Разработка методики выделения и оценки по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи нижнего мела Среднего Приобья на примере Нижневартовского свода

Мусихин, Владимир Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Разработка методики выделения и оценки по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи нижнего мела Среднего Приобья на примере Нижневартовского свода
ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики выделения и оценки по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи нижнего мела Среднего Приобья на примере Нижневартовского свода"

На правах рукописи

РГВ од

13 дек ?!т

МУСИХИН Владимир Александрович

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ . ВЫДЕЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ ПО ГИС СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ НИЖНЕГО МЕЛА СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ НА ПРИМЕРЕ НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДА

Специальность: 04.00.12 — геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Тверь - 2000

Работа выполнена в ТПП "Покачевнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" НК "ЛУКойл"

Научные руководители:

• доктор геолого-минералогических наук Яценко Г. Г.

• кандидат геолого-минералогических наук Драцов В. Г.

Официальные оппоненты:

• доктор геолого-минералогических наук Топорков В. Г.

• кандидат геолого-минералогических наук Дузин В. И.

Ведущая организация: Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ)

Защита состоится 29 июня 2000 г. в 10 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д169.13.01 в акционерном обществе открытого типа "Научно-производственное предприятие по геофизическим работам, строительству и заканчиванию скважин (АООТ НПП "ГЕРС") по адресу:

170034, г. Тверь, пр-т Чайковского, 28/2

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПЦ "Тверьгеофизика".

Автореферат разослан 27 мая 2000 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета, /7 *

доктор технических наук, профессор А.И.Фионов

3 ) Уо-3. О <£> ^з. 1 -2 е О

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Крупные месторождения нефти Среднего Приобья и Нижневартовского свода находятся в промышленной разработке свыше 20 лет. Активные запасы нефти неокомского нефтеносного комплекса в значительной мере выработаны. Обеспечение уровня добычи нефти требует повышения эффективности геологоразведочных работ по восполнению сырьевой базы.

Наиболее полно геолого-геофизическим изучением охвачен не-окомский нефтеносный комплекс, менее полно освещен верхнеюрский комплекс. Целенаправленного изучения отложений ачимовской толщи Нижневартовского свода не проводилось. Однако на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) на долю ачимовского нефтегазоносного комплекса приходится свыше 6% потенциальных ресурсов нефти и 9% общего число выявленных залежей, всего 345 залежей нефти. Годовая добыча нефти по ХМАО из ачимовского нефтегазоносного комплекса в 1998 г. составила 2.172 млн. тонн, накопленная добыча 17.7 млн. тонн.

За время поисково-разведочных работ и разбуривания нефтяных месторождений на Нижневартовском своде накоплен значительный объем геолого-геофизической информации по коллекторам ачимовского нефтеносного комплекса. Однако выполненный комплекс геофизических исследований скважин и применяемые методики геологической интерпретации ГИС не позволяют достоверно определить коллекторские свойства проницаемых пластов ачимовской толщи и их насыщение. По результатам оперативной интерпретации ГИС интервал ачимовской толщи нередко пропускается или, что часто, выдается ошибочное заключение, не подтверждающееся испытанием пласта в колонне. Ачимовские отложения имеют клиноформную морфологию песчаных тел.

Коллекторы ачимовской толщи имеют ряд специфических особенностей: резкую литологическая неоднородность, ограниченное локальное распространение, низкую проницаемость и, как следствие, продуктивность, высокую остаточную водонасыщенность.

Сложность строения коллекторов ачимовской толщи отражается в неустойчивых петрофизических связях, что приводит к существенным погрешностям определения расчетных параметров в подсчете запасов нефти.

Затрудняющим фактором оценки кондиции коллекторов ачимов-ских отложений является то обстоятельство, что они вскрываются бурением эксплуатационными скважинами, где выполняется сокращенный комплекс ГИС.

В последнее время получено много новых геологических материалов по ачимовской толще: лабораторные исследования керна, результаты опробований и испытаний пластов, данные расширенного комплекса ГИС. Новые материалы требуют серьезного осмысления результатов для изучения методами ГИС сложно построенных коллекторов.

Диссертационная работа выполнена с целью разработки методики выделения и оценки по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи Нижневартовского свода. Выполнен анализ и систематизация накопленной геолого-геофизической информации по отложениям ачимовской толщи, анализ существующих методик интерпретации ГИС, выявлена низкая достоверность оперативных заключений и слабая обоснованность подсчетных и геолого-промысловых параметров коллекторов толщи.

В диссертации усовершенствованы методики выделения коллекторов по граничным количественным критериям, определения емкостных и фильтрационных параметров, расчета коэффициента нефтенасыщенности для ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода. Разработаны рекомендации по целенаправленному дальнейшему изучению отложений ачимовской толщи Среднего Приобья.

Цель работы:

повышение эффективности геофизических исследований скважин и достоверности геологической интерпретации материалов ГИС путем разработки методики выделения и оценки сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи Нижневартовского свода.

Основные задачи исследования:

• детальная корреляция разреза ачимовской толщи Нижневартовского свода и выделение основных типов разрезов;

• анализ существующих методик, приёмов и процедур геофизической и геологической интерпретации ГИС;

• совершенствование существующих и разработка новых методических приемов литологического расчленения разреза, выделения коллекторов, определения величин пористости, проницаемости, коэффициентов нефтенасыщенности по материалам ГИС;

• апробация разработанной методики геологической интерпретации ГИС при оперативной интерпретации и подсчёте запасов.

Методы исследования:

• анализ и систематизация геолого-геофизический информации;

• геологическая интерпретация ГИС по существующим методикам, сравнительный анализ полученных результатов с данными керна, опробований и испытаний;

• установление петрофизических зависимостей «керн-керн», «керн-ГИС» на основе статистических гипотез о взаимосвязи между параметрами, регрессионно-аппроксимационный анализ и оптимизация теоретических моделей;

• интерпретация ГИС по усовершенствованной методике, анализ достоверности полученных результатов на основе их статистической обработки и сопоставления с данными керна, опробований, испытаний. Научная новизна работы.

Впервые применительно к ачимовским отложениям Нижневартовского свода:

1. Выполнено обоснование граничных величин выделения коллекторов по методам ГК, АК, ГГКП;

2. Получены петрофизические зависимости для определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности коллекторов по комплексу ГИС, уточнена зависимость для определения коэффициента абсолютной проницаемости;

3. Созданы формализованные модели интегрированной интерпретации ГИС, обеспечивающие повышение достоверности результатов. Фактический материал и методика исследований.

Диссертация базируется на обширном фактическом материале, полученном при геологоразведочных работах на площадях и эксплуатации месторождений Нижневартовского свода. Автором выполнена систематизация геолого-геофизических материалов за период 1980-1999 г.г. во время работы в тресте «Нижневартовскнефтегеофизика», НАЦ АО «Лангепас-нефтегаз», тематической партии ТГТП «Покачевнефтегаз».

При выполнении работы изучены и проанализированы материалы глубокого бурения, промыслово-геофизические и гидродинамические исследования сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи. В диссертации использованы материалы сейсморазведки, лабораторные исследования керна, данные о физико-химических свойствах пластовых жидкостей из коллекторов ачимовской толщи. Привлекались для анализа и сопоставления научно-методические работы, выполненные ИГГ СО РАН, ЗапСиб-НИГНИ, ВНИГИК, ТТЭ концерна Главтюменьгеология, СибНИИНП, НИПИнефтегаз. Изучена печатная и фондовая научно-исследовательская литература различных авторов по геологии и геофизическим исследованиям ачимовской толщи Западной Сибири.

Обработка фактического материала проводились на основе общенаучных методов, адаптированных к условиям Западной Сибири. Широко использованы компьютерные технологии в систематизации, обработке и анализе материалов, оформлении полученных результатов.

Практическая ценность.

Разработанная методика выделения и оценки коллекторов по ГИС повысит эффективность применения ГИС в целях выделения и оценки коллекторов при оперативной интерпретации и подсчёта запасов и проектировании разработки залежей нефти в ачимовской толще Нижневартовского свода.

Основные защищаемые научные положения и результаты.

1. Детальная корреляция разрезов ачимовских отложений с опорой на расширенный комплекс ГИС и привлечением данных сейсморазведки и, на этой основе, площадное распространения ачимовских пластов нижнего мела в пределах западного склона Нижневартовского свода;

2. Количественные критерии выделения сложнопостроенных коллекторов ачимовских отложений;

3. Петрофизические зависимости и комплекс методических приёмов и процедур для определения коэффициентов пористости и нефтенасы-щенности.

Реализация результатов работы.

Методика реализована при: оперативном подсчете запасов нефти в залежах ачимовской толщи Кечимовского месторождения (результаты прошли апробацию в ЦКЗ РФ); оперативном выделении и оценке коллекторов нижней пачки ачимовской толщи Юккунского участка Северо-Покачевского месторождения и ачимовских пластов Ключевого месторождения, а также Ахтамарской площади Покачевского месторождения в целях определения объектов испытания в колонне; прогнозирование зонального распространения ачимовских отложений при составлении проектов доразведки Кечимовского месторождения и Юккунского лицензионного участка Северо-Покачевского месторождения. Методика выделения и оценки коллекторов ачимовской толщи по материалам ГИС применена в ранее пробуренных скважинах, что позволило выявить пропущенные залежи нефти на территории Лас-Еганского, Нонг-Еганского, Покачевского, Урьевского и Ключевого месторождений.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:

1. Всесоюзной конференции «Вопросы геофизических исследований скважин и совершенствования цифровой регистрации» (г. Небит-Даг, 1989 г.);

2. Научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа», (г. Ханты-Мансийск, 1999 г.);

3. Научно-практической конференции «Современные геофизические технологии интенсификации притоков, контроля за разработкой нефтегазовых месторождений и эксплуатацией ПХГ, капитальным ремонте скважин»,(г.Тверь, 1998 г.).

Публикации. Результаты исследований автора изложены в 5 опубликованных работах в соавторстве.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, общим объемом 96 страниц машинописного текста, иллюстрирована 11 графическими приложениями, 20 графиками и 4 таблицами. Список использованной литературы содержит 16 наименований.

Диссертационная работа базируется на результатах исследований, выполненных автором лично и при его непосредственном участии под научным руководством доктора геолого-минералогических наук Г. Г. Яцен-ко и кандидата геолого-минералогических наук В. Г. Драцова.

Исходным фактическим материалом для диссертации послужили материалы ГИС, полевое описание и лабораторных определения керна, результаты опробований и испытаний пластов, опубликованные и фондовые литературные источники. Петрофизические исследования выполня-

лись в Центральной Лаборатории (ЦЛ) концерна «Главнюменьгеология», АООТ СибНИИНП, ЗАО «СИБКОР», ЦИК и ПФ ТПП «Когалымнефте-газ».

Автор выражает искреннюю благодарность и глубокую признательность научным руководителям: д.г.-м.н. Г. Г. Яценко и к.г.-м.н. В. Г. Дра-цову за чуткое руководство в процессе подготовки работы; благодарность коллективам геологических служб ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Пока-чевнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», отдела геологии и разработки месторождений Лангепасского и Покачевского районов СибНИИНП, отделения «Подсчёт» ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» за большую помощь, ценные практические советы и моральную поддержку при выполнении диссертационной работы.

Содержание работы

Во введении освещена актуальность объекта изучения, сформулированы основные цели и задачи исследований, определены основные защищаемые в диссертации положения, приведены научные результаты работы, изложена научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе обоснован выбор объекта исследования - ачимов-ская толща месторождений и площадей Нижневартовского свода как территории с типичными свойствами ачимовского комплекса, рассмотрены вопросы тектонического строения Нижневартовского свода и стратиграфического разделения нижней подсвиты мегионской свиты, включающей ачимовские отложения.

Стратиграфическая схема нижней части платформенного чехла _Нижневартовского свода_

Система Отдел Л рус Свита Толща

Меловая НижнеМеловой Альбский Покурская

Аптский Алымская

Барремский Ванденская

Готеривский

Валанжинский Берриасский Мегионская

Ачимовская

Юрская ВерхнеЮрский Волжский Баженовская

Кимериджский Георгиевская

Оксфордский Васюганская

Келловейский

Тюменская

Средний и нижнеюрский

Ачимовские отложения залегают на битуминозных аргиллитах ба-женовской свиты и перекрываются нижним пластом шельфовой формации БВ10. В настоящее время об ачимовском осадочном комплексе сложились представления как об отложениях некомпенсированного осадконакопле-ния с боковым заполнением бассейна. С клиноформными телами ачимов-ской толщи связаны наклонные отражающие поверхности Д18-19 в нижней части мегионской свиты.

Особенностью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов является низкая абсолютная проницаемость (1-10*10-3 мкм2) при относительно высокой пористости (16-18%). Это обстоятельство сказывается на добывных возможностях ачимовских коллекторов, обусловливает низкие и средние промысловые параметры: дебит (1-10м3/сут), удельный дебит (0,2-2м3/сут/м), продуктивность (0,01-0,1м3/сут/атм), удельная продуктивность (0,002-0,02м3/сут/атм/м).

По литолого-петрографическому описанию отложения ачимовской толщи представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, с тонким чередованием уплотненных карбонатизированных и углистых прослоев. Горные породы, как правило, серого и темно-серого цвета, а при нефтенасыщении, со вторичным бурым оттенком. Характерны слоистые текстуры с косой и параллельной разновидностью.

По гранулометрическому составу песчаники ачимовской толщи Нижневартовского свода мелкозернистые, реже мелко-среднезернистые, алевритистые. Крупнозернистые алевролиты в отдельных случаях содержат песчаный материал до 15-20%. Для песчаников характерно снижение степени отсортированности зерен при увеличении их медианного диаметра. Связь между медианным диаметром зерен пород и их объемной глинистостью линейная, чем более крупнозернисты породы, тем ниже их глинистость и они более однородны.

Минеральный состав обломочной части полиминерален, представлен кварцем, полевыми шпатами, чешуйками слюд и обломками пород.

Цемент в песчаниках и алевролитах контактно-порового, пленочного, порово-пленочного, конформно-пленочного типов. Для пород ачимовской толщи характерны песчаные и алевритовые прослои с глинисто-карбонатным и преимущественно карбонатным цементом. Содержание цемента изменяется от 0,3 до 40% (для песчаников), 1,4-22% (для алевролитов), среднее содержание карбонатных минералов в цементирующем материале более 10%. Среди карбонатных минералов преобладает кальцит, реже доломит, сидерит встречается в виде линз небольшого размера.

Литологические особенности коллекторов определяют морфологические и генетические типы пустот. Первичные поры располагаются между обломочными зернами. Межзерновые поры заполненены более чем на 1/5 вторичными минералами - коалинитом, хлоритом, кальцитом, регене-рационным кварцем. К первичным порам так же относятся микрокаверны выщелачивания, развитые в зернах полевых шпатов и межзерновые поры,

сформированные аллотигенным глинистым материалом. Вторичные поры приуроченны к скоплениям коалинита.

Продуктивные пласты ачимовской толщи относятся к верхнеберри-ас-нижневаланжинскому нефтегазоносному комплексу. Залежи нефти в коллекторах ачимовской толщи открыты на Аганском, Ершовом, СевероПоточном, Поточном, Чумпасском, Лас-Еганском, Нивагальском, Южно-Покачевском, Кечимовском месторождениях Нижневартовского свода. Нефтепроявления наблюдались на Покачевском, Урьевском, Локосов-ском, Ключевом, Нонг-Еганском месторождениях. Продуктивные пласты идентифицируются как пласты БВ16-22. Залежи нефти малоразмерные, литологического и структурно-литологического типов, приурочены к воздымающимся участкам клиноформ.

Физико-химические характеристики нефти из ачимовской толщи близки к нефтям верхнеюрского нефтегазоносного комплекса. Типичны результаты исследования нефти из скважины 8603 Северо-Нивагальского месторождения. Давление насыщения 14.9 Мпа, коэффициент сжимаемости 15.5/Мпа*10'4, объемный коэффициент пластовой нефти при ступенчатой сепарации 1.23, плотность нефти в пластовых условиях 736 кг/м3, вязкость нефти в условиях пласта 0.76 мПА*с. Содержание серы 0,78%, смол 2,35%, асфальтенов 0,28%, парафины 2,22%. Температура застывания нефти -19 С0, содержание хлористых солей 145 мг/л, механических примесей 0,07%. Таким образом, ачимовские отложения содержат залежи нефти с высокими товарными свойствами.

Во второй главе изложена структура информационной среды, полученная на основе систематизации и обработки геолого-геофизических данных. Информационная среда служила фундаментом при разработке методики выделения и оценки сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи.

Методические разработки осуществлялись на геолого-геофизических материалах по базовым скважинам, которые отбирались по геологическим и информационным критериям:

• равномерное размещение скважин на изучаемой площади;

• максимальное приближение к сейсмическим профилям;

• присутствие типичных особенностей геолого-геофизических характеристик разреза ачимовской толщи;

Материалы систематизированы на основе геолого-геофизических и информационных принципов. Скважины с цифровыми исходными данными ГИС:

• полнота освещенности ГИС разреза ачимовских отложений;

• состав комплекса зарегистрированных в скважине методов каротажа;

• наличию специальных геофизических исследований и специальных лабораторных анализов керна;

Данные о результатах испытаний скважины разделены: • по месторождениям и площадям;

• по участкам месторождений и площадей;

• характеру притока жидкости и величине дебитов: удельных дебитов, продуктивности, удельной продуктивности;

• мероприятиям по интенсификации притока и геофизическому мониторингу процесса испытаний пластов.

Лабораторные исследования керна упорядочены по скважинам, информации об интервалах отбора керна, выносе керна, выполнения стандартных и специальных лабораторных, в том числе петрофизических исследований.

Принимались во внимание осложняющие изучение факторы:

1. Ачимовские отложения долгое время не являлись объектом целенаправленного изучения и бурения, за исключением СевероПоточного месторождения. Разведочные скважины, в основном закладывались для изучения залегающих ниже по разрезу продуктивных верхнеюрских пластов, что сказалось на оптимизации их размещения по отношению к ачимовским отложениям.

2. Вследствие попутного характера изучения' ачимовских отложений объем отобранного керна из ачимовской толщи не адекватен выполненному метражу бурения. По той же причине недостаточно количества опробования ачимовских объектов в открытом стволе.

3. Недостаточен объем испытаний ачимовских отложений в колонне, несмотря на явно положительную характеристику по ГИС, так как план испытаний пластов не выдерживался при получении промышленных притоков нефти из пластов, залегающих ниже ачимовской толщи.

4. Состав выполненного комплекса ГИС в интервале ачимовской толщи, как правило, не полный и не соответствует современному техническому уровню скважинной геофизики.

5. Отсутствует надежная петрофизическая основа интерпретации ГИС и, как следствие, низкая достоверность оперативных заключений по выделению и оценке коллекторов в ачимовских отложениях.

6. При заложении разведочных скважин не в полном объеме использованы результаты интерпретации данных объемной сейсморазведки модификации 30.

Термобарические условия ачимовских отложений, минерализация пластовой воды и технология бурения скважин на Нижневартовском своде в целом благоприятны для успешного выполнения геофизических исследований и получения качественного геофизического материала.

Комплекс ГИС, применяемый на месторождениях Нижневартовского свода состоит из стандартного каротажа; БКЗ, ПС, резистивиметрии, микрокаротажа, бокового микрокаротажа и микрокавернометрии, бокового каротажа, профилеметрии и кавернометрии, индукционного каротажа, акустического каротажа, гамма-каротажа, нейтрон-нейтронного каротажа. В единичных разведочных скважинах выполнены гамма-гамма

плотностной каротаж, многозондовый электопромагнитный каротаж, геолого-технические исследования и газовый каротаж в процессе бурения.

По инициативе соискателя, и согласно программе, им разработанной, на образцах керна из ачимовской толщи выполнялись дополнительные лабораторные исследования, включающие определения открытой пористости, газопроницаемости, объемной и минералогической плотности, карбонатности, удельного электрического сопротивления, остаточной нефтенасыщенности, а так же выполнены гранулометрический анализ гидравлическим и ситовым методами, и изучение окрашенных шлифов. На отдельных образцах проводился рентгено-структурный анализ глинистых материалов. Изучение литологических характеристик включали в себя изучение в шлифах минерального состава породообразующих элементов и цемента, типов цемента, гранулометрического состава пород.

В разведочных скважинах выполнялось опробование пластов в открытом стволе при бурении пластоиспытателем на трубах КИИ-146 и испытание пластов в эксплуатационной колонне. Вызов притока пластовой жидкости осуществлся снижением противодавления на пласт заменой глинистого раствора на воду с последующим снижением уровня технической воды методами компрессорования или свабирования. Количество снижений уровня жидкости в скважине от 1 до 3, в зависимости от получаемых результатов. При испытании величина депрессии на пласт в отдельных случаях достигала 17 МПа, время притока от 20 минут до нескольких суток. Оперативно выполнялся химический анализ пластовых жидкостей.

В диссертации рассмотрены этапы обработки, интерпретации, анализа результатов и последовательность выполнения процедур интегрированной обработки геологических данных и интерпретации ГИС:

1. Оценка представительности коллекции образцов керна, получение основных статистических характеристик коллекции, выполнение классификации массивов образцов;

2. Анализ выполненного в ачимовской толще комплекса ГИС;

3. Оценка качества каротажа с использования библиотеки электронных палеток, сопоставлением с синтетическим разрезом, созданным на основе решения прямых задач геофизики для объектов известных литологических типов, контроля метрологических поверок скважинных приборов и наземной аппаратуры;

4. Корректировка величин скважинных измерений;

5. Ввод поправок за геолого-технические условия выполнения ГИС;

6. Выделение пластов и определение их геофизических характеристик;

7. Увязка результатов исследования керна по глубине к материалам

ГИС;

8. Выявление и изучение значимых связей «керн-керн» и «керн-

ГИС»;

9.0ценки статистических гипотез о функциональной зависимости характеристик, регрессионно-аппроксимационный анализа данных, оптимизации параметров теоретических моделей для изучаемых типов объектов;

10. Определение количественных граничных геофизических критериев выделения коллекторов, оценки ФЕС и характера насыщенности;

11. Формализация процесса обработки и интерпретации материалов ГИС на основе анализа закономерностей «керн-керн», «керн-ГИС» с использованием банка интерпретационных моделей. Создание комплексной модели интерпретации ГИС в коллекторах ачимовской толщи Нижневартовского свода;

12. Обработка материалов по скважине с целью выделения коллекторов, определения подсчетных параметров, оценки характера насыщенности пластов, определения водонефтяных контактов и других характеристик;

13. Определение пространственного залегания коллекторов ачимовской толщи по межскважинной корреляции пластов с учетом материалов сейсмических исследований. Оценка изменчивости подсчетных параметров по объему залежи.

Третья глава. С целью идентификации и типизации разрезов ачимовской толщи в пределах отдельных месторождений по территории Нижневартовского свода выполнена детальная корреляция разрезов низов мегионской свиты. Профили 1 и 2 преимущественно широтного. распространения, профили 3, 4, 5 меридианального простирания. Традиционно корреляция разрезов скважин выполняется по 2-3 методам ГИС, чаще всего это ПС, ДС, градиент-зонд A2.OMO.5N. С целью повышения надежности идентификации коррелятивов комплекс ГИС для корреляции расширен. Детальная корреляция разрезов мегионской свиты и ачимовской толщи выполнена по расширенному комплексу ГИС: ПС, БК, ИК, ГК, НК, АК, ДС.

В качестве основных маркирующих поверхностей нижней подсвиты мегионской свиты приняты битуминозные аргиллиты баженовской свиты (внизу) и чеускинская глинистая пачка (вверху), покрывающая пласт БВ10. Кроме того, выделен ряд устойчивых коррелятивов выше собственно ачимовских отложений.

Кровля собственно ачимовской толщи уверенно идентифицируется по геофизическим характеристикам: относительно низким величинами ПС, ГК, АК и, соответственно, относительно повышенным УЭС по БК. Корреляция укрупненных пластов внутри толщи ачимовских отложений в пределах месторождений выполняется по глинистым пластам. Проследить, как корреспондируют отдельные слои песчано-алевролитовой толщи, затруднительно из-за высокой фациальной изменчивости по площади и разрезу. •

Корреляция пластов в участках аномального развития баженовской свиты, представленных чередованием битуминозных аргиллитов и песча-

но-алевритовых слоев без применения расширенного комплекса ГИС: ПС, БК, ИК, ГК, НК, АК, ДС крайне затруднительна.

В скважинах 235 Нивагальской, 104 Южно-Покачевской, 40 Кечи-мовской площадей на основе комплексной интерпретации ГИС и керна построены объемные модели литологического состава и пористости пластов и прослоев, слагающих ачимовскую толщу. По объемным моделям коллекторов ачимовской толщи выделены 5 основных типов разрезов ачимовской:

I тип - максимальных толщин ачимовских отложений и коэффициента песчанистости (Северо-Поточное, Северо-Покачевское, месторождения и Береговая площадь);

II тип - средние и малые толщины ачимовских отложений и коэффициент песчанистости. Отличается от первого типа пониженными ФЕС коллекторов (Южно-Покачевское, Ключевое, Лас-Еганское месторождения);

III тип - полное отсутствие в ачимовских отложениях песчаной фации, либо ее сокращение до минимума (Покачевское, Нонг-Еганское месторождения);

IV тип.' Мощные пачки тонкослоистых аргиллитов, типичны для Чумпасского, Западно-Урьевского, Поточного месторождений. Отличается крайне низкими величинами ФЕС, затруднены выделение и оценка коллекторов.

V тип - «аномальный», чередование песчано-алевритовых пластов и битуминозных баженовских аргиллитов, увеличение толщины баженов-ской свиты (Нонг-Еганское, Кечимовское, Поточное, Северо-Поточное месторождения).

Изучены особенности палеогеографических условий накопления отложений ачимовской толщи. Построены карты общих толщин, эффективных толщин коллекторов и карты песчанистости. Суммарные эффективные толщины коллекторов, выделенные в ачимовских отложениях, изменяются от 0 до 65 м. Максимальные суммарные эффективные толщины от 20 до 65 м выделены в скважинах Нивагальской, Береговой, Вельской площадей. Минимальные толщины от 0 до 10 м наблюдаются в скважинах Чумпасской, Поточной и Южно-Покачевской площадей.

По картам общих и эффективных толщин ачимовской толщи западного склона Нижневартовского свода выявлена субмеридианальная ориентировка участков повышенных и сокращенных толщин.

В четвертой главе изложены результаты разработки методики выделения коллекторов, определения подсчетных и теолого-промысловых параметров по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи Нижневартовского свода.

Исходными геофизическими характеристиками являются:

• удельное электрическое сопротивление пласта (рп),

• удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора (рзп),

• диаметр зоны проникновения (D),

• относительная амплитуда ПС (апс),

• двойной разностный параметр гамма-каротажа (AJrK),

• кажущаяся нейтронная пористость (Кпнк),

• интервальное время пробега продольной акустической волны (ЛТ),

• объёмная плотность пород (б0бГГКП)-

В обеспечении достоверных результатов интерпретации ГИС важная роль отводится оценке качества исходных материалов, она выполнялась статистическим методом и моделированием с использованием электронных библиотек изорезистивных палеток.

Ранее разработаны петрофизические модели коллекторов ачимовской толщи западного склона Нижневартовского свода творческими коллективами СибНИЙНП, ТатНИПИнефть, Тюменской тематической экспедицией (ТТЭ), Норднефть. Прежние методики интерпретации ГИС в разрезе ачимовской толщи были ориентированы на сокращенный комплекс ГИС без использования новых методов, базировались на петрофизических зависимостях полученных на ограниченных выборках.

Отсутствие надежной методической основы геологической интерпретации ГИС в разрезе ачимовской толщи обусловило необходимость её усовершенствования.

Выполнено петрофизическое моделирование отложений ачимовской толщи Нижневартовского свода по изучению керна.

Зависимости абсолютной проницаемости от пористости K„r=f(К,J пита «керн-керн» получены для Чумпасского и Нивагальского месторождений Нижневартовского свода:

Чумпасское месторождение lgKIip=36.892Kn-6.0188 КТС=0.29, 0тн.пог.=0.55

Нивагальское месторождение Кпр=1.78КпМОО*0.00019 КТС=0.31,0тн.пог=0.29

Обобщённая зависимость по группе месторождений lgKnp=21.8667Kn-3.3928 КТС=0.31, 0тн.пог.=0.53

Зависимости абсолютной проницаемости от пористости Knp=f(K,) типа «керн-керн» получены для Чумпасского и Нивагальского месторождений Нижневартовского свода:

Чумпасское месторождение lgKnp=36.892K„-6.0188 КТС=0.29, 0тн.пог.=0.55

Нивагальское месторождение KItp=1.78Kn"'loo*0.00019 КТС=0.31,0тн.пог=0.29

Обобщённая зависимость по группе месторождений lgKnp=21.8667Kn-3.3928 КТС=0.31, 0тн.пог.=0.53

Зависимости остаточной водонасыщенности от пористости K,m-f(Kn) типа «керн-керн» получены для Нивагальского, Голевого и Чумпасского месторождений:

Чумпасское месторождение Кво=0.02289/К„1,776 КТС=0.28, 0тн.пог.=0.15

Голевое месторождение Кво=0.09954/К„а9201 КТС=0.3, Отн.пог.=ОЛ7

Нивагальское месторождение Кво=5.109/(Кп* 100)° 849 КТС=0.56, 0тн.пог.=0.07

Обобщённая зависимость по группе месторождений Кво=0.1222/Кп°809 КТС=0.3б, 0тн.пог.=0.12

Зависимости остаточной водонасыщенности от проницаемости К„„=[(К„р) более тесные. Применение этих связей методически оправдано в силу того, что их использование обеспечивает учёт глинистости посредством предварительного применения трёхмерной зависимости Кпр= Г(К„, апс) для определения проницаемости. Эмпирические зависимости остаточной водонасыщенности от проницаемости описываются уравнениями:

Чумпасское месторождение Кво=0.598/К„рол27 КТС=0.3, Отн. пог.=0.066

Нивагальское месторождение Кво= 1/(2.116+0.7797^Кпр) КТС=0.59, Отн. пог.=0.052

Обобщённая зависимость КВО=0.5914/Кпр°154 КТС=0.54, Отн. пог.=0.083

Граничные величины значений К„гр и К„р ,р для разделения пластов на коллекторы и неколлекторы получены сопоставлением эффективной пористости с пористостью и проницаемостью.

Установлены граничные значения коллекторов: Кпгр=0.Г, Кпргр=0Л

мД.

Зависимость относительного сопротивления от пористости Р=/(К„)Р=\М/КП'м КТСЮ.52, 0тн.пог.=0.11

Зависимость типа «керн-керн» между пористостью и объемной плотностью Кп= ((о„,-,) получена оптимизацией параметров теоретической модели К„=(5м-50б)/(5м-5)|с) на массиве фактических лабораторных исследований керна. Полученное уравнение соответствует величине минералогической плотности породы 5И=2.696 г/см3: Кп = (2.696- 5об)/1.696, КТС=0.65, 0тн.пог.=0.087

Зависимость между интервальным временем пробега продольной акустической волны и пористостью Кп=/(АТ) исследовалась при моделировании эффективного давления, адекватном пластовым условиям. Для повышения надежности корреляционной связи выборка была дополнена данными «керн-ГИС». Уравнение регрессии: Кп=0.00189-0.315ДТ, КТС=0.41, 0тн.пог.=0.099 соответствует величине интервального времени пробега упругой волны в скелете породы ДТск= 167 мкс/м.

На основе эмпирических зависимостей К„=1"(ДТ) и Кп= Г(50б) получены количественные критерии выделения коллекторов: граничные величины интервального времени пробега упругой волны ДТФ=220 мкс/м и объёмной плотности 50бф=2.53 г/см3, соответствующие граничной пористости сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи Нижневартовского свода.

Зависимость показаний нейтронного каротажа от пористости охарактеризована связью типа «керн-ГИС». Учёт глинистости производится путём дифференциации зависимости по величине относительного параметра ПС (апс): апс>0.6: . Кп=-3.68*1нкоТнбаж+24.5 0.6 >оспс>0.3: Кп=-3.68 * 1Икотнбаж+21.5

Построение зависимости параметра насыщения от водонасыщен-ности Р„=(Кв) основано на результатах моделирования остаточной водо-насыщенности методом центрифугирования. Аналитическое уравнение зависимости получено оптимизацией параметров а и п эмпирической модели Рн = а / К„п .

Рн=1.09/Кп1597, КТС=0.74, 0тн.пог.=0.072

Выделение коллекторов по качественным признакам. Геолого-технические условия вскрытия разрезов скважин на месторождениях Нижневартовского свода способствуют проникновению фильтрата промывочной жидкости в пласты, что прямо указывает на наличие в них подвижных флюидов. В коллекторах с повышенной глинистостью и коллекторах карбонатным цементом выделение проницаемых прослоев затруднено.

Выделение коллекторов по количественным критериям геолого-геофизических параметров целесообразно проводить при отсутствии в комплексе ГИС методов, фиксирующих проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт.

Обоснование нижних пределов геолого-геофизических свойств выделения коллекторов ( К„, Кпр, 5о6, AJrK, AT ) осуществлялось по данным лабораторных исследований керна и результатам выделения коллекторов на основе качественных признаков.

Первый способ определения граничных значений пористости и проницаемости основан на сопоставлении этих параметров с эффективной пористостью. Получены величины граничных значений пористости Кпгр= 0.1 и проницаемости Кпргр= 0.1 мД.

Основываясь на установленных величинах К„ ф и Клргр по связям «керн-керн» определены предельные значения геофизических характеристик на границе коллектор -не коллектор: 8о6гр=2.53 г/см3 и АТф=220 мкс/м.

Второй способ установления граничных величин геолого-геофизических параметров основан на построении дифференциальных статистических распределений пористости, проницаемости либо геофизических характеристик для коллекторов и не коллекторов, выделенных по качественным признакам ГИС или результатам испытаний. В точке пересечения распределений определяются критические (граничные) величины геолого-геофизических параметров. Для коллекторов ачимовской толщи Нижневартовского свода они равны:. Knrp=0.12, Кпргр=0.4 мД, a„C IT=0.32, AJrK ф=0.35

Величины граничных значений пористости и проницаемости, установленные по данным керна и ГИС несколько отличны. Учитывая, что методы ГИС более полно характеризуют разрез в естественных условиях, целесообразно использовать критерии выделения коллекторов, установленные по материалам ГИС.

Определение пористости рекомендуется выполнять по гамма-гамма-плотностному каротажу (ГГКП) и акустическому каротажу (АК).

Определение пористости по ГГКП проводится с использованием связи «керн-керн», выраженной уравнением: Кп = (2.696-5о6)/1.696, КТС=0.65, 0тн.пог.=0.087

Определение пористости по акустическому каротажу целесообразно проводить по установленной зависимости К„=Г(ЛТ) полученной на основе массива данных «керн-керн» полученных при пластовых условиях, дополненных данными «керн-ГИС»: К„=0.00189-0.315АТ, КТС=0.41, 0тн.пог.=0.099

Определение пористости по нейтронному каротажу производится по формуле: Кп=Кпнк- Сгл*\Угл

где Сгл - объемная глинистость, определенная по формуле Сгл=0.5007-Д1гк0.0215

\¥гл=0.23 при типичном для ачимовской толщи Нижневартовского района минералогическом составе глин.

Другой способ определения пористости реализуется путём ввода в величину нейтронной пористости поправки за глинистость, которая рассчитывается по уравнению: ДКпнк=0.155*Д1гк-0.035, при условии Д1гк >0.23.

Последние уравнения' получены для ачимовских отложений Северо-Кочевского месторождения.

Наиболее простой путь расчёта пористости по- комплексу методов НК и ПС по палетке, полученной по данным ГИС и керна для ачимовских отложений месторождений Нижневартовского свода. При апс>0.6 Кп=-3.68*1 нкотнбаж+24.5,

при 0.6 >апс>0.3 Кп=-3.68*1НКот„баж+21.5

Сопоставление величин пористости, определенных по трём способам, показывает хорошую сходимость результатов, расхождение не превышает 1-2% абсолютной величины.

Метод ПС для определения пористости не информативен, поскольку велико влияние большого количества геологических и физико-химических факторов.

Определение коэффициентов нефтегазонасьщенности Коэффициенты нефтегазонасыщенности в коллекторах ачимовской толщи рассчитываются с использованием определенных по ГИС значений пористости, УЭС пласта, по зависимостям Р=Г(Кп), Рн=^Кв).

Большие глубины залегания изучаемых отложений, высокие пластовые температуры и давления обусловливают необходимость учета пластовых условий при получении зависимости Р=Г(Кп). Для ачимовских отложений месторождений Нижневартовского свода зависимость получена в атмосферных условиях и не может быть использована при интерпретации. В данной ситуации целесообразно использование зависимости: Р=1.958/К„1 535,

ранее рекомендованную к использованию «Регламентом».

Зависимость Рн=Г(Кв) установлена для ачимовских отложений Нижневартовского свода. Коэффициент нефтегазонасыщенности рассчитан по соотношению Кнг=1-К„. Определение текущей водонасыщенности в диапазоне изменения Кв от Кв0 до 1 производится с использованием зависимостей Р=ДК„) и Р„=1ХКВ). Зависимость КВ0=ДКпр) имеет более высокий КТС и поэтому надежнее зависимости КВ0=ДКП) для оценки остаточной (неснижаемой) водонасыщенности. Расчёт Кв0 производится по уравнениям

Кво=0.5914/Кпр°154 КТС=0.54, Отн. пог.=0.083

Для оценкиа проницаемости установлена зависимость Кпр=[(К„,апс) отвечающая уравнению:

Кпр=0.02*(10*апс10*Кп,|1"сА05)2'*(К11+01)+02*апс"313 КТС=0.31, 0тн.пог.=0.53

Вполне удовлетворительная оценка характера насыщенности коллекторов ачимовской толщи может выполнятся на основе сопоставления фактических, установленных по ГИС, и критических значений водонасыщенности. Для надежного обоснования критериев разделения коллекторов по характеру насыщенности по данным керна необходимы капилляримет-рические исследования на образцах керна. Поэтому при расчёте величины Кв*, характеризующей границу нефть - нефть и вода, по которой определяется ВНК, возможно использование уравнения, полученное для ачимовских отложений Северо-Кочевского месторождения, где выполнялись ка-пилляриметрические исследования керна: КВ*=0.24+0.76*КВО

Для .оценки остаточной водонасыщенности используется зависимость Кв0=5(Кпр), расчёт Кво производится по уравнениям

Чумпасское месторождение Кво=0.598/Кпр0''27 КТС=0.3, Отн. пог.=0.066

Нивагальское месторождение Кв0=1/(2.116+0.77971§Кпр) КТС=0.59, Огн. пог.=0.052

Обобщённая зависимость по группе месторождений Кво=0.5914/Кпр0'154 КТС=0.54, Отн. пог.=0.083

При величине Кв<Кв* - характер притока - безводная нефть. При Кв>Кв* -в притоке прогнозируется появление воды.

В скважинах западного склона Нижневартовского свода выполнено 73 испытаний пластов ачимовской толщи с оцененным составом притока. Приток нефти отмечается в пластах с удельным электрическим сопротивлением от 20,0 до 5,2 Омм. Приток пластовой воды получен при УЭС пла-

стов от 4.0 до 7,5 Омм. Отмечается широкая зона неоднозначного определения характера притока по электрическому сопротивлению - от 5,2 до 8 Омм.

Заключение

В диссертационной работе «Разработка методики выделения и оценки по данным ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовских отложений нижнего мела Среднего Приобья на примере Нижневартовского свода» решена задача повышения достоверности геологической интерпретации ГИС, с целью определения подсчетных параметров для подсчета запасов нефти в ачимовском комплексе отложений , Нижневартовского свода. Решение задачи основано на комплексном анализе данных ГИС, лабораторных исследований керна и пластовых, жидкостей из ачимовской толщи, данных опробований и испытаний пластов.

Основные результаты работы.

1. Изучены геолого-геофизические особенности фомирования и залегания отложений ачимовской толщи на Нижневартовском своде. Выполнена детальная корреляция пластов и типизация разрезов ачимовской толщи по региональным профилям. Устоновлено, что расширение комплекса ГИС при корреляции пластов методами АК, ГК, НКТ, БК приводит к увеличению надежности корреляции проницаемых прослоев ачимовской толщи. По картам общих и эффективных толщин выявлена субме-ридианальния ориентировка основных закономерностей распространения ачимовских отложений по площади.

3. Разработана усовершенствованная методика выделения и оценки по данным ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовских отложений нижнего мела Широтного Приобъя на примере Нижневартовского свода. Выделение эффективных толщин коллекторов в ачимовской толще рекомендуется выполнять по прямым "качественным признакам", а вслучае их отсутствия по граничным количественным критериям. Выполнено обоснование нижних пределов геолого-геофизических свойств (Кп, Кпр, 80б А1гк, АТ, апс) коллекторов ачимовской толщи. Величины граничных значений пористости К„.гр=0.1 и проницаемости Кпр.ф=0.1 мД. Нижние пределы геофизических параметров 8о6ф=2.53 г/см3, ДТ=220 мкс/м, Д]гккр=0.35, осПСф=0.35. На основе

регрессионно-аппроксимационного анализа получены функциональные зависимости определения фильтрационных, емкостных свойств и нефтенасыщенности коллекторов Кп, Кпр, Кн по методам ГИС различной физической природы.

4. На основе усовершенствованной методики выделения и оценки коллекторов ачимовской толщи получены алгоритмы для компьютеризированной интерпретации материалов ГИС.

5. Эффективность усовершенствованной методики апробирована на большом количестве скважин, вскрывших ачимовские отложения на западном склоне Нижневартовского свода. Полученная в результате исследований методика изучения коллекторов ачимовской толщи позволила впервые выявить нефтяные залежи в разрезе ачимовской толщи на Ключевом месторождении. Впервые выявлены пропущенные при разведке залежи нефти в пределах разбуренных прежде Урьевского, Покачевского и Лас-Еганского месторождений.

6. Методика геологической интерпретации ГИС в ачимовских отложениях успешно применена автором при определении характера насыщения пластов ачимовской толщи в скважинах 5080 и 4418 Ключевого месторождения, 126, 145 Урьевского месторождения, 139 Ахтамарской площади Покачевского месторождения, в которых получены промышленные притоки нефти при испытании в колонне.

Основное содержание диссертации изложено в пяти опубликованных работах:

1. Проблемы оценки нефтеносности ачимовских отложений на примере • Северо-Покачевского месторождения. // Сборник научных трудов «Оценка нефтеносности ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода по геолого-геофизическим материалам» «Издательство ГЕРС» Тверь, 2000 г., (соавтор Драцов В. Г.)

2. Детальная корреляция отложений ачимовской толщи в пределах западного склона Нижневартовского свода // «Сборник научных трудов «Оценка нефтеносности ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода» «Издательство ГЕРС» Тверь, 2000 г., (соавторы Драцов В. Г., Бабушкина А. Н.)

3. Методика выделения и оценки характера насыщенности коллекторов ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода. // Сборник научных трудов «Оценка нефтеносности ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода по геолого-геофизическим материалам» «Издательство ГЕРС» Тверь, 2000 г., (соавторы Драцов В. Г., Бабушкина А. Н., Моценко Л. И.)

4. Методика определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности коллекторов ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода по данным ГИС. // Сборник научных трудов «Оценка нефтеносности ачимовских отложений западного склона Нижневартов-

ского свода по геолого-геофизическим материалам» «Издательство ГЕРС» Тверь, 2000 г., (соавторы Драцов В. Г., Трухин В. Ю.)

5. Регламент "Алгоритмы определения физических свойств пород продуктивных отложений месторождений АООТ "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз", ТОО НПФ «НОРДнефть», Тюмень-Лангепас,1996 г., (соавторы Сонич В. П., Мандрик И.Э. Малышев А.Г., и др.)

Текст публикуется в авторской редакции с сохранением орфографии и пунктуации. Отпечатано в типографии издательства "ГЕРС"

Лицензия ПЛД № 74-19. г. Тверь, ул. Новоторжская, 12Б.

Формат 60 х 84 '/,6. Бумага офсетная. Гарнитура Times. Печать офсетная. Усл. печ. л. -1.2. Подписано в печать 24.05.2000 г. Тираж 100 экз. Заказ № 244.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Мусихин, Владимир Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕВАРТОВСКОГО

СВОДА

1.1. Тектоническое строение Нижневартовского свода

1.2. Стратиграфия нижней части неокомского и ачимовского комплексов Нижневартовского свода

1.3. Особенности формирования ачимовской толщи

1.4. Нефтегазоносность ачимовских отложений Нижневартовского свода

1.5. Физико-химические свойства нефти ачимовской толщи

1.6. Краткая лито логическая характеристика пород ачимовской толщи по исследованиям керна

1.7. Выводы к главе

2. БАЗА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ КАК ОСНОВА

РАЗРАБОТКИ МЕТОДИКИ ВЫДЕЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ ПО

ГИС СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ

2.1. Анализ геолого-геофизических материалов по пластам ачимовской толщи месторождений Нижневартовского свода

2.2. Применяемый комплекс ГИС, ГТИ, состав лабораторных исследований керна, методы опробования и испытаний пластов ачимовской толщи

2.3. Разработка структуры информационной среды с целью систематизации потоков геолого-геофизической информации

2.4. Выводы к главе

3. ИЗУЧЕНИЕ ПЛОЩАДНОГО РАСПРОСТРАНЕНИЯ ОТЛО

ЖЕНИЙ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ В ПРЕДЕЛАХ НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДА НА ОСНОВЕ ДЕТАЛЬНОЙ КОРРЕЛЯЦИИ РАЗРЕЗОВ ПО ДАННЫМ ГИС

3.¡.Корреляция и типизация разрезов ачимовской толщи по ГИС

3.2. Основные геолого-морфологические характеристики ачимовской толщи и их картирование

3.3. Выводы к главе

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫДЕЛЕНИЯ И ОЦЕНКИ ПО ГИС СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДА

4.¡.Определение исходных геофизических характеристик по комплексу ГИС.

4.2. Обзор петрофизических моделей коллекторов ачимовской толщи западного склона Нижневартовского свода

4.3. Разработка методики выявления и оценки по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи Нижневартовского свода

4.3.1 Анализ ранее разработанных методик интерпретации данных ГИС

4.3.2. Выявление петрофизических связей в коллекторах ачимовской толщи Нижневартовского свода по изучению керна

4.3.3. Выделение коллекторов в разрезе ачимовской толщи

4.3.4. Определение коэффициента пористости 4.3.5.Определение коэффициента нефтегазонасы

СПИСОК РИСУНКОВ

Рис. 1.1.

Рис. 1.2.

Рис. 3.1.

Рис. 3.2.

Рис. 3.3.

Рис. 3.4.

Рис. 3.5.

Рис. 3.6.

Рис. 3.7.

Рис. 3.8.

Рис. 3.9. Рис. 3.10.

Рис. 3.11.

Рис. 3.12.

Рис. 3.13.

Рис. 3.14.

Типичный временной разрез на Нижневартовском своде (по материалам АО «Татнефтегеофизика») Сейсмические отражения от ачимовского и юрского комплексов на Северо-Покачевском месторождении (по материалам АО «Татнефтегеофизика»)

Схема расположения профилей для корреляции ачимовской толщи на Нижневартовском своде

Карта Ноб ачимовской толщи западного склона Нижневартовского свода

Карта Нэф ачимовской толщи западного склона Нижневартовского свода

Карта коэффициента песчанистости ачимовской толщи западного склона Нижневартовского свода. Схема корреляции ачимовской толщи по профилю 1 Схема корреляции ачимовской толщи по профилю II Схема корреляции ачимовской толщи по профилю III Схема корреляции ачимовской толщи по профилю IV

Схема корреляции ачимовской толщи по профилю V Основные типы разрезов ачимовской толщи месторождений

Нижневартовского свода

Результаты интерпретации материалов ГИС по скважине 40 Кечимовского месторождения

Результаты интерпретации материалов ГИС по скважине 235 Нивагальского месторождения

Результаты интерпретации материалов ГИС по скважине 151 Чумпасского месторождения

Схема корреляции мегионской свиты по скважинам Нивагальского, Южно-Покачевского и Кечимовского месторождений

Результаты интерпретации данных ГИС по скв. 15 Кечимов-ской площади

Результаты интерпретации данных ГИС по скв. 151 Чумпас-ской площади

Результаты интерпретации данных ГИС по скв. 156 Чумпас-ской площади

Результаты интерпретации данных ГИС по скв. 160 Чумпас-ской площади

Результаты интерпретации данных ГИС по скв. 221 Чумпас-ской площади

Зависимости абсолютной проницаемости от пористости для ачимовской толщи месторождений Нижневартовского свода Зависимость абсолютной проницаемости от пористости и относительного параметра апс в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода

Зависимости остаточной водонасыщенности от пористости в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Зависимости остаточной водонасыщенности от абсолютной проницаемости в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода

Зависимость эффективной пористости от пористости в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Зависимость эффективной пористости от проницаемости в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Зависимость параметра пористости от пористости в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Зависимость пористости от объемной плотности в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Зависимость пористости от интервального времени пробега упругой волны в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода

Зависимость пористости от относительного параметра нейтронного каротажа в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода

Зависимость параметра насыщения от водонасыщенности в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Определение граничной величины пористости на основе выделения коллекторов по качественным признакам в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Определение граничной величины проницаемости на основе выделения коллекторов по качественным признакам в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода Определение граничных величин геофизических параметров а пс гр и А1 гк ,р по результатам выделения коллекторов на основе качественных признаков в ачимовской толще месторождений Нижневартовского свода

Результаты интерпретации данных ГИС по скважине 235 Ни-вагальского месторождения

Результаты интерпретации данных ГИС по скважине 104 Южно-Покачевского месторождения

Определение критических сопротивлений для различного состава притока из коллекторов ачимовской толщи месторождений Нижневартовского свода

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1. Таблица 1.2.

Таблица 1.3.

Таблица 3.1. Таблица 4.1.

Таблица 4.2.

Таблица 4.3.

Стратиграфическая характеристика нижней части платформенного чехла Нижневартовского свода Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов Ачимовской толщи месторождений Нижневартовского свода

Характеристика минерального состава коллекторов ачимовской толщи месторождений Нижневартовского свода по данным измерений на керне Основные геолого-промысловые характеристики ачимовской толщи по корреляционным профилям Характеристика геологических параметров пластов ачимовской толщи месторождений Нижневартовского свода по измерениям на керне Оценка характера насыщенности по коллекторам ачимовской толщи месторождений западного склона Нижневартовского свода. Зависимость состава притока от электрического сопротивления и апс пластов ачимовской толщи Нижневартовского свода по испытаниям

Введение Диссертация по геологии, на тему "Разработка методики выделения и оценки по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи нижнего мела Среднего Приобья на примере Нижневартовского свода"

Геологическая изученность разреза Нижневартовского свода неравномерна. Наиболее полно геолого-геофизическим изучением охвачен неокомский нефтеносный комплекс, менее полно освещен верхнеюрский комплекс. Целенаправленного изучения отложений ачимов-ской толщи на Нижневартовском своде не проводилось вообще. На территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) на долю ачимовского нефтегазоносного комплекса приходится свыше 6% потенциальных ресурсов нефти и 9% общего числа выявленных залежей, всего 345 залежей. Годовая добыча нефти по ХМАО из ачимовского НГК в 1998 г. составила 2.172 млн. тонн, накопленная добыча 17.7 млн. тонн [32].

За время поисково-разведочных работ и разбуривания нефтяных месторождений Нижневартовского свода накоплен значительный объем геолого-геофизической информации по ачимовскому нефтеносному комплексу.

Однако выполненный комплекс геофизических исследований скважин и применяемые методики геологической интерпретации ГИС не позволяют достоверно определить коллекторские свойства проницаемых пластов ачимовской толщи и их насыщенность. По результатам оперативной интерпретации ГИС интервал ачимовской толщи нередко пропускается или, что часто, выдается ошибочное заключение, не подтверждающееся испытанием пласта в колонне.

Коллекторы ачимовской толщи отличаются от коллекторов других стратиграфических комплексов Нижневартовского свода специфическими особенностями:

• клиноформной морфологией песчаных тел,

• резкой литологической неоднородностью,

• ограниченным площадным распространением,

• низкой проницаемость и, как следствие, низкой продуктивностью,

• высокой остаточной водонасыщенностью.

Сложность строения коллекторов ачимовской толщи отражается в неустойчивых парных петрофизических связях, что приводит к существенным погрешностям определения расчетных параметров в подсчете запасов нефти.

Затрудняющим фактором оценки кондиции коллекторов ачи-мовских отложений является то обстоятельство, что они вскрываются бурением эксплуатационными скважинами, где выполняется сокращенный комплекс ГИС.

В последнее время получено много новых геологических материалов по ачимовской толще: лабораторные исследования керна, результаты опробований и испытаний пластов, данные расширенного комплекса ГИС. Новые материалы требуют серьезного осмысления результатов для совершенствования изучения методами ГИС сложно построенных коллекторов.

В диссертации усовершенствованы методики выделения коллекторов по граничным количественным критериям, определения емкостных и фильтрационных параметров, расчета коэффициента неф-тенасьпценности для ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода. Разработаны рекомендации по целенаправленному дальнейшему изучению отложений ачимовской толщи Среднего При-обья.

Цель работы: повышение эффективности геофизических исследований скважин и достоверности геологической интерпретации материалов ГИС путем разработки усовершенствованной методики выделения и оценки сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи Нижневартовского свода.

Основные задачи исследования:

• анализ существующих методик, приёмов и процедур геофизической и геологической интерпретации ГИС;

• апробация разработанной методики геологической интерпретации ГИС при оперативной интерпретации и подсчёте запасов. Методы исследования:

• анализ и систематизация геолого-геофизический информации;

• геологическая интерпретация ГИС по существующим методикам, сравнительный анализ полученных результатов с данными керна, опробований и испытаний пластов;

• установление значимых петрофизических зависимостей «керн-керн», «керн-ГИС» на основе статистических гипотез о взаимосвязи между параметрами, регрессионно-аппроксимационный анализ и оптимизация теоретических моделей;

Научная новизна работы.

Впервые применительно к ачимовским отложениям Нижневартовского свода:

1. Выполнено обоснование граничных величин выделения коллекторов по методам ГК, АК, ГГКП;

3. Созданы формализованные модели интегрированной интерпретации ГИС, обеспечивающие повышение достоверности результатов. Фактический материал.

Диссертация базируется на обширном фактическом материале, полученном при геологоразведочных работах на площадях и эксплуатации месторождений Нижневартовского свода. Автором выполнена систематизация геолого-геофизических материалов за период 19801999 годы во время работы в тресте «Нижневартовскнефтегеофизи-ка», в НАЦ АО «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз», в тематической партии ТПП «Покачевнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Привлекались для анализа и сопоставления научно-методические работы, выполненные ИГГ СО РАН, ЗапСибНИГНИ, ВНИГИК, ТТЭ концерна Главтюменьгеология, СибНИИНП, НИПИнефтегаз. Изучена печатная и фондовая научно-исследовательская литература различных авторов по геологии и геофизическим исследованиям ачимовской толщи Западной Сибири.

Обработка фактического материала проводились на основе общенаучных методов, адаптированных к условиям Западной Сибири. В работе над диссертацией широко использованы компьютерные технологии в систематизации, обработке и анализе материалов, оформлении полученных результатов.

Практическая ценность.

Разработанная методика выделения и оценки коллекторов по ГИС повысит эффективность применения ГИС в целях выделения и оценки коллекторов при оперативной интерпретации, подсчете запасов и проектировании разработки залежей нефти в ачимовской толще Нижневартовского свода.

Основные защищаемые научные положения и результаты.

1. Детальная корреляция разрезов ачимовских отложений с опорой на расширенный комплекс ГИС и привлечением данных сейсморазведки и, на этой основе, площадное распространение ачимовских пластов нижнего мела в пределах западного склона Нижневартовского свода;

2. Количественные критерии выделения сложнопостроенных коллекторов ачимовских отложений;

3. Петрофизические зависимости и комплекс методических приёмов и процедур для определения коэффициентов пористости и нефте-насыщенности.

Реализация результатов работы.

Разработанная методика геологической интерпретации ГИС реализована в работах:

• оперативном подсчете запасов нефти в залежах ачимовской толщи Кечимовского месторождения (результаты работы прошли апробацию в ЦКЗ РФ);

• оперативном выделении и оценке коллекторов нижней пачки ачимовской толщи Юккунского участка Северо-Покачевского месторождения и ачимовских пластов Ключевого месторождения, а также Ахтамарской площади Покачевского месторождения в целях определения объектов испытания в колонне;

• прогнозировании зонального распространения ачимовских отложений при составлении проектов доразведки Кечимовского месторождения и Юккунского лицензионного участка Северо-Покачевского месторождения;

• методика выделения и оценки коллекторов ачимовской толщи по материалам ГИС применена в ранее пробуренных скважинах, что позволило выявить пропущенные залежи нефти на территории Лас-Еганского, Нонг-Еганского, Покачевского, Урь-евского и Ключевого месторождений Нижневартовского свода.

Заключение Диссертация по теме "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых", Мусихин, Владимир Александрович

Основные результаты работы.

1. Изучены reo лого-геофизические особенности формирования и залегания отложений ачимовской толщи на Нижневартовском своде. Выполнена детальная корреляция пластов и типизация разрезов ачимовской толщи по региональным профилям. Установлено, что расширение комплекса ГИС при корреляции пластов методами АК, ГК, НКТ, БК приводит к увеличению надежности корреляции проницаемых прослоев ачимовской толщи. По картам общих и эффективных толщин выявлена субмеридианальния ориентировка основных закономерностей распространения ачимовских отложений по площади.

2. Выполнен сравнительный анализ существующих петрофизических моделей коллекторов ачимовской толщи. Установлено, что ранее разработанные петрофизические модели ориентированы на сокращенный комплекс ГИС, сформированы на ограниченных выборках керна и не учитывают результатов геологоразведочных работ последних лет, что существенно снижает достоверность получаемых результатов. по данным ГИС сложноностроснных коллекторов ачимовских о i -ложений нижнего мела Широтного Приобъя на примере Нижневартовского свода. Выделение эффективных толщин коллекторов в ачимовскои толще рекомендуется выполнять по прямым "качественным признакам", а в случае их отсутствия - по граничным количественным критериям. Выполнено обоснование нижних пределов геолого-геофизических свойств (Кп, Кпр, 50g AJrK, АТ, сспс) коллекторов ачимовскои толщи. Величины граничных значении пористости Кп.Гр=0.1 и проницаемости КПр.Гр:=0.1 мД. Нижние пределы геофизических параметров 80б.гр~2.53 г/см,

ЛТ-ПЛ Л Т —А О С —л« ТТ„ ------„ „ „„„ mKwm, ¿iJrK Kp—u.jj, u,nc Гр —u. jl lci uwnutsc peí pcuCIiOHHOаппрокеимационного анализа получены функциональные зависимости определения фильтрационных, емкостных свойств и нефтенасыщенноети коллекторов Кп, Кпр, Кн по методам ГИС til»-i ■ i,i, ■ ■ /лi ■ тптгналттт! ттттлпт т раодгНпОИ (j/nonivvivun jipnpvj^Di.

Ha основе разработанной методики выделения и оценки коллекторов ачимовской толщи получены алгоритмы для компьютеризированной интерпретации материалов ГИС.

Эффективность разработанной методики апробирована на большом количестве скважин, вскрывших ачимовские отложения на западном склоне Нижневартовского свода. Представленная в диссертации методика изучения коллекторов ачимовскои толщи по материалам ГИС позволила впервые выявить нефтяные залежи в разрезе ачимовскои толщи на готючевом и Северо-Покачевском [21] месторождениях. Впервые выявлены пропущенные при разведке залежи нефти в пределах разбуренных прежде Урьевского, Покачевского и Лас-Еганского месторождений. Методика геологической интерпретации ГИС в ачимовских отложениях успешно применена автором при определении характера насыщенности пластов ачимовской толщи в скважинах 5080 и ю 1\лгичсои1 и мс^1ириЖдС1Шл, .1 ¿.и, 1 ^ з рьсБСКОГО МССТОрОЖттатттгя 1 О А \7т^а»г>тлгут! тттт/чттто тттх 1 Глт/"птгаплт)»л'пл жгллтлплм^ттаттл п ду^гиаК, ] ажар^лин шшш,оДИ иОьач^о^лшО М £ С Т О р О Ж Д СI! И Я, Б которых получены промышленные притоки нефти при испытании в колонне.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе «Разработка методики выделения и оценки по данным ГИС еложнопостроенных коллекторов ачимовских отложений нижнего мела Среднего Приобья на примере Нижневартовского свода» решена задача повышения достоверности геологической интерпретации ГИС с целью определения подсчетных параметров для подсчета запасов нефти в ачимовеком комплексе отложений Нижневартовского свода. Решение задачи основано на комплексном анализе данных ГИС, лабораторных исследовании керна и пластовых жидкостей из ачимовской толщи, данных опробований и испытаний пластов.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Мусихин, Владимир Александрович, Тверь

1. Алгоритмы определение подсчстных параме ipos прОдук1 ивных пластов нефтяных месторождении Среднего Приобья. СТО 51.00.009-82. Главтюменьнефтегаз, 1983 г.

2. Венделыптеин Б.Ю., Золоева Г.М., Царёва Н.В. и др. Геофизические методы изучения подсчётных параметров при определении запасов нефти и газа. — М.; Недра, 1985 г. — С. 248.

3. Венделыптейн Б. Ю, Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. N1, Недра, 1978.

4. Геология нефти и газа Западной Сибири / А. Э. Конторович, И. И. Нестеров. Ф. К. Салманов и др. М.: Наука, 1975.5. «Геология и нефтегазоносность Нижневартовского района», труды ЗапСибНИГНИ, вып.83, Тюмень 1974г.

5. Гиршгорн Л. Ш, Соседков В. С. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской клиноформной толщи Северо-Западной Сибири // Геология нефти и газ . 1990.1. Г J~ а Л пjN°3. ^ 4-у.

6. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М, Недра, 1975.

7. Дияшев Р. Н., Коцюбинскии В. Л. Совершенствование методов количественной интерпретации ГНС по землям объединения «Татнефть» в Западной Сибири. Бугульма, 1987 г.

8. Добрынин В. М, Вендельштейн Б. Ю, Кожевников Д. А. Метро-физика. М, Недра, 1991.

9. И Т/Г '|Ч i \ 1111 и \ Л ,1 ílr;\i \j. ,L^pau,\Jr> и. х uavy íxijvnncl / V. 11., ívivli,\iií\x> j i. jea., ivijj/плпп u. jn. ívxviUдика выделения и оценки характера насыщенности коллекторов

10. ЛТТТГ1СЛпЛТ1,ТГ*Г ЛТ1ТТА^1"ЛТТТ¥ТГ ППпП ТГТТЛПЛ ЛГ'ТТЛТТЛ 1-Тт1*Т»ТТЛТ»Л<ЛТЛТ^ЛТ|«ЛГ1Л /"»"Гчлпоdi Kiivixj Ь^ППЛ и1лиЖспш1 данадпу! и viunjna i íimnbDapiuDvivui и юида.

11. Тверь, ВНИГИК, Сборник научных трудов «Оценка нефтеносности ачимовских отложении западного склона Нижневартовского свода по геолого-геофизическим материалам», 2000 г., с. 21 35.лллттп I '¡>Длт D 1-ГТЛ 'ТД1/* Z*"1 гч IM ■ т 11 > < < i 11 ч i • Timmen

12. DiipJUDtJ\ui u WJ3UAa. i верп, и П n i iiiv, x^wpruaiv naj тпмХ 1руД\л5

13. Оценка нефтеносности ачимовских отложений западного склона Нижневартовского свода по геолого-геофизическим материалам»,-->г»г»л „ « П 111. Z.UUU 1., V. JLZ- -AI.

14. ОЛЛЛ „ ~ 1t л о ¿UW 1., V. JJ to.

15. Карогодин Ю. Н., Ершов С. В. «Системно-литмологическая модель ачимовской толщи района деятельности АО «ЛУКойл-Лангепаснефтегаз», Новосибирск, 1996 г.

16. Ковальчук Ю. А, Толстолыткин И. П. и др. Регламент «Алгоритмы определения поде четных параметров нефтяных месторождений Нижневартовского и Варьеганского районов», СибНИИНП,1. Т.„. 1 поп „1.ШМСЛЬ, 1707 1.

17. Наумов А. Л. , Онищук Т. М., Дядюк Н. Н. И др. О лито логических залежах углеводородов на Севере Западной Сибири //—---- 1 то ~ л г,, о „ 1С 1А1 шлшйя псцлИ и 1 аза . 1. .тго С

18. Руд kg вич M. Я, Корнев В. А, Нежданов А. А. Формирование неантиклиналъных ловушек в меловых отложених ЗападноСибирской плиты и методика их поисков // Геология нефти и1ПО/1 ХГоО Г< 11 тз îcua. i70t. лко. i/-Z.J.

19. Таужнянский Г. В. Определение объемной влажности коллекторов с использованием данных по скважинам,, пробуренных на безводных углеводородных растворах. Труды ЗапСибНИГНИ,1 no i о. 1 г:о i?oi. ВьШ. iuZ.

20. Шпильман В. К., лбиляков л. программа геологического изучения недр Ханты-Мансийского автономного округа на 19991АП 1 „ . Л ,1Т Т А Т Т ПТТП 1 QQOw i i , лйн i ы-ivirtH^nnuK, 11АЦ г rii i, 1 у Jo Г.

Информация о работе

Мусихин, Владимир Александрович
кандидата геолого-минералогических наук
Тверь, 2000
ВАК 04.00.12

Диссертация

Разработка методики выделения и оценки по ГИС сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи нижнего мела Среднего Приобья на примере Нижневартовского свода - тема диссертации по геологии, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы