Научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей низкоомных и засолоненных терригенных коллекторов

Никифорова, Ольга Геннадьевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей низкоомных и засолоненных терригенных коллекторов
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей низкоомных и засолоненных терригенных коллекторов"

004612636 На правах рукописи

Никифорова Ольга Геннадьевна

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ И ИНТЕРПРЕТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ НИЗКООМНЫХ И ЗАСОЛОНЕННЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность: 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 8 НОЯ 2010

МОСКВА 2010

004612636

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, профессор

Постникова Ольга Васильевна кандидат технических наук Лопатин Александр Юрьевич

Ведущая организация: ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция»,

г. Москва

Защита состоится «23» ноября 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 « »октября 2010г.

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

Л.П. Петров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время внимание специалистов нефтегазовой промышленности все больше обращено к ресурсам нефти и газа, заключенным в сложных, с геологической точки зрения, объектах. К таким объектам, например, относятся карбонатные и терригенные породы сложного состава и строения, глубокозалегающие породы-коллекторы фундамента, залежи с аномальными пластовыми давлениями и др. С середины 80-х годов прошлого века и до настоящего времени доля объектов, отличительной особенностью которых являлись выдержанность по разрезу и площади фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, значительные толщины и, как следствие, четко выраженная геофизическая характеристика, в общем количестве разведанных месторождений неуклонно сокращается. При этом открываемые залежи углеводородов нередко приурочены к сложно построенным терригенным коллекторам, которые отличаются значительной неоднородностью, малыми 1.5 - 2м толщинами, сложной структурой порового пространства и, как следствие, значительной вариацией фильтрационно-емкостных свойств, что неизбежно приводит к снижению информативности геофизических исследований скважин. Промышленное освоение таких залежей требует предварительной детальной геологической и геофизической изученности.

Исследования автора посвящены разработке методики определения подсчетных параметров в сложных терригенных коллекторах нефти и газа. Основное внимание уделено продуктивным низкоомным терригенным породам юрского возраста и коллекторам подсолевого комплекса, осложненным засолонением.

Трудности интерпретации геолого-геофизических материалов терригенных разрезов подсолевого комплекса связаны со сложным строением коллекторов по составу слагающих их минералов и структуре емкостного пространства. Повсеместно в коллекторах встречаются прослои, уплотненные вследствие частичного или полного засолонения. Наличие кристаллизованного галита в емкостном пространстве породы, наравне с глинистым цементом, значительно снижает эффективность оценки пористости методами ГИС, создает сложности при выделении засолоненных пород в разрезе и разделении их на коллекторы и неколлекторы.

Объектом исследований являлись отложения верхней и средней юры месторождений Западной Сибири и Узбекистана. Сложно построенные терригенные породы подсолевого комплекса изучены на примере отложений нижнего венда (ярактинский горизонт) одного из месторождений Восточной Сибири.

Цель исследований

Целью исследований являлась разработка и обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для определения эффективных толщин, оценки емкостных свойств и насыщенности низкоомных отложений юрского возраста и осложненных засолонением терригенных пород подсолевого комплекса.

Основные задачи исследований

1. Анализ современного состояния геолого-геофизической изученности низкоомных терригенных отложений, приуроченных к юрскому возрасту, и терригенных пород венда, приуроченных к отложениям нижнемотской подсвиты, широко распространенных на территории Восточной Сибири.

2. Разработка и обоснование методического подхода выбора метода ГИС для определения истинного удельного сопротивления пород в низкоомных отложениях юрского возраста.

3. Усовершенствование методики оценки характера и степени нефтегазонасыщенности низкоомных терригенных коллекторов по данным ГИС.

4. Уточнение основных петрофизических зависимостей, получение и обоснование количественных критериев для разделения пород на коллекторы и неколлекторы в терригенных отложениях ярактинского горизонта.

5. Разработка критериев выделения засолоненных коллекторов по данным ГИС и результатам анализов представительного керна.

6. Усовершенствование методики определения пористости и нефтегазонасыщенности в засолоненных терригенных коллекторах по данным ГИС.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач в диссертационной работе использованы следующие методы: анализ и обобщение литературных данных по изучению терригенных пород, осложненных засолонением и характеризующихся низкими величинами удельных электрических сопротивлений; обработка, обобщение и анализ геолого-геофизических материалов более чем в 100 скважинах месторождений Западной, Восточной Сибири и Узбекистана с использованием программных средств Microsoft Excel, системы «Камертон» и «МФС ВИКИЗ»; статистический анализ проведенных комплексных петрофизических исследований керна более чем на 2000 образцах; апробация и усовершенствование существующих методик определения подсчетных параметров коллекторов нефти и газа.

Достоверность предложенных автором выводов и рекомендаций проверялась путем сравнения результатов интерпретации с независимыми геолого-промысловыми материалами и результатами опробований скважин.

Научная новизна

1. Разработан и обоснован методический подход выбора метода электрометрии скважин, позволяющий установить удельное сопротивление части пласта, неизмененного проникновением промывочной жидкости, в продуктивных коллекторах, характеризующихся низкими удельными сопротивлениями.

2. Обоснована методика выбора петрофизических и геофизических критериев (рп.гр, Рн.гр, Кщ-гр, Кв), позволяющих оценить характер насыщения коллекторов в низкоомных терригенных разрезах.

3. Впервые для изучаемого месторождения Восточной Сибири установлено и подтверждено результатами испытаний, что коллекторами нефти и газа могут быть не только чистые песчаники (с содержанием галита менее 5%), но и песчаники с содержанием галита до 25% при величинах фильтрационно-емкостных свойств выше установленных граничных значений.

4. Разработана методика выделения засолоненных коллекторов в терригенном разрезе подсолевой продуктивной толщи по комплексу геофизических и петрофизических исследований.

5. Разработана методика определения коэффициентов открытой пористости в засолоненных коллекторах по данным нейтронных методов с привлечением результатов представительного керна.

Основные защищаемые положения

1. Способ выбора метода ГИС для оценки удельного сопротивления низкоомных пород, позволяющий получить достоверную информацию об эффективных толщинах продуктивных коллекторов и коэффициентах нефтегазонасыщенности.

2. Обоснованы граничные значения геофизических и петрофизических параметров, позволяющих с высокой эффективностью проводить разделение низкоомных коллекторов на продуктивные и водоносные.

3. Установление высоких фильтрационно-емкостных свойств песчаников венда при содержании галита от 5 до 25% позволило изменить представление об основных типах коллекторов и геологических запасах нефти и газа в отложениях подсолевой продуктивной толщи.

4. Методика определения параметров коллекторов подсолевого комплекса для подсчета запасов углеводородов.

Практическая значимость

В настоящее время методики поисков и разведки залежей углеводородов, сосредоточенных в слабо изученных отложениях юрского возраста Западной Сибири и сложно построенных венд-нижнекембрийских отложениях Восточной Сибири, находятся на стадии разработки. Неоднозначно понимание их строения, генезиса, а также методики интерпретации геофизических исследований скважин с целью установления параметров коллекторов. Использование обоснованных в данной работе геофизических критериев и разработанных методических приемов позволит с большей степенью достоверности решать геологические задачи, определять параметры для подсчета запасов нефти и газа.

Апробация работы

газа им. И. М. Губкина, ноябрь 2006г.; третья Всероссийская молодежная научно-практическая конференция «ГЕОПЕРСПЕКТИВА - 2009» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, март 2009г.; XVIII Губкинские чтения «Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России - наука и образование» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ноябрь 2009г.

Представленное в диссертационной работе научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей сложных типов терригенных коллекторов прошло апробацию в ГКЗ РФ при защите отчетов по подсчету запасов нефти и газа изучаемых объектов.

Публикации

По теме диссертации автором опубликовано 7 работ, в том числе 3 статьи в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 189 страницах, включая 106 рисунков, 8 таблиц и список литературы из 75 наименований.

Автор выражает глубокую признательность и благодарность научному руководителю д.г.-м.н., профессору Г.М. Золоевой за неоценимую помощь при написании диссертационной работы.

Искреннюю благодарность автор выражает всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, особенно к.г.-м.н. В. А. Костериной, к.г.-м.н., доценту Т.Ф. Соколовой, к.г.-м.н., доценту A.B. Городнову, д.т.н., профессору В. В. Стрельченко за ценные советы и консультации при выполнении диссертационной работы, а также д.г.-м.н., профессору О.В. Постниковой.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В главе 1 рассматривается современное состояние геолого-геофизической изученности низкоомных коллекторов юры и сложных терригенных пород подсолевого комплекса. Приводятся условия осадконакопления юры и подсолевого комплекса Восточной Сибири, геологическое строение, характеристика минералогических и фильтрационно-емкостных свойств сложно построенных пород-коллекторов и методы их изучения.

В разное время исследованиями юрских отложений занимались специалисты Томского отделения СНИИГГиМС и Томского университета (JI. И. Егорова, В. М. Кабанова, О. Н. Костеша), ИГНГ СО РАН (В. А. Захаров, В. И. Ильина, М. А. Левчук, С. В. Меледина, В. И. Москвин, Т. И. Нальняева, Б. Л. Никитенко, Б. Н. Шурпгин), ПГО «Ленанефтегазгеология» (В. В. Граусман), СНИИГГиМС (Ф. Г. Гурари, В. И. Демин, А. М. Казаков, В. И. Краснов, Н. В. Мельников, Л. В. Смирнов,

В. С. Старосельцев, В. С. Сурков, И. А. Мельник), ВНИГРИ (В. Н. Зинченко), ЗапСибгеофизика (А. А. Нежданов, В. В. Огибенин), ЗапСибНИГНИ (Ю. В. Брадуган, В. С. Бочкарев), ПГО «Ямалгеофизика» (Л. Ш. Гиргигорн, В. С. Соседков) и многие др.

Продуктивные разрезы юрского возраста обладают несвойственными для нефтегазонасыщенных пород низкими значениями удельного электрического сопротивления. Изучение природы низкого удельного сопротивления нефтегазонасыщенных коллекторов юрских отложений позволило различным исследователям выделить основные факторы, обуславливающие низкоомность пород. Среди них особое место занимает наличие примесей железа, содержащихся в породе в форме сульфидов (пирита) и в виде окислов. Впервые для коллекторов Западной Сибири количественную оценку влияния железа на снижение электрического сопротивления пород выполнил Ф. Я. Боркун. Другим фактором снижения УЭС называется присутствие в породе трехслойных глинистых минералов, содержащих межслоевые катионы: гидрослюды (иллита), хлорита и монтмориллонита. Pirson S. J. отмечает, что нефтегазонасыщенные песчаники, содержащие гидрослюду, неизменно характеризуются низкими значениями УЭС. Грим Р. Э. в своем труде «Минералогия и практическое использование глин» указывает, что иллит и хлорит могут существенно снижать УЭС породы в зависимости от способности калия и магния переходить в ионы. Он также подчеркивает, что влияние дегидрированных иллитов и хлоритов на электрические свойства пород соизмеримо с воздействием монтмориллонита, а интенсивность этого влияния находится в прямой зависимости от степени дегидратации указанных минералов. Снижение УЭС коллектора по мере возрастания емкости катионного обмена установлено исследователями: Hill Н. J., Milburn J. D., Patnode Н. W., Wyllie М. R. J. По данным Зонн М. С. и Дзюбло А. Д. причина низкоомности юрских отложений связана с развитием в цементе породы минерала поздней генерации -удлиненно-пластинчатой гидрослюды. Присутствие этого типа гидрослюды создает спутано-волокнистую структуру порового пространства, приводит к уменьшению радиуса пор, увеличивая тем самым удельную поверхность поровых каналов и, как следствие, количество остаточной воды.

Коллектив авторов в составе В. В. Семенова, В. Т. Питкевича (ОАО «СибНИИНП»), К. И. Соковой, А. М. Солонина (ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»), И. А. Мельника (Томское отделение ФГУП «СНИИГГиМС») с помощью данных нейтронного каротажа по тепловым нейтронам установил, что источником низкоомности коллектора пласта ЮВ|' Новогоднего месторождения служат минералы, в состав которых входят калий и алюминий, а значение сопротивления породы находится в обратной зависимости от их суммарного содержания.

Таким образом, природа низкоомности юрских коллекторов довольно разнообразна и для ее установления необходимо целенаправленно изучать химические и физико-химические свойства пород и процессы, происходящие в них. Такие физико-химические исследования требуют дополнительных затрат и проводятся довольно редко. Поэтому проблема усовершенствования методики

интерпретации данных ГИС в низкоомных терригенных разрезах остается актуальной проблемой для большинства объектов юрского возраста.

Изучению венд-кембрийских отложений посвящены работы И. Д. Толмачева, О. О. Баклунда, Э. Толя, И. Д. Черского, А. Л. Чекановского, В. А. Обручева, С. В. Обручева, М. М. Тетяева, О. В. Постниковой, В. Г. Кузнецова и многих других. Вопрос нефтеносности кембрия освещен в работах Н. С. Шатского, Д. К. Зегебарда, Г. Э. Фришенфельда, 3. М. Старостиной, В. Г. Васильева, В. М. Сенюкова, О. В. Флеровой, Е. С. Бобина, О. В. Постниковой и др.

Перспективные на нефть и газ горизонты Непского свода, расположенного в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы, характеризуются крайне сложным строением пустотного пространства, сформировавшегося под влиянием множества факторов. При этом вторичные процессы по масштабу своего воздействия на фильтрационные и емкостные свойства коллекторов сравнимы, а в некоторых случаях даже преобладают над первичными. В частности, постседиментационная кристаллизация галита в поровом пространстве оказала доминирующее влияние на венд-нижнекембрийские коллекторы подсолевого комплекса, с которым связаны основные перспективы нефтегазоносности.

Вопросы вторичного преобразования терригенных венд-нижнекембрийских отложений, а также их влияния на коллекторские свойства пород, развитых в ряде районов Сибирской платформы освещены в работах В. И. Вожова, Л. С.Черновой, Т. И. Гуровой, Т. М. Жарковой, А. Н. Золотова, А. В. Ильюхиной, И. П. Карасева, В. Н. Калачевой, В. И. Копорупина, К. С. Кондриной, Т. Н. Дергачевой, И. Е. Постниковой, О. В. Постниковой, А. В. Постникова, Е. В. Постникова, Н. М. Скобелевой. Следует отметить работу А. П. Кульковой, А. П. Железновой, Ф. Н. Яковенко (ВостСибНИИГГИМС), посвященную детальному изучению вторичных преобразований песчано-алевролитовых пород, особенно их засолонения на отдельных площадях Непского свода и Братского выступа.

Вторичные преобразования терригенных отложений нижнемотской подсвиты весьма разнообразны. При этом развитие основной части вторичных преобразований приводит к изменению структуры порового пространства, ухудшающему фильтрационно-емкостные свойства. Такими вторичными преобразованиями в терригенных породах являются уплотнение, регенерация зерен, доломитизация, сульфатизация, пиритизация и особенно засолонение. Приурочено засолонение к отдельным маломощным пропласткам, неравномерно распределенным по площади. Согласно данным химического анализа соль, заполняющая поры, представлена практически чистым галитом. Степень засолонения пустотного пространства неравномерна и изменяется от нескольких процентов до практически полного запечатывания пустот.

Разделение засолоненных пород на коллекторы и неколлекторы представляет значительные трудности, так как эти породы не обладают достаточным набором прямых признаков коллекторов, а измеренные против них высокие значения удельных сопротивлений служат основанием для исключения их из эффективных толщин. В таких случаях при выделении коллекторов лучшие результаты получают при комплексировании прямых качественных признаков и количественных критериев коллекторов с результатами гидродинамического каротажа (ГДК) и

анализами образцов керна. Использование результатов ГДК показало высокую эффективность при выделении засолоненных коллекторов на Среднеботуобинском месторождении. Высокие фильтрационные свойства частично засолоненных прослоев подтверждены измеренными с помощью ГДК значениями эффективной проницаемости.

Выделение засолоненных коллекторов не единственная сложность при интерпретации геолого-геофизических данных в терригенных разрезах подсолевого комплекса. Наличие соли в поровом пространстве сказывается на всех методах пористости. В породах сложного минерального строения - кварцево-полевошпатовых, глинистых, засолоненных, карбонатизированных, какими являются терригенные коллекторы подсолевых отложений, определение пористости возможно только при комплексном использовании нескольких видов ГИС. Изменение показаний отдельных методов в зависимости от содержания тех или иных компонентов позволяет устранить влияние состава пород при определении пористости и установить состав и объемы слагающих породу компонентов. Для определения пористости терригенных коллекторов Среднеботуобинского месторождения использован комплекс данных акустического и гамма-гамма плотностного методов, которые интерпретируют графически с помощью треугольных номограмм, вершины которых соответствуют минеральным компонентам, слагающим разрез, в числе которых присутствует галит.

В настоящее время методики оценки параметров коллекторов, осложненных засолонением, находятся в стадии разработки, в особенности для разрезов изученных ограниченным комплексом ГИС. Поэтому задача повышения точности определения пористости коллекторов подсолевого комплекса представляется весьма актуальной.

В общем случае коллекторские свойства песчаников подсолевого комплекса в значительной мере определяются степенью их засолонения, поэтому исследование возможностей количественного определения содержания соли на стадии комплексной интерпретации геофизических исследований скважин, а также учета влияния этого фактора на различные методы ГИС позволит с большей достоверностью решать геологические задачи на таких сложных объектах.

В главе 2 рассматривается характеристика продуктивных толщ юрского возраста по геолого-геофизическим данным на примере 4-х месторождений, 3 из которых расположены на территории Западной Сибири: Кынское, ВерхнеЧерногорское, Сибирское и одно на территории Узбекистана - Аральское. Сибирское и Аральское месторождения носят вымышленные названия. Сложно построенные отложения подсолевого комплекса изучены на примере продуктивной толщи нижневендского возраста (ярактинский горизонт) одного из месторождений Восточной Сибири.

При формировании отложений верхней и средней юры на территории изучаемых месторождений происходила периодическая смена уровня моря. Из-за этого частого колебания морского бассейна менялись и типы осадков от континентальных до прибрежно-морских.

Прибрежная часть моря является одним из участков, где происходит интенсивное накопление осадочного материала, поступающего в морской бассейн за

счет разрушения морских берегов волнами (абразии), в результате подводных размывов ранее отложившихся на дне песчаных осадков. Однако наибольшее количество обломочного материала выносят реки, представляющие собой основные транспортные артерии, по которым терригенный материал поступает в области седиментации, т.е. в места своего захоронения. Обломочный материал, выносимый пресными водами рек, попадает в соленые морские воды, и на стыке двух сред -континентальной и морской - происходят сложные процессы, приводящие к его аккумуляции в устьях рек в значительных количествах.

Осадконакопление в реках происходило в условиях меняющихся скоростей турбулентного потока, неоднородного строения русла, меняющегося рельефа. Русла древних рек, выполненные песчаными и песчано-галечниковыми образованиями и перекрытые глинистыми отложениями пойм, представляют собой исключительно благоприятное сочетание хорошо проницаемых и непроницаемых пород, необходимое для формирования скоплений углеводородов.

Формирование осадков верхне- и среднеюрского возраста изучаемых месторождений происходило в условиях изменения гидродинамических режимов среды седиментации аллювиальных, прибрежно-морских и мелководно-морских отложений континентального и прибрежно-морского генезиса. Смена режимов осадконакопления отразилась в сложном строении продуктивных отложений, представленных тонким переслаиванием проницаемых и плотных пород различного состава.

Терригенные отложения верхне- и среднеюрского возраста рассмотренных месторождений близки по составу и строению пород, представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин и карбонатизированных осадков. Коллекторами нефти и газа являются песчаники и алевролиты с межзерновой пористостью.

Породы-коллекторы разнозернистые, от мелко- до средне- и крупнозернистых, серые до светло-серых, иногда с буроватым оттенком. Буроватый оттенок пород обусловлен углеводородами, битуминозностью или наличием обуглившегося растительного детрита. Песчаники разной крепости от слабосцементированных до крепких. Часто встречаются неправильные, линзовидные включения, конкреции пирита, реже кальцита, растительный детрит и крупные остатки растений содержанием до 2-3%. Песчаники и алевролиты в разной степени слоистые. Для них характерны косая, полого-волнистая, горизонтальная, линзовидная и неправильная слоистости, образованные сменой гранулометрического, вещественного составов, наличием углисто-слюдистого и углисто-глинистого материала.

По составу песчаные породы юрского возраста рассмотренных месторождений относятся к аркозовому, реже граувакковому типу. Исключение составляют полимиктовые песчаники верхней юры Аральского месторождения. Содержание обломочного материала, по данным лабораторных исследований керна изменяется от 12 до 95 %, цемента - 2-37 %. Размер обломков охватывает диапазон 0.02-0.40 мм. Граувакковые песчаники характеризуются примерно равным содержанием кварца и полевых шпатов 30-35 %, слюды от единичных листочков до 4 %. Содержание кварца в песчаниках аркозового типа доходит до 60%, полевых шпатов - 20-45%, слюды - 1-4%.

Из вторичных преобразований в изучаемых отложениях юрского возраста широко развиты уплотнение и регенерация зерен кварца, выщелачивание полевых шпатов, развитие пленочек и комочков лейкоксена по углистому и глинистому материалу, образование мелких зерен, стяжений и округлых образований пирита содержанием до 5%. Для пород верхней и средней юры Кынского, ВерхнеЧерногорского и Сибирского месторождений характерна карбонатизация, которая выражается в замещении слюды и глинистого материала пелитоморфным сидеритом (до 10%), в развитии кальцита как в порах, так и по обломкам пород (от 2 до 17%). Карбонатизация глинистого материала не характерна для юрских отложений Аральского месторождения. Из новообразованных соединений здесь встречаются пирит, вторичный кварц, железистые соединения и редкие включения доломита.

Постседиментационные изменения определили тип и состав цементирующего материала песчаных пород. Породы-коллекторы юрского возраста рассмотренных месторождений Западной Сибири представлены песчаниками и алевролитами с глинистым, карбонатно-глинистым и глинисто-карбонатным цементом порового, плёночно-порового и кварцевого конформно-регенерационного типа. Глинистая часть цемента представлена каолинитом и хлорит-гидрослюдистым материалом. Каолинит развивается в порах и в пустотах выщелоченных полевых шпатов. Пленки развиты неравномерно, представлены хлоритом и гидрослюдой, по которой развивается пелитоморфный сидерит. Значительную роль в цементации играет аутигенный кварц и мелкозернистый кальцит, заполняющий поровое пространство местами до 17-18%. Поры часто являются изолированными вследствие блокирования их устья уплотнившимися зернами пластичных пород, гидратированными слюдами, глинистыми минералами, кварц-полевошпатовым цементом.

Отличительной особенностью изучаемых пород Аральского месторождения является отсутствие карбонатного материала в составе цемента. Цемент глинистый, в основном, гидрослюдистый и гидрослюдисто-хлоритовый, реже железисто-хлоритовый, каолинитовый и регенерационный кварцевый. Тип цемента преимущественно пленочный и поровый.

Верхне- и среднеюрские отложения изучаемых месторождений характеризуются низкими величинами сопротивлений как в водоносной, так и в продуктивной части. В таблице 1 представлены диапазоны изменения и средние значения величин удельных электрических сопротивлений.

Природа низких величин УЭС рассмотренных отложений может быть различной. Снижение удельного сопротивления может быть вызвано наличием рассеянного пирита или углистого детрита, а также их совместным влиянием на электрическую проводимость пород. Другим фактором снижения УЭС можно назвать присутствие в породе трехслойных глинистых минералов: гидрослюды и хлорита. Интенсивная гидратация и деформирование (расщепление на волокна) гидрослюды приводит к образованию сетчатой структуры пустотного пространства, увеличивая при этом извилистость и удельную поверхность поровых каналов, что неизменно сказывается на количестве остаточной воды. Гидратация и деформирование слюды отмечены при описании шлифов верхнеюрских пород изучаемых месторождений.

Таблица 1

Диапазоны изменения и средние значения величин УЭС юрских отложений _ изучаемых месторождений__

Месторождение (Пласт) Вода Нефть+вода Нефть Газ

Кынское (Ю,+Ю2) 6.2-19 10.9 12.2-60 23.8 12-118 32.6

Верхне-Черногорское (ЮВ,1) 0.7-2.5 1.5 1.8-2.3 2.0 3.7-5.5 4.3

Сибирское (Ю,) 1.9-4.3 2.8 4.8-6.0 5.3

Аральское (Юз) 0.5-4.0 1.2 1.0-14.2 3.1

Высокое содержание остаточной воды в емкостном пространстве и низкие величины удельных сопротивлений в водо- и газонасыщенных коллекторах верхней юры Аральского месторождения возможно связаны с преимущественно гидрослюдистым и гидрослюдисто-хлоритовым цементом.

Отложения ярактинского горизонта, залегают на кристаллическом фундаменте, сложенном гранито-гнейсами и метаморфическими сланцами -слюдистыми, слюдисто (серицит) - кремнистыми, кварцево-биотитовыми. Породы в сильной степени выветрелые и измененные процессами гипергенеза с последующими наложениями на них вторичных изменений, связанных с перекрывающими их толщами. В свою очередь состав осадочных толщ определялся составом субстрата и степенью его переработки, что находит свое выражение прежде всего в строении и составе базальных горизонтов.

Непосредственно на кристаллическом фундаменте залегают породы коры выветривания и гравелиты, которые вверх по разрезу сменяются крупнозернистыми, а затем разнозернистыми песчаниками. Вверх по разрезу наблюдается смена алевро-песчаных пород на аргиллиты. Такая циклическая смена пород повторяется по разрезу. В целом разрез представлен толщей нижневендских отложений и сложен различными литотипами обломочных пород с редкими прослоями алевро-глинистых и карбонатных разностей.

Согласно детальному литофациальному анализу, проведенному под руководством Постникова Е. В и Постниковой О. В. (2008г.), формирование отложений ярактинского продуктивного пласта происходило в условиях развития нижневендской трансгрессии на склонах крупного платформенного поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. В это время основная территория антеклизы представляла собой огромную область различных частей дельтовых равнин, располагавшихся на склонах этого поднятия, представлявшего собой огромную область сноса, сложенную преимущественно различного рода гранитоидами, продукты разрушения которых накапливались в пределах древних русел рек.

В пределах ярактинского продуктивного пласта выделяются три седиментационных цикла (Постников Е. В., Постникова О. В. и др., 2008г.). Нижний циклит залегает на коре выветривания фундамента. Базальная часть этого циклита представлена породами коры выветривания и песчаными гравелитами, формировавшимися в условиях палеорусла и прибрежной аллювиальной равнины,

образованной реками, стекавшими с вершины свода. Дальнейшее развитие трансгрессии привело к преобразованию этой части территории в дельтовую равнину, что отразилось в смене гранулометрического состава пород. Мелкообломочные гравелиты сменились крупнозернистыми песчаниками. Верхняя часть этого седиментационного циклита представлена аргиллитами. Это указывает на то, что аллювиально-дельтовая равнина, в пределах которой формировались отложения гравелитов и крупнозернистых песчаников, была затоплена морем, и уже в морских условиях произошло отложение глинистых разностей. В базальной части вышележащего циклита залегают породы, представленные песчаным гравелитом, которые формировались в условиях следующего трансгрессивного этапа. Развитие этой трансгрессии фиксируется появлением в разрезе разнозернистых песчаников, которые, видимо, отлагались в условиях древних русел. Вверх по разрезу песчаники сменяются аргиллитами, завершающими седиментационный цикл. Эти отложения формировались в условиях дельтовой равнины, территория которой постепенно расширялась, охватывая весь склон Непско-Ботуобинского поднятия. В завершающей части разреза отмечаются прослои карбонатных пород с реликто-водорослевой, комковато-сгустковой структурой, что свидетельствует о мелководно-морских условия седиментации (Постников Е. В., Постникова О. В. и др., 2008г.).

На стадии катагенеза породы ярактинского горизонта подвергались вторичным изменениям, которые во многом изменили структуру и объем порового пространства. Установлено несколько типов вторичных преобразований, каждый из которых приводил к уменьшению объема пустотного пространства: инкорпорация обломочных зерен в процессе уплотнения пород, регенерация зерен, карбонатизация пород, ангидритизация и засолонение.

В главе 3 приводится методика оценки характера и степени нефтегазонасыщенности низкоомных терригенных коллекторов по данным ГИС, описываются петрофизические модели коллекторов юрского возраста изучаемых месторождений.

Выделение продуктивных интервалов коллекторов и оценка характера и степени их насыщенности углеводородами - одна из важнейших задач подсчета запасов. Коэффициент нефтегазонасыщенности Кнг, являющийся одним из подсчетных параметров, определяется в подавляющем большинстве случаев по данным удельного электрического сопротивления (УЭС) неизмененной части пласта. Низкие значения удельных сопротивлений продуктивных коллекторов, близость их к удельным сопротивлениям водонасыщенных пластов создают сложности при оценке характера их насыщенности. Разделить водоносные и продуктивные коллекторы по величинам УЭС в таких разрезах практически невозможно.

Обоснование выбора метода ГИС для определения удельного сопротивления пласта за зоной проникновения.

Надежность оценки УЭС коллекторов во многом зависит от степени однородности прослоя, его толщины, качества исходного материала ГИС. Преобладание в изучаемом разрезе пластов толщиной менее 2м, а также наличие

достаточно глубоких зон проникновения вызывает определенные сложности при определении удельного сопротивления.

Для выбора наиболее достоверного метода определения удельного сопротивления пород-коллекторов был проведен сравнительный анализ величин рп юрских отложений Аральского, Сибирского и Кынского месторождений, определенных по данным ИМ (ИК), БК, БЭЗ (БКЗ) и ВИКИЗ (высокочастотное изопараметрическое каротажное индукционное зондирование).

Продуктивный разрез газового Аральского месторождения вскрывался на минерализованных растворах, сопротивление которых при пластовой температуре изменяется от 0.16 до 0.35 Омм, поэтому в качестве основного метода для оценки

ИК БК БКЗ

Кг при подсчете запасов в 1996г. был выбран БК. Сопоставление рп и рп с рп , проведенное автором диссертационной работы, для газоносных пластов толщиной более 4 м, показало, что данные индукционного метода хорошо согласуются с величинами рпБКЗ, следовательно, в изучаемом разрезе отражают удельное сопротивление пород за зоной проникновения. Сопротивление пород по боковому каротажу для основной группы исследуемых коллекторов выше, чем рп по БКЗ. Это свидетельствует о том, что данный зонд исследует зону проникновения. Для водоносных коллекторов установлено превышение рп по ИК и БК, над р„ по БКЗ. Из этого можно сделать вывод, что зонды бокового каротажа и индукционного метода в водоносных коллекторах отражают удельное сопротивление пород в зоне проникновения.

Результаты выполненного анализа позволяют сделать вывод о том, что для оценки Кг в продуктивных интервалах разреза Аральского месторождения необходимо использовать данные индукционного метода. Величины Кг, рассчитанные по БК будут завышенными.

При бурении скважин на Сибирском месторождении в качестве промывочной жидкости применялся глинистый раствор со следующими параметрами: удельный вес (1.1-1.15)-103 кг/м3; вязкость 25-35 с, водоотдача 5-7 г/см3/30 сек; удельное сопротивление 0.8-3.0 при 1°= 20°С. Комплекс электрических и электромагнитных методов, проведенных в скважинах месторождения, включал регистрацию удельного сопротивления следующими методами: БК, БЭЗ, ИМ и ВИКИЗ.

Разрез верхней юры Сибирского месторождения представлен тонким чередованием песчаников и алевролитов с плотными карбонатизированными пластами и пропластками углей, которые создают экранные эффекты и искажают показания больших градиент-зондов, не позволяя при этом использовать БЭЗ в качестве базового метода для определения сопротивления пласта. Поэтому в разрезе пласта Ю1 проводилась как индивидуальная интерпретация ИМ и ВИКИЗ, так и комплексная интерпретация методов БЭЗ, БК, ИМ по изорезистивной методике. Оценка УЭС по методу ВИКИЗ производилась в системе «МФС ВИКИЗ», разработанной НПП «Луч» (г.Новосибирск).

Результаты количественной интерпретации методов удельного сопротивления показали, что глубина зоны проникновения изменяется от 8 до 16 Д/с1с, увеличиваясь с уменьшением пористости коллекторов. Сравнительный анализ удельных электрических сопротивлений, определенных по изорезистивной

методике, индукционному методу и ВИКИЗ показал значительное завышение рп по ИМ и ВИКИЗ в водоносных интервалах. В продуктивных интервалах удельные сопротивления по ИМ и ВИКИЗ близки к величинам УЭС по изорезистивной методике.

Таким образом, для определения коэффициента нефтенасыщенности в продуктивных интервалах юрского возраста Сибирского месторождения можно использовать как индукционный метод, так и ВИКИЗ. В водоносных интервалах величины Ка, рассчитанные с использованием этих методов будут занижены.

Характерной особенностью юрских отложений Кынского месторождения является их слоистость. Толщины коллекторов по разрезу изменяются от 0.3 до 8.5 м. Во всех скважинах месторождения выполнены замеры бокового электрического зондирования и бокового каротажа. Из электромагнитных методов выполнены: в разведочных скважинах - индукционный метод, в эксплуатационных -индукционное каротажное зондирование (ИКЗ). Комплекс ГИС в верхней юре представлен методами ВИКИЗ и БЭЗ, БК и ИМ, которые выполнены только в одной скважине.

Отложения средней юры вскрывались на пресных растворах (1.6-3.9 Омм). В скважинах, вскрывших разрез Юг, проведено мало опробований и в большинстве случаев притока не получено, а методы электрометрии дают высокие значения сопротивлений. В этой связи стояла задача оценки характера и степени насыщения коллекторов.

Чтобы оценить возможности БЭЗ для решения данной задачи, по материалам скважин, вскрывших отложения верхней юры, были выполнены сопоставления рп по

ВИКИЗ БЭЗ

БК, ВИКИЗ и БЭЗ. Результаты сопоставления "» с р* (рис. 1) позволили выявить следующие закономерности:

1) в пластах толщиной больше 2 м наблюдается удовлетворительное совпадение рп неизмененной части пласта по БЭЗ с рп по ВИКИЗ;

2) в пластах толщиной меньше 2 м установлено систематическое

БЭЗ ВИКИЗ

занижение по сравнению с р-

БЭЗ

Область точек с систематическим занижением "п хорошо описывается

-ВИКИЗ БЭЗ

зависимостью Р» = 1.207 А, + 0.224 (Я = 0.92).

80 -

•ñ

g 40 -

20 -0 -

0 20 40 60 80 100

_ БЭЗ ИК„ Рп ,Рп ОММ

Рис. 1. Сопоставление удельных сопротивлений породы по данным ВИКИЗ, БЭЗ и ИК

(Кынское месторождение)

На основании проведенных исследований можно предложить следующий подход к оценке УЭС в продуктивных отложениях средней юры Кынского месторождения: в пластах толщиной более 2 м в качестве удельного сопротивления неизмененной части пласта принимать рп по БЭЗ, ВИКИЗ или ИК, а в пластах толщиной меньше 2 м вводить поправку в величину р„юз с учетом полученной зависимости р®1ЖШ =f (рпБЭЗ). Изучить возможности ИК по оценке р„ в пластах толщиной меньше 2м не представилось возможным, т. к. совместные замеры ВИКИЗ и ИК проведены только в одной скважине.

Оценка характера насыщения пласта по данным методов электрометрии скважин.

Основы методики разделения межзерновых коллекторов на продуктивные и водоносные по данным геофизических исследований скважин изложены в классических трудах ученых-геофизиков России и зарубежных стран и базируются на установлении критических (граничных) значений коэффициента водонасыщения КВ)кр, параметра насыщения Рн,кр или удельного сопротивления рп,кр для зон с различной степенью насыщенности. К продуктивным относят коллекторы с Кв<Квкр, РН>РН.К, рп>рп.кр- Для каждого геологического объекта критические значения параметров устанавливают на основе петрофизических связей или статистическим способом.

Одним из распространенных способов оценки характера насыщения коллекторов на месторождениях Западной Сибири, является сопоставление значений УЭС пород и показаний метода потенциалов самопроизвольной поляризации асп (как метода пористости) по прослоям с качественными результатами опробований и испытаний пластов. В качестве параметра, разделяющего коллекторы по характеру насыщения выбирается удельное сопротивление рп,гр, характеризующее минимальное значение УЭС, выше которого

возможно получение продукта (газа, нефти), или получают уравнение регрессии Рп,гр=/(аС1|), разделяющее продуктивные и водоносные пласты.

На рис. 2 представлено такое сопоставление рп и асп для коллекторов верхней юры газового месторождения Узбекистана, из которого видно, что газоносные пласты в основном характеризуются сопротивлением выше 1.8 Омм.

Однако, дальнейшие исследования показали, что разделение пород на продуктивные и водонасыщенные по величине удельного электрического сопротивления обладает не достаточно высокой эффективностью, что подтверждается наличием области перекрытия пластов с различным характером насыщенности (рис. 3). На рисунке 3 представлена характеристика продуктивных отложений изучаемого месторождения по величине удельного электрического сопротивления, представленная по всем пластам после установления положения газоводяного контакта. Использование граничного значения удельного сопротивления в качестве единственного критерия для разделения пород на продуктивные и водоносные может привести к существенным ошибкам в определении эффективных газонасыщенных толщин. Получение для пласта-коллектора в изучаемом разрезе величины р„, превышающей 1.8 Омм, может быть лишь одним из признаков его продуктивности.

& .Шл&ё М

и ■ ч^о и и по

0.9 а 1.0 иП|

Рис. 2. Сопоставление р„им с аСп для продуктивных и водоносных коллекторов Аральского

месторождения

О 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 >10

р„, Омм

Рис. 3. Статистические распределения удельного электрического сопротивления для газо-и водонасыщенных песчаников верхней юры Аральского месторождения

Другим примером невысокой эффективности разделения коллекторов на продуктивные и водоносные с использованием рп>кр могут служить проведенные автором сопоставления асп с р„ по ИМ, ВИКИЗ и изорезистивной методике для пласта Ю, Сибирского месторождения. Решение задачи оценки характера насыщения не возможно с использованием только индукционного метода или ВИКИЗ. Разделить продуктивные и водоносные интервалы можно, если определять УЭС по изорестивной методике. Водоносные интервалы, как правило, характеризуются сопротивлением не выше 4.5 Омм. К сожалению, ограниченные толщины пластов не позволяют реализовать данную методику во всех пластах-коллекторах.

Надежность применения параметра, устанавливаемого статистическим способом, для оценки характера насыщения определяется диапазоном перекрытия распределений - чем меньше этот диапазон, тем эффективнее использование того или иного параметра.

Статистические распределения коэффициентов водонасыщенности и параметров насыщения, как правило, демонстрируют более высокую эффективность при оценке характера насыщения.

На юрских отложениях Узбекистана опробован статистический способ определения КВГр по интервалам с качественными испытаниями, который позволил получить граничное значение Кв гр=0.5. Эффективность разделения продуктивных и водоносных коллекторов по К8гр составляет 90%, что значительно выше эффективности разделения пластов-коллекторов по граничному (критическому) значению удельного электрического сопротивления. Аналогичные результаты получены и для юрских отложений Кынского месторождения. Для них были построены статистические распределения параметра насыщения Рн. Эффективность

разделения пластов с применением параметра РН Гр, следовательно и Квкр (или Кн кр) в изучаемом разрезе высока (более 95 %). Поэтому при определении эффективных нефтегазонасыщенных толщин в качестве граничного значения можно принять РН Гр = 2.21.

Другой способ определения критических значений основан на использовании кривых относительной фазовой проницаемости, получаемых в лабораторных условиях при изучении фильтрации смесей нефть-вода или газ-вода через образцы пород. Точка пересечения кривых относительной фазовой проницаемости для воды и нефти (или газа) соответствует критическому значению КВКр. Помимо этой величины кривые относительных фазовых проницаемостей содержат сведения о величинах остаточной (неснижаемой) водонасыщенности Кво (Квсв), данные о параметрах Кв (водонасыщенность, при которой относительная фазовая проницаемость для воды равна 0) и Кв (водонасыщенность, при которой относительная фазовая проницаемость для нефти или газа равна 0), которые характеризуют такие состояния коллектора, при котором из него могут быть получены чистая нефть или газ, если КВ.СВ<КВ< Кв, чистая вода при Кв <КВ<1, нефть или газ с водой, если Кв <КВ< Кв . При Кв< Кв фазовая проницаемость для воды равна 0, при Кв> Кв фазовая проницаемость для нефти (газа) равна 0. В точке Кв кр относительные фазовые проницаемости для воды и углеводородов близки по величине, что обеспечивает примерно равные их притоки.

Средние значения рассмотренных параметров для отложений юрского возраста Кынского месторождения составляют: КВО=0.375; Кв =0.440;

Кв.кр=0.625; Кв =0.728. Для разделения коллекторов на продуктивные и водоносные в качестве граничного значения можно принять среднее Кв кр, что соответствует Кн.кр =0.375. Граничное значение параметра насыщения РНГр найденное с учетом зависимости Р„ = Г (Кв) равно 1.93 и довольно близко к установленному ранее РНГр =2.21 по кривым статистических распределений.

Согласно результатам определения относительных фазовых проницаемостей для пласта Ю| Сибирского месторождения, приток чистой нефти из коллектора возможен, если Кв < 32%. При изменении 32%< Кв < 65% будет наблюдаться двухфазный приток. В точке Кв = КВ1ф = 54% относительные фазовые проницаемости для воды и углеводородов близки по величине, что обеспечивает примерно равные их притоки. Используя зависимость Рн = Г (Кв), полученную для пород юрского комплекса, находим граничное значение параметра насыщения РН Гр, равное 2.5

При неглубокой зоне проникновения и достаточно высокой пористости коллекторов выделение газонасыщенных интервалов на данном месторождении оказалось возможным по нормализованным кривым нейтронного (ИМ), акустического (АМ) и гамма-гамма плотностного методов (ГГМ-П). Перестроение их в единый масштаб пористости позволяет выделить газоносные пласты по расхождению кривых НМ и АМ, НМ и ГГМ-П. Показания нейтронных методов будут занижены (по пористости) по сравнению с данными АМ и ГГМ-П. В нефтеносных и водоносных интервалах должно наблюдаться совпадение кривых анализируемых методов. Такой способ выделения газонасыщенных интервалов показал хорошие результаты в отложениях Кынского и Аральского месторождений.

Использование коэффициента относительной водонасыщенности при оценке характера насыщения коллекторов и установлении положения ВНК.

Месторождения Западной Сибири, приуроченные к юрским терригенным отложениям, часто характеризуются наличием переходных зон различной протяженности. За водонефтяной контакт, как правило, принимают уровень, для которого нефтенасыщенность, а, следовательно, и удельное сопротивление равны критическим значениям Кн.кр и рп.кр. Такой подход справедлив для залежей с незначительной по толщине переходной зоной. При большой толщине переходной зоны (20-50м и более) содержащиеся в ней извлекаемые запасы могут быть весьма существенными. Достоверность оценки запасов таких месторождений существенно зависит от надежности выделения в переходной зоне промышленно ценной части.

Для решения этой задачи Б.Ю. Вендельштейном предложен способ разделения пород по характеру насыщения и прогнозирования состава притока, базирующийся на определении соотношения подвижной и связанной воды в порах породы (Кв). Оценка характера возможного притока становится независимой от коллекторских свойств, если воспользоваться коэффициентом относительной водонасыщенности Ке, который характеризует водонасыщенность эффективного объема пор и определяется выражением:

^ _ к. -Кцс

1-К.с, _

Коэффициент Кв изменяется от единицы при 100 % водонасыщенности до нуля в предельно нефтегазонасыщенных коллекторах. Коэффициенты Кв и Кв0 отражают, соответственно, полное и остаточное (неснижаемое) содержание воды в породе. Использование коэффициента Ке для решения задачи разделения переходной зоны на три характерные части, из которых могут быть получены притоки: I- безводной нефти, II- нефти с водой и Ш-только воды показало высокую эффективность на Верхне-Черногорском месторождении.

Критерии для обоснования положения абсолютных отметок чисто нефтяной, нефтеводяной зоны и зеркала воды в изучаемой залежи получены по данным ГИС с учетом сведений о работе эксплуатационных скважин, в частности, степени начальной обводненности продукции (С>в). При этом величины относительного параметра Ке на различных участках пласта определялись с использованием величин коэффициента водонасыщения, установленных по удельным электрическим сопротивлениям, снятым с индукционного зонда, и величин Кво, определенных по петрофизической связи типа «керн-керн» Кво=Г(Кп).

За критическое значение, соответствующее границе «нефть-нефть+вода», для данного объекта может быть принято Кв* = 0.25, при котором обводненность продукции составляет менее 10-20%. Обводненность в данном случае обусловлена небольшой толщиной чисто нефтяной зоны и близостью нефте-водосодержащей зоны. За критическое значение, соответствующее границе «нефть +вода - вода» принято Квкр = 0.5, поскольку при таких величинах относительного параметра получен продукт с обводненностью равной 93%.

По полученным критическим значениям Кв для рассматриваемой залежи в пласте ЮВ/ установлено положение абсолютных отметок указанных выше зон и зеркала воды, которое подтверждается также уникальными исследованиями, выполненными на образцах керна с «сохраненной» водонасыщенностью (при отборе на нефильтрующемся растворе РНО), послойным описанием керна и фотографиями керна и его сколов в ультрафиолетовом свете.

В главе 4 изложена методика определения параметров коллекторов подсолевого комплекса.

Обоснование петрофизической модели коллекторов ярактинского горизонта.

Для петрофизического обоснования комплексной интерпретации ГИС привлекались результаты массовых и специальных исследований керна. Из продуктивных отложений отбор керна произведен в 35 скважинах месторождения, среди которых 4 скважины - 1, 2, 3 и 5 пробурены в 2006-2008 гг. Комплекс измеренных параметров по старому фонду скважин очень ограниченный и включает измерения открытой пористости, абсолютной проницаемости, остаточной водонасыщенности методом центрифугирования и карбонатности. Исследования керна по новым скважинам выполнены ОАО «ТомскНИПИнефть» и ОАО «Арктик-Герс» и включают как стандартные, так и специальные анализы.

Пористость пород ярактинского горизонта по результатам анализа статистических распределений изменяется в диапазоне от 4-6% до 18% для чистых песчаников и до 16% для засолоненных песчаников. Проницаемость изменяется от 2-Ю"3 до 500-10"3 мкм2, максимумы распределений коэффициентов пористости наблюдаются в области средних значений Кп в интервале от 10 до 14% для чистых песчаников и 10-12% для засолоненных. В группе чистых песчаников значительная доля принадлежит породам с пористостью от 14 до 16%.

Ранее полученные петрофизические зависимости между коэффициентами открытой, эффективной, динамической пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности дополнены новыми исследованиями керна и изучены автором с целью уточнения петрофизической модели и обоснования количественных критериев для выделения коллекторов и оценки характера их насыщенности.

Определение граничных значений ФЕС для газо- и нефтенасыщенных коллекторов выполнено с помощью сопоставлений Кп и Кпр с величинами эффективной (для газонасыщенных) и динамической (для нефтенасыщенных) пористости. Величина Кно, принятая для расчета динамической пористости, определена по зависимости Кн0= Р(КП), полученной по результатам исследований керна из разведочных скважин и скв. 5 методом вытеснения нефти моделью пластовой воды.

Для пород-коллекторов ярактинского горизонта получены следующие граничные значения пористости и проницаемости:

а) газонасыщенные

Кп.гр= 0.03; Кпр.гр=0.5'10"3 мкм2;

б) нефтенасыщенные

К„.гр= 0.056; КПр.гр=1'10"3 мкм2'

Результаты лабораторных исследований керна из вновь пробуренных скважин показали, что наличие галитового цемента приводит к резкому снижению фильтрационно-емкостных свойств пород. После вымывания соли в 7 образцах из 43, отобранных для отмыва, наблюдалась значительная потеря веса за счет удаления соли, величины открытой пористости увеличивались в 2-8 раз от 1.8-8.7 % до 16.117.6 %, проницаемость выросла в сотни и тысячи раз от (0.88-0.2)-10"3 до (159.23630.05) -10"3 мкм2, соответственно.

По мнению ряда исследователей, источником галита в пустотном пространстве образца керна может быть также насыщенная солью промывочная жидкость. При подъеме керна на поверхность, транспортировке и хранении соленый фильтрат испаряется, что приводит к выпадению технологической соли в пустотном пространстве, влияние которой на ФЕС пород идентично природной.

При исследовании керна на изучаемом объекте установлено наиболее высокое содержание соли в непроницаемых породах-неколлекторах. В проницаемых песчаниках содержание соли не превышает 25%. Следовательно, если даже при транспортировке и хранении керна соленый фильтрат промывочной жидкости испаряется и приводит к выпадению какого-либо количества соли в пустотном пространстве, то этот эффект в изучаемых коллекторах, по-видимому, не столь значителен.

Анализ коллекторских свойств пород ярактинского горизонта, проведенный по результатам исследований представительного керна, подтвердил предположение о том, что фильтрационно-емкостные свойства пород во многом контролируются наличием галитового цемента в пустотном пространстве. Выделение засолоненных интервалов является актуальной задачей, как при подсчете запасов углеводородов, так и для процесса разработки месторождений.

Выделение коллекторов и определение эффективных толщин.

При проведении литологического расчленения разреза особую сложность вызвала задача выделения и разделения песчаников с разной степенью засолонения, поскольку слабозасолоненные песчаники могут быть потенциальными коллекторами нефти и газа.

Наряду с использованием характерных качественных признаков, присущих породам определенного литологического состава, для уточнения литотипов пород в разрезах скважин была привлечена методика классификации объектов Е. А. Неймана (1984г), реализованная в системе «Камертон» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Данная методика позволила по комплексу геофизических методов БК, АК, ГМ, НГМ выделить в разрезе 7 литотипов пород, к которым относятся: глины, аргиллиты и алевролиты, плотные породы с карбонатным цементом, песчаники слабоглинистые, песчаники с низким содержанием галита, песчаники с высоким содержанием галита, гравелиты (рис. 4).

песчаник; 5) песчаники неколлекторы с высоким содержанием соли; 6) плотные породы; 7) гравелиты

Для выделения коллекторов в изучаемом разрезе статистическим способом установлено граничное значение относительной глинистости, которое составило 0.55.

Как уже было отмечено выше, в разрезе ярактинского горизонта присутствуют песчаники с галитовым цементом. Совместный анализ лабораторных 1 исследований керна и результатов испытаний скважин ярактинского горизонта показал, что некоторые слабозасолоненные интервалы являются коллекторами нефти и газа. Для установления граничного значения содержания соли С^сь выше которого порода не является коллектором, проведено сопоставление параметров Кпнм и СнаС1 Для двух групп пластов (по данным из скважин 1 и 2). В первую группу вошли пласты, имеющие характерные признаки коллекторов по прямым качественным признакам и количественным критериям по керну (Кп>КПГр; Кпр^пр.гр), во вторую группу - плотные породы - неколлекторы. Автором установлено, что в качестве граничного значения С^а > разделяющего породы на коллекторы и неколлекторы можно принять величину, равную 25%.

Наряду с программой классификации для выделения засолоненных коллекторов использована палетка АТП = Г (Кпнм), построенная с учетом содержания I солевого цемента в поровом пространстве. Выбор палетки обусловлен комплексом IГИС, представленным в скважинах изучаемого месторождения. Пример использования данной палетки показан на рис. 5.

240 230 220 210

1 200

Н* <

190 180 170

160

Рис. 5. Пример использования палетки для выделения засолоненных пород по комплексу акустического и нейтронного гамма-метода в скв.З

При наличии представительного керна выделение засолоненных интервалов в разрезе скважины возможно путем сопоставления результатов определения пористости по керну и НГМ. Присутствие хлора в породах приводит к увеличению показаний НГМ, соответственно к снижению определяемой величины Кпнгм. Этот признак был также использован при выделении засолоненных коллекторов.

Задача выделения засолоненных пород может быть решена достаточно качественно и при отсутствии представительного керна, только по данным методов ГИС. Для этого в комплексе необходимо иметь замеры нейтрон-нейтронным методом по тепловым нейтронам (ННМТ), ГГМ-П. Поскольку влияние хлора на показания НГМ и ННМТ противоположно, в засолоненных интервалах будут наблюдаться значительные расхождения Кп (Кпннм > Кпнгм ), в незасолоненных величины Кп должны совпадать.

Определение коэффициентов пористости.

На изучаемом месторождении имелась возможность оценки Кп по данным акустического и нейтронного гамма-метода. По объективным причинам (из-за высокой минерализации ПЖ) метод СП в большинстве скважин не был проведен. Замер ГГМ-П выполнен только в одной скважине.

Основой для расчета коэффициентов пористости по данным АК явилось корреляционное уравнение, устанавливающее связь интервального времени распространения упругой волны с пористостью пород при пластовых условиях:

ДТП = З.ЗКп+178.2

(Кп = 0.303ДТП - 54) (R = 0.858)

20 п о ^-NaCI- 0

А □ □

........... .. .А~~. ^

Кп

/О^.......:J .....

□ нечасолон. коллекторы О засолон. коллекторы А часолон неколлекторы -

0 0,05 0,1 0,15 0,

Кп^кд-ед.

Для оценки коэффициента пористости по данным НГМ использована методика двух опорных пластов. В газонасыщенных коллекторах в величину пористости по НГМ вводилась поправка за остаточное газонасыщение в зоне проникновения. Необходимая для расчета Кп величина объемной глинистости Кгл устанавливалась по данным гамма-метода. Для этого было проведено сопоставление показаний гамма-метода с результатами определения глинистости пород по данным гранулометрического анализа и получено уравнение связи AJY=f(Cr;l) типа «керн -ГИС»:

AJy = 7-Ю"6 Сгл3 - б-Ю^Сгл2 + 0.0329 Сгл - 0.0345 (Сгл = - 3.1579 ÄJY3 - 0.2054 AJr 2 + 51.725 AJr - 0.1149) (R = 0.81) Анализ полученных данных по оценке пористости коллекторов показал, что в засолоненных коллекторах наблюдается систематичное занижение Кп по НГМ.

Для учета систематического занижения пористости по НГМ необходимо было найти способ количественной оценки содержания соли в поровом пространстве, от величины которого зависит степень снижения пористости (ДКП). Как показали исследования, между величинами Кпнш и Сыаа существует зависимость, описываемая уравнением:

Кпнгм= - 0.4548CNaa+14.351, которая позволяет перейти к количественной оценке содержания соли в поровом пространстве. Для расчета поправки ДК„ в величину пористости по НГМ получено эмпирическое уравнение:

ДКП= 0.1925 CNaCi-0.676 (R = 0.809).

К сожалению, имевшийся в распоряжении автора ограниченный объем данных по определению CNaci на образцах керна является не достаточным для более совершенного обоснования методики учета засолонения пород при определении пористости по методам ГИС, в частности, по НГМ и ННМ.

Однако, результаты проведенных количественных расчетов показали, что скорректированные за содержание соли в поровом пространстве величины пористости по НГМ хорошо согласуются с пористостью по представительному керну. Предлагаемый подход к оценке пористости в слабозасолоненных интервалах позволяет рассчитывать Кп по НГМ в тех скважинах, где отсутствуют другие методы пористости, или данные представительного керна.

Для оценки пористости в засолоненных коллекторах предпочтение следует отдавать комплексу методов ГИС, например, акустическому и нейтронному методам, гамма-гамма плотностному и нейтронному или акустическому и гамма-гамма плотностному методам.

Определение коэффициентов нефтегазонасыщенности. Специфика вскрытия разреза на высокоминерализованных растворах определила возможность использования результатов бокового каротажа для оценки коэффициентов нефтегазонасыщенности пород в отложениях ярактинского горизонта.

Петрофизической основой для определения коэффициентов нефтегазонасыщенности пород по данным электрометрии скважин являются уравнения Pn=f(Kn) и PH=f(KB):

Рп=5233.7 Кп"185712 (Кп в %, R= 0.894)

РН=7259КВ-'96 при Р„>100 (Кв в %, R= 0.684) P„=l878.1Kb"1 6369 при Р„<100 (К, в %, R= 0.925)

При расчетах параметра Р„, удельное сопротивление пластовой воды принималось равным 0.036 Ом-м (при 36°С).

В тех случаях, когда не было возможности оценить удельное сопротивление коллекторов по данным методов электрометрии, при расчетах К„г в пластах, расположенных на расстоянии более 10 м от поверхности ВНК (в зоне предельного нефтегазонасыщения), определение коэффициентов нефтегазонасыщенности проводилось по формуле: КНГ ~~ 1 — Кв0,

где Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности, определяемый по связи Кво = f(Kn).

Для оценки характера насыщения коллекторов установлено критическое значение Кв.кр = 39.5% по результатам исследования фазовых проницаемостей по воде и нефти на образцах, отобранных из ярактинского горизонта.

Заключение

В результате проведенных исследований выполнено научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей сложных типов терригенных коллекторов.

Основные выводы и результаты научных исследований, направленных на разработку и обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для сложно построенных терригенных пород, сводятся к следующему:

1. Терригенные отложения верхне- и среднеюрского возраста рассмотренных месторождений близки по составу, строению пород и генезису, обладают низкими величинами УЭС, причинами которых могут быть наличие углистых детритов, рассеянного пирита или глинистых минералов гидрослюды и хлорита, установленные во всех отложениях по результатам анализов керна.

2. Разработан и обоснован методический подход выбора метода ГИС для определения неизмененного проникновением промывочной жидкости удельного сопротивления пород в низкоомных отложениях юрского возраста.

3. Установлено, что задача оценки характера насыщения коллекторов в изучаемых разрезах с достаточно высокой эффективностью может решаться с использованием граничных значений Р„ ф, Кнг.ф, Кв. Разделение низкоомных коллекторов на продуктивные и водоносные с использованием граничного значения рП Гр возможно только при достоверной оценке УЭС.

4. Для изучаемой толщи терригенных пород подсолевого комплекса уточнены все основные петрофизические зависимости, получены и обоснованы количественные критерии для разделения пород на коллекторы и неколлекторы.

5. В разрезе ярактинского горизонта изучаемого месторождения по данным методов БК, АК, ГМ, HTM с использованием программы классификации в системе «Камертон» выделено 7 литотипов пород.

6. Установлено и подтверждено результатами испытаний, что в изучаемом терригенном разрезе засолоненные песчаники являются коллекторами нефти и

газа при содержании галита менее 25% и величинах ФЕС выше граничных значений.

7. Разработаны критерии и предложены способы выделения засолоненных коллекторов по данным ГИС и результатам анализов представительного керна.

8. Усовершенствована методика определения пористости в засолоненных терригенных коллекторах по данным ГИС, позволяющая учитывать влияние солевого цемента на геофизические методы и оценивать его количественное содержание.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Определение удельного сопротивления коллекторов в отложениях нижней юры Кынского месторождения. // Тезисы докладов научно-практической конференции, посвященной 100-летию промысловой геофизики, Москва,

2. Оценка характера насыщения терригенных коллекторов по ГИС с учетом

анализов керна и опробования пластов. // Каротажник. (Соавторы В.А.Костерина, М.В.Кулапова) - 2007. №11 (164).

3. Оценка удельного сопротивления и характера насыщенности низкоомных

терригенных коллекторов по данным ГИС. // Геофизика. - 2008. №1.

4. Усовершенствование методики определения пористости в засолоненных

терригенных коллекторах по данным ГИС. // Геофизика. (Соавторы Г.М.Золоева, О.В.Постнова) - 2009. №4.

5. Выделение засолоненных интервалов и определение пористости в

терригенных коллекторах подсолевого комплекса. // Ш-я межвузовская молодежная научно-практическая конференция «Геоперспектива - 2009» (Соавтор Г.М.Золоева). Тезисы докладов. - Москва, 2009.

6. Выделение коллекторов и определение коэффициентов пористости в

терригенных отложениях с солевым цементом. // XVIII Губкинские чтения (Соавтор Г.М.Золоева). Тезисы докладов. - Москва, 2009.

7. Проблемы оценки характера и степени насыщенности терригенных

коллекторов юрского возраста. // XVIII Губкинские чтения. Тезисы докладов. - Москва, 2009.

2006.

Соискатель

О. Г. Никифорова

Подписано в печать 16.10.2010 Заказ № 59 Тираж 100 экз. Отпечатано в ООО «Копировальный центр Маросейка» г. Москва, ул. Маросейка, д. 15 Телефон 641-02-75

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Никифорова, Ольга Геннадьевна

ВВЕДЕНИЕ;.:.

ГЛАВА 1. Современное состояние геолого-геофизической изученности низкоомныхколлекторовюрыисложных терригенньтхпородподсолевого комплекса;. —. 1 Of

ГЛАВА 2. Характеристика изучаемых продуктивных толщ но геолого-геофизическим данным.—

2.1. Литолого-пе1рофизическая характеристика пород юрского возраста:. —. 20'

2.1Л . Кынское месторождение.20?

211.2. Верхне-Черногорское месторождение:.

2.1.31 Сибирское месторождение.—.36;

21Г4; Аральское месторождение:. 4Щ

2.1.5. Общие черты и специфические особенности отложений юрского возраста рассмотренных месторождений.

2.2. Продуктивная толща нижневендского возраста (ярактинский -я горизонт).

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей низкоомных и засолоненных терригенных коллекторов"

Актуальность проблемы

В настоящее время внимание специалистов нефтегазовой промышленности все больше обращено к ресурсам нефти и газа, заключенным в сложных, с геологической точки зрения, объектах. К таким объектам, например, относятся карбонатные и терригенные породы сложного состава и строения, глубокозалегающие породы-коллекторы фундамента, залежи с аномальными пластовыми давлениями и др. С середины 80-х годов прошлого века и до настоящего времени доля объектов, отличительной особенностью которых являлись выдержанность по разрезу и площади фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, значительные толщины и, как следствие, четко выраженная1 геофизическая характеристика, в общем количестве разведанных месторождений неуклонно сокращается. При этом открываемые залежи I углеводородов нередко приурочены к сложно построенным терригенным коллекторам, которые отличаются значительной неоднородностью, малыми 1.5 - 2м толщинами, сложной структурой порового пространства и, как следствие, значительной вариацией фильтрационно-емкостных свойств, что неизбежно приводит к снижению информативности геофизических исследований скважин. Промышленное освоение таких залежей требует предварительной детальной геологической и геофизической изученности.

Исследования автора посвящены разработке методики определения подсчетных параметров в сложных терригенных коллекторах нефти и газа. Основное внимание уделено низкоомным терригенным породам юрского возраста и коллекторам подсолевого комплекса, осложненным засолонением.

Низкие значения удельного электрического сопротивления пород-коллекторов создают трудности при определении эффективных толщин, установлении характера насыщения, коэффициентов нефтегазонасыщенности и положения флюидальных контактов, что может привести к серьезным ошибкам 4 при« созданиш геологической; модели исследуемого объекта и подсчете: запасов углеводородов: Трудности? интерпретации? геолого-геофизических материалов терригенных: разрезов: подсолевого комплекса; связаны. со сложным строением коллекторов; по? составу слагающих их минералов» и структуре емкостного пространства: Повсеместно? в коллекторах встречаются? прослои^ уплотненные вследствие частичного или; полного засолонения: Наличие кристаллизованного галига в емкостном; пространстве породы, наравне с глинистым цементом, значительно ¡снижает эффективность оценки пористости методами ГИС, создает сложности» при; выделении* засолоненных пород в разрезе ш разделении их на коллекторы и неколлекторы.

Объектом исследований являлись отложения верхней и средней юры месторождений Западной Сибири и Узбекистана: Сложно построенные терригенные породы, подсолевого комплекса? изучены на примере отложений нижнего венда (ярактинский горизонт) одного из месторождений Восточной Сибири.

Цель исследований

Целыо исследований* являлась разработка и обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для; определения эффективных толщин, оценки. емкостных свойств и насыщенности низкоомных отложений« юрского возраста, и осложненных засолонением терригенных пород подсолевого комплекса: Основные задачи исследований^

3. Усовершенствование методики оценки характера ш степени нефтегазонасыщенностинизкоомных терригенных коллекторов подданным гис.

4. Уточнение основных петрофизических зависимостей, получение и обоснование количественных; критериев для разделения пород, на коллекторы и неколлекторы в терригенных отложениях ярактинского горизонта.

5. Разработка критериев выделения? засолоненных коллекторов ; по данным ЕИС и результатам анализов представительного керна:

Методы решения поставленных задач:

Для решения поставленных задач в диссертационной работе использованы следующие методы: анализ и обобщение литературных данных по изучению терригенных пород, осложненных засолонением и характеризующихся низкими величинами удельных электрических сопротивлений; обработка^ обобщение и анализ геолого-геофизических материалов более чем в 100 скважинах месторождений Западной, Восточной Сибири и Узбекистана с использованием программных средств Microsoft Excel, системы «Камертон» и «МФС ВИКИЗ»; статистический; анализ проведенных комплексных петрофизических исследований керна более чем на 2000 образцах; апробация и усовершенствование существующих методик определения подсчетных параметров коллекторов нефти и газа.

Научная новизна:

2. Обоснована методика выбора петрофизических и геофизических критериев (рп.гр, Рц.ф, Кш-.гр» Кв), позволяющих оценить характер насыщения коллекторов в низкоомных терригенных разрезах.

Основные защищаемые положения

3. Установление высоких фильтрационно-емкостных свойств песчаников венда при содержании галита от 5 до 25% позволило изменить представление об- основных типах коллекторов и геологических запасах нефти и газа в отложениях подсолевой продуктивной толщи.

4. Методика определения, параметров коллекторов подсолевого комплекса для подсчета запасов углеводородов.

Практическая значимость

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.; третья Всероссийская молодежная научно-практическая конференция «ГЕОПЕРСПЕКТИВА - 2009» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, март 2009г.; XVIII Губкинские чтения «Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России — наука и образование» - М: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ноябрь 2009г.

Публикации

Объем и структура работы

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Никифорова, Ольга Геннадьевна

3. Установлено, что задача оценки характера насыщения коллекторов в изучаемых разрезах с достаточно высокой эффективностью может решаться с использованием граничных значений Рн.гр, КНГГр, К^. Разделение низкоомных коллекторов на продуктивные и водоносные с использованием граничного значения рп.гр возможно только при достоверной оценке УЭС.

5. В разрезе яракгинского горизонта изучаемого месторождения по данным методов БК, АК, ГМ, HTM с использованием программы классификации в системе «Камертон» выделено 7 литотипов пород.

6. Установлено и подтверждено результатами испытаний, что в изучаемом терригенном разрезе засолоненные песчаники являются коллекторами нефти и газа при содержании галита менее 25% и величинах ФЕС выше граничных значений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Никифорова, Ольга Геннадьевна, Москва

1. Анциферов А. С., Бакин В. Е., Варламов И. П. и др. Геология нефти и газа Сибирской платформы. Под ред. Конторовича А. Э., Суркова В. С., Трофимука А. А. М., Недра, 1981.

2. Боркун Ф. Я. Обоснование методики оценки характера насыщения низкоомных коллекторов юрских отложений Широтного Приобья по данным ГИС // Отчет о НИР / СИБНИИНП. Тюмень, 1990.

3. Венделыытейн Б. Ю. Геофизические критерии продуктивного нефтяного коллектора, основанные на законах фазовой проницаемости. М.: Труды МИНХиГП, вып. 144, 1979, с. 20-30.

4. Венделыптейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.

5. Венделыптейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В. и др. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа: М., Недра, 1985.

6. Вожов В. И., Чернова Л. С. Вторичное минералообразование в венд-нижнекембрийских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. — Геология нефти и газа, № 11-12, 1999.

7. Городнов A.B., Рыжков В.И., Черноглазое В.Н. Руководство пользователя системой «Камертон», РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, М., 2003.

8. Грим Р. Э. Минералогия и практическое использование глин. М., Мир, 1967.

9. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекхс^>рСКИХ свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М., Недра, 1975.

10. Девятов В. П. Стратиграфия* и палеогеография нефтегазо^^осных нижнесреднеюрских отложений Сибири: Диссертация на соискание сг-3:е11ени д.г.-м.н.: 04.00.09 Томск, 2000.

11. Золоева Г. М., Никифорова О. Г. Выделение коллекторов и определение коэффициентов пористости в терригенных отложениях с Солевым цементом. // XVIII Губкинские чтения. М., РГУ нефти и газа им. И. М. Г^убкина, 2009.

12. Золоева Г. М., Никифорова О. Г., Постнова о ^ Усовершенствование методики определения пористости в засололенных терригенных коллекторах по данным ГИС. Геофизика №4, 2009, с. 24-;> ^

13. Золотое А. Н. и др. Строение газоконденсатной залежи парфеновского горизонта Марковского месторождения. — Геология нефти 1968, №6.

14. Зонн М. С., Дзюбло А. Д. Коллекторы юрского нефтегазоносного комплекса Севера Западной Сибири. — М., Наука, 1990, с. 88.

15. Интерпретация результатов геофизических исследований Нефтяных и газовых скважин: Справочник /Под ред. В.М.Добрынина.- М: Недра, 1933

16. Итенберг С. С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М., Недра, 1978.

17. Итенберг С. С., Шнурман Г. А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М., Недра, 1984

18. Кальвин И. А., Моисеев В. А., Буторов В. В. Условия кристаллизации соли в поровом пространстве коллекторов Непского свода. — Геология нефти и газа, № 6, 1990.

19. Карасев И. П. Поровые и трещинные коллекторы нефти и газа пород нижнего кембрия Иркутского амфитеатра. Геология нефти и газа, №4, 1965, с. 47-52.

20. Козяр В. Ф., Ручкин А. В., Яценко Г. Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях. М., Недра, 1983.

21. Кондрина К. С. Вторичные изменения пород мотской свиты Приленского района. Литология и коллекторские свойства палеозойских и мезозойских отложений Сибири, вып. 232. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1976, с. 13-18.

22. Кондрина К. С., Потлова М. М. К методике изучения поровых пространств коллекторов нефти и газа. В реферативном сб. Новые материалы по геологии нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности, №2, с. 19-22.

23. Копорупин В. И. Сравнительная характеристика на постседиментационные преобразования терригенных пород Иркутского бассейна. Литология и полезные ископаемые, 1967, №6, с. 3-15.

24. Костерина В. А., Кулапова М. В., Никифорова О. Г. Оценка характера насыщения терригенных коллекторов по ГИС с учетом анализов керна и опробования пластов. Каротажник, 11, Тверь, 2007, с. 104-110.

25. Костерина В. А., Соколова Т. Ф. Нетрадиционный подход к выделению продуктивных терригенных коллекторов и оценке характера их насыщения. — Геофизика, №2, 2005, с. 22-25.

26. Костерина В. А., Соколова Т. Ф., Царева Н. В. Оценка характера и степени насыщения юрских и меловых коллекторов Западной Сибири. — Геофизика, № 2,2005, с. 39-42.

27. Кузнецов В. Г., Постникова О. В. Палеогеоморфологическая обстановка и механизм раннекембрийского соленакопления юга Сибирской платформы//В сборнике докл. АН СССР.-1989. Т.309. -,№4. С.943-946.

28. Латышева М. Г., Мартынов В. Г., Соколова Т. Ф. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов интерпретации скважин. М., Недра, 2008. 250 с.

29. Мельник И. А. Анализ возможности определения концентрации элементов по данным НТК: Томское отделение СНИИГТиМС: 30 лет на службе Томской геологии. Новосибирск, Наука, 2002, с. 132-135.

30. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», ООО «издательство ГЕРС», 2003. 250 с.

31. Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ; БК, ИК.- Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990:

32. Научно-техническое обеспечение работ по отбору и анализу изолированного керна. Тюмень, ЗАО НЛП «СИББУРМАШ» 2003г.

33. Никифорова О. Г. Определение удельного сопротивления коллекторов в отложениях нижней юры Кынского месторождения. // Научно-практическая конференция, посвященная 100-летию промысловой геофизики. М., РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006.

34. Никифорова О. Г. Оценка удельного сопротивления и характера насыщенности низкоомных терригенных коллекторов по данным ГИС. -Геофизика, №1,2008, с. 22-24.

35. Никифорова О. Г. Проблемы оценки характера и степени насыщенности терригенных коллекторов юрского возраста. // XVIII Губкинские чтения. М., РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009.

36. Ошлакова А. С. Геолого-геофизические признаки низкоомных коллекторов месторождений Каймысовского свода (Западная Сибирь). // XVIII Губкинские чтения. М., РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2009.

37. Перькова Я. Н. и др. Коллекторы нижнекембрийских отложений Иркутского амфитеатра. Геология нефти и газа, №8, 1960, с. 28-34.

38. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа Кынского месторождения, ОАО «НК«Роснефть», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», ОАО «Селькупнефтегаз», М., 2006.

39. Подсчет запасов углеводородов Кынского месторождения, ОАО «Сенеко», ООО «Панаскоп», 1998-2000.

40. Постникова И: Е. и др. Цитологическая и биостратиграфическая характеристика мотской свиты Усть-Кут Киренской зоны. Тр. ВНИИ, вып. 56. М., Недра, 1970.

41. Постникова О. В1 Строение рифейских осадочных бассейнов Сибирской платформы в связи с проблемой поисков углеводородного сырья// Новые идеи в науках о Земле:Тез.докл.У межд.конф.-М.- 2001.- С.277

42. Постникова О. В. Эволюция рифей-венд-кембрийского осадочного бассейна юга Сибирской платформы и его нефтегазоносность. Автореферат на соискание степени д. г.-м. н. М., 2007.

43. Постникова О. В;, Тихомирова Г.И., Фомичева Л.Н. Литолого-формационная модель рифей-вендских отложений западной части Сибирской платформы//Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири: Науч.-техн.конф.-М.-2006.-С.44-45.

44. Постникова О. В., Фомичева Л. Н. Геодинамические условия формирования рифейского НТК. юго-западной части Сибирской. платформы/Геодинамика нефтегазоносных бассейнов:Тез.докл.П межд конф.-М.-2004.- С.73-75.

45. Проект пробной эксплуатации Верхне-Черногорского месторождения Млечного лицензионного участка. Нижневартовск, ДЗАО <<НижневартовскНИПИнефть>>, 2003 г.

46. Савинский К. А., Волхонин В. С., Лопатин С. С и др. Геологическое строение нефтегазоносных провинций Восточной Сибири по геофизическим данным. М., Недра, 1983'.

47. Семенов, В. В., Питкевич В. Т., Сокова К. И., Солонин А. М., Мельник И. А. Исследование низкоомных коллекторов с использованием данных кернового материала. Геофизика, №2, 2006, с. 42-47.

48. Сенюков В.М. Избранные труды. Том 1-3. Кембрий мира. М., изд-во «Спутник*», 2002-2003.

49. Скобелева H. М. Литология и коллекторские свойства рифейских и венд-кембрийских отложений юга Сибирской платформы: Диссертация на соискание степени к.г.-м.н.: 25.00.06. М., 2005.

50. Сохранов H. Н. О переходной зоне при определении водонефтяного контакта по геофизическим измерениям: — Геология нефти и газа, № 5, 1960, с. 55-59.

51. Тайгина M. Е., Кучурина, О: Е. Выделение продуктивных коллекторов пласта ЮС2 на территории деятельности ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ». // XVIII Губкинские чтения. М., РГУ нефти и газа'им. И. М. Губкина, 2009.

52. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Ред. Эпов М. И., Антонов Ю. Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Изд-во СО РАН, 2000, 122 с.

53. Туезова Н. А., Дергачева Т. Н. Вертикальная и латеральная изменчивость физических свойств горных пород Ярактинской нефтегазоносной площади. Новое в петрофизике и промысловой геофизике в Сибири, вып. 272. Новосибирск, СНИИГГиМС, 1979, с. 4-13.

54. Тыщенко JI. Ф. Некоторые особенности геологии развития Устькутско-Киренской зоны в- мотское время. — В* кн.:. Геология^ и> нефтегазоносность юга Восточной Сибири. М., Недра, 1969, с. 57-63.

55. Фоменко В: Г. Критерии для разделения, коллекторов- по насыщенности- и, прогнозирования состава ожидаемых из них притоков при испытаниях. Геология нефти и газа, № 5,1993, с. 20-25.

56. Черепанов. В. В. Физико-литологические особенности коллекторов юрских отложений Бованенковского газоконденсатного месторождения: Диссертация на соискание степени к.г.-м.н.: 04.00.17. Mi, 1998.

57. Элланский М. М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие). М., ГЕРС, 2001.

58. Элланский- М. М., Охрименко А. Б., Семенов В. В. Углубленное-петрофизическое изучение продуктивных терригенных отложений Западной Сибири с целью повышения эффективности геологической интерпретации данных ГИС. Геофизика №4. М., 2005. с. 29-35.

59. Hill Н. J., Milburn J. D. Effect of Clay and- Water Salinity on Electrochemical Behavior of Rocks. AIME, J. Petroleum Technol., 8,1956, 65-72.

60. Patnode H. W., Wyllie M. R: J. The Presence of Conductive Solids in Reservoir Rocks as a Factor in Electric Log Interpretation. Trans. AIME, 189. Tech. Publ, 2797, 1950.

61. Pirson S. J. Elements of Oil Reservoir Engineering. 1 st. ed. McGraw-Hill Book Company, Inc. New York, 1950.

Информация о работе

Никифорова, Ольга Геннадьевна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.10

Диссертация

Научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей низкоомных и засолоненных терригенных коллекторов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Научно-методическое обоснование петрофизических и интерпретационных моделей низкоомных и засолоненных терригенных коллекторов - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы