Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка остаточных извлекаемых запасов газа на крупных месторождениях по комплексу геофизических и промысловых данных

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка остаточных извлекаемых запасов газа на крупных месторождениях по комплексу геофизических и промысловых данных"

На правах рукописи

ХОХЛОВА МАРИЯ СЕРГЕЕВНА

ОЦЕНКА ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА НА КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых.

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2004

Работа выполнена на кафедре Геофизических информационных систем Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Г.М. Золоева

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, доктор технических наук, профессор

Е Е Поляков В. В. Стрельченко

Ведущая организация:

ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция»

Защита состоится

2004 г., в ¿Г

часов, в

ауд^^Зна заседании диссертационного совета Д.212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Ленинский проспект дом 65, Москва, В-296 ГСП-1, 119991.

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

И.М. Губкина. Автореферат разослан

« »

2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Л П. Петров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время более 60 % добываемого газа в России получают из месторождений, расположенных на севере Тюменской области. Одним из первых здесь введено в разработку Медвежье газовое месторождение (1972 г.), продуктивная залежь которого приурочена к сеноманскому ярусу верхнего мела.

Особенностью изучаемого месторождения является вступление сеноман-ской залежи в завершающую стадию разработки. На данном этапе разработки представляет интерес выявление, как величины остаточных запасов газа, так и распределение их в объеме залежи.

При существующей технологии разработки газовых месторождений на начальной стадии наиболее активно отрабатываются однородные коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Из неоднородных коллекторов с ухудшенными ФЕС при разработке отбирается лишь часть запасов газа. На завершающем этапе разработки возникают сложности с определением мест заложения новых эксплуатационных скважин. Особенно остро эта проблема стоит на газовых месторождениях, связанных с неоднородными коллекторами. Здесь в первую очередь необходимо выделить зоны с высокими промышленно извлекаемыми остаточными запасами газа. То есть предварительно должна быть осуществлена дифференциация запасов на активные, малоактивные и пассивные.

В газовой промышленности сравнительно недавно проводятся работы по дифференцированному подсчету запасов газа. Подготовлено соответствующее методическое руководство (ОАО «Газпром», ВНИИГАЗ, 2000г.) и апробация его на конкретном примере может внести существенный вклад в практику применения этого метода.

Особенности строения сеноманской залежи месторождения Медвежье, условия освоения и технология разработки являются типичными для большинства залежей данного региона. Поэтому исследования, выполняемые на приме-

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ

БИБЛИОТЕКА 3

ОЭ 200 акт @

ре месторождения Медвежье и направленные на повышение эффективности его разработки, имеют практическое значение для многих газовых месторождений, находящихся в активной и завершающей стадиях разработки.

Целью данной работы является разработка методики определения по данным комплекса геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин степени выработанности запасов газа, величины и распределения в объеме залежи промышленно извлекаемых остаточных запасов.

Объектом изучения в диссертационной работе являлась Ныдинская площадь месторождения Медвежье.

Основные задачи исследований.

1. Усовершенствование методики детальной корреляции разрезов скважин на основе литолого-фациального анализа данных ГИС.

2. Построение модели залежи по данным ГИС с учетом фильтрацион-но-емкостной неоднородности.

3. Разработка алгоритма для выделения в разрезах скважин пластов-коллекторов с активными, малоактивными и пассивными запасами газа. Дифференцированный подсчет балансовых запасов газа объемным методом.

4. Изучение распределения в объеме залежи активных, малоактивных и пассивных запасов газа.

5. Оценка степени выработанности и величины остаточных промышленно извлекаемых запасов газа.

6. Подготовка рекомендаций по оптимальному размещению новых эксплуатационных скважин.

Основные защищаемые положения.

1. Установление цикличности осадконакопления в разрезе сеномана Ныдинской площади.

2. Методическое обоснование дифференцированного подсчета запасов газа в продуктивной толще сеномана.

3. Методика определения степени выработанности и промышленно извлекаемых запасов в завершающей стадии разработки газовых месторождений.

Научная новизна состоит в следующем.

1. В сеноманской толще Ныдинской площади по комплексу геолого-геофизических данных выделены пять циклов осадконакопления, с помощью которых осуществлена детальная корреляция изучаемого разреза.

2. Усовершенствована методика дифференцированного подсчета геологических запасов газа и выполнен расчет активных, малоактивных и пассивных запасов в отложениях сеномана Ныдинской площади, изучено распределение их в объеме залежи.

3. Предложен способ оценки степени выработанности и остаточных промышленно извлекаемых запасов газа на длительно разрабатываемых месторождениях.

Практическая ценность работы заключается в следующем.

1. Усовершенствована методика корреляции разрезов скважин, позволившая уточнить детальную геологическую модель изучаемого месторождения.

2. Выделены зоны с высокими остаточными промышленно извлекаемыми запасами газа, эксплуатация которых позволит осуществить более эффективную доразработку месторождения и повысить коэффициент газоизвлечения.

3. Разработанный способ дифференцированного подсчета остаточных запасов газа и оценки степени выработанности залежи с учетом фильтрационной неоднородности продуктивного разреза может быть использован и на других газовых месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки.

Апробация разработанных методик и алгоритмов осуществлялась при выполнении научно-исследовательских работ по теме «Методика оценки по

данным ГИС степени выработки запасов газа и определения участков с высоким остаточным газонасыщением», проводившихся в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по заданию ОАО «Газпром» в 2002-2003 гг.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав и заключения: Содержит 139 страниц машинописного текста, включая 49 рисунка, 13 таблиц. Список литературы содержит 46 наименований.

В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных соискателем в период обучения в аспирантуре и во время работы на кафедре геофизических информационных систем РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в период с 1999 г. по 2003 г.

В процессе исследований автор опирался на работы известных российских и зарубежных специалистов в области геологии, геофизики и разработки месторождений полезных ископаемых: Бабадаглы В.А., Бакирова А.А., Балу-ховского Н.Ф., Ботвинкиной Л.Н., Вассоевича Н.Б., Вендельштейна Б.Ю. Гай-дебуровой Е.А., Гриценко А.И., Гришина Ф.А., Даффа П., Дахнова В.Н., Дворецкого П.И., Денисова СБ., Ермакова В.И., Ермилова О.М., Золоевой Г.М., Зотова ГА, Иванова Г.А., Ивановой М.М., Изотовой Т.С., Карогодина Ю.Н., Карпенко И.В., Кожевникова Д.А., Кулинковича А.Е., Кунина НЛ., Кучерука Е.В., Максимова С.П., Мальцевой А.К., Муромцева B.C., Напивского Е.М., Пирсона С. Д., Плотникова А.А., Пономарева В.А., Ремизова В.В., Сардонни-кова.Н.М., Стрельченко В.В., Токарева М.А., Уолтона Э., Успенской Н.Ю., Халлама А., Чоловского И.П. и др.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю д.г-м.н., профессору Г.М. Золоевой, всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС за ценные советы и поддержку, И.М. Чуповой (ОАО «НадымГаз-пром») и Н.С. Романовской (ОАО «Газпромгеофизика») за предоставление исходных данных и помощь при сборе необходимых материалов, Денисову СБ. (ЦГЭ), Бирун Е.М. (ЦГЭ), А.А. Плотникову (ВНИИГАЗ), А.Е. Рыжову (ВНИИ-ГАЗ) за ценные консультации и помощь при выполнении работ по теме диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 приведены общие сведения о геологическом строении и характере продуктивности месторождения Медвежье, рассмотрены особенности строения газоносной части разреза приведены характеристики пород-коллекторов по данным литолого-петрографических и петрофизических исследований, выполненных в лабораториях Главтюменьгеологии и ВНИИГАЗа. Дано описание основных методов геолого-геофизических исследований, проведенных на разных этапах освоения месторождения при подсчете запасов газа и выработке стратегии разработки месторождения.

Установлено, что для разреза в целом характерна большая фациальная изменчивость, что существенно затрудняет его корреляцию. Коллекторами нефти и газа на месторождении служат пески и песчаники с глинистым цементом, а также часть крупнозернистых алевролитов. Плотные участки разреза представлены алевролитами с карбонатным цементом и сильно глинистыми алевролитами.

Результаты литолого-петрографических и петрофизических исследований кернов и определения гранулометрического состава пород позволили специалистам Главтюменгеологии и ВПО Тюменгазпром (Ремеев О.А., Осторовская К.В., Такканд Э.П. и др., 1984 г.) выделить три группы пород.

Породы, относящиеся к I группе, как правило, являются неколлекторами, породы III группы представлены коллекторами, во II группе встречаются как коллекторы, так и неколлекторы. Граничное значение пористости для разделения пород на коллекторы и неколлекторы составляет

В главе 2 рассмотрены вопросы геологического моделирования залежей углеводородов, цели, задачи и методы моделирования на разных этапах освоения месторождений, отражена роль методов ГИС при построении моделей залежей (месторождений).

Большой вклад в развитие методов и способов геологического моделирования залежей углеводородов внесли следующие специалисты: Берман Л.Б.,

Билибин СИ., Гогоненков Г.Н., Гутман И.С., Денисов СБ., Долицкий ВА, Дьяконова Т.Ф., Золоева Г.М., Изотова Т.С., Кашик А.С., Конибир Ч.Э., Нейман B.C., Соболевский П.К., Стрельченко В.В., Фролов Е.Ф., Чуринова И.М. и многие др>тие.

Геологическое моделирование - это одно из наиболее мощных средств для обоснования принимаемых решений по управлению процессом разработки месторождения. Геологическая (статическая) модель месторождения является результатом геологоразведочных работ.

Для проведения рациональной разработки месторождения необходимо располагать информацией о геологической природе объекта разработки, степени расчлененности пород-коллекторов но разрезу и площади и изменениях фильтрационно-емкостных свойств пород, слагающих объект разработки. Результатом обобщения этой информации является фильтрационно-емкостная модель месторождения или отдельной продуктивной толщи. Фильтрационно-емкостная модель может быть представлена в виде набора карт толщин, пористости, проницаемости, гидропроводности и т.п., а также сопровождающих их таблиц параметров, полученных в ходе комплексной количественной интерпретации данных ГИС

Одним из методов обоснования геологической модели, выполненной по геофизическим данным, является построение седиментационной модели. Эта модель на качественном уровне отражает условия осадконакопления (фациаль-ную обстановку, направление сноса обломочного материала, причины его отложения, типы геологических тел). Седиментационная модель строится по геофизическим данным, но базируется на геологических законах формирования геологических тел. Она представляет собой набор карт эффективных толщин коллекторов в пределах седиментационных циклов, карт геофизических параметров, характеризующих коллекторы этих циклов, карт толщин глинистых перемычек. Выделение в разрезе и прослеживание по площади одноименных комплексов, горизонтов и пластов, выявление условий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляется с помощью корреляции разре-

зов скважин. При детальной корреляции основное внимание уделяется хроно-стратиграфическим и литостратиграфическим признакам, определяемым по промыслово-геофизическим данным с привлечением результатов исследования керна.

Значительному количеству осадочных толщ в природе присущи явления, описываемые в научной литературе, как «цикличность», «ритмичность», «периодичность». Вопросами природы возникновения цикличности, классификации циклитов и методики их изучения занимались многие исследователи (Ба-киров А.А., Балуховский Н.Ф., Ботвинкина Л.Н., Будников В.И, Вассоевич Н.Б., Венделыитейн Б.Ю., Гурова Т.И., Дафф П., Денисов СБ., Изотова Т.С., Казаринов В.П., Карогодин Ю.Н., Кожевников Д.А., Кулинкович А.Е., Мальцева А.К., Стрельченко В.В., Трофимук А.А, Уолтон Э., Успенская Н.Ю,. Халлам А. и др.).

Автором рассмотрены различные подходы и методики, традиционно применяемые в нефтегазовой отрасли для выделения циклов осадконакопления. При решении данной задачи в отложениях сеномана Ныдинской площади использованы принципы, сформулированные Карогодиным Ю.Н. (1980 г.):

1. Направленность изменения существенных (вещественно-структурных) свойств слоев в вертикальном разрезе - от одного к другому.

2. Непрерывность (относительная) изменения существенных (вещественно-структурных) свойств слоев в вертикальном разрезе.

3. Характер границ между слоями.

4. Двуединое (и кратное двум) строение слоевого комплекса.

Цикличность разреза устанавливается по повторяющейся смене в разрезе

определенных комплексов осадков, обогащенных то терригенным материалом, то хемогенным и пелитовым, по чередованию пород с преобладанием устойчивых или неустойчивых минералов, по смене комплексов акцессорных минералов, по чередованию в различной степени отсортированных терригенных пород и т.д.

Согласно этим четырем принципам в изучаемом разрезе было выделено пять циклов осадконакопления.

При подсчете запасов углеводородов, составлении технологических схем и проектов разработки залежей, осуществлении контроля за процессами их выработки в различной степени учитывается геологическая неоднородность Современная наука под геологической неоднородностью понимает изменчивость литолого-физических свойств геологических тел, выделяемых в изучаемом объеме геологического пространства. Изучению этого явления посвящено множество исследований (Азаматов В.И., Бадьянов В.А., Бреев В.А., Борисов Ю.П., Воинов В.В., Дементьев Л.Ф., Желтов Ю.В., Золоева Г.М., Иванова М.М., Кли-мушин И.М., Косыгин Ю.А., Кузнецов А.В., Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Рябинкин Н.М, Стасенков В.В, Токарев М.А. и др.).

Количественная оценка геологической неоднородности проводится с использованием методов математической статистики, теории случайных функций и различных коэффициентов, при определении которых используются данные методов геофизических исследований скважин (ГИС). Последние позволяют осуществлять оценку геологической неоднородности на различных структурных (или иерархических) уровнях по любому параметру, характеризующему коллекторские или физические свойства пород-коллекторов. Важным преимуществом методов ГИС является возможность проведения исследований в течение всего периода жизни залежей или месторождения.

Проблема изучения геологической неоднородности может быть успешно решена только при комплексном использовании всей информации о геологическом объекте (литолого-петрографической, геофизической, промыслово-гидродинамической) с учетом структурных уровней, на которых будет изучаться строение этого объекта.

В диссертационной работе осуществлена количественная оценка фильт-рационно-емкостной неоднородности залежи сеномана Ныдинской площади с помощью критериев, разработанных на кафедре геофизических исследований скважин ГАНГ им. И.М.Губкина (Нейман Е.А., Золоева Г.М. (1985 г.)).

Полученная информация использована в дальнейшем при решении задачи определения остаточных запасов газа и распределения их по площади изучаемой залежи.

В главе 3 изложена методика определения ФЕС и газонасыщенности пород-коллекторов сеномана по данным ГИС, приведены результаты оценки под-счетных параметров и фильтрационно-емкостной неоднородности в скважинах Ныдинской площади.

При выполнении исследований автор использовал методические разработки специалистов Главтюменьгеологии и ВПО Тюменгазпром (1984 г.).

Однако применение этой методики в водонасыщенной части разреза приводит к систематическому занижению коэффициентов открытой пористости.

При определении коэффициентов проницаемости коллекторов использованы петрофизические зависимости 1^щ,=/(Кпэ^) типа «керн-керн», получен-

Чф

ные (Ремеев О.А., Осторовская К.В., Такканд Э.П. и др. ,1984 г.) для сеноман-ских отложений Ныдинской площади для трех выделенных групп пород в изучаемом разрезе.

По данному алгоритму произведена количественная интерпретация данных ГИС в 47 скважинах Ныдинской площади.

Анализ полученных данных показал, что эффективные толщины коллекторов в разрезах скважин (НЭф) изменяются от 1.5 м до 80.9 м, коэффициенты открытой пористости от 0.280 до 0.348, коэффициенты газонасыщенности от 0.606 до 0.829, коэффициенты проницаемости от 60 до 4766 мД. Неоднородность по пористости изменяется в диапазоне от 0.014 до 0.072, по проницаемости - от 0.106 до 0.889.

Анализ вышеперечисленных параметров, полученных для отдельных циклов осадконакопления, позволил установить следующее. Наибольшие эффективные толщины наблюдаются в первом цикле осадконакопления. Лучшие фильтрационно-емкостные свойства и высокая газонасыщенность отмечены во втором цикле. Наиболее низкими величинами коллекторских свойств, газонасыщенности и малыми эффективными толщинами характеризуются породы

11

третьего цикла. Более подробная характеристика отдельных циклов осадкона-копления приведена в табл. 1.

Таблица 1.

Характеристика циклов осадконакопления.

Циклы осадконакопления 1 1 3 4 5

Диапазон изменения среднее значение «СП 0.243 - 0.661 0.397 0 137 - 0.752 0.441 0.166 - 0.752 0.392 0.205 - 0 879 0.451 0.187 - 0.858 0.587

Н,ф, м 1.5-25.4 15.5 1.5-256 9.8 2.0-20.4 9.4 0.3-22 8 12.4 1.3-227 10.4

к„ 0.281-0.343 0.311 0.284-0.391 0.321 0277-0.360 0.309 0 277-0.369 0.310 0287-0348 0.310

Кг 0.573-0.820 0.728 0.631-0.881 0.761 0.588-0.849 0.727 0 590-0 890 0.718 0.420-0.851 0.728

59.7-3771.8 882.0 70.4-5371.0 975.0 48.8-3334 4 634.3 47.2-4825 7 659.8 84 9-5600 6 706.0

Неоднородность к„ 0008-0.126 0.033 0.006-0.103 0.038 0.007-0.075 0.034 0 003-0.062 0.032 0СЮЗ-0.086 0.029

к, 0094-1 086 0.384 • 0 103-1.306 0.397 0091-1.294 0.455 0065-0.758 0.383 0025-0 886 0.327

Данные, полученные в результате количественной интерпретации ГИС, использованы в дальнейшем при построении геологической модели залежи и определении величин балансовых и остаточных запасов газа.

В главе 4 изложены результаты построения и анализа седиментационной и фильтрационно-емкостной геологической модели сеноманской продуктивной толщи на Ныдинской площади.

В целях детализации геологической модели, автором проведен предварительный анализ возможности выделения циклов осадконакопления по данным ГИС на изучаемом объекте. Поскольку геофизическая характеристика пород, характер ее изменения в разрезе является отражением в физических свойствах размерности обломков пород и их смены, это позволяет с некоторой долей условности выделять циклы осадконакопления по данным ГИС в комплексе с результатами исследования керна. Анализировались материалы по 47 скважинам, достаточно равномерно расположенным в пределах изучаемой площади. При

выделении циклов осадконакопления, за основу приняты принципы, сформулированные Карогодиным Ю Н. (1980г.)

Первый принцип для выделения циклов - направленность изменения гранулометрического состава пород от слоя к слою. Он отражается в физических свойствах и четко фиксируется геофизическими методами (ПС, методы кажущегося сопротивления, микрозонды, гамма-метод и др). Поскольку на диаграммах геофизических методов есть шкала, то направленность изменения гранулометрического состава от слоя к слою и ее характер можно оценить не только качественно, но и количественно, что дает возможность при массовом использовании этой методики воспользоваться компьютером.

Наиболее ярко первый принцип проявляется в методе ПС и, особенно, в первом цикле осадконакопления сеномана Ныдинской площади (нумерация циклов идет сверху вниз по разрезу) Во всех скважинах происходит постепенное опесчанивание пород от начала к концу цикла (снизу вверх по разрезу)

Следующие два принципа - непрерывность изменения свойств пород и характер границ разделов - отражаются в постепенных изменениях на кривых геофизических методов. Эти принципы тесно связаны между собой и с первым принципом. Непрерывность изменения литологического состава пород, то есть постепенный характер границ между слоями достаточно уверенно устанавливается по данным стандартного каротажа. На диаграммах ПС и методов кажущегося сопротивления, эти принципы проявляются в плавном отклонении кривых влево или вправо (в зависимости от характера направленности изменения гранулометрического состава). Примером, иллюстрирующим эти признаки, может служить первый цикл осадконакопления во всех скважинах, приведенных на рис.1

Четвертый принцип - двуединое или кратное двум строение цикла осад-конакопления. Данный принцип, как и предыдущие три, можно проследить по методам ГИС. Примером может служить любой из выделенных циклов осадко-накопления (рис. 1)

Из вышеизложенного следует, что данные геофизических методов позволяют выделять циклы осадконакопления в изучаемом разрезе. Установлено также, что здесь работают все четыре принципа выделения циклов осадконако-пления, сформулированные Карогодиным Ю.Н.. В результате проведенных исследований в разрезе сеномана Ныдинской площади были выделены пять циклов осадконакопления. Выделенные циклы достаточно хорошо прослеживаются в разрезах всех анализируемых скважин.

Анализ детальных корреляционных схем, построенных по четырем профилям, показал, что между песчаными пластами отсутствуют выдержанные по площади разделы, сложенные непроницаемыми породами-неколлекторами.

В целях изучения фильтрационно-емкостной неоднородности продуктивной толщи сеномана Ныдинской площади была проведена количественная оценка неоднородности разреза по пористости и проницаемости. Результаты расчетов параметра неоднородности для всего продуктивного разреза сеноман-ских отложений и для каждого цикла осадконакопления в отдельности показали, что неоднородность разреза по пористости изменяется в пределах от 0.014 до 0.072. Неоднородность разреза по проницаемости на порядок выше. Диапазон изменения данного параметра в отложениях сеноманского яруса составляет 0.106-0.889.

Более подробная информация о неоднородности разреза отдельных циклов осадконакопления по пористости и проницаемости приведена в табл. 1. Из данных табл. 1 следует, что наиболее однородным по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) является пятый цикл осадконакопления. Максимальные значения параметров неоднородности по ФЕС получены для разрезов второго и третьего циклов.

Крпвля сеноыана - Граница между цихлама осадконакоплсния

Первый никл осадконакоплсния 1 I Второй цикл осадконакогшенля I 1 Третий цикл осадаопакоппешм [. ...... .1 Четверныйциаосадконауошюния IЩЩ^ Пятый цикл осадконакоплсния

Рис. 1. Пример выделения циклов осадконакопления по методам стандартного комплекса ГИС (часть профиля 1-1).

Практический интерес представляет изучение взаимосвязей фильтраци-онно-емкостных свойств коллекторов и их продуктивности с неоднородностью. По результатам проведенных исследований установлено снижение коэффициентов открытой пористости, проницаемости и удельной продуктивности с увеличением неоднородности разреза по ФЕС для всех выделенных групп коллекторов (рис.2 - 4).

Рис. 2. Сопоставление коэффициентов пористости и неоднородности по пористости. 1 - коллекторы преимущественно II группы, 2 - коллекторы групп П+Ша, 3 - коллекторы преимущественно группы Шб.

1

РИ

0,9 « ♦ 1

0,9 • я * N • 2

N Ч • V »3

0,7 • ч

* * *ч

0,6 • ч Ч ♦ V V

0.5- Ч N ч * ч ч Ч N к Ч ч ч * ч 4 N * ч

0.4 • * • V \ , Ч ■ * Ч * • 4 ч ч ч

0.3- ■ X ч N ч Ч

0,2 X * X ч ^ ♦ ч% 4 «ч ч

0,1 ■

п

•

100 1000 Кпр. мД 10000

Рис. 3. Сопоставление коэффициентов проницаемости и неоднородности по проницаемости. 1 - коллекторы преимущественно II группы, 2 - коллекторы групп П+Ша, 3 - коллекторы преимущественно группы Шб.

Рис. 4. Сопоставление коэффициента удельной продуктивности и неоднородности по проницаемости. 1 - коллекторы групп П+Ша, 2 - коллекторы преимущественно III группы.

Наиболее высокие коллекторские свойства пород наблюдаются в центральной части Ныдинской площади. К периферии происходит закономерное снижение фильтрационно-емкостных свойств и газонасыщения. Хотя на западе отмечена зона с высокими значениями открытой пористости, проницаемости и газонасыщенности. Фильтрационно-емкостная неоднородность в центре залежи имеет сравнительно низкие значения, исключение составляют две области с несколько повышенными значениями неоднородности. В юго-восточной части отмечено резкое увеличение неоднородности по пористости и проницаемости.

Первый цикл осадконакопления характеризуется улучшенными коллек-торскими свойствами в центральной и западной частях Ныдинского поднятия. Разрез этого цикла осадконакопления в целом характеризуется довольно низкими значениями неоднородности по пористости и проницаемости. К юго-востоку происходит увеличение фильтрационно-емкостной неоднородности. В центральной части наблюдаются две области с повышенной неоднородностью разреза по ФЕС.

Во втором цикле осадконакопления улучшение коллекторских свойств также отмечено в центральной и западной частях поднятия. Центральная часть характеризуется в целом невысокой и средней неоднородностью. К юго-востоку наблюдается увеличение неоднородности.

Высокими значениями пористости, проницаемости и газонасыщенности в третьем цикле осадконакопления обладают коллекторы северной части поднятия, центральная часть характеризуется в среднем относительно не высокими значениями ФЕС и газонасыщенности. В этом цикле осадконакопления повышенная степень неоднородности по ФЕС характерна для центральной части, что связано с тонким переслаиванием пород-коллекторов и неколлекторов.

Для четвертого цикла осадконакопления характерно постепенное увеличение коллекторских свойств в направлении от юго-востока к центру и постепенное снижение на север поднятия. В этом цикле наблюдается относительно невысокая неоднородность по ФЕС, хотя в центре отмечена область максимальной фильтрационно-емкостной неоднородности.

Улучшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов пятого цикла наблюдается в центре, на западе и севере Ныдинской площади. Эта же части поднятия характеризуются невысокой и средней неоднородность по ФЕС.

Анализ вышеперечисленных карт, построенных для разреза в целом и для отдельных циклов осадконакопления показал, что характерной особенностью изучаемого продуктивного разреза является изменение эффективных толщин, песчанистости и ФЕС изучаемых пород на сравнительно коротких расстояниях. Это особенно проявляется в центральной части Ныдинского поднятия, которая в настоящее время является наиболее разбуренной.

В главе 5 изложена методика дифференцированной оценки геологических (балансовых) запасов газа объемным методом.

Дифференцированный подсчет запасов газа реализуется по завершении этапа промышленной разведки месторождения, после ввода объекта в разработку. Дифференциация запасов газа рекомендуется в основном для месторождений сложного строения уникальной (запасы более 500 млрд.м3) и крупной (запасы от 30 до 500 млрд.м3) групп. Для средней группы месторождений газа (запасы 10-30 млрд.м3) дифференцированный подсчет запасов газа не проводится.

Дифференцированный подсчет запасов предусматривает раздельную оценку запасов для пород-коллекторов, существенно различающихся по лито-логическому составу, фильтрационно-емкостным свойствам, степени неоднородности и добывным возможностям.

Необходимость проведения дифференцированного подсчета запасов газа диктуется широким распространением на многих газовых месторождениях пород-коллекторов неоднородного строения и зон различной продуктивности в них, обусловленными различными фильтрационно-емкостными свойствами. Промышленное освоение таких объектив вызывает определенные трудности, связанные с рациональным размещением эксплуатационных скважин, обеспечением наиболее полной выработки запасов углеводородного сырья при соблюдении рентабельности их освоения.

В этой связи для повышения точности подсчета извлекаемых запасов и получения надежной информации для построения модели залежи, составления технологической схемы и проекта разработки, а также для последующего анализа разработки, необходимо проводить дифференцированный подсчет запасов газа в неоднородных коллекторах с использованием данных о линейных запасах, начальном рабочем дебите скважин, величине депрессии на пласт и удельной продуктивности пластов.

Дифференциация запасов газа может быть проведена по категориям, пластам, газовой и газоводяной частям залежи, участкам залежи с однотипным разрезом, по типам коллекторов, по зонам различной продуктивности и т.п. Но особенно важен вопрос дифференциации запасов в связи с требованиями рационализации разработки.

Дифференцированный подсчет запасов проводят после построения геологической модели залежи, и он включает в себя следующие процедуры (Методическое руководство по подсчету запасов газа объемным методом. ОАО «Газпром», ОАО «ВНИИГАЗ», 2000 г.): корреляцию разрезов скважин, выделение коллекторов и определение их подсчетных параметров по материалам ГИС и испытаний скважин; разделение коллекторов на группы по ФЕС; геометризацию подсчетного объекта (построение структурных карт кровли и подошвы объекта, карт морфологии газожидкостного раздела, карт изопахит); детальную геометризацию эффективных толщин выделенных групп коллекторов в пределах залежи; технико-экономическую оценку продуктивности скважин (установление нижней границы экономически рентабельного дебита при заданной депрессии и нижней границы промышленного дебита, обеспечивающего эффективную разработку объекта).

Зональное строение сеноманской продуктивной толщи, сложное распределение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и эффективных толщин в объеме залежи оказывают заметное влияние на эксплуатационные характеристики различных зон единого объекта эксплуатации. При существующей технологии разработки газовых месторождений, запасы газа в низкопроницае-

мых коллекторах могут вырабатываться лишь частично. На завершающей стадии разработки газовых месторождений важно иметь информацию о том, где сосредоточены промышленно извлекаемые запасы. Для этого, на стадии подсчета или пересчета начальных геологических запасов, важно осуществить дифференцированный подсчет запасов газа с разделением последних на активные, малоактивные и пассивные.

Для разделения газонасыщенных пластов на пласты отдающие (активные) и не отдающие (пассивные) газ при заданной депрессии, вводится граничное значение удельной продуктивности пластов qrp в размерности тыс.м3/сут/на 1 м эффективной толщины при пересчете на 0.1 МПа величины депрессии. Для условий сеноманской залежи Ныдинской площади граничное значение удельной продуктивности qrp принято равным 0,1 тыс.м3/сут на 1 м при пересчете на 0.1 МПа депрессии.

Разделение пластов на активные и пассивные можно осуществить с помощью палетки зависимостей для разных величин эффективной пористости На рис. 5 приведена палетка, построенная для сеномана Ныдин-ской площади, где проведена линия граничного значения удельной продуктивности Цгр, параллельная оси абсцисс. Каждому значению соответствует граничное значение эффективной толщины, устанавливаемое по абсциссе точки пересечения Если анализируемый пласт при определенной величине имеет толщину менее граничной, он будет отнесен к категории пассивных. Пласты, отдающие газ, в свою очередь могут быть разделены на активные и малоактивные, различающиеся величинами удельной продуктивности и конечного коэффициента газоизвлечения.

В проводимых исследованиях к пластам-коллекторам, содержащим активные запасы, отнесены породы третьей литолого-петрофизической группы. Пласты, представленные породами второй литолого-петрофизической группы, были подразделены на коллекторы с малоактивными и пассивными запасами. Выделение последних осуществлялось с использованием палетки (рис. 5.).

Формула для расчета геологических запасов газа имеет следующий вид:

<Згеод= Р-Нэф-Кп-Кг (РнОя-РхО,;) /, (1)

где F -площадь газоносности. м2, НЭф - эффективная газонасыщенная толщина пласта, м; - коэффициент открытой пористости; - коэффициент газонасыщенности; Рн и Р, - соответственно начальное и конечное пластовое давление, атм; <!„ - начальная поправка за отклонение свойств природного газа от закона Бойля-Мариотта; а* - конечная поправка; / - поправка за температу--ру пласта.

В работе осуществлены расчеты удельных геологических и остаточных запасов газа, приходящегося на одну скважину, или один куст. Для определения площади газонасыщенности, F в уравнении (1), приходящихся на один куст или скважину, при расчетах был применен метод многоугольников. Он имеет преимущество перед картами изопахит на месторождениях, сложенных неоднородными коллекторами с сильной фациальной изменчивостью осадков, приводящей к резкому изменению толщин и коллекторских свойств на небольших участках ллощади

Параметры Цф-К^-Кг в уравнении (1) определялись по данным комплексной интерпретации методов ГИС. Принятые при расчетах значения РН=П3.5 атм, Р,=1.06 атм; ая=1.18 (до глубины -1100 м) и а„=1.19 (от -1100 м до ГВК); 0^=1,/=0.96 (до глубины -1100 м) и /=0.95 (от -1100 м до ГВК).

Рис. 6. Зависимость удельных продуктивностей пластов залежи сеномана Ныдинской площади от их толщин (цф_П - граница пассивных запасов, qгp_MA - граница малоактивных запасов, шифр Кп3^)? 1 - коллекторы II группы,

2 - коллекторы группы Ш-а, 3 - коллекторы группы Ш-б.

Расчет суммарного содержания газа в залежи (Огеод) а также величин активных малоактивных и пассивных запасов проводился по формулам:

РмА =

где ^ - удельные запасы газа, приходящиеся на одну скважину (или куст) и рассчитанные с учетом площади газоносности F по вышеописанному методу; Яал> Чма* Чш - удельные запасы газа, рассчитанные для пластов-коллекторов в разрезах скважин, содержащих соответственно активные, малоактивные и пассивные запасы.

По результатам проведенных расчетов площадь газоносности на Ныдин-ской площади составила 445.094 км2, суммарные геологические запасы газа 404887 млн.м3, из них на долю активных запасов приходится 311446млн.м3 (76.9 %), малоактивных - 50496 млн.м3 (12.5 %) и пассивных - 42945 млн.м3 (10.6%).

Для изучения распределения по площади залежи суммарных геологических, активных+малоактивных и пассивных запасов были построены соответствующие карты. Анализ этих карт показал, что максимальными геологическими запасами характеризуются западная, юго-восточная и северная части Ны-динского поднятия. Кажущееся снижение величины геологических запасов в центре Ныдинской площади связано с тем, что здесь на один куст эксплуатационных скважин приходится площадь газоносности намного меньшая, чем в ее периферийной, менее разбуренной части.

Карта распределения суммы активных и малоактивных запасов газа повторяет карту начальных геологических запасов. Так же, как и в предыдущем

случае, на западе, юго-востоке и севере расположены зоны с максимальными значениями суммы активных и малоактивных запасов. В северо-западной и северо-восточной частях отмечены зоны, где активные и малоактивные запасы отсутствуют.

Центральная часть Ныдинской площади характеризуется низкими величинами пассивных запасов. Это связано с тем, что в пределах данной зоны породы-коллекторы обладают улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Постепенное снижение коллекторских свойств и газонасыщенности к периферийным частям поднятия приводит к увеличению пассивных запасов на этих участках Ныдинской площади. Максимальными величинами пассивных запасов характеризуются северная и южная части изучаемого поднятия.

В главе 6 проведен анализ данных разработки и изложен предлагаемый способ оценки степени выработки запасов газа и определения остаточных про-мышленно извлекаемых запасов.

Анализ данных разработки сеноманской залежи Ныдинской площади позволяет сделать следующие выводы. На дату проводимых исследований наибольшее снижение пластового давления произошло в сводовой части Ныдин-

ского поднятия, где сосредоточены эксплуатационные скважины. Однако соот-Р

ношение остается выше минимальной величины, при которой завершает-

^мип

ся разработка сеноманской залежи месторождения Медвежье. Наименьшее снижение пластового давления наблюдается в северной части Ныдинской площади (в районе расположения скв. 9), на юго-востоке (вблизи скв. 39) и к северо-западу от скв. 77. На вышеуказанных участках Ныдинского поднятия наблюдается минимальный подъем ГВК - менее 5 - 10м.

Оценку степени выработки запасов газа можно осуществить, сравнивая величины начальных геологических запасов и накопленной добычи Однако, для большинства эксплуатационных скважин Ныдинской площади накопленная добыча газа существенно превышает расчетную величину начальных удельных геологических запасов. Фактический коэффициент газоизвлече-

ния в таких скважинах изменяется в пределах от 1.16 до 5.6. Последнее свидетельствует о том, что на Ныдинской площади дренированием охвачена вся залежь. В этой связи, при расчетах остаточных запасов были проанализированы группы близко расположенных скважин. Всего нами было выделено 7 групп.

Чтобы оценить, как участвовали в выработке запасов отдельные зоны Ныдинской площади, была выбрана следующая схема расчетов. Во-первых, исходили из того, что отдают газ только коллекторы с активными и малоактивными запасами. Пласты, содержащие пассивные запасы не участвуют в разработке залежи.

Во вторых, для скважин или кустов, где были получены аномально высокие коэффициенты газоотдачи, при расчетах извлеченных запасов приняли максимально возможные величины коэффициентов газоизвлечения. В соответствии с зависимостью, приведенной в Методическом руководстве по дифференцированному подсчету запасов (2000 г.), максимальный коэффициент газоизвлечения при газовом режиме разработки залежи для активных запасов сено-мана месторождения Медвежье, составляет 1.0, для малоактивных - 0.45. Для скважин, содержащих в разрезе активные и малоактивные запасы, коэффициент газоотдачи рассчитывали с учетом доли этих запасов в суммарной величине

л А+МА

Выбор максимально возможных величин коэффициентов газоотдачи был •обоснован тем, что, во-первых, выработка запасов газа в эксплуатационных скважинах, расположенных в сводовой части Ныдинского поднятия, длительное время осуществлялась на газовом режиме, во-вторых, сеноманская залежь изучаемого месторождения в настоящее время находится в конечной стадии разработки.

Таким образом, для добывающих скважин величины извлеченных запасов рассчитаны с учетом максимально возможных для их разрезов коэффициентов газоизвлечения. Излишки накопленной добычи, полученные в добывающих скважинах, были распределены с учетом эффективных толщин, ФЕС по-

род и неоднородности разрезов по проницаемости среди ближайших скважин, не участвовавших в эксплуатации залежи (находящихся в консервации).

Остаточные запасы газа рассчитывались как разность между геологическими и извлеченными запасами. Поскольку суммарные геологические запасы содержат в себе пассивные запасы газа, расчет остаточных промышленно извлекаемых запасов газа осуществлен по разности между и

пассивными запасами.

Полученные расчетные величины коэффициентов газоизвлечения в анализируемых скважинах изменяются в пределах от 0.09 до 1.0. Для большей части добывающих скважин он выше 0.8 - 0.9. Сравнительный анализ величин свидетельствует о том, что в разработку могла быть включена и часть пассивных запасов. Возможно, при расчетах следовало учесть и их долю участия с коэффициентом газоизвлечения 0.17 (Методическое руководство по дифференцированному подсчету запасов, 2000 г.).

Анализ величин суммы остаточных активных+малоактивных запасов свидетельствует о том, что большая часть промышленно извлекаемых запасов к настоящему времени выработана. Наиболее высокие цифры получены

для кустов добывающих скважин 23k и 25k (рис. 6). Слабо выработаны активные запасы в районе расположения скважин 9,39 и 77.

В качестве альтернативного варианта расчета остаточных запасов был выбран следующий. В соответствии с рекомендациями Методического руководства по дифференцированному' подсчету запасов (2000 г.) конечная газоотдача на месторождении Медвежье оценивается равной 0.83. Эта величина была принята в качестве константы во всех изученных скважинах при расчетах извлеченных запасов.

Рис. 6. Карта остаточных активных+малоактивных запасов газа (первый вариант,

По результатам двух вариантов расчетов наиболее высокие величины остаточных активных и малоактивных запасов сосредоточены в западной части Ныдинской площади в районе скважин 77 и 25k и к югу от них, а также в юго-восточной области в районе скважин 12 и 39. В сводовой части недостаточно выработаны запасы в районе кустов 23k и 24к В центральной и южной частях Ныдинского поднятия выделяются значительные зоны, где отсутствуют про-мышленно извлекаемые запасы р0сг1А+М^ (рис.7).

Существенное различие при расчетах остаточных активных и малоактивных запасов по первому и второму вариантам наблюдается в северной части Ныдинского поднятия. При первом варианте в районе скв. 9 сосредоточены значительные промышленно извлекаемые остаточные запасы Во втором варианте, наоборот, северная часть выработана практически полностью.

Для оценки остаточных запасов, по мнению автора, более предпочтителен первый вариант расчетов, поскольку он позволяет проводить дифференцированную оценку остаточных запасов с учетом свойств коллекторов в разрезах скважин. Поэтому при выборе мест заложения новых эксплуатационных скважин след>ет ориентироваться на карту остаточных запасов полученную при первом варианте расчетов (рис. 6).

Подводя итог, следует отметить, что наиболее перспективными областями для бурения новых добывающих скважин являются западная и юго-восточная части Ныдинского поднятия, где высоки величины остаточных активных и малоактивных запасов. В районе скважин 77 и 25k высоки эффективные толщины и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, неоднородность по ФЕС характеризуется низкими значениями.

Другая область, заслуживающая внимания специалистов по разработке месторождения, расположена на север от скв.6, где по данным двух вариантов расчетов имеется зона с повышенными остаточными запасами.

В заключении работы отмечается, что на изучаемом месторождении существует ряд объективных причин, затрудняющих достоверное определение остаточных запасов и распределение их в объеме залежи по данным ГИС. Воз-

можна только ориентировочная оценка. Среди основных причин можно назвать концентрацию добывающих скважин в центральной части залежи и наличие хорошей гидродинамической связи песчаных прослоев, как по разрезу, так и по площади, что в конечном итоге привело к значительному превышению накопленной добычи газа над величинами начальных удельных балансовых запасов в добывающих скважинах.

Расчетные коэффициенты газоизвлечения у большей части эксплуатационных скважин превысили величины 0.8 - 0.9. Предложенный способ оценки позволяет учесть ФЕС коллекторов в разрезах скважин и получить более точную оценку степени газоизвлечения и величины остаточных запасов.

Изучение распределения по площади остаточных активных и малоактивных запасов газа показало наличие в центральной и южной части Ныдинского поднятия обширных зон, где эти запасы полностью выработаны. Значительная доля невыработанных активных запасов сосредоточена в западной, юго-восточной части залежи и на севере в районе скв. 9.

Наиболее благоприятные зоны для бурения новых эксплуатационных скважин находятся: в районе скв. 77 и к югу от нее; между скважинахми 12, 39 и 44; в северной части между скважинами 6 и 9. На этих участках достаточно высоки величины эффективных толщин, пористости и газонасыщенности, что позволяет ожидать хороших дебитов газа.

Основные результаты работы.

1. В разрезе изучаемой продуктивной толщи на основе литолого-фациального анализа данных методов ГИС и результатов исследований керна выделены пять циклов осадконакопления, что позволило усовершенствовать методику детальной корреляции этих отложений.

2. Детальная корреляция разрезов скважин, выполненная по четырем профилям, показала отсутствие между песчаными пластами четко выраженных протяженных разделов, сложенных непроницаемыми породами. В процессе разработки залежи это обстоятельство способствова-

ло притоку газа из отдаленных зон к добывающим скважинам, расположенным в сводовой части Ныдинского поднятия.

3. Установлено снижение ФЕС коллекторов и продуктивности скважин с увеличением неоднородности разреза по пористости и проницаемости.

4. По данным ГИС для изучаемого разреза в целом и для отдельных циклов осадконакопления построены карты изменения по площади под-счетных параметров, проницаемости и неоднородности по ФЕС, позволившие уточнить геологическую модель залежи сеномана на Ны-динской площади.

5. Разработан алгоритм дифференцированного подсчета геологических запасов газа объемным методом в отложениях сеномана Ныдинской площади. Определены величины активных, малоактивных и пассивных запасов, изучено их распределение по площади залежи.

6. Разработан способ оценки степени выработанности и величины остаточных промышленно извлекаемых запасов газа и изучено распределение активных+малоактивных запасов в объеме залежи Ныдинского поднятия.

7. Подготовлены рекомендации для бурения новых добывающих скважин.

Публикации.

1. Золоева Г.М., Алтухов Е.Е., Бугрова Е.Р., Хохлова М.С. Методика количественной оценки подсчетных параметров в сложных карбонатных коллекторах нижнепермских отложений Западного Башкортостана. XVI Губкинские чтения. М. РГУ. 2002 г.

2. Золоева Г.М., Хохлова М.С. Определение степени выработанности и величины остаточных запасов газа на Ныдинской площади месторождения Медвежье. // Нефть, газ и бизнес. 2004 г. № 3.

3. Хохлова М.С. Выделение циклов осадконакопления по данным ГИС (на примере Ныдинской площади Медвежьего месторождения). // XVI Губкинские чтения. М. РГУ. 2002 г.

4. Хохлова М.С. Выделение циклов осадконакопления по данным ГИС в отложениях сеномана. М.: ВНИИГазпром. (в печати).

5. Хохлова М.С. Дифференцированный подсчет запасов газа на Ныдинской площади месторождения Медвежье. М.: деп. в ВИНИТИ. № 826-В2004 17.05.2004.

6. Хохлова М.С. Изучение влияние геологической неоднородности на фильтрационно-емкостные свойства и продуктивности коллекторов се-номанской толщи Ныдинской площади. М.: деп. в ВИНИТИ. № 827-В2004 17.05.2004.

Отпечатано на ризографе в ОНТИ ГЕОХИ РАН Тираж 100 экз.

# 1 6 00 9

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Хохлова, Мария Сергеевна

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКА СЕНОМАНСКОЙ ПРОДУКТИВНОЙ ЗАЛЕЖИ НА НЫДИНСКОЙ ПЛОЩАДИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ.

1.1. Общие сведения о продуктивной толще месторождения Медвежье.

1.2. Характеристика пород сеноманских отложений по данным литолого-петрографических и петрофизических исследований.

Глава 2. СОЗДАНИЕ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Общие положения.

2.2. Исходная информация для построения модели залежи.

2.3. Этапы построения модели залежи.

2.4. Детальная корреляция разрезов скважин. Выделение циклов осадконакопления по данным ГИС.

2.4.1. Природа возникновения цикличности.

2.4.2. Классификация циклитов.

2.4.3. Методика изучения цикличности.

2.4.4. Принципы выделения циклитов.

2.5. Изучение геологической неоднородности продуктивного разреза по данным ГИС.

2.5.1. Характеристика и классификация геологической неоднородности.

2.5.2. Способы оценки и количественная оценка геологической неоднородности.

Глава 3. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ СЕНОМАНА ПО ДАННЫМ ГИС.

3.1. Петрофизическое обоснование методики определения фильтрационно-емкостных свойств и газоносности коллекторов сеномана.

3.2. Результаты определений подсчетных параметров, проницаемости и неоднородности по ФЕС в отложениях сеномана Ныдинской площади.

Глава 4. МОДЕЛЬ СЕНОМАНСКОЙ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ

НЫДИНСКОЙ ПЛОЩАДИ.

4.1 Выделение циклов осадконакопления в отложениях сеномана Ныдинской площади по геолого-геофизическим данным.

4.2. Геологическая неоднородность продуктивного разреза сеномана и ее влияние на фильтрационно-емкостные свойства и продуктивность коллекторов.

4.3. Характеристика геологической модели продуктивной толщи сеномана на Ныдинской площади.

Глава 5. ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫЙ ПОДСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ ГАЗА.

5.1. Основные положения.

5.2. Дифференцированный подсчет геологических запасов газа залежи сеномана на Ныдинской площади.

Глава 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ВЫРАБОТАННОСТИ И ВЕЛИЧИНЫ ПРОМЫШЛЕННО-ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА НА ЗАВЕРШАЮЩЕМ ЭТАПЕ РАЗРАБОТКИ.

6.1. Анализ данных разработки сеноманской залежи Ныдинской площади месторождения Медвежье.

6.2. Оценка величины промытленно извлекаемых запасов газа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка остаточных извлекаемых запасов газа на крупных месторождениях по комплексу геофизических и промысловых данных"

Актуальность темы. В настоящее время более 60 % добываемого газа в России получают из месторождений, расположенных на севере Тюменской области. Одним из первых здесь введено в разработку Медвежье газовое месторождение (1972 г.), продуктивная залежь которого приурочена к сеноманскому ярусу верхнего мела.

Особенности строения сеноманской залежи месторождения Медвежье, условия освоения и технология разработки являются типичными для многих залежей данного региона. Поэтому исследования, выполняемые на примере месторождения Медвежье и направленные на повышение эффективности его разработки, являются актуальными.

Другой особенностью изучаемого месторождения является вступление сеноманской залежи в завершающую стадию разработки. На данном этапе разработки представляет интерес выявление, как величины остаточных запасов газа, так и распределение их в объеме залежи.

При существующей технологии разработки газовых месторождений на начальной стадии наиболее активно отрабатываются однородные коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Из неоднородных коллекторов с ухудшенными ФЕС при разработке отбирается лишь часть запасов газа. На завершающем этапе разработки возникают сложности с определением мест заложения новых эксплуатационных скважин. Особенно остро эта проблема стоит на газовых месторождениях, связанных с неоднородными коллекторами. Здесь в первую очередь необходимо выделить зоны с высокими промышленно извлекаемыми остаточными запасами газа. То есть предварительно должна быть осуществлена дифференциация запасов на активные, малоактивные и пассивные.

В газовой промышленности сравнительно недавно проводятся работы по дифференцированному подсчету газа. Подготовлено соответствующее методическое руководство [29] и апробация его на конкретном примере может внести существенный вклад в практику применения этого метода.

Целью данной работы является разработка методики определения по данным комплекса геолого-геофизических и гидродинамических исследований степени выработанности запасов газа, величины и распределения в объеме залежи промышленно извлекаемых запасов.

Основные задачи исследований.

1. Усовершенствование методики детальной корреляции разрезов скважин на основе литолого-фациального анализа данных ГИС.

2. Построение модели залежи по данным ГИС с учетом фильтрационно-емкостной неоднородности.

3. Разработка алгоритма для выделения в разрезах скважин пластов-коллекторов с активными, малоактивными и пассивными запасами газа. Дифференцированный подсчет балансовых запасов газа объемным методом.

4. Изучение распределения в объеме залежи активных, малоактивных и пассивных запасов газа.

5. Оценка степени выработанности и величины остаточных промышленно извлекаемых запасов газа.

6. Подготовка рекомендаций по оптимальному размещению новых эксплуатационных скважин.

Научная новизна состоит в следующем:

1. В сеноманской толще Ныдинской площади по комплексу геолого-геофизических данных выделены пять циклов осадконакопления, с помощью которых осуществлена детальная корреляция изучаемого разреза.

2. Усовершенствована методика дифференцированного подсчета геологических запасов газа и выполнен расчет активных, малоактивных и пассивных запасов в отложениях сеномана Ныдинской площади, изучено распределение их в объеме залежи.

3. предложен способ оценки степени выработанности и остаточных промышленно извлекаемых запасов газа на длительно разрабатываемых месторождениях.

Практическая ценность работы заключается в следующем.

1. Усовершенствована методика корреляции разрезов скважин, позволившая уточнить детальную геологическую модель изучаемого месторождения.

2. Выделены зоны с высокими остаточными промышленно извлекаемыми запасами газа, эксплуатация которых позволит осуществить более эффективную доразработку месторождения и повысить коэффициент газоизвлечения.

3. Разработанный способ дифференцированного подсчета остаточных запасов газа и оценки степени выработанности залежи с учетом фильтрационной неоднородности продуктивного разреза может быть использован и на других газовых месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки.

Апробация разработанных методик и алгоритмов осуществлялась при выполнении научно-исследовательских работ по теме «Методика оценки по данным ГИС степени выработки запасов газа и определения участков с высоким остаточным газонасыщением», проводившихся в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по заданию ОАО «Газпром» в 2002-2003 гг.

Полученные в диссертации результаты докладывались на XVI Губкинских чтениях. М. РГУ. 2002 г. и опубликованы в трех научных статьях.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав и заключения. Содержит 140 страницы машинописного текста, включая 49 рисунка, 13 таблиц. Список литературы содержит 46 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Хохлова, Мария Сергеевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных работ можно сделать следующие выводы.

1. На изучаемом месторождении существует ряд объективных причин, затрудняющих достоверное определение остаточных запасов и распределение их в объеме залежи по данным ГИС. Возможна только ориентировочная оценка. Среди основных причин можно назвать концентрацию добывающих скважин в центральной части залежи и наличие хорошей гидродинамической связи песчаных прослоев, как по разрезу, так и по площади, что в конечном итоге привело к значительному превышению накопленной добычи газа над величинами начальных удельных балансовых запасов в добывающих скважинах.

Расчетные коэффициенты газоизвлечения у большей части эксплуатационных скважин превысили величины 0.8 - 0.9. Предложенный способ оценки Кизв позволяет учесть ФЕС коллекторов в разрезах скважин и полу чить более точную оценку степени газоизвлечения и величины остаточных запасов.

2. Изучение распределения по площади остаточных активных и малоактивных запасов газа показало наличие в центральной и южной части Ныдинского поднятия обширных зон, где эти запасы полностью выработаны. Значительная доля невыработанных активных запасов сосредоточена в западной, юго-восточной части залежи и на севере, в районе скв. 9.

3. Наиболее благоприятные зоны для бурения новых эксплуатационных скважин находятся: в районе скв. 77 и к югу от нее; между скважинами 12, 39 и 44; в северной части между скважинами 6 и 9. На этих участках достаточно высоки величины эффективных толщин, пористости и газонасыщенности, что позволяет ожидать хороших дебитов газа.

Основные научные результаты:

1. В разрезе изучаемой продуктивной толщи на основе литолого-фациального анализа данных методов ГИС и результатов исследований керна выделены пять циклов осадконакопления, что позволило усовершенствовать методику детальной корреляции этих отложений.

2. Детальная корреляция разрезов скважин, выполненная по четырем профилям, показала отсутствие между песчаными пластами четко выраженных протяженных разделов, сложенных непроницаемыми породами. В процессе разработки залежи это обстоятельство способствовало притоку газа из отдаленных зон к добывающим скважинам, расположенным в сводовой части Ныдинского поднятия.

3. Установлено снижение ФЕС коллекторов и продуктивности скважин с увеличением неоднородности разреза по пористости и проницаемости.

4. По данным ГИС для изучаемого разреза в целом и для отдельных циклов осадконакопления построены карты изменения по площади подсчетных параметров, проницаемости и неоднородности по ФЕС, позволившие уточнить геологическую модель залежи сеномана на Ныдинской площади.

5. Разработан алгоритм дифференцированного подсчета геологических запасов газа объемным методом в отложениях сеномана Ныдинской площади. Определены величины активных, малоактивных и пассивных запасов, изучено их распределение по площади залежи.

6. Разработан способ оценки степени выработанности и величины остаточных промышленно извлекаемых запасов газа и изучено распределение активных+ малоактивных запасов в объеме залежи Ныдинского поднятия.

7. Подготовлены рекомендации для бурения новых добывающих скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Хохлова, Мария Сергеевна, Москва

1. Балуховский Н.Ф. Геологические циклы. Киев: Наукова думка. 1966 г. 168 стр.

2. Большая советская энциклопедия. М.: Советская энциклопедия. 1974 г. т. 16.

3. Ботвинкина JI.H. Методическое руководство по изучению слоистости. М.: Наука. 1965 г. 259 стр.

4. Гайдебурова Е.А., Карогодин Ю.Н. Методика выделения циклитов с использованием промыслово-геофизических данных. // Прикладные вопросы литостратиграфии. Новосибирск: Наука. 1980 г. 31-49 стр.

5. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Недра. 1985 г. 277 стр.

6. Дафф П., Халлам А., Уолтон Э. Цикличность осадконакопления. М.: Мир. 1971 г. 284 стр.

7. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра. 1982 г. 448 стр.

8. Денисов С.Б. Построение детальных геологических моделей нефтяных месторождений. /У Геофизика. 1998 г. № 1. 45-57 стр.

9. Денисов С.Б., Изотова Т.С., Стрельченко В.В. Генетические принципы классификации коллекторов при определении их фильтрационно-емкостных свойств. // Геология нефти и газа. 1990 г. № 1. 27 29 стр.

10. Иванов Г.А. Угленосные формации. Л.: Наука. 1967 г.

11. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтепромысловая геология. М.: Недра. 2000 г. 414 стр.

12. Изотова Т.С., Денисов С.Б., Венделыитейн Б.Ю. Седиментологический анализ данных промысловой геофизики. М.: Недра. 1993 г. 174 стр.

13. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра. 1980 г. 301 стр.

14. Информационный отчет «Подсчет запасов свободного газа в сеноманской залежи Медвежьего месторождения объемным методом» к/д 12-92 этап 1 и 1.6.20 стр.

15. Карогодин Ю.Н. Понятия и термины седиментационной цикличности. Новосибирск: Институт геологии и геофизики СОАНСССР. 1978 г. 48 стр.

16. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. М.: Недра. 1974 г. 177 стр.

17. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра. 1980 г. 242 стр.

18. Карогодин Ю.Н., Гайдебурова Е.А. Системные исследования слоевых ассоциаций нефтегазоносных бассейнов. Новосибирск: Наука. 1985 г. 112 стр.

19. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М.: ГКЗ СССР. 1984 г. 8 стр.

20. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М. Проект. 2002 г. 8 стр.

21. Кулинкович А.Е., Кожевников Д.А. Циклостратиграфический анализ осадочных бассейнов по данным геофизических исследований скважин. // Геофизика. 1998 г. № 3. 39-51 стр.

22. Цитологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа. / Бадабаглы В.А., Изотова Т.С., Карпенко И.В., Кучерук Е.В. М.: Недра. 1988 г. 256 стр.

23. Максимов С.П., Кунин Н.Я., Сардонников Н.М. Цикличность геологических процессов и проблема нефтегазоносности. М.: Недра. 1977 г. 280 стр.

24. Методическое руководство по подсчету7 запасов газа объемным методом. ОАО «Газпром», ОАО «ВНИИГАЗ». М. 2000 г. 41 стр.

25. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра. 1988 г. 260 стр.

26. Отчет «Подсчет запасов газа Медвежьего месторождения (сеноманские отложения) по материалам бурения скважин и промышленной эксплуатации (по состоянию на 01.01.1984 г.)». Ремеев O.A., Осторовская К.В., Такканд Э.П. и др. Надымгазпром.

27. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. М, Гостоптехиздат, 1961. 570 стр.

28. Плотников A.A. Регламентирующие основы дифференциации запасов газа. // Газовая промышленность. 2000 г. № 1. стр. 12 14.

29. Плотников A.A., Пономарев В.А., Рыжов А.Е. Обоснование критериев дифференциации запасов газовых залежей. // Газовая промышленность. 1995 г. № 2. 28-29стр.

30. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука. 1995 г. 523 стр.

31. Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа месторождений Крайнего Севера. М.: Наука. 1996 г. 415 стр.

32. Справочник по литологии. / под ред. Вассоевича Н.Б., Либровича В.Л., Логвиненко Н.В., Марченко В.И. М.: Недра. 1983 г. 509 стр.

33. Стасенков B.B. Климушин И.М., Бреев В.А. Методы изучения геологической неоднородности нефтяных пластов. М.: Недра. 1972 г.

34. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М.: Недра. 1985 г. 167 стр.

35. Технологии разработки крупных газовых месторождений. / Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А. и др. М.: Недра. 1990 г. 302 стр.

36. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра. 1990 г. 266 стр.

37. Успенская Н.Ю. Ритмичность седиментации как важный фактор распределения нефти и газа в стратиграфическом разрезе платформ. // Генезис и классификация осадочных пород. М.: Наука. 1968 г.

38. Хохлова М.С. Выделение циклов осадконакопления по данным ГИС (на примере Ныдинской площади Медвежьего месторождения). // XVI Губкинские чтения. М. РГУ. 2002 г.

39. Хохлова М.С. Выделение циклов осадконакопления по данным ГИС в отложениях сеномана. М.: ВНИИГазпром. (в печати).

40. Хохлова М.С. Дифференцированный подсчет запасов газа на Ныдинской площади месторождения Медвежье. М.: деп. в ВИНИТИ. № 826-В2004 17.05.2004.

41. Хохлова М.С. Изучение влияние геологической неоднородности на фильтрационио-емкостные свойства и продуктивности коллекторов сеноманской толщи Ныдинской площади. М.: деп. в ВИНИТИ. № 827-В2004 17.05.2004.