................................................170

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Объект исследований

Цель исследований

Основные задачи исследований

1. Анализ перспективности современных методов ГИС при изучении коллекторов смешанного типа.

2. Обоснование комплекса специальных методов ГИС для изучения коллекторов трещинно - кавернозно - порового типа.

3.Разработка методики выделения коллекторов смешанного типа по комплексу ГИС.

4. Создание параметрической модели Маговского нефтяного месторождения на основе разработанной методики.

Методы исследований

3.Гидродинамические исследования скважин (методы установившихся и неустановившихся отборов, гидродинамический каротаж).

Научная новизна

2. Разработана методика выделения трещинных интервалов в высокоомном разрезе по геофизическим данным [1, 6, 9].

3. Создана геологическая модель фаменско - турнейской залежи Маговского нефтяного месторождения с учетом двойной пористости и проницаемости [2, 3, 5, 7].

Основные защищаемые положения

3. Геологическая модель фаменско - турнейской залежи Маговского нефтяного месторождения, основанная на дифференциации коллекторов по

типу порового пространства, позволяет осуществлять геолого-гидродинамическое моделирование с учетом двойной пористости и проницаемости [2, 3, 5, 7].

Обоснованность и достоверность научных выводов и заключений

2. Доказана потокометрическими и гидродинамическими исследованиями эксплуатационных скважин.

3.Подтверждена процессом разработки фаменско-турнейских залежей Гагаринского, Маговского и Уньвинского нефтяных месторождений.

Практическая ценность работы

¡.Обоснован комплекс специальных методов ГИС для систематического изучения трещинно-кавернозно-поровых коллекторов в Пермском Прикамье [2, 4, 8].

3.Создана параметрическая модель фаменско - турнейской залежи (пласт Т-Фм) Маговского нефтяного месторождения, что позволяет выполнить геолого-гидродинамическое моделирование карбонатных и терригенно-карбонатных коллекторов с учетом двойной пористости и проницаемости [2, 3, 5, 7].

Реализация результатов исследований

Личный вклад автора

Научные результаты диссертационной работы получены при непосредственном участии соискателя в выполнении НИР. Автор лично

выполнял методические разработки, эксперименты, анализ и обобщение полученных результатов, создавал и апробировал методики.

Публикации

Автором опубликовано 9 научных работ, из них 2 статьи в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК, участвовал в написании 2 отчетов НИР.

Апробация работы

Результаты исследований докладывались на международных и всероссийских конференциях: XI международной научно-практической конференции "Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами"(г. Геленджик, 2011 г.), I конференции молодых ученых и специалистов «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г. Москва, 2011 г.), IX конференции молодых специалистов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» (г. Пермь, 2011 г.), региональной конференции "Геология и полезные ископаемые западного Урала" (г. Пермь, 2011 г.).

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения. Объем диссертации составляет 217 страниц, содержит 56 рисунков, 20 таблиц, 16 приложений. Список литературы включает 184 опубликованных издания и 15 фондовых работ.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук A.C. Некрасову, директору филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, кандидату геолого-минералогических наук, доценту H.A. Лядовой за ценные советы и замечания при выполнении диссертации. Автор признателен за конструктивную критику профессорам В.А. Гершаноку, A.C. Долгалю, Б.А. Спасскому.

Большое влияние на направление и уровень исследований оказали творческие контакты с Е.Е. Винокуровой, А.Р. Князевым, М.Ф. Серкиным. Без их участия в различных направлениях экспериментальных и научных исследований в таком виде работа не могла бы состояться.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ

1.1. Общие сведения о трещиноватости и кавернозности 1.1.1. Трещиноватость горных пород

Трещина - это разрыв сплошности горных пород, перемещение по которому либо отсутствует, либо имеет незначительную величину. Форма трещин отличается от формы других полостей в породах (пор, каверн и др.) резким преобладанием протяженности во всех направлениях стенок трещин над расстоянием между стенками (Белоусов, 1962). Трещины образуются при действии на породу сил, превышающих предел прочности породы. Эти силы возникают в результате различных эндогенных, экзогенных геологических и антропогенных процессов и могут быть как внешними для породы (тектонические, гравитационные и др. силы), так и внутренними, возникающими при изменении температуры, влажности, плотности породы (Рац, Чернышев 1984, Гзовский, 1975).

Трещиноватость или сеть трещин — это совокупность всех трещин, совместно развитых в конкретном объеме горной породы (Викторин, 1988).

Система трещин - это совокупность трещин, совместно развитых в конкретном объеме породы и имеющих близкую пространственную ориентировку. Как правило, одновременно бывает развито несколько систем трещин. Но встречаются массивы горных пород с одной системой трещин или бессистемной (хаотичной) трещиноватостью (Шульц, 1964).

Отдельность - это характерная форма блоков (глыб, кусков) горной породы, образующаяся при раскалывании породы. Размеры блоков различны - от нескольких сантиметров до сотен метров в поперечнике. Отдельность обусловлена наличием пересекающихся систем трещин. Поэтому вид отдельности и размеры блоков пород определяются ориентировкой, интенсивностью и частотой систем трещин. В осадочных породах и, в

частности, в угленосных толщах распространены кубическая, параллелепипедальная, плитчатая, призматическая, сферическая, чешуйчатая отдельности (Лаврентьева, Готина, 1970, Рац, Чернышев, 1984).

По происхождению (генезису) все трещины земной коры подразделяются на два типа: нетектонические и тектонические (Stearns, Friedman 1972).

Нетектонические трещины (Голф-Рахт, 1986) возникают в горных породах на поверхности Земли или вблизи нее под действием сил, связанных с экзогенными геологическими и антропогенными процессами или с изменением температуры, влажности, плотности

Информация о работе

Габнасыров, Алексей Василевич
кандидата геолого-минералогических наук
Пермь, 2012
ВАК 25.00.10

Диссертация

Моделирование карбонатных коллекторов смешанного типа по геолого-геофизическим данным - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы