Оценка проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований

Воробьев, Владимир Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Оценка проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований"

На правах рукописи

ВОРОБЬЕВ Владимир Сергеевич

ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЕСЧАНИКОВ ВЕНДА ПОДАННЫМ ГИС И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ (на примере месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО)

25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

НОВОСИБИРСК, 2011

005006214

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС»)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Мельников Николай Владимирович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Шемин Георгий Георгиевич

кандидат геолого-минералогических наук Дорогиницкая Лидия Михайловна

Ведущая организация: ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень

Защита диссертации состоится 15 декабря 2011 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета К 216.014.01 в Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС»).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «СНИИГГиМС».

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67, ФГУП «СНИИГГиМС», ученому секретарю диссертационного совета. Факс (383) 221-49-47 e-mail: predel@sniiggims.ru

Автореферат разослан 15 ноября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геол.- минерал, наук

Е.А. Предтеченская

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследования являются терригенные отложения пластов В5, Вю и В13 вендского нефтегазоносного комплекса основных месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской нефтегазоносных областей (НГО) для оценки проницаемости пород по данным ГИС и петрофизиче-ских исследований.

Актуальность работы. Проницаемость пород-коллекторов является одним из основных параметров, определяющих величину притока флюидов из пласта в скважину и, следовательно, особенности эксплуатации месторождений нефти и газа. Научно обоснованный прогноз обеспечивает достоверность гидродинамического моделирования и составления технических документов по эксплуатации месторождения. Большинство методик либо не способны обеспечить высокую точность оценки проницаемости терригенных пород в связи с высокой степенью литологической изменчивости, либо требуют привлечения современных геофизических методов, проводящихся лишь во вновь пробуренных скважинах, и глубоких петрофизических исследований керна. Для выполнения корректной оперативной оценки проницаемости необходимо совершенствование методов ее прогноза.

Цель работы - повысить точность оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости путем модификации методики оценки проницаемости по данным ГИС и петрофизических исследований керна скважин.

Научная задача - усовершенствование методики оценки и прогноз проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований керна.

Этапы исследования:

1. Провести анализ современных методов оценки проницаемости терригенных пород.

2. Модифицировать методику оценки проницаемости на основе интерпретации данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна, применительно к породам с высокой степенью литологической изменчивости.

3. Создать геолого-статистические модели проницаемости терригенных пластов месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО.

4. Выделить зоны развития улучшенных коллекторов на основе анализа проницаемости пород и районирования вендского комплекса Ковыктинско-го ГКМ.

Фактический материал и методы исследования. При проведении исследований фактическими данными служили диаграммы ГИС, описание кернового материала, данные фильтрационно-емкостных свойств и вещественного состава пород, результаты испытания скважин. В основу работы положены результаты петрофизических исследований керна (36286 определений пористости и проницаемости) и данные ГИС по 257 скважинам Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений. Создание геолого-статистических моделей проницаемости, отражающих структурные и текстурные особенности горных пород, осуществлялось с использованием методов интерпретации промыслово-геофизических

и эксплуатационных данных, корреляции разрезов, построения структурных карт, петрофизических исследований керна. В процессе выполнения работы широко применялись методы математической статистики и решения систем нелинейных уравнений.

Научные положения, выносимые на защиту

1. Методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.

Предлагаемый подход основан на комплексировании данных ГИС (ГК, НГК, АК) и петрофизических исследований керна с дальнейшим построением модели проницаемости продуктивных пластов на базе многомерной статистической зависимости КпР=^Диу, ДЛпу, ДТ). Оценка проницаемости на основе использования многомерной статистической зависимости КлР=^у, ДЛпу, ДТ) обеспечивает высокую точность прогноза на завершающих стадиях ГРР. Ошибка оценки проницаемости не превышает 30-40%. Максимальная погрешность метода свойственна коллекторам VI класса (по А.А. Ханину).

2. Геолого-статистические модели проницаемости продуктивных отложений месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО.

Для пластов В5, Вю и В13 Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктин-ского и Чаяндинского месторождений построены карты параметров 1д(КпрИ(ДЛ, ДЛпу), 1д(КпРИ(Д^, ДТ) и 1д(Кг,рИ(ДиПу, АТ) по классам «коллектор» и «неколлектор». Анализ геолого-статистических моделей позволяет оценить влияние процессов глинизации, карбонатизации и сульфати-зации порового пространства, широко проявившихся в терригенных отложениях осадочных комплексов Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, на величину проницаемости пород.

3. Районирование продуктивных отложений и выделение зон развития улучшенных коллекторов Ковыктинского месторождения.

Характерной особенностью геологического строения Ковыктинского месторождения является высокая степень изменчивости фильтрационных свойств, обусловленная широким развитием вторичных процессов и литологической неоднородностью. Зоны развития улучшенных коллекторов пласта П2 парфеновского продуктивного горизонта (пласт В5) тяготеют к центральной части месторождения. Улучшенные коллекторы пласта П1 располагаются в южных и юго-восточных районах Ковыктинского месторождения.

Научная новизна, личный вклад

- На основе данных ГИС и петрофизических исследований керна разработана методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.

- Созданы геолого-статистические модели проницаемости терригенных продуктивных отложений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, позволяющие оценить фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах и интенсивность развития процессов вторичного преобразования пород.

- На основе анализа данных по пористости, проницаемости, эффективным толщинам, песчанистости и расчлененности пород выполнено районирова-

ние вендского комплекса Ковыктинского ГШ, выделены зоны развития улучшенных коллекторов и даны рекомендации по доразведке залежи.

Практическая значимость работы

- Разработанная методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости на основе данных ГИС и петрофизических исследований керна может эффективно применяться для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.

- Для Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений созданы геолого-статистические модели проницаемости, использование которых позволяет с высокой точностью оценивать фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах.

- Выделены участки Ковыктинского ГКМ, рекомендуемые к доразведке.

Апробация работы. Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на научных конференциях: Международные научно-практические конференции «Геомодель - 2008, 2009, 2010, 2011» (г. Геленджик, 2008, 2009, 2010, 2011), Всероссийская конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (г. Москва, 2011).

Основные результаты отражены в научно-исследовательских отчетах, выполненных ФГУП «СНИИГГиМС» в рамках договоров с ОАО «Газпром», ОАО «Якутгазпром» и ФГУП «ВНИГНИ».

По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, из них 2 - в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из пяти глав, введения, заключения, содержит 147 страниц текста, 79 рисунков и 3 таблицы. Список использованной литературы включает 125 наименований.

Работа выполнена в отделах геологии и нефтегазоносное™ Сибирской платформы и геолого-математического моделирования ФГУП «СНИИГГиМС».

Большую помощь в подготовке диссертации оказали замечания, советы и консультации О.О. Абросимовой, С.В. Воробьева, A.A. Вымятнина,

A.B. Мигурского, С.А. Моисеева, Е.А. Предтеченской, В.И. Самойловой,

B.C. Старосельцева, Л.С. Черновой. Автор выражает им искреннюю признательность.

Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Н.В. Мельникову.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. ГЕОЛОГИЯ 1.1. Стратиграфия

Осадочный чехол Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, в основном, сложен отложениями рифея, венда и кембрия. Ограниченно распространены породы ордовика, силура, верхнего палеозоя и мезозоя. Строение чехла осложнено пластовыми интрузиями долеритов толщиной до 150 м. Общая толщина осадочного чехла изменяется от 1,6 км в при-сводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы до 3 км и более на ее склонах и в центральной части Ангаро-Ленской ступени.

Строение терригенного нефтегазоносного комплекса венда в значительной степени осложнено широким развитием региональных стратиграфических несогласий, обусловленных неоднократным проявлением перерывов в процессе осадконакопления, сопровождавшихся денудацией ранее сформировавшихся отложений. Большинство залежей нефти и газа связаны с постперерывными отложениями пачек пластов В5, Вю и В13, характеризующихся улучшенными коллекгорскими свойствами.'

Автором использован вариант стратиграфической схемы венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы, утверходенной МСК в 1989 г. Согласно данной схеме, выделяются донепские отложения и три региональных горизонта комплексного обоснования (снизу-вверх): не-пский, тирский и даниловский.

1.2. Тектоника

В строении осадочного чехла платформы выделяют три структурных этажа: нижний, соответствующий кристаллическому фундаменту архейского и протерозойского возраста, средний, включающий отложения ри-фейского комплекса, и верхний, в состав которого входят платформенные отложения венда и кембрия.

В структурно-тектоническом отношении исследуемая территория относится к Непско-Ботуобинской антеклизе и Ангаро-Ленской ступени верхнего структурного этажа Лено-Тунгусской НГП.

Непско-Ботуобинская антеклиза занимает площадь 235 тыс. км2. В сводовой ее части поверхность фундамента поднимается до абсолютных отметок минус 1,2 км, а на контуре погружается до минус 2,5-3 км. Антеклиза ограничена, большей частью, изогипсой минус 2000 м, хотя в целом её граница имеет пликативно-дизъюнктивный характер. Восточная граница структуры осложнена системами грабенов и горстов с высокими амплитудами смещения. Непско-Ботуобинская антеклиза осложнена двумя положительными структурами I порядка (Непский свод и Мирнинский выступ), тремя положительными структурами I! порядка (Умоткинский и Ал-тыбский структурные мысы и Усть-Кутское куполовидное поднятие).

Ангаро-Ленская ступень занимает площадь 225 тыс. км2 и располагается к юго-западу от Непско-Ботуобинской антеклизы, с которой граничит по изо-гипсе минус 2000 м. На северо-западе и западе она офаничена Присаяно-Енисейской синеклизой по изогипсе минус 2500 м, на востоке - Предпатом-ским региональным прогибом. Амплитуда ступени превышает 1000 м. На ее территории выделены две структуры I порядка - Братский и Ковыктинский выступы, расположенные в северо-западной и средней ее частях и две II порядка - Верхнеангарский структурный мыс и Божеханский вал.

1.3. Нефтегазоносность

В нефтегазоносном отношении исследуемая территория относится к Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО.

Непско-Ботуобинская НГО расположена на юго-востоке Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). Почти вся территория НГО расположена в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и только на востоке-юго-востоке ее территория включает Вилючанскую седловину. Площадь НГО - 260 тыс. км2. За 40-летнюю историю изучения Непско-

Ботуобинской антеклизы здесь было пробурено свыше 1000 глубоких скважин, более половины из которых вскрыли отложения фундамента. В Непско-Ботуобинской НГО открыто 31 месторождение нефти и газа, в том числе гигантское Чаяндинское, крупные Среднеботубинское, Верхнечон-ское, Талаканское и др. Залежи углеводородов приурочены к осинскому (Б1), усть-кутскому (юряхский, Б3-4-5), Преображенскому (Б12) горизонтам карбонатного венд-нижнекембрийского комплекса и пачкам пластов Вз, В5, Вю, В12, В13, Вц вендского терригенного комплекса. Основные залежи сосредоточены в пластах Б,, В5, Вю, В13.

Суммарные геологические запасы нефти по состоянию на 1.01.2010 составляют 1500 млн.т. по категориям АВС1 и 2400 млн.т. по Сг; газа -1170 млрд. м3 по категориям АВС1 и 1530 млрд. м3 по Сг; конденсата - 39 млн.т. по категориям АВС1 и 35 млн.т. по Сг.

Ангаро-Ленская НГО занимает территорию одноименной ступени, расположенной на юге Лено-Тунгусской НГП. Площадь НГО - 233 тыс. км За 60 лет изучения территории было пробурено около 400 скважин, половина из которых вскрыли породы кристаллического фундамента. В Ангаро-Ленской НГО открыто 9 месторождений нефти и газа, в том числе уникальное Ковыктинское газоконденсатное месторождение. Залежи углеводородов приурочены к осинскому (Б1), усть-кутскому (Б3.4-5) горизонтам карбонатного венд-нижнекембрийского комплекса и парфёновскому (В5), шамановскому, боханскому (Вю) и базапьному (В13) горизонтам вендского терригенного комплекса. Основные залежи сосредоточены в пластах В5, и Вю-

Суммарные геологические запасы газа по состоянию на 1.01.2010 составляют 1440 млрд. м3 по категориям АВС1 и 1980 млрд. м3 по Сг; конденсата - 95 млн.т. по категориям АВС1 и 110 млн.т. по Сг.

Глава 2. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ И АНГАРО-ЛЕНСКОЙ НГО 2.1. Верхнечонское месторождение

Промышленная нефтегазоносность Верхнечонского газоконденсатнонеф-тяного месторождения, открытого в 1978 г., связана с песчаниками непской свиты венда (пласты Вю и В13), карбонатами Преображенского (Б12) и осинского (Б1) горизонтов. В отдельных скважинах притоки углеводородов получены из коры выветривания фундамента и из усть-кутского горизонта (Б4-5).

Газоконденсатнонефтяная залежь пласта Вю приурочена к песчаникам верхнепской подсвиты и сложена серыми, светло-серыми, преимущественно кварцевыми хорошо отсортированными песчаниками. Пласт распространен повсеместно на территории месторождения, закономерно уменьшаясь по толщине в северо-западном направлении вследствие стратиграфического выклинивания. На юго-востоке он залегает на породах межпластовой перемычки, а в зоне ее выклинивания - на песчаниках горизонта В13 и далее на северо-запад - на коре выветривания кристаллического фундамента. Общая толщина изменяется от 2 до 18 м, эффективные газо- и нефтена-сыщенная - от 0 до 12 м. Коэффициент расчлененности - от 5,9 до 7. Пласт экранируется сверху восьми-десятиметровой пачкой аргиллитов и алевро-

литов. Залежь осложнена зонами литологического замещения и гидродинамическими барьерами тектонического происхождения. В пределах ловушки залежь пласта Вю - неантиклинальная, пластовая, блоковая, литологически ограниченная. Пластовое давление изменяется от 15,9 МПа в центральном блоке до 13,5 МПа в северном, температура составляет 18-19°С. Притоки газа достигают 100 тыс. м3/сут, нефти - 130 м3/сут.

Пласт Вю вскрыт с отбором керна в 91 скважине. В среднем по пласту вынос керна не превышает 69%.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта Вю изменяется от 4,7 до 23,6%. При этом значения средней пористости заметно разнятся для отдельных блоков месторождения. Для пород пласта Вю I блока среднее значение пористости составляет 11,5% в нефтяной зоне и 10,4% в газонефтяной, I! блока - 10% в нефтяной зоне, XI блоке - 9,4 % в газовой зоне. Газопроницаемость пород-коллекторов пласта Вю изменяется от 0,38 до 9943x10"16м2. В целом по пласту средневзвешенное значение проницаемости составляет228,5x10"15м2, среднегеометрическое- 13,2х10"15 м2.

Газоконденсатнонефтяная залежь пласта В13 приурочена к песчаникам нижненепской подсвиты венда и сложена перемежающимися прослоями серых и буровато-серых кварцевых и полевошпатовых песчаников, аргиллитов и алевролитов. Отмечаются участки галитизации и глинизации коллекторов. Пласт развит на большей части месторождения, выклиниваясь в его северо-западной части. Характерной особенностью его строения является повышенная радиоактивность песчаников вследствие их обогащенно-сти калиевыми полевыми шпатами и обломками пород коры выветривания фундамента. В нижней части пласта В13 наблюдаются прослои гравелитов и крупнозерниснистых "мусорных" песчаников. Общая толщина изменяется от О до 18 м, эффективная нефтенасыщенная - от 0,7 до 5,5 м, эффективная газонасыщенная - в пределах 2,6-3,7 м. Коэффициент расчленённости - от 9,5 до 11,5. Сверху пласт экранируется глинистой перемычкой, выклинивающейся в северо-западном направлении, параллельно линии выклинивания пласта В13. По мере выклинивания перемычки происходит слияние пластов Вю и В13. Однако, даже сливаясь, пласты сохраняют свои индивидуальные черты геологического строения и литологического состава, петро- и геофизические характеристики. Залежь пласта В13 - неантиклинальная, пластовая, блоковая, литологически ограниченная, стратиграфически экранированная. Пластовое давление составляет 15,9 МПа (в северо-восточном блоке 13,5 МПа), температура - 18-19°С. Притоки нефти достигают 150 м3/сут, газа - 62 тыс. м3/суг.

Пласт В13 вскрыт с отбором керна в 81 скважине. В среднем по пласту вынос керна составил 63,2%.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта В13 изменяется от 4 до 19,2%. В нефтяной зоне пласта В« средневзвешенные значения пористости составляют 12 % для блока I, 11.4 % для блока II и 5.5 % для XI блока. Для блоков V, VIII и частично II, где отмечается слияние пластов Вю и В13 пористость по газонефтяным зонам изменяется от 11.7 до 14.6 %, нефтяным зонам - от 12 до 12.5 %. Газопроницаемость пород-коллекторов В13 изменяет-

ся в пределах от 0.45 до 2532x10'15 м2, при этом средневзвешенное значение составляет 163,8x10"15 м2.

2.2. Дулисьминское месторождение Промышленная нефтегазоносность Дулисьминского нефтегазоконден-сатного месторождения, открытого в 1980 г., связана с песчаниками не-пской свиты венда (пласты Вю и В13).

В восточной части месторождения практически во всех скважинах пласт Вю разделён алевро - глинистыми породами на два пласта: I - верхний и II - нижний. Газоконденсатнонефтяная залежь пласта I приурочена к песчаникам верхненепской подсвиты и сложена серыми и темно-серыми мелко-среднезернистыми хорошо отсортированными песчаниками. Местами отмечается засолонение и ангидритизация пород горизонта. Фиксируется также пиритизация и повышенная слюдистость. Пласт распространен повсеместно на территории месторождения, залегая на аргиллито-алевролитовых породах межпластовой перемычки, а в зоне ее отсутствия - на песчаниках горизонта II или породах кристаллического фундамента. Общая толщина изменяется от 1-2 до 36,6 м, эффективная нефтенасыщенная - от 0 до 3,4 м, эффективная газонасыщенная - достигает 16 м. Коэффициент расчлененности - от 1 до 7, составляя в среднем 3,8. Пласт экранируется сверху двадцатиметровой пачкой глинисто-алевритовых пород. В зоне отсутствия продуктивных отложений перемычка залегает на поверхности кристаллического фундамента. Залежь осложнена зонами литологического замещения и гидродинамическими барьерами тектонического происхождения. В пределах ловушки залежь пласта I - неантиклинальная, пластовая, блоковая с элементами литологического и стратиграфического экранирования. Пластовое давление составляет 22,6-22,8 МПа, температура -35-36°С. Притоки газа достигают 128 тыс. м3/сут, нефти - 90 м3/сут.

Пласт I вскрыт с отбором керна в 44 скважинах. В среднем по пласту вынос керна не превышает 64%.

Газоконденсатнонефтяная залежь пласта II приурочена к песчаникам нижненепской подсвиты и сложена серо-бурыми средне- и крупнозернистыми песчаниками, переслаивающимися с аргиллитами и алевролитами. Отмечаются участки засолонения и глинизации коллектора. Эффективные толщины песчаных пропластков по большей части газонасыщенные, в среднем составляют 1,8 м, максимальная толщина достигает 4 м. Коэффициент расчленённости - от 1 до 4, составляя в среднем 2,3 Залежь пласта И - пластовая, неантиклинальная, с литологическим ограничением. Пластовое давление составляет 22,8 МПа, температура - 36°С.

Пласт II представительно охарактеризован керном. В среднем по пласту вынос керна составил 84,2%.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта Вю (пласты I и ф изменяется от 6,2 до 21,7%, газопроницаемость - от 0,9 до 730x10" м , составляя в среднем 48,3x10"15 м2.

2.3. Ковыктинское месторождение Промышленная продуктивность Ковыктинского газоконденсатного месторождения, открытого в 1987 г., связана с парфеновскими песчаниками чорской (тирской) свиты (пачка В5).

Продуктивный пласт В5 повсеместно распространен на территории месторождения и представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники мелко-среднезернистые, кварц-полевошпатовые, серые, коричневатые, в верхней части плотные, сливные, иногда трещиноватые. Пачка В5 подразделяется на два продуктивных пласта - П1 и П2, которые существенно разнятся по условиям осадконакопления, особенностям литологического состава и промысловым параметрам. Общая толщина изменяется от 40 до 75 м, эффективные газонасыщенные - от 0 до 29,2 м. Коэффициент расчлененности - от 5 до 21. Резервуар основного по объему коллекторов продуктивного пласта П2 представляет собой гигантскую линзу, литологически ограниченную с севера, востока и юга. Залежь осложнена зонами литологического замещения. Залежь пласта В5 -неантиклинальная, пластовая, литологически ограниченная. Пластовое давление составляет 23,9 МПа, температура - 48°С. Притоки газа достигают 340 тыс. м3/сут.

В пределах месторождения по 31 скважине вынос керна составил более 60%, из них в 15 скважинах - 80-95%. В среднем по пласту вынос керна-60,8%.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта П1 изменяется от 7,1 до 21,7%, газопроницаемость - от 0,13 до 23,9х10"15м2, составляя в среднем по пласту 0,5x10 м2.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта П2 изменяется от 7,1 до 20,6%, газопроницаемость - от 0,13 до 990,2x10"15м2. Более 80% значений проницаемости пласта Пг попадают в интервал до 10x10"15 м2.

2.4. Чаяндинское месторождение

Месторождение охватывает Озерную, Нижнехамакинскую и Чаяндин-скую площади. Промышленная нефтегазоносность Чаяндинского нефтега-зоконденсатного месторождения, открытого в 1983 г., связана с песчаниками бюкской и паршинской свит (пласты В5, Вю, В13, Ви) и карбонатами осинского горизонта (Б1).

Пласт Вв распространен на большей части месторождения и представлен кварцевыми среднезернистыми песчаниками. Общая толщина изменяется от 0 до 24 м, эффективные газо- и нефтенасыщенная - от 0 до 21 м. Коэффициент расчленённости - от 1,56 в нефтенасыщенной части северного блока до 3,2 в газонасыщенной части южного блока. Залежь осложнена зонами литологического замещения и разбита серией разломов на два блока. В пределах ловушки залежь пласта В5 - пластовая, неантиклинальная, литологически ограниченная, блоковая. Пластовое давление составляет 13,6 МПа, температура - 10-12°С. Притоки газа достигают 460 тыс. м3/сут, нефти - 30 м3/сут.

В пределах месторождения по 48 скважинах вынос керна составил более 60%, из них в 20 скважинах - более 80%. В среднем по пласту вынос керна - 68,9%.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта В5 изменяется от 4 до 27,2%, газопроницаемость - от 1,2 до 8410х10"15м2.

Пласт Вю распространен по всей площади месторождения и представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Общая толщина изменяет-

ся от 4 до 110,7 м, эффективные газо- и нефтенасыщенные толщины - от 0,4 до 32,8 м. Коэффициент расчленённости - от 2,8 в газонасыщенной части северного блока до 6 в газонасыщенной части южного блока. Залежь осложнена зонами литологического замещения и разбита серией разломов на четыре блока. В пласте В10 выявлено две залежи, разделенные между собой литологическим барьером. На Озерной площади залежь пластовая, неантикпинальная, литологически экранированная, на Нижнехамакинской площади - пластовая, неантиклинальная, стратиграфически и литологиче-ски ограниченная. Пластовое давление и температура характеризуются аномально низкими значениями. Притоки газа достигают 360тыс. м /сут.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта Вю изменяется от 5,7 до 22,2%, газопроницаемость - от 1 до 6100x10" м .

Пласт Вп распространен на всей площади месторождения и представлен гравелитами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Общая толщина изменяется от 30,6 до 78,3 м, эффективная - от 1,5 до 73,3 м. Коэффициент расчленённости - от 3,7 в газонасыщенной части северного блока до 7,5 в газонасыщенной части южного блока. Залежь пластовая, неантиклинальная, литологически и стратиграфически ограниченная. Пластовое давление составляет 12 МПа, температура - 15,3°С. Притоки газа достигают 130 тыс. м3/суг.

Открытая пористость пород-коллекторов пласта В13 изменяется от 6,8 до 23,2%, газопроницаемость-от 0,8 до 1924x10"1 м .

Глава 3. ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ПОДАННЫМ ГИС И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИ 3.1. Анализ современных методик оценки проницаемости

В настоящее время существуют большое количество методик оценки проницаемости. В общем виде все методы оценки данного параметра можно объединить в 3 основных типа. Первый из них предполагает лабораторные определения проницаемости и пористости в керновом материале с последующим построением зависимости КпР=иКп) на основе оценки пористости по данным ГИС. Второй - гидродинамические исследования в скважинах. Третий основан на комплексировании материалов ГИС и данных керновых определений - построение корреляционных зависимостей

типа Клр^ДЛ), Кпр^(ДТ) и др.

Недостатки первого метода связаны с тем, что пористость и проницаемость по своей физической сущности недостаточно хорошо связаны: фильтрационные свойства коллекторов определяются как их емкостными свойствами, так и текстурно-структурными особенностями. Второй метод дает наиболее точные результаты и характеризует фильтрационные свойства пород-коллекторов в пластовых условиях. Однако полученные значения проницаемости представляют собой интегральную характеристику интервала испытания в целом и не дают возможности оценить фильтрационно-емкостные неоднородности продуктивных отложений в разрезе.

В связи с этим, наиболее перспективным представляется оценка проницаемости продуктивных отложений на основе комплексирования дан-

ных ГИС и результатов керновых определений, характеризующих всю продуктивную часть разреза в целом по месторождению.

В разделе 3.1 рассмотрены основные подходы к оценке проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований. Особое внимание уделено капиллярным моделям (уравнение Козени-Кармана), многомерным статистическим моделям для оценки проницаемости пластов с неснижаемой водонасыщенностью (уравнения Вилпи-Роуза, Тимура и их модификации), использованию индикатора гидравлической единицы FZI (Flow Zone Indicator) и индекса качества коллекторов RQI, моделям М.М. Элланского и модели структурных и текстурных особенностей горных пород как перколяционных систем, разработанной и в дальнейшем усовершенствованной В.А. Ефимовым, А.В. Мальшаковым и Е.О. Беляковым.

1.2. Методика оценки проницаемости терригенных пород поданным ГИС и петрофизических исследований

Анализ материалов по пробуренным объектам Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО показал, что по большей части скважин проведены гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), акустический каротаж (АК) и петрофизические определения. В ряде скважин были проведены боковой каротаж (БК) и микробоковой каротаж (МБК), интерпретация которых дает весьма противоречивые результаты. Применение современных методов, таких, как ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) получило распространение лишь в последние годы. Таким образом, именно данные ГК НГК, АК и петрофизических исследований керна могут служить исходными для повышения точности оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.

На первом этапе работ происходит сбор, обработка, анализ и увязка каротажа и керна. Формируется обучающая выборка, характеризующая в пределах продуктивных отложений исследуемых месторождений два класса событий: «коллектор» и «неколлекгор». Создание обучающей выборки начинается с поиска эталонных объектов, в качестве которых рассматриваются разрезы поисковых и разведочных скважин, вскрывших нефтегазонасыщенные, водоносные и непроницаемые интервалы продуктивных пластов и охарактеризованные результатами промыслово-геофизических, петрофизических и гидродинамических исследований.

Разделение пород на «коллектор» и «неколлектор» и определение их граничных значений, осуществляются по схеме:

- производится расчленение продуктивной части разреза на интервалы (пропластки) по всему комплексу ГИС;

- для каждого интервала определяются соответствующие ему значения геофизических параметров — ГК, НГК, АК;

- в каждой скважине выделяются опорные пласты и определяются соответствующие им минимальные и максимальные значения параметров ГК и НГК;

- для устранения искажающего влияния скважины на показания аппаратуры ГК и НГК вычисляются значения двойных разностных параметров по формуле:

г г min _ У,"У ~ Г#У У,ну угтах _у-min

у,"У у."У i формула расчета двойного разностного параметра;

j j min j max

где r,"r' r,"r— соответственно показания аппаратуры радиоактивного каротажа в интервалах исследуемого и двух опорных пластов с минимальными и максимальными значениями ГК и НГК;

- интервалы разреза в соответствии с результатами промыслово-геофизических, петрофизических и гидродинамических исследований относятся к одному из классов "коллектор" или "неколлекгор";

- на основе данных петрофизических и гидродинамических исследований происходит определение граничных значений емкостно-фильтрационных параметров продуктивных отложений.

Далее проводится построение парных зависимостей распределения для следующих геофизических параметров: Д|у= f(AT), Д1¥= f(Alny), AlnY=f(AT), AT=f(Kn), позволяющих выделить на каждой из зависимостей области распространения коллекторов и неколлекторов, провести определение граничных значений перечисленных выше геофизических и петрофизических параметров, характеризующих собой переход от коллекторов к неколлекторам и отражающих изменения емкостно-фильтрационных свойств продуктивных отложений. К коллекторам относятся только те интервалы разреза, которые на всех зависимостях принадлежат одной и той же области

- области коллекторов.

На третьем этапе, целью которого является создание геолого-статистических петрофизических моделей проницаемости продуктивных отложений, выделяются следующие пункты работ:

- сопоставление коэффициентов нормированных значений ГИС (AJV, AJny, AT) с проницаемостью пород продуктивных горизонтов для выявления влияния (расчет весовых коэффициентов) каждого из параметров на итоговый прогноз фильтрационных свойств;

- построение многомерных зависимостей нормированных параметров ГИС (AJV, AJnY, AT) и проницаемости для двух классов отложений: "коллектор" и "неколлекгор";

- выполнение прогноза проницаемости пород продуктивных горизонтов с использованием многомерной статистической зависимости Knp=f(AJv, AJny, AT) и весовых коэффициентов параметров ГИС;

- вычисление возможной погрешности прогноза используемого метода. Сопоставление значений нормированного каротажа AJV, AJny, а также

данных AT и построение зависимостей значений проницаемости от данных параметров ГИС дает богатую информацию для геолого-статистического анализа. Рассматриваемые поля соответствия и уравнения взаимосвязи Knp=f(AJy), Knp=f(AJny), Knp=f(AT) помогают выявить методы ГИС, наиболее точно характеризующие литологическое строение исследуемых пород и расставить весовые коэффициенты влияния результатов

интерпретации каждого из методов каротажа на итоговый прогноз проницаемости.

Развитие процессов глинизации, карбонатизации и сульфатизации по-рового пространства, широко представленных в древних терригенных отложениях осадочных комплексов Лено-Тунгусской НГП, оказывает огромное влияния на заполнение порового пространства пород, а, значит, и на сообщаемость пор, характеризующую проницаемость. Применительно к продуктивным отложениям пластов В5, Вю и В13 Верхнечонского, Дулись-минского, Ковыкгинского и Чаяндинского месторождений, анализ связей Кпр=^Д^), КПр=^пу), Кпр=^ДТ) выявил равнозначность информативности методов ГИС, что обусловлено развитием большого количества вторичных процессов, наличие которых в породах фиксируются каждым из тройки методов ГИС (ГК, НГК, АК).

После разделения всего массива обработанных данных на два подмножества "коллектор" и "неколлектор", для каждого из этих двух классов производится создание карт параметров 1д(КПрН(Д^, Д^Ц), 1д(Кгр)=^Д^, ДТ) и 1д(Кпр)=((Д^у, ДТ). В дальнейшем, с каждой из карт параметров снимаются значения 1д(Кпр) в точках с координатами (Д^, АЛПУ|). (ДЛу, ДТ|), (Д.Ц|, АТ,), где Аи ДТ| - значения параметров ГИС в конкретном интервале разреза продуктивных отложений скважины. В результате подобных преобразований получаются три значения проницаемости пород пропластка коллектора/неколлектора. С учетом весовых коэффициентов, рассчитанных ранее, производится вычисление итогового оценочного значения проницаемости по следующей формуле:

г, ГИС т, ГК-НГК , гг ГК-АК , ^тг НГК-АК

Кпр =^-Кпр +С2-КпР +(~1-Кпр

где К„/ис - прогнозное значение логарифма проницаемости,

ГК НТК ГК АК НГК АК

Кпр ' , Кпр , Кпр - значения логарифмов проницаемостей снятых с карт параметров 1д(КПр)=^Диу, Д^у), 1д(КпРН(Ди¥, ДТ) и 1д(Кпр)=КД^у, ДТ),

С1, С2 и СЗ - весовые коэффициенты, отображающие влияние каждой пары карт на итоговое прогнозное значение проницаемости.

3.3. Апробация методики оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований

Предлагаемая в диссертационной работе методика, разработанная автором, была апробирована на терригенных продуктивных отложениях Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыкгинского и Чаяндинского месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО. В разделе 3.3 приводятся результаты применения указанной методики и сопоставление результатов ее прогноза с оценкой проницаемости, выполненной ранее, в рамках отчета по подсчету запасов 2003 г. Ковыкгинского ГКМ.

Значения проницаемости, оцененные по представленной в работе авторской методике, были сравнены с проницаемостью из подсчета запасов 2003 г. и результатами определения фильтрационных свойств по керну. Для большей наглядности значений проницаемости по каждому из методов были созданы профили проницаемости по всем скважинам месторож-

дения. На рисунке 1 приведены 2 профиля, наиболее репрезентативно характеризующие используемые подходы.

Рис. 1. Сопоставление результатов оценки по авторской методике (—) с прогнозом из отчета по подсчету запасов 2003 г. (—) и значениями проницаемости, определенными в керне (•).

Комплексирование данных ГИС и результатов керновых определений, предусматривающее построение многомерных зависимостей, обеспечивает удовлетворительный уровень решения поставленной задачи - оценки значений проницаемости сложнопостроенных пород-коллекторов для каждого интервала разреза. Кроме того, в результате использования рассмотренного метода существенно повышается точность оценки фильтрационных свойств пород-коллекторов по сравнению со стандартными методами прогноза данного параметра (рис. 2).

Полученные распределения свидетельствует о высокой степени соответствия результатов прогноза данным прямых замеров в керновом материале для авторской методики, и недостаточно высокой - по стандартной методике, т.е. на основании построения петрофизической зависимости Кпр=г(Кп).

Рис. 2. Сопоставление проницаемости песчаников пласта Вв Ковыктинского ГКМ, измеренной в керне с результатами оценки по данным ГИС (а) и на основе петрофизической зависимости керн-керн (б)

Глава 4. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ И АНГАРО-ЛЕНСКОЙ НГО 4.1. Пласты Вю и Bi3 Верхнечонского месторождения

Геолого-статистические модели пластов Вю и В« созданы в координатах геофизических параметров AJy<0,68, 0,12<AJnys0,67, 2,04<ДТ<2,7 и AJV<1, 0,08<AJnyS0,66, 2,08<ДТ<2,7 с использованием 262 и 231 точек данных а также граничных значений проницаемости в 0,38*10"15 м2 и 0,45* 10~1 м2 соответственно.

Широкое развитие вторичных процессов, являющихся причиной анизотропии фильтрационных свойств пород, не позволяет определить четкую зональность проницаемости по комплексу ГИС для пластов Вю и В13 Верхнечонского месторождения. Коллекторы всех классов свойственны как для высоких, средних, так и для низких значений AJV, AJnY и ДТ. Можно отметить лишь то, что коллекторы высших классов (IV и III по А.А. Ханину) сопровождаются значениями AJnv от низких до средних.

Использование геолого-статистических моделей позволило оценить величину проницаемости продуктивных отложений в скважинах месторождения. Сравнение значений проницаемости пласта Вю, определенной в керне и оцененной по данным ГИС выражается уравнением 1д(Кпр.гис) = 0,8х|д(КПр.керн) + 0,13. Коэффициент множественной корреляции R2 составляет 0,93. Для пласта В« это уравнение имеет вид 1д(КПргис) = 0,85х|д(КПр.керн) + 0,02, R2 = 0,94.

Прогнозные значения занижены по сравнению с измеренными в лабораторных условиях, т.к. при оценке использовались величины проницаемости пород до экстракции. Поскольку сам коэффициент множественной корреляции R2 не в полной мере описывает точность выполняемой оценки и возможную величину ошибки прогноза, были проведены статистические исследования, анализ которых позволяет

оценить точность прогноза проницаемости. Анализ величины дисперсии (D) значений проницаемости, определенной в керне и оцененной по данным ГИС, показывает, что для обоих пластов месторождения, D в подавляющем большинстве случаев не превышает 30-40%, а значения, превосходящие данную величину, свойственны для пород VI класса (0,13 -1 мД). Вероятность ошибки более 30-40% не превышает 5 - 10%.

4.2. Пласт Вю Дулисьминского месторождения

Геолого-стаггистическая модель пласта Вю создана в координатах геофизических параметров AJV£0,39, AJnv<0,79, 1,8^ДТ<2,58 с использованием 301 точки данных и граничного значения проницаемости в 0,9*10"15 м2.

Как и в случае с пластами Верхнечонского месторождения, развитие вторичных процессов является причиной анизотропии фильтрационных свойств и не определяет зональность проницаемости по комплексу ГИС. Однако, большая часть коллекторов высших классов (IV и III) лежит в области низких значений AJnv и ДТ - от низких до средних.

Использование геолого-статистической модели позволило оценить величину проницаемости продуктивных отложений в скважинах месторождения. Сравнение значений проницаемости, определенной в керне и оцененной по данным ГИС выражается уравнением lg(Knpmc) = 0,9* 1д(КпР керн) + 0,12. Коэффициент множественной корреляции R2 составляет 0,87.

Прогнозные значения занижены по сравнению с определенными в керне. Анализ величины дисперсии (D) показывает, что для обоих пластов месторождения, D в подавляющем большинстве случаев не более 50%, а значения, превосходящие данную величину, свойственны для пород VI класса. Вероятность ошибки более 50% не превышает 5 %.

4.3. Пачка Bs Ковыкгинского месторождения

Геолого-статистическая модель пласта В5 создана в координатах геофизических параметров AJYs0,42, AJnvsO,67, 2,05<ДТ<2,69 с использованием 680 точек данных и граничного значения проницаемости в 0,13*10"15 м2.

В отличие от продуктивных отложений Верхнечонского и Дулисьминского месторождений, для пласта В5 Ковыкгинского месторождения наблюдается четкая зональность в распределении проницаемости по классам в координатах геофизических параметров. Коллекторы высших классов (IV и III) обладают высокими значениями ДТ, а также низкими AJV и AJnv. Поля коллекторов V и VI классов распространены параллельно IV и III.

Использование геолого-статистической модели позволило оценить величину проницаемости продуктивных отложений в скважинах месторождения. Сравнение значений проницаемости, определенной в керне и оцененной по данным ГИС выражается уравнением lg(Knprac) = 0,96*lg(Knpкерн) + 0,04. Коэффициент множественной корреляции R2 составляет 0,91.

Прогнозные значения занижены по сравнению с определенными в керне. Анализ величины дисперсии (D) показывает, что для обоих пластов месторождения, D в подавляющем большинстве случаев не более 30%, а значения, превосходящие данную величину, свойственны породам VI

класса и, реже, V класса (1-10 мД). Вероятность ошибки более 50% не превышает 5-7 %.

4.4. Пласты В5, Вю и В« Чаяндинского месторождения

Геолого-статистические модели пластов Bs, Вю и В13 созданы в координатах геофизических параметров 0,3sAJv<0,98, 0,lsAJnv<0,89, 1,75sATs2,75, 0,3^^0,95, 0,1<AJnv£0,89, 1,75<ATs2,75 и 0,25<AJV<0,85, 0,23SAJnv^0,84, 1,75sATs2,75 с использованием 247, 243 и 165 точек данных, а также граничных значений проницаемости в 1,2*10"15 м2, 1*10" м2 и 0,8*10"15 м2 соответственно.

Пласт В5 Чаяндинского месторождения имеет схожую зональность с продуктивными отложениями Ковыкгинского ГКМ, затем лишь исключением, что коллекторы высших классов (IV, III и II) характеризуются высокими значениями AJV и AJnv, вне зависимости от ДТ. Для пластов Вю и В13 четкой зональности не наблюдается.

Использование геолого-статистической модели позволило оценить величину проницаемости продуктивных отложений в скважинах месторождения. Сравнение значений проницаемости пласта В5, определенной в керне и оцененной по данным ГИС выражается уравнением Ig(Knpwc) = 0,78* lg(Knp керн) + 0,42. Коэффициент множественной корреляции R составляет 0,95. Для пласта Вю это уравнение имеет вид 1д(№ргис) = 0,82х|д(Кпокерн) + 0,27, R2 = 0,98. Для пласта В)3 - lg(Knpтс) = 0,79*1д(КпР№Рн) + 0,252, R = 0,97.

Анализ величины дисперсии значений проницаемости, определенной в керне и оцененной по данным ГИС, показывает, что для пластов В5 и Вю месторождения, D в подавляющем большинстве случаев не превышает 20%, а значения, превосходящие данную величину, характерны для пород VI класса. Вероятность ошибки более 20% не превышает 10%. Для пласта Ви дисперсия, в основном, не превышает 30%, а вероятность ошибки более 30% - менее 10%.

Глава 5. ВЫДЕЛЕНИЕ ЗОН РАЗВИТИЯ УЛУЧШЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПАЧКИ В5 КОВЫКТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В верхней части пласта ГЬ выделяются от 1 до 8 слоев-коллекторов общей толщиной до 5-8 м, распространенных практически по всей территории месторождения. Слои достаточно четко прослеживаются в центральной части месторождения. В южном, юго-восточном и северном направлениях происходит сокращение эффективных толщин вплоть до полного выклинивания. В отложениях данной пачки пористость пород-коллекторов в основном изменяется от 10 до 13 % и реже до 16 % (центральная часть месторождения и район скв. 53). Проницаемость по данной части разреза изменяются от 1 до 100 мД (V и IV классы коллекторов по А.А.Ханину), а в единичных прослоях до 100-500 мД (III класс - в скважинах 3, 15 и 21). Для юго-восточной части месторождения характерна приуроченность коллекторов V класса к кровельной части пласта П2. Ниже по разрезу залегают коллекторы IV класса. Исключения составляют районы скважин 174, 63 и 2, а также периферийные участки

залежи, в пределах которых нет четко выраженной зональности в распределении коллекторов различных классов.

В средней части пласта ГЬ выделяется до 4 слоев суммарной толщиной 10-12 м (район скважин 21, 15 и 53, а также центральная и восточная части месторождения). В западном, северо-восточном и юго-восточном направлениях происходит выклинивание данных слоев. Для рассматриваемого уровня разреза характерны значения пористости от 10 до 13 %. Увеличения пористости до 16 % зафиксированы в скважинах 4, 16, 21, 32, 51, 53, 65 и 16. Анизотропия проницаемости данной части разреза пласта ГЬ не столь ярко выражена по сравнению с вышележащими отложениями. Преобладают коллекторы V класса (1-10 мД). В скважинах 17, 21, 32 отмечается незначительная доля коллекторов IV класса (10-100 мД), а также коллекторов VI (0,13-1 мД) класса.

В подошвенной части пласта Пг выделяется до 6 проницаемых пропластков общей толщиной достигающей 8-10 м, распространенных практически по всей территории месторождения. В южной части залежи (район скв. 26 и 4-1) отложения подобного типа отсутствуют. Для данного уровня характерны изменения пористости от 10 до 13 %. По величине проницаемости большая часть коллекторов относится к V классу. В районе скважин 15, 25, 281 встречаются редкие прослои коллекторов IV класса. Кроме того, вдоль периферии залежи встречаются коллекторы VI класса.

Таким образом, зоны улучшенных коллекторов пласта Пг тяготеют к центральной части месторождения. Как правило, это коллекторы IV и III классов, а также ряд пропластков пород-коллекторов V класса с высокими значениями пористости (более 13 %). Максимальные суммарные толщины отложений указанных классов достигают 10-15 м (скважины 21, 15, 16 и 17). В районе скважины 28 толщина данных отложений изменяется от 5 до 6 м. Последующее сокращение толщин высокопроницаемых разностей (до 3-4 м) происходит постепенно по мере удаления от вышеуказанных районов. В пределах южной и северной частей месторождения толщины коллекторов III, IV и V (при пористости больше 13 %) классов не превышают 1-2 м. Суммарная эффективная толщина низко- и среднепроницаемых отложений (VI и V классы) изменяется от 0-1 до 36,4 м.

В кровельной части пласта П< выделяются от 1 до 3 слоев-коллекторов общей толщиной до 5-6 м, распространенных в северной, восточной и южной частях месторождения. В отложениях данной пачки пористость пород-коллекторов в основном изменяется от 7,1 до 10 % и реже до 12-13 % (районы скв. 63, Х-2, 30). Проницаемость данной части разреза изменяются от 1 до 10 мД с появлением значений до 0,13-1 мД в скважинах 63, 31 и Х-2. В скважине 28 отложения являются, в основном, коллекторами VI класса.

В средней части пласта П1 выделяется до 3 пропластков суммарной толщиной достигающей 4-4,5 м (скв. Х-2 и 28). Коллекторы на данном гипсометрическом уровне отсутствуют в скважинах 2, 4, 22, 24, 25 и 58. Для данной пачки характерны значения пористости от 10 до 13 %. Редкие

увеличения пористости до 16 % зафиксированы в скважинах Х-2 и 30, отмечаются значения пористости 7,1-13 % в коллекторах скважин 28 и 53. Проницаемость, в основном, изменяется от 1 до 10 мД (V класс) с понижением значений до 0,13-1 мД в скважинах 15, 24, 28, 30, 51 и 53. В верхних пропластках средней части разреза пласта П1 скважин 30 и 31 отмечаются прослои коллекторов IV класса толщиной до 0,5 м.

В подошвенной части пласта П1 выделяются 1-2 пропластка толщиной до 4-4,5 м. Отложения данного стратиграфического уровня отмечаются во всех скважинах залежи пласта П-i, за исключением скв. 15 и 25. В большинстве случаев коллекторы подошвенной части пласта П1 обладают пористостью в пределах 10-13 % с редким понижением до 7,1-10 % в скважинах 19, 30, 53 и 60, а также увеличением до 16 % в скв. 31. Проницаемость, в основном, составляет 1-10 мД с появлением значений до 0,13-1 мД в скважинах 30 и 53. В верхних пропластках подошвенной части разреза пласта П1 скважины 31 отмечаются прослои коллекторов IV класса толщиной до 1,5 м.

Исходя из вышеизложенного, зоны улучшенных коллекторов пласта П1 располагаются в южной части месторождения. К ним относятся ряд пропластков пород-коллекторов IV и V класса с относительно высокими значениями пористости (более 13 %). Максимальные суммарные толщины коллекторов указанных классов не превышают 1-2 м. Анализ эффективных толщин и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов пластов парфеновского горизонта показывает, что залежь пласта П1, как самостоятельный объект прироста запасов и разработки, может рассматриваться только в юго-западной части месторождения.

Характерной особенностью геологического строения Ковыктинского месторождения является высокая степень изменчивости фильтрационных свойств пород и расчлененности продуктивных отложений. Максимальная часть эффективного объема залежи приходится на низко- и среднепроницаемые коллекторы (0,13-10 мД). На долю высокопроницаемых отложений, суммарные эффективные толщины которых достигают 10-15 м в центральных районах месторождения, приходится примерно 15 % от общего объема пород-коллекторов, т.е. оставшиеся 85 % коллекторов содержат в себе трудноизвлекаемые запасы газа и конденсата.

Зоны развития улучшенных коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения, выделяемые на основе геологической модели, имеют четкое распределение по площади (рис. 3). Логично сосредоточить усилия по доразведке месторождения в его центральной части между скважинами 15, 16, 28 и 65, где наблюдается увеличение толщин коллекторов высших классов (III, IV и частично V) до 6-12 м. Бурение скважин в данной области является первоочередной задачей дальнейшего изучения геологического строения месторождения. Указанный район с 6-12 м коллекторов III, IV и частично V классов является на данный момент самым перспективным из недоизученных на месторождении. Второй по значимости зоной является территория

севернее скважин 3 и 21, где выделяются толщины до 6-12 м коллекторов III, IV и V классов.

Доразведку периферийных частей месторождения целесообразно производить лишь в зонах, граничащих с толщинами коллекторов III, IV и частично V классов в 2-6 м, сосредоточив в первую очередь внимание на

Рис. 3. Зоны развития улучшенных пород-коллекторов пласта Bs Ковыктинского ГКМ

Цифрами в условных обозначениях отмечены: Суммарные эффективные толщины пород-коллекторов высших классов:

1 - 12-15 м, 2 - 9-12 м, 3 - 6-9 м, 4 - 2-6 м, 5 - 0-2 м; 6 - номер скважины и значение эффективных толщин коллекторов высших классов в ней; 7 - контур Ковыктинского месторождения.

северо-восточной (севернее скважины 53), западной (вблизи скважин 28, 54 и 56), юго-западной (южнее скважины 57), а также юго-восточной (южнее скважин 4, 32, 58 - где есть возможность вскрыть эффективные толщины пласта ГЬ до 10 м) частях месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенных исследований сводятся к следующему. 1. Проведен критический анализ современных методов оценки проницаемости терригенных пород. Большинство применяемых методов оценки

проницаемости по указанным данным либо не обеспечивают необходимой точности при оценке проницаемости пород с высокой степенью литологи-ческой изменчивости, либо требуют привлечения глубоких петрофизиче-ских исследований и специфических методов ГИС, редко применяемых на практике. Установлено, что наиболее перспективной представляется оценка проницаемости продуктивных отложений на основе комплектования данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна.

2. Разработана методика оценки проницаемости на основе интерпретации данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна применительно к породам с высокой степенью литологической изменчивости. Предлагаемый автором подход позволяет с высокой точностью прогнозировать проницаемость терригенных пород в не охарактеризованных керном разрезах скважин. Наилучшие результаты в оценке проницаемости с применением данной методики достигаются на завершающих стадиях геологоразведочных работ, когда накоплен большой фактических материал.

3. Созданы геолого-статистические модели проницаемости терригенных продуктивных отложений ряда месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, позволяющие оценить фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах, а также выявить развитие процессов вторичного преобразования пород.

4. На основе анализа проницаемости пород и районирования вендского комплекса выделены зоны развития улучшенных коллекторов Ковыктин-ского ГКМ. Зоны улучшенных коллекторов пласта Пг парфеновского продуктивного горизонта сосредоточены в центральной части месторождения, где их толщины достигают 10-15 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов до 35 м. Зоны улучшенных коллекторов пласта П1 парфеновского горизонта относятся к южным и юго-восточным частям Ковыктинского месторождения, где их толщины не превышают 5 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов в 10,7 м.

5. Локализованы объекты для доразведки Ковыктинского ГКМ. Усилия по проведению первоочередных геолого-геофизических работ необходимо сосредоточить в его центральной части между скважинами 15, 16, 28 и 65, где наблюдается увеличение толщин коллекторов высших классов до 6-12 м.

Список основных публикаций автора по теме диссертации В журналах и изданиях, рекомендованных ВАК:

1. В.С.Воробьев. Оценка проницаемости терригенных коллекторов венда Ковыктинского месторождения на основе комплексирования данных ГИС и результатов петрофизических исследований // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №7, 2011 М ВНИИОЭНГ. - С. 34-38.

2. B.C. Воробьев. Фильтрационная неоднородность пород-коллекторов парфеновского продуктивного горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №6, 2011, М.: ВНИИОЭНГ. - С. 42-47.

В других журналах и изданиях:

1. В.С.Воробьев. Прогноз распространения песчаных тел в отложениях парфеновского горизонта центральной части Ангаро-Ленской ступени (Восточная Сибирь) / Материалы международной научно-практической конференции «Геомодель - 2008». - Геленджик: Южморгеология, 2008 (электронная версия).

2. Воробьев C.B., Воробьев B.C. Комплексирование материалов ГИС и результатов петрофизических исследований для определения коэффициента проницаемости сложнопостроенных терригенных коллекторов вендского продуктивного комплекса Лено-Тунгусской провинции. / Материалы международной научно-практической конференции «Геомодель - 2008». -Геленджик: Южморгеология, 2008 (электронная версия).

3. Воробьев C.B., Воробьев B.C. Прогноз участков вероятного газонасыщения в отложениях парфеновского горизонта центральных районов Ангаро-Ленской ступени (Восточная Сибирь). / Материалы международной научно-практической конференции «Геомодель - 2008». - Геленджик: Южморгеология, 2008 (электронная версия).

4. Воробьев B.C., Лежнин Д.С. Уточнение геологической модели залежей Чаяндинского НГКМ. / Материалы международной научно-практической конференции «Геомодель - 2009». - Геленджик: Южморгеология, 2009 (электронная версия).

5. Воробьев B.C. Уточнение геологической модели залежей Чаяндинского НГКМ на основе новых данных разведочного бурения (Восточная Сибирь). / Материалы международной научно-практической конференции «Геомодель - 2010». - Геленджик: Южморгеология, 2010 (электронная версия).

6. Воробьев B.C. Комплексный анализ данных ГИС и результатов петрофизических исследований для определения проницаемости терригенных коллекторов вендского продуктивного возраста Лено-Тунгусской НГП (на примере Дулисьминского месторождения). / Материалы всероссийской конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» - , Москва, ВНИГНИ, 2011. - С. 11-13.

7. Воробьев B.C. Выделение зон развития улучшенных коллекторов парфеновского продуктивного горизонта Ковыктинского ГКМ. ! Материалы международной научно-практической конференции «Геомодель - 2011». -Геленджик: Южморгеология, 2011 (электронная версия).

Подписано в печать 10.11.11 .Формат бумаги 60x90/16. Уч.-изд. л. 1,75.

_I п> I !и[м I 1,'И И' I_

Отпечатано в СНИИГГиМСе. 630091, Новосибирск, Красный проспект, 67

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Воробьев, Владимир Сергеевич

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГИЯ.

1.1.Стратиграфи я.

1.2.Тектоник а.

1.3.Нефтегазоносност ь.

2. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ И АНГАРО-ЛЕНСКОЙ НГО.

2.1.Верхнечонское месторождение.

2.2.Дулисьминское месторождение.

2.3.Ковыктинское месторождение.

2.4.Чаяндинское месторождение.

3. ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ПО ДАННЫМ ГИС И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

3.1.Анализ современных методик оценки проницаемости.

3.2.Методика оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований.

3.3.Апробация методики оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований.

4. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ И АНГАРО-ЛЕНСКОЙ НГО.

4.1.Пласты Вю и В13 Верхнечонского месторождения.

4.2.Пласт В ю Дулисьминского месторождения.

4.3.Пласт В5 Ковыктинского месторождения.

4.4.Пласты В5, Вю и В13 Чаяндинского месторождения.

5. ВЫДЕЛЕНИЕ ЗОН РАЗВИТИЯ УЛУЧШЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА В5 КОВЫКТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований"

Объект исследования - терригенные отложения пластов В5, Вю и В13 вендского нефтегазоносного комплекса Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской нефтегазоносных областей (НГО) для оценки проницаемости пород по данным ГИС и петрофизических исследований.

Актуальность исследования.

Проницаемость пород-коллекторов является одним из основных параметров, характеризующих приток флюидов из пласта в скважину и, следовательно, определяющих особенности эксплуатации месторождений нефти и газа. Оценка проницаемости пород-коллекторов относится к числу наиболее трудно решаемых задач, что существенно ограничивает достоверность гидродинамического моделирования иосложняет составление технологических документов по эксплуатации месторождений.

В настоящее время, существуют большое количество методик оценки проницаемости. В общем виде, все методы оценки данного параметра можно объединить в три основных типа. Первый из них предполагает лабораторные определения проницаемости и пористости на керновом материале, с последующим построением зависимости КПр=Г(Кп) на основе оценки пористости по данным ГИС. Второй - гидродинамические исследования в скважинах. Третий основан на комплексировании материалов ГИС и данных керновых определений - построение корреляционных зависимостей типа Кпр=Г(Л1у), Кпр=^АТ) и др.

Недостатки первого метода связаны с тем, что пористость и проницаемость по своей физической сущности, не достаточно хорошо связаны - фильтрационные свойства коллекторов определяются как их емкостными свойствами, так и текстурно-структурными особенностями Достаточно неплохая корреляционная зависимость данных параметров может быть получена лишь для пород нормального терригенного ряда. Второй метод дает наиболее точные результаты и характеризует фильтрационные свойства пород-коллекторов в пластовых условиях. Однако полученные значения проницаемости представляют собой интегральную характеристику интервала испытания в целом. Более того, большая часть бурящихся поисковых и разведочных скважин остается неохарактеризованной гидродинамическими исследованиями.

В связи с этим, наиболее перспективным представляется оценка проницаемости продуктивных отложений на основе комплексирования данных ГИС и результатов керновых определений, характеризующих всю продуктивную часть разреза в целом по месторождению.

В практике поисково-разведочных работ (в условиях неповсеместного выноса керна) довольно часто используется методика оценки проницаемости, основанная на построении парных корреляционных зависимостей между проницаемостью и параметрами ГИС Кпр=^А1у), Кпр=^АТ), КПр=^аПс) и др. фиксирующими изменения проницаемости в зависимости от вариаций пористости и глинистости продуктивных отложений. Для ряда месторождений Западной Сибири такие зависимости имеют высокий коэффициент корреляции. Анализ выполненных работ по оценке проницаемости данным способом показал, что применение методики в том виде, в котором она реализуется для отложений месторождений Западной Сибири невозможно при оценке фильтрационных свойств продуктивных отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Результатами литолого-петрографических исследований доказано широкое развитие процессов глинизации, карбонатизации и ангидритизации порового пространства песчаников терригенных отложений венда, характерное в целом для терригенных отложений Лено-Тунгусской провинции. Именно проявление вторичных процессов обусловило слабую степень парной корреляции между значениями проницаемости и параметрами ГИС (Кпр=Г(А1г), Кпр=А(ДТ) и др.)).

В свете изложенного, разработка и апробация методики оценки проницаемости , терригенных пород-коллекторов на основе комплекса данных ГИС и результатов ! петрофизических исследований керна определяет актуальность проблемы, которая решена в работе по созданию корректных моделей проницаемости продуктивных горизонтов Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений.

Цель исследования - повысить точность оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости путем модификации методики оценки проницаемости по данным ГИС и петрофизических исследований керна скважин.

Научная задача — усовершенствование методики оценки и прогноз проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований керна.

Этапы исследования:

1. Провести анализ современных методов оценки проницаемости терригенных пород;

3. Создать геолого-статистические модели проницаемости терригенных пластов месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО;

4. Выделить зоны развития улучшенных коллекторов на основе анализа проницаемости пород и районирования вендского комплекса Ковыктинского ГКМ.

Для решения поставленной задачи использовались данные бурения, ГИС и ГДИ. Оценка проницаемости пород, а также выделение зон развития улучшенных коллекторов Ковыктинского ГКМ производилось с использованием программных комплексов Petrel, Surfer и Microsoft Excel.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.

Применение стандартных подходов при оценке проницаемости терригенных отложений с высокой степенью литологической изменчивости (глинизация, карбонатизация, ангидритизация и пр.) по данным ГИС не всегда обеспечивает высокую точность оценки. Оценка проницаемости терригенных отложений с высокой степенью литологической изменчивости требует особого подхода и применения специально созданной для этого методики.

Разработанная автором методика основана на комплексировании данных каротажа (ГК, НГК, АК) и результатов лабораторных петрофизических определений на керне, с дальнейшим построением модели проницаемости продуктивных пластов на базе многомерной статистической зависимости Knp=f(AJy, AJny, AT).

Оценка проницаемости продуктивных отложений на основе использования многомерной статистической зависимости Knp=f(AJY, AJ^, AT) обеспечивает высокую точность прогноза на завершающих стадиях ГРР. Вероятность ошибки оценки проницаемости в 30-40% не превышает 5-10%, большая часть данных ошибок характерна для коллекторов VI класса (по А.А. Ханину).

2. Геолого-статистические модели проницаемости продуктивных пластов месторождений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО.

Для пластов В5, Вю и В13 Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений вьшолнено построение карт параметров ^(Кпр)=5(Д1г, Д^), 1§(Кпр)=:Р(Д1г, АТ) и 1§(Кпр)=^А1пу, АТ) по классам «коллектор» и «неколлектор».

Модели проницаемости каждого из исследованных месторождений отличается от других значительным образом. Трехмерные диаграммы (карты, палетки), описывающие зависимость проницаемостей от геофизических параметров (Д.ГУ, Д^, АТ), отображают степень влияния каждой пары методов ГИС на итоговую точность оценки фильтрационных свойств продуктивных горизонтов.

Анализ геолого-статистических моделей позволяет выявить развитие процессов глинизации, карбонатизации и ангидритизации порового пространства, широко представленных в древних терригенных отложениях осадочных комплексов Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО и обуславливающих величину проницаемости.

Характерной особенностью геологического строения Ковыктинского месторождения является высокая степень изменчивости фильтрационных свойств и расчлененности продуктивных отложений. Фильтрационная неоднородность пласта, обусловленная широким развитием вторичных процессов, определяет стратегию разведки и разработки месторождения. В таких условиях, выделение зон развития улучшенных коллекторов имеет первоочередное значение и должно проводиться для всех месторождений Лено-Тунгусской НГП, находящихся на завершающей стадии разведки.

К улучшенным коллекторам относятся породы IV и III классов, а также коллектора V класса с пористостью более 13%. Зоны улучшенных коллекторов пласта Пг парфеновского продуктивного горизонта тяготеют к центральной части месторождения, где их толщины достигаю 10-15 м, при суммарных толщинах коллекторов всех классов до 35 м. Улучшенные коллектора пласта Щ парфеновского горизонта относятся к южным и юго-восточным частям Ковыктинского месторождения, где их толщины не превышают 5 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов в 10,7 м.

Научная новизна результатов заключается в следующих положениях:

1. На основе данных ГИС и петрофизических исследований керна разработана методика прогноза проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости.

- усовершенствована методика разделения пород на коллетор и неколлектор по данным ГИС (двойные разностные параметры Д1У, Д^, ДТ) и ГДИ;

- разработана методика оценки проницаемости терригенных пород по данным ГИС и петрофизических исследований с использованием многомерных зависимостей Кпр=^Д1г, А1пу, АТ).

2. Созданы геолого-статистические модели проницаемости терригенных продуктивных отложений Непско-Ботуобинской и Ангаро-Ленской НГО, позволяющие оценить фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах и интенсивность развития процессов вторичного преобразования пород.

3. На основе анализа данных по пористости, проницаемости, эффективным толщинам, песчанистости и расчлененности пород выполнено районирование вендского комплекса Ковыктинского ГКМ, выделены зоны развития улучшенных коллекторов и даны рекомендации по доразведке залежи.

Практическая значимость работы:

1. Разработанная методика оценки проницаемости терригенных пород с высокой степенью литологической изменчивости на основе данных ГИС и петрофизических исследований керна может эффективно применяться для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.

2. Для Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений созданы геолого-статистические модели проницаемости, использование которых позволяет с высокой точностью оценивать фильтрационные свойства терригенных пластов во вновь пробуренных и не охарактеризованных петрофизическими исследованиями скважинах.

3. Выделены участки Ковыктинского ГКМ, рекомендуемые к доразведке.

Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на научных конференциях:

Международные научно-практические конференции «Геомодель — 2008, 2009, 2010, 2011» (г. Геленджик, 2008, 2009, 2010, 2011), Всероссийская конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (г. Москва, 2011).

По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, из них 2 - в журналах, рекомендованных ВАК.

Фактический материал. Перечисленные выше задачи исследований реализованы на основе фактического материала, собранного автором в 2008-2011 гг. в подразделениях ФГУП «СНИИГГиМС», г. Новосибирск. Это - диаграммы ГИС, описание кернового материала, данные ФЕС и вещественного состава пород, результаты испытания скважин.

Обработка фактического материала включала:

- анализ и расчленение разрезов скважин по комплексу геологических и геофизических параметров;

- количественную интерпретацию диаграмм ГИС;

- статистическую обработку данных в пространстве: керн - ГИС - приток -флюид с целью построения моделей проницаемости терригенных продуктивных отложений Верхнечонского, Дулисьминского, Ковыктинского и Чаяндинского месторождений;

- создание трехмерной геологической модели Ковыктинского ГКМ и анализ основных закономерностей распределения свойств в его объеме.

- Изучено более 250 скважин, приуроченных к центральным и южным районам Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из четырех глав, введения, заключения и содержит 147 страниц текста, 79 рисунков, 3 таблицы. Список использованной литературы включает 125 наименований.

Диссертация выполнена в отделах геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы и геолого-математического моделирования ФГУП «СНИИГГиМС». Тематически она связана с научно-исследовательскими работами института, которые велись по договорам с ОАО «Газпром», ОАО «Якутгазпром» и ФГУП «ВНИГНИ».

Большую помощь в подготовке диссертации оказали замечания, советы и консультации О.О. Абросимовой, C.B. Воробьева, A.A. Вымятнина, A.B. Мигурского, С.А. Моисеева, Е.А. Предгеченской, В.И. Самойловой, B.C. Старосельцева, Л.С. Черновой. Автор выражает им искреннюю признательность.

1. ГЕОЛОГИЯ

Вопросы геологического строения центральных районов Лено-Тунгусской провинции достаточно детально освещены в геологической литературе [4, 11, 17, 19, 30, 31,36,38,40,41,42,46,47,48,51,52, 58,61, 62, 63, 64, 65,66, 74, 80, 82, 84, 87, 88, 89, 90, 91, 94, 95, 97, 98, 100, 101], что позволяет ограничиться здесь общим обзором особенностей геологического строения территорий, рассматриваемых в данной работе.

1.1. Стратиграфия

Осадочный чехол в центральных и южных районах Лено-Тунгусской провинции сложен отложениями рифея, венда и кембрия, ограниченно распространены породы ордовика, силура, верхнего палеозоя и мезозоя. В общем виде, осадочный чехол может быть разделен на три комплекса отложений: надсолевой, межсолевой и подсолевой [32]. Этаж нефтегазоносности включает подсолевые терригенные и карбонатные отложения венда, венд-кембрия и нижнего кембрия. Строение чехла осложнено пластовыми интрузиями долеритов мощностью до 150 м. Общая мощность осадочного чехла изменяется от 1,6 км в присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы до 3 км. на ее склонах.

В качестве региональных стратиграфических подразделений венда приняты горизонты комплексного обоснования (снизу вверх): непский, тирский и даниловский. Если для фанерозоя в качестве основы при выделении стратиграфических подразделений принимаются палеонтологические данные, то в докембрии их недостаточно для детальной корреляции и расчленения разрезов, поэтому за основу принимаются данные ГИС и описание керна [32].

Специфика геологического строения верхнего докембрия внутренних районов Лено-Тунгусской провинции позволяет положить в основу выделения стратиграфических подразделений следующие признаки [81]:

- выдержанность литологического состава верхнедокембрийских толщ на огромных площадях, подтверждаемая прослеживанием реперов, пачек;

- стратиграфические несогласия, перерывы;

- циклическое строение вендских толщ, позволяющее выделить и проследить по территории крупные циклиты - отражение крупных этапов седиментации; при выделении части стратиграфических подразделений существенную роль сыграли палеонтологические данные, например, при выделении юряхского (усть-кутского) горизонта большое значение имеет комплекс водорослей и микрофитолитов.

Ниже приводится характеристика отдельных стратиграфических подразделений.

Вендские отложения на рассматриваемой территории имеют повсеместное распространение. Однако, несмотря на обширный объем геологического материала, положение его возрастных границ, как верхней, так и, особенно, нижней не имеют пока однозначного определения.

В соответствии с Решениями IV Межведомственного совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы [81], основываясь на выдержанности литологического состава, хорошей прослеживаемости пластов и реперов на значительные расстояния, цикличном строении этих отложений, наличии стратиграфических несогласий и перерывов в осадконакоплении, в схеме МСК 1988 г. выделяются донепские отложения и три региональных горизонта комплексного обоснования (непский, тирский и даниловский).

Вещественный состав, стратиграфический объем, мощности и промысловые характеристики этих горизонтов по площади меняются, что послужило основанием для выделения в каждом из таких районов самостоятельных местных стратиграфических подразделений. Проблемы обоснования этой схемы и специфика строения названных выше горизонтов детально рассмотрены в многочисленных работах В.И. Авдеевой, С.Л. Арутюнова, В.Н. Воробьева, Е.М. Галперовой, Д.И. Дробота, А.О. Ефимова, П.Н. Колосова, Н.В. Мельникова, С.И. Сирык, Б.С. Соколова, Л.Ф. Тыщенко, З.Х. Файзулиной, В.В. Хоментовского, Г.Г. Шемина, В.Ю. Шенфиля и многих других исследователей [1,13, 14, 18,30,31,32,36,40,64,65, 66,74,77, 95,98, 100, 104].

Непский горизонт

Нижний горизонт венда (непский) распространен в южной части Лено-Тунгусской НГП. По стратиграфическому объёму он соответствует непской свите в Иркутской области и её возрастным аналогам в республике Саха (Якутия). Непский горизонт составляют нижнечорская подсвита в Ангаро-Ленском регионе, алешинская свита тасеевской серии в Нижнеангарском районе, непская и курсовская свиты в Непско-Ботуобинском районе.

Практически по всей территории НГП горизонт представлен терригенными породами. Постепенное замещение терригенных пород на карбонаты зафиксировано только на северо-востоке бассейна. Непский горизонт разделен на два подгоризонта, которые имеют циклическое строение: в основаниях сложены песчаниками, а в верхних частях - глинистыми породами. Он с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегает на породах рифея, или кристаллического фундамента. Мощность горизонта увеличивается от 0 м в центральных районов до 700 м к окраинам бассейна [32].

Тирский горизонт

Тирский горизонт на территории Лено-Тунгусского НГП распространен почти повсеместно. Горизонт отсутствует в северо-западной части бассейна и в Гаженской зоне Непско-Ботуобинского района. Литология горизонта существенно разнится по площади. На юге и юго-западе в Ангаро-Ленском (верхнечорская подсвита), Нижнеангарском (чистяковская свита) и Предъенисейском (оморинская свита) районах в горизонте преобладают терригенные породы. В Непско-Ботуобинском (тирская и бюкская свиты) районе господствуют сульфатные доломиты вплоть до доломитоангидритов [32].

Мощность горизонта изменяется от 40 м на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы до нуля в ее центральной части. По направлению к Катангской седловине и далее к Байкитской антеклизе мощность его увеличивается до 50 м на Джелиндуконской площади, достигая 141 м в Деликтуконской скв. 1.

Даниловский горизонт

Даниловский горизонт комплексного обоснования имеет повсеместное распространение. В его составе выделяются в Иркутской области и Красноярском крае катангская, собинская, тэтэрская свиты, в Республике Саха (Якутия) - успунская, кубалахская, юряхская свиты. Горизонт, в основном, представлен карбонатными породами: доломит, глинистый доломит, известняк. В основании горизонта залегает Преображенский продуктивный горизонт (Б12), промышленные притоки УВ из которого получены на Верхнечонском, Вакунайском, Даниловском и Севастьяновском месторождениях.

Строение терригенного нефтегазоносного комплекса венда в значительной степени осложняется широким развитием региональных стратиграфических несогласий, обусловленных неоднократным проявлением перерывов в процессе осадконакопления, сопровождавшихся денудацией ранее сформировавшихся отложений. В наиболее яркой форме это явление проявилось на древних положительных структурах Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз, где объемы эродированных осадков, по сравнению со смежными депрессионными зонами, заведомо превышают объемы сохранившихся [32, 100,117,124].

Проблема стратиграфических несогласий в подсолевом терригенном комплексе Сибирской платформы затрагивалась в работах З.А. Акульчевой, С.Л. Арутюнова, В.Н. Воробьева, В.И. Городничева, Н.В. Мельникова, С.А. Моисеева, Я.К. Писарчик. В.Г. Постникова, И.Н. Постниковой, Г.Г. Шемина и многих др. [13,14, 18,63,77,79, 80,100].

В вендском периоде значительную часть времени занимали разноранговые перерывы в осадконакоплении. Основным инструментом выделения перерывом в разрезах венда является детальный анализ каротажа. Пачковое и послойное расчленение разрезов, прослеживание по каротажу позволили выявить крупнейшие (региональные) перерывы, которые сопровождались амплитудными размывами подперерывных отложений. В число таких перерывов входят преднепский и предданиловский. Длительность региональных перерывов в осадконакоплении составляет несколько миллионов лет. Во время перерывов имели место кратковременные опускания и накопления отложений, но эти осадки были размыты при последующих подъемах территории [32].

В пределах терригенного комплекса венда отмечается целый ряд перерывов в осадконакоплении. В 1978г. Н.В. Мельниковым был выделен пострифейский перерыв, наиболее четко фиксируемый в районах Байкитской антеклизы [66]. В 1978г. В.Н. Воробьевым дано обоснование предпарфеновского (предтирского) перерыва в районах Непско-Ботуобинской антеклизы [16]. В 1981г. подобное обоснование было проведено для предданиловского [17], а в 1982г. - для предьярактинского и предталахского [14] перерывов.

Предрифейское стратиграфическое несогласие практически не изучено. Контакт рифейских в основном карбонатных отложений с породами кристаллического фундамента вскрыт лишь единичными скважинами. Область проявления этого несогласия совпадает с зоной развития рифейских отложений и может быть ограничена южными и центральными районами Байкитской антеклизы, Катангской седловиной, северными районами Ангаро-Ленской ступени и Присаяно-Енисейской синеклизы.

Преднепское (предталахское) стратиграфическое несогласие [14] отделяет отложения продуктивного горизонта В13 от подстилающих его пород рифейского комплекса (Катангская седловина, южные склоны Байкитской антеклизы, северная часть Ангаро-Ленской ступени) и кристаллического фундамента (Непско-Ботуобинская антеклиза). Данный перерыв имел место в начале вендского периода. Его длительность на бортах Сибирской платформы оценена в 15 млн. лет. В центральных районах платформы перерыв существовал с начала венда (600 млн. лет) и до начала формирования немакитдалдынского яруса венда (545 млн. лет). На юго-восточной окраине платформы перерыв начался после отложения хоронохской свиты (600 млн. лет), а завершился - в начале непского времени (585 млн. лет) [32]. Действие перерыва проявилось в срезании верхних пачек рифейского карбонатного комплекса с формированием в нем коллекторов. В керне поверхность несогласия проявляется в виде резкого литологического контакта, а также в угловом несогласии (до 5-10°). Кроме того, породы непской свиты налегают на различные стратиграфические уровни рифея, представленные породами различного литологического состава. Наиболее четко перерыв прослеживается на северо-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, где из разреза выпадают отложения рифея, и непская свита залегает на породах кристаллического фундамента [32,117].

Внутринепское (предъярактинское, внутриванаварское) стратиграфическое несогласие [14] отделяет отложения верхненепской подсвиты от подстилающих глинисто-алевритовых отложений покрышки пласта В13, пород рифея или кристаллического фундамента.

Данный перерыв относится к числу явлений регионального плана и прослеживается практически по всему полю развития терригенного комплекса. В присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы перерыв наиболее четко фиксируется на участках Куландинской и Верхнечонской площадей. Аналогичное явление прослеживается также и в пределах Дулисьминской площади. /

Относительная глубина внутринепского эрозионного среза оценивается в 20-25 м на Верхнечонском месторождении, 30-35 м на Дулисьминском и 8-12 м на участке Собинской и Ванаварской площадей.

Помимо закономерного сокращения мощности перемычки вследствие размыва, она может уменьшаться также на участках опесчанивания ее пород. Однако, отличить данное явление несложно, анализируя характер площадного развития мощностей продуктивных горизонтов и межпластовой перемычки.

В зоне развития непской свиты перерыв приурочен к поверхности раздела между ее верхней и нижней подсвитами, располагаясь в подошве продуктивного горизонта Вю, что позволяет использовать поверхность несогласия в качестве надежного коррелятива при сопоставлении разрезов разнофациальных зон.

Предтирское (предпарфеновское, предоскобинское) стратиграфическое несогласие [16] относится к числу наиболее крупномасштабных и наиболее четко выраженных. Оно отделяет отложения тирской (оскобинской) свиты от подстилающих отложений непской (ванаварской), а в зонах отсутствия последней - на породах рифея или кристаллического фундамента. Наиболее контрастно данное несогласие прослеживается в зонах сочленения положительных и депрессионных структур древнего заложения. Величина предтирского эрозионного среза достигает 50 м.

К поверхности предтирского перерыва приурочены отложения продуктивного горизонта В5, который протягивается вдоль юго-западного склона Непско-Ботуобинской антеклизы (Верхнекатангская, Верхнетирская, Потаповская, Касаткинская и др. площади) и распространен в северных районах Ангаро-Ленской ступени.

Предцаниловское (предкатангское) стратиграфическое несогласие отделяет отложения даниловской свиты (катангская, собинская и тэтэрская свиты) и ее аналогов от подстилающих отложений тирской, а в зонах отсутствия последней - от непской свиты [17], или от пород рифейского комплекса и кристаллического фундамента.

В наиболее четкой форме несогласие проявляется в присводовых участках положительных структур древнего заложения. Следствием проявления перерыва следует считать полную денудацию тирской свиты в центральных районах Непско-Ботуобинской антеклизы и на склонах Байкитской антеклизы. Верхние горизонты тирской (оскобинской) свиты выпадают из разрезов в пределах Собинской и Ванаварской площадей. Величина эрозионного среза в пределах Катангской седловины, Байкитской антеклизы и западного склона Непско-Ботуобинской антеклизы оценивается в 90-100 м.

Необходимо отметить, что многие черты нефтегазоносности терригенного комплекса венда в пределах центральной части провинции обусловлены неоднократными перерывами в осадконакоплении. В ходе перерывов происходили глубокие размывы нефтегазоносных толщ, результатами которых явилось сокращение общего объема осадочных образований в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, где уничтожено соответственно до 50 % мощности терригенного комплекса [118]. Положительным аспектом проявления перерывов явилось формирование регионально выдержанных надперерывных песчаных горизонтов типа В5, Вю и В13, с отложениями которых связано подавляющее число залежей нефти и газа в пределах Лено-Тунгусской провинции.

1.2. Тектоника

Современное строение Сибирской платформы является результатом длительной и сложной истории ее тектонического развития.

Вопросы тектоники центральной части Лено-Тунгусской провинции достаточно подробно изложены в многочисленных работах С.Л.Арутюнова, С.Ю. Беляева, М.П.Гришина, В.В.Забалуева, A.A. Конторовича, А.Э.Конторовича, Н.В.Мельникова, В.С.Суркова, B.C. Старосельцева, М.М. Мандельбаума, A.B. Мигурского, А.В.Хоменко и многих других исследователей [3, 30, 31, 32, 40, 42, 43, 46, 47, 48, 62, 63, 72, 74, 97, 98], поэтому здесь можно ограничиться лишь общими вопросами, косающимися тектонического районирования Лено-Тунгусской НГП.

В объеме осадочного чехла платформы обычно выделяют три структурных этажа: нижний, соответствующий кристаллическому фундаменту архейского и протерозойского возраста, средний, включающий в себя отложения рифейского комплекса, и верхний, в состав которого входят собственно платформенные отложения венда и кембрия.

В объеме верхнего структурного этажа Лено-Тунгусской НГП выделяют следующие надпорядковые структуры: Байкитская и Непско-Ботуобинская антеклизы, Курейская и Присаяно-Енисейская синеклизы, Катангская седловина и Ангаро-Ленская ступень, Предпатомский региональный прогиб [32].

Ангаро-Ленская ступень занимает площадь 225 тыс. км2 и располагается к юго-западу от Непско-Ботуобинской антеклизы, с которой граничит по изолинии минус 2000 м. На северо-западе и западе она ограничена Присаяно-Енисейской синеклизой по изогипсе минус 2500 м, на востоке - Предпатомским региональным прогибом. Амплитуда ступени превышает 1000 м. На ее территории выделены две структуры II порядка -Братский и Ковыктинский выступы, расположенные в северо-западной и средней ее частях и две II порядка - Верхнеангарский структурный мыс и Божеханский вал.

Площадь Братского выступа, имеющего клиновидную форму и северо-западное направление, составляет 15000 км2. С запада выступ оконтурен по изогипсе минус 3100 м, с востока - минус 2100 м. Амплитуда составляет около 1000 м. Братский выступ расположен в северо-западной части ступени. Площадь положительной структуры I порядка составляет почти 15000 км2, с запада выступ оконтурен по изогипсе минус 3100 м, с востока - минус 2100 м. Амплитуда составляет около ~1000 м. Выступ имеет клиновидную форму, острый конец клина направлен на северо-запад.

Непско-Ботуобинская антеклиза площадью 220 тыс. км2 западной своей частью граничит с Курейской и Присаяно-Енисейской синеклизами и Катангской седловиной. Она вытянута в северо-восточном направлении. В сводовой ее части поверхность фундамента поднимается до абсолютных отметок минус 1,2 км, а на контуре погружается до минус 2,5-3 км. Антеклиза оконтурена, большей частью, по изогипсе минус 2000 м, хотя в целом её граница имеет пликативно-дизъюнктивный характер. Наиболее нарушена граница структуры на востоке, где наблюдаются сложные системы грабенов и горстов с высокими амплитудами смещения. Эти системы отделяют Непско-Ботуобинскую антеклизу от Ыгыаттинской впадины. На юго-востоке антеклиза граничит непосредственно с Предпатомским региональным прогибом по крупным разломам северовосточного простирания. На юго-западе надпорядковая структура переходит в Ангаро-Ленскую ступень, а севернее отделяется от Байкитской антеклизы Катангской седловиной. Разрез чехла слагают в основном карбонатные и соленосные породы раннепалеозойского возраста. На склонах антеклизы залегают терригенные и терригенно-карбонатные вендские, а в ряде случаев и рифейские породы.

В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы выделяется два тектонических элемента I порядка - Непский свод и Мирнинский выступ. Свод охватывает самую приподнятую ее область. Непский свод в продольном сечении антеклизы расположен симметрично относительно ее периклиналей, а в поперечном прижат к ее юго-восточной границе. Площадь Непского свода составляет 27 тыс. км2. Он оконтурен по абсолютной отметке минус 1100 м, имеет форму равностороннего треугольника, вытянуть в северо-восточном направлении на 280 км при средней ширине около 200 км. Его амплитуда составляет почти 500 м. В целом свод имеет правильное концентрическое строение, нарушен системами разломов северо-восточного и северо-западного простирания. К северо-востоку от Непского свода расположен Мирнинский выступ. С востока структура оконтурена по изолинии минус 1200 м, с севера, северо-востока и северо-запада по изогипсе минус 1400 м. На юге выступ не замкнут. Большая часть территории структуры I порядка интенсивно нарушена дизъюнктивными дислокациями. Выступ вытянут по удлинению Непско-Ботуобинской антеклизы, имеет ромбовидную форму, охватывает площадь 15,3 тыс. км , его амплитуда превышает 200 м.

Кроме Непского свода и Мирнинского выступа на территории антеклизы выделяется три положительные пликативные структуры ~ II порядка - - Умоткинский - и Алтыбский структурные мысы и Усть-Кутское куполовидное поднятие [32,87, 88].

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Воробьев, Владимир Сергеевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты проведенных исследований сводятся к следующему:

1. Выполнен критический анализ современных методов оценки проницаемости терригенных пород. Большинство применяемых методов оценки проницаемости по указанным данным либо не обеспечивают необходимой точности при оценке проницаемости пород с высокой степенью литологической изменчивости, либо требуют привлечения глубоких петрофизических исследований и специфических методов ГИС, редко применяемых на практике. Установлено, что наиболее перспективной представляется оценка проницаемости продуктивных отложений на основе комплексирования данных ГИС и результатов петрофизических исследований керна.

4. На основе анализа проницаемости пород и районирования вендского комплекса выделены зоны развития улучшенных коллекторов Ковыктинского ГКМ. Зоны улучшенных коллекторов пласта Пг парфеновского продуктивного горизонта сосредоточены в центральной части месторождения, где их толщины достигают 10-15 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов до 35 м. Зоны улучшенных коллекторов пласта П1 парфеновского горизонта относятся к южным и юго-восточным частям Ковыктинского месторождения, где их толщины не превышают 5 м при суммарных толщинах коллекторов всех классов в 10,7 м.

Полученные результаты могут быть использованы при планировании и проведении нефтегазопоисковых работ в пределах центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП. Методика прогноза проницаемости на основе комплексирования данных ГИС и результатов петрофизических исследований может применяться для пород с высокой степенью литологической изменчивости (развитием процессов глинизации, карбонатизации и ангидритизации порового пространства), характерной для терригенных отложений венда Лено-Тунгусской НГП.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Воробьев, Владимир Сергеевич, Новосибирск

1. Акульчева З.А., Сачук А.Н. Литолого-фациальные особенности нижнекембрийских отложений северо-востока Ангаро-Пеледуйской антеклизы в связи с перспективами на нефть и газ. - В кн.: Геология и нефтегазоносность юга Восточной Сибири. М., 1969» с.14-31.

2. Антонова Т.А., Килина Л.М., Мельников Н.В. Флюидоносные комплексы Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В кн. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов Сибири. Новосибирск. 1977. с.75-79.

3. Арутюнов С.Л. Стадии развития и основные элементы тектонического районирования Сибирской платформы. В кн.: Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. Иркутск, 1979. с. 9-10.

4. Баженова Т.К., Кащенко С.А. Основные этапы миграции нефти в Тунгусском нефтегазоносном бассейне // Геология нефтегазоносных районов Сибири. -Новосибирск. 1971. с.130-136.

5. Башлыкин И.И. Количественная оценка проницаемости пород-коллекторов. -Нефтегазовая геология и геофизика, 1979,N3, с. 37-42.

6. Берлин A.B. Оценка относительных проницаемостей пород на стадии проектирования разработки.- Нефтяное хозяйство, 1982, N6,c.23-25.

7. Боганик В.Н., Анализ влияния диаметра фракции на остаточную водонасыщенность, пористость и проницаемость.

8. Брылкин Ю.Л., Воробьев C.B., Ващенко В.А. Определение эффективной мощности терригенных коллекторов Восточной Сибири // Новые данные по петрофизике и промысловой геофизике нефтегазоносных провинций Сибири. Новосибирск. 1987. -с.49-54.si

9. Вожов В.И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра. 1987, - 204 с.

10. Волощук Г.М. Подземная нефтегазовая гидродинамика.

11. Воробьев В.Н., Александров В.В., Арутюнов C.JI. Внутримотский региональный перерыв в южных районах Сибирской платформы // Геология и геофизика. 1982.- № 7, с.133-137.

12. Воробьев В.Н. Стратиграфические несогласия в южных и центральных районах Сибирской платформы // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции.- Новосибирск. 1982. с.4-7.

13. Воробьев В.Н. Геологические условия и методика поисков и разведки месторождений нефти и газа в центральных районах Лено-Тунгусской провинции: Дис. д-ра г.- м. н. -Новосибирск. 1986.- 300 с.

14. Воробьев В.Н., Афанасьев С.А., Кондратенко Т.И. и др. Продуктивные горизонты в кембрийских и рифейских отложениях Сибирской платформы. В кн.: Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. 1978. с.98-107.

15. Воробьев В.Н. Закономерности размещения залежей нефти и газа в отложениях венд-кебрийского терригенного комплекса Сибирской платформы. В книге нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск. 1981, с.48-55.

16. Воробьев В.Н. Стратиграфические несогласия в венд-кембрийских отложениях южных и центральных районов Сибирской платформы. Геология и нефти и газа. - 1980. № 1. с.1-5.

17. Лено-Тунгусской провинции. // "Геомодель-2008": Тез. докл. конференции, Геленджик, 2008.

18. Воробьев B.C. Уточнение геологической модели залежей Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (Восточная Сибирь). // "Геомодель-2010": Тез. докл. конференции, Геленджик, 2010.

19. Воробьев C.B. Прогноз типов залежей нефти и газа на Катангской седловине // "Вопросы оптимизации прогноза поисков и разведки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе: "Тез. докл. Всесоюз. совещания. Иркутск, 1987. - с.73-74.

20. Воробьев C.B., Моисеев С.А. Взаимоотношение продуктивных горизонтов Катангской седловины и Непско-Ботуобинской антеклизы // "Проблемы геологии Красноярского края в разработках молодых ученых ": Тез. докл. к конференции.- Красноярск, 1988. -с.8-10.

21. Воробьев C.B. Терригенные нефтегазоносные отложения венда в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // "Проблемы геологии Красноярского края в разработках молодых ученых": Тез. докл. к конференции.- Красноярск. 1988. с.10-11.

22. Воробьев C.B. Прогноз типов ловушек нефти и газа в отложениях вендского терригенного комплекса центральных районов Лено-Тунгусской провинции.// " Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы": Новосибирск. 1988.

23. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции./ под. ред. Н.В.Мельникова. М.: Недра. 1977. - 205 стр.

24. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири./под.ре д. В.В.Забалуева. Л.: Недра. 1980. - 193 стр.

25. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред.М.,Недра, 1970.224с.

26. Гутина О.В. Пласты коллекторы оскобинской свиты Камовского свода и его склонов // Поиски и разведка месторождений нефти и газа в Красноярском крае: Тез. докл. VII региональной научно-практической конференции. Красноярск. 1988. - с.40-42.

27. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1988.

28. Детальная корреляция разрезов венда и кембрия юга Сибирской платформы. /Н.В.Мельников» А.О.Ефимов, Л.И.Килина и др. // Геология и нефтегазоносность Восточной Сибири. Новосибирск. 1978. - с.3-26.

29. Дорогиницкая Л.М. Дергачева Т.Н., Анашкин А.Р. Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС. Новосибирск, 2007.

30. Дробот Д.И., Золотое А.Н., Конторович А.Э. Геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности докембрийских отложений юга Сибирской платформы. Москва.: Недра. 1974. -160 стр.

31. Еникеев Б.Н. Моделирование в петрофизике (некоторые проблемы и перспективы) // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. ВНИИОЭНГ. - 2008, № 1.

32. Жуковин Ю.А. Стратиграфия подсолевого комплекса Катангской седловины. Геология и нефтегазоносность Красноярского края Красноярск, 1983. - с. 16-19.

33. Железнова А.П. Гранулометрический состав и условия формирования песчаников парфеновского горизонта Марковского газоконденсатного месторождения // Нефтегазоносность юга Восточной Сибири.-М.: Недра, 1972. с.8-12.

34. Болотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ.- М.: Недра. 1982. 240 с.

35. Зоны нефтегазонакопления в подсолевых вендско-, нижнекембрийских отложениях центральной части Лено-Тунгусской провинции./ Н.В. Мельников, Г.Г. Шемин, В.Е. Делова и др. // Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. Иркутск. 1984. - с.96-98.

36. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1981.

37. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A.A. Главные зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской провинции // Развитие учения академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск. 1985. - с. 22-42.

38. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. Новосибирск. 1975. - с.4-21.

39. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Шемин Г. Г. Основные зоны нефтегазонакопления в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // Нефтегазоносные комплексы перспективных земель Красноярского края. Красноярск» 1974. - с. 11-13.

40. Короткое К.В., Плешаков В.К. К вопросу оценки коэффициента проницаемости по данным комплекса петрофизических, гидродинамических и геофизических исследований// Каротажник № 6. Тверь, 2007 . с.39-59.

41. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., Недра, 1977,320 с.

42. Кренцлер Б.Б., Левченко И.Г. Рифейские отложения Байкитской антеклизы и Катангской седловины //Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. -Новосибирск. 1985. с.42-49.

43. Ларичев А.И., Стариков Л.Е., Чеканов В.И. Прогноз зон нефтегазонакопления в Катангской седловине // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. -Новосибирск, 1987, с.73-82.

44. Леонтьев Е.И. Влияние аномальной электропроводности связанной воды на удельное электрическое сопротивление горных пород. Тр. СНИИГИМС, вып. 133. Новосибирск, 1971, с.84-96.

45. Леонтьев Е.И. Петрофизика нефтегазовых коллекторов мезозоя Западной Сибири и использование ее результатов для интерпретации данных промысловой геофизики. Диссертация на соискание ученой степени д.г.-м.н., М., 1975.

46. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы / Мин-во геол. СССР, Сиб. науч.-произв. объединение по геолого-геофизическим работам. Сост. Т.И. Гурова. Л.С. Чернова. М.М. Потлова и др. М.: Недра. 1988. - 254 с.

47. Ловецкий Е.Е., Селяков В.И. Перколяционные модели фильтрационных свойств среды // Известия АН СССР. МЖГ. 1984, № 3, с.81-86.

48. Малышков А.В., Ефимов В.А. Проницаемости и перколяционные свойства порового пространства осадочных горных пород // Инженерный журнал. 1991, №4, с. 635-640.

49. Мандельбаум М.М. Нёфтегазоносность палеозойских отложений Непского свода. В кн.: Нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока. Новосибирск, 1981. с.83-90.

50. Мандельбаум М.М., Рабинович Б.И., Сурков B.C. Прямые геофизические методы поисков месторождений нефти и газа (на примере Сибирской платформы). В кн.: Научное наследие академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск. 1984.-с. 8-19.

51. Мельников Н.В. Венд-нижнекембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (стратиграфия, история развития). Новосибирск., 2009,147 с.

52. Мельников Н.В. Сравнительная оценка нефтегазоносных комплексов венда Лено-Тунгусской провинции // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. Новосибирск. 1982. - с.72-88.

53. Мельников Н.В., Килина Л.И., Назимков Г.Д. Низы кембрия и рифея в районе среднего течения р. Подкаменной Тунгуски. В кн. Литология и коллекторские свойства палеозойских и мезозойских отложений Сибири. Новосибирск, 1976, с.53-56.

54. Мельников Н.В. Корреляция подсолевых нефтегазоносных отложений юга Сибирской платформы. Геология и геофизика. - 1982, № 3. с.29-40.

55. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. М. Тверь. 2003.

56. Методические указания. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39. 0-109-01. М., 2002.

57. Методические указания по проведению геофизических исследований скважин для условий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Тюменская область). Тюмень,1986.

58. Мигурский A.B., Старосельцев B.C. Влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность / Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. Новосибирск,1987. с. 90-96.

59. Мирончик К.Д., Боганик В.Н., Обобщение лабораторных анализов керна с целью получения палеток для определения относительных проницаемостей по воде и нефти в. кн. Прикладная геофизика, вып.115. М., Недра, 1986, с.1090-116.

60. Непско-Ботуобинская антеклиза новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР / A.C. Анциферов, В.Е. Бакин, В.Н. Воробьев и др. - Новосибирск: Наука, 1986. -: 245 с.

61. Пирсон С. Учение о нефтяном пласте. М., Гостоптехиздат, 1961,534 с.

62. Писарчик Я.К. О корреляции разрезов кембрия юга Сибирской платформы по данным литолого-фациального анализа // Стратиграфия докембрия и кембрия Средней Сибири. Красноярск. 1967. с.69-75.

63. Постников В.Г., Постникова И.Е. К стратиграфии и сопоставлению верхнерифейских и вендских отложений юга Сибирской платформы и ее обрамления. Изв. АН СССР. Сер. Геол., 1968. № 7, с.85-94.

64. Решения четвертого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы.-Новосибирск. 1989. 64 с.

65. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1988.

66. Сковородников И.Г. Геофизические исследования скважин. Екатеринбург: УГГТ, 2003.

67. Смит Ч.Р. Технология вторичных методов добычи нефти. М., недра, 1971, 344 с.

68. Старосельцев B.C. Тектоника Тунгусской синеклизы // Вопросы тектоники древних платформ. Новосибирск: Наука, 1974. с. 47-49.

69. Старосельцев B.C. Историко-тектоническое положение траппов Сибирской платформы // Новосибирск, 1983. с. 88-97.

70. Стратиграфия подсолевого комплекса Катангской седловины /Ю.А. Жуковин. Р.Б. Карпинский. Л.Л. Кузнецов и др. // Геология и нефтегазоносность Красноярского края. Красноярск. 1983. с.16-18.

71. Тектоника нефтегазоносных областей юга Сибирской платформы / Под ред. С.Л. Арутюнова, В.П. Корчагина. М.: Недра. 1982. - 92 с.

72. Конторович А.Э., Беляев С.Ю., Конторович А.А., Старосельцев B.C. и другие. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика, 2009, т/50, №8 с. 851-862

73. Тиаб Д., Доналдсон ЭЛ., Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. Москва, 2009 863с.

74. Тыщенко Л.Ф. Классификация ловушек и залежей нефти и газа в подсолевом терригенном комплексе Иркутского НГБ // Геология нефти и газа. 1985. - № 2.- с.8-11.

75. Тыщенко Л.Ф. Региональные корреляции отложений мотской свиты в Иркутском амфитеатре //Проблемные вопросы литостратиграфии. -М.: Наука, 1980. с.149-158.

76. Фурсов А .Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985.

77. Хоменко A.B. Влияние траппов на коллекторские свойства вмещающих пород (на примере месторождений Лено-Тунгусской провинции) // Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. Новосибирск. 1988. - с.94-98.

78. Хоментовский В.В. Венд. Новосибирск. Наука. 1976. - 271 с.

79. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангской седловины). Новосибирск. Издательство СО РАН. 2007. - 467 с.

80. Шемин Г.Г., Мельников Н.В. Тектонические предпосылки нефтегазоносности южной части Сибирской платформы.- В кн.: Тектоника нефтегазоносных отложений Сибирской платформы. Новосибирск: изд. СНИИГТИМС, 1983. с.57-65.

81. Шемин Г. Г. Время формирования ловушек нефти и газа в Лено-Тунгусской провинции // Геология месторождений нефти и газа Сибирской платформы. Новосибирск, 1984. -с.54-55.

82. Шенфиль В.Ю. Поздний докембрий Сибирской платформы. Новосибирск, 1991. - 185 с.

83. Эланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. М., 2001.

84. Элланский М.М. Результаты опробования и внедрения разработок ЗАО «Пангея» в области многомерной петрофизики и комплексной интерпретации данных ГИС в Западной Сибири.

85. Carman Р.С. Flow of gases in porous media. London, 1956, p.182

86. Grain E. R. Calculating permeability, productivity, reservoir volume and cash flow. // The Log Analysis Hand book. 1986, № 3, p.294-322.

87. Kozeni H. Pressure transient analysis of nacturally fractured reservoir with uniform fracture distribution. Soc. of Petroleum Engineers Journal, 1969, dec., p. 426-451

88. Schlumberger log interpretation principles/applications. Sugar Land, Texas, 1998.

89. Shokir E.M.E1-M., Alsughayer A.A., Al-Ateeq A.A1. Permeability estimation from well log responses // JCPT, volume 46, 2006 p.41-46

90. Slichter C.S. Theoretical investigation of the motion of ground waters.- 19th Am.Rep.U.S.Geol.Survey, 1989, v.2, p.295-384.

91. Kumar N., Frailey S. Using well logs to infer permeability: will there ever be a permeability log? // www.spe.org

92. Букаты М.Б. (отв. исп.) Совершенствование методики гидрогеологических исследований глубоких скважин с целью повышения достоверности прогноза нефтегазоносности территории Красноярского края. Отчет ТПИ Томск. 1987.

93. Воробьев В.Н. (отв. исп.) Закономерности строения месторождений нефти и газа Лено-Тунгусской провинции, методы их прогнозирования и промышленной разведки. Отчет СНИИГТиМС Новосибирск. 1983.

94. Воробьев В.Н. Геологические условия поисков и разведки месторождений нефти и газа в центральных районах Лено-Тунгусской провинции //Автореферат дисс. на соискание уч. степени доктора геол. минер, наук. - Новосибирск. 1986. - 30 с.

95. Скрылев С. А., Касаткин В.Е. и др. Предварительная геолого-экономическая оценка Оморинского, Юрубченского. Сузунского и вновь открытых месторождений (Красноярский край). Отчет ПГО «Енисейнефтегазгеология» Красноярск, 1989.

96. Топешко В.А. Типы залежей нефти и газа в центральных районах Непско-Ботуобинской антеклизы в связи с оптимизацией их поисков и оценки // Автореферат дисс. на соискание уч. степени кандидата геол.- минер, наук. Новосибирск, 1991. -170 с.

Информация о работе

Воробьев, Владимир Сергеевич
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2011
ВАК 25.00.12

Диссертация

Оценка проницаемости песчаников венда по данным ГИС и петрофизических исследований - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы