Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Усовершенствование методики оценки параметров коллекторов и построение геологической модели залежей нефти и газа Тальникового месторождения

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Усовершенствование методики оценки параметров коллекторов и построение геологической модели залежей нефти и газа Тальникового месторождения"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

На правахрукописи

ЗИНОВЬЕВА ОКСАНА СЕРГЕЕВНА

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ КОЛЛЕКТОРОВ И ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ТАЛЬНИКОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.10 -Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых.

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2005

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

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Г.М. Золоева

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук,

Поляков Е.Е.

кандидат геолого-минералогических наук,

Чуринова И.М.

Ведущее предприятие:

Сервисная Компания ПетроАльянс

Защита состоится «20» сентября 2005 г., в 15 часов, в ауд. 523 на заседании диссертационного совета Д.212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Ленинский проспект, д. 65, Москва, В-296 ГСП-1, 119991.

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

Автореферат разослан г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета

Л.П. Петров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальностьработы.

Продуктивные толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, содержащие залежи нефти и газа, как правило, сложены терригенными породами мелового и юрского возраста. Коллекторами являются, в основном, песчаники и алевролиты.

Отличительной особенностью изучаемых юрских отложений является то, что они сформировались в разнообразной, но близкой по генезису обстановке осадконакопления - континентальной, прибрежно-морской и мелководно-морской. Это обусловило их значительную неоднородность по структурному и литологическому составу, которая отразилась на петрофизических закономерностях и связях и привела к существенному их усложнению. Поэтому нередко традиционные подходы интерпретации материалов ГИС, ориентированные на установленные раннее закономерности, в этих условиях не позволяют достоверно оценить коллекторские свойства пород. Для решения этих проблем требуется создание более совершенных методов интерпретации данных ГИС.

Наиболее характерным объектом, позволяющим подойти к решению проблем являются продуктивные горизонты юрских отложений Тальникового нефтегазового месторождения, расположенного в северо-западной части Шаимско-го нефтегазоносного района. Отличительной чертой продуктивного разреза Тальникового месторождения является отсутствие нижней юры (вскрыты только верхняя и средняя юра). Верхняя юра представлена продуктивной пачкой средняя - тремя пластами в дальнейшем рассматриваемыми как единый объект Пласты составляют единую гидродинамическую систему. В то же время сложность тектонического строения изучаемого месторождения обусловила существование ряда залежей со своими флюидаль-ными контактами. В настоящее время на месторождении выделены 6 залежей, приуроченных к определенным локальным структурам: Лемьинской, Южно-Лемьинской, Тальниковой, Северо-Даниловской и Лопуховской.

Ранее проведенными исследованиями были установлены основные пет-рофизические зависимости отдельно для пород верхней и средней юры и подготовлены параметры для подсчета запасов нефти и газа [1996 г., СибНИИНП, г. Тюмень]. Анализ всей имеющейся петрофизической и геофизической информации показал ряд существенных, на наш взгляд, недостатков в разработанной ранее методике интерпретации данных ГИС по оценке ФЕС, нефтегазонасыщенности и характера насыщения коллекторов. Главным здесь являются: слабая теснота петрофизических связей, отсутствие явно выраженного разделения изучаемых пластов по стратиграфическому признаку, недостаточность исходной информации для надежного установления флюи-дальных контактов. Для оценки пористости коллекторов были использованы только метод СП и стационарные нейтронные методы. Не были проанализированы возможности других методов ГИС.

Существовал ряд объективных причин для перечисленных выше недостатков, а именно: ограниченность отбора и видов исследований керна, малое количество пробуренных скважин, результатов опробований в открытом стволе и испытаний в колонне, неудовлетворительное качество некоторых методов ГИС (ГГМ-П, АМ, HM) в отдельных скважинах.

Ко времени выполнения настоящей работы автор располагал данными ГИС по 75 скважинам. Была получена новая информация о результатах исследования керна по 2978 образцам, отобранным из 50 скважин. В шести вновь пробуренных скважинах вырос процент выноса керна по отношению к проходке с отбором с 55,8% до 93,1% и с 39,4% до 63,3% по отношению к толщине продуктивной части. При этом существенно возросла частота и детальность исследований керна по разрезу, что позволило автору провести разделение пород-коллекторов по степени зернистости, выработать новые количественные критерии для выделения коллекторов и оценки характера насыщения, повысить достоверность определения ФЕС пород и параметров коллекторов для подсчета запасов нефти и газа.

В дальнейшем полученные данные были использованы при построении геологической модели изучаемых залежей.

В своих исследованиях автор опирался на фундаментальные и прикладные работы многих ученых и производственников: Басила Я.Н., Вендельштей-на Б.Ю., Денисова СБ., Дорогиницкой Л.М., Дьяконовой Т.Ф., Изотовой Т.С., Кожевникова Д.А., Леонтьева Е.И., Миткарева В.А., Муромцева B.C., Новгоро-дова В.А., Пастуха П.И., Петерсилье В.И., Сазоненко Д.Ф. Элланского М.М. и других.

Целью работы является разработка усовершенственной методики интерпретации коллекторов нефти и газа юрских отложений по данным комплекса методов ГИС и петрофизических исследований, построение геологических моделей продуктивных залежей пластов П2 и Т1-3 Тальникового месторождения. Основные задачи исследования:

• анализ современного состояния геолого-геофизической изученности коллекторов нефти и газа продуктивных пластов П2 и T1-3 юрского возраста в изучаемом регионе;

• получение базовых петрофизических моделей коллекторов продуктивной части разреза;

• совершенствование существующих и разработка новых методических приемов литологического расчленения разреза, выделения коллекторов;

• разработка усовершенствованных алгоритмов определения пористости и нефтегазонасыщенности коллекторов, оценки характера насыщения по данным ГИС;

• разработка компьютеризированной технологии комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов;

• апробация разработанной методики и технологии в изучаемом разрезе юрских отложений Тальникового месторождения;

• построение геологических моделей залежей на основе данных ГИС и сейсморазведки.

Достоверность полученных данных обеспечена результатами:

• литолого-петрографических и петрофизических исследований керна, отобранного в скважинах изучаемого месторождения (2978 образцов);

• опробования и испытаний пластов (69 объектов);

• комплекса геофизических исследований в 75 скважинах Тальникового месторождения.

Обобщение столь значительного фактического материала позволило автору разработать научно-методическое обоснование комплексной количественной интерпретации данных ГИС в изучаемой продуктивной толще. Методы исследования,

В диссертационной работе использован широкий круг способов решения поставленных задач, включающий в себя:

• использование современных алгоритмов и методик комплексной интерпретации данных ГИС с применением вычислительной техники;

• методы геологического моделирования залежей на основе комплекса геологической и геофизической информации.

При выборе методов решения задач автор придерживался принципов комплексности и системности, позволяющих повысить результативность и качество получаемой информации.

Научная новизна.

1. Установлена петрофизическая идентичность пород продуктивных отложений образовавшихся в разных фациальных условиях осадконакопле-ния (континентальных, прибрежно-морских и мелководно-морских), доказывающая их генетическую близость.

2. Разработано единое петрофизическое обеспечение комплексной интерпретации ГИС для пород верхне- и среднеюрского возраста Тальникового месторождения.

3. Обоснованы принципы усовершенствования методики оценки под-

счетных параметров коллекторов верхней и средней юры по данным ГИС. Основныезащищаемыенаучныерезультаты.

1. Единая система петрофизических связей продуктивных юрских отло-

жений Западной Сибири, образованных в разных условиях осадконакопления.

2. Усовершенствованная методика оценки подсчетных параметров по данным ГИС в пластах-коллекторах верхней и средней юры.

3. Предложен способ разделения пород на средне- и мелкозернистые разности по комплексу методов СП и ГМ.

4. Геологические модели залежей пластов Пг и Тю Тальникового месторождения.

Практическая ценностьработы.

Разработанная автором методика оценки подсчетных параметров коллекторов для отложений верхней и средней юры Тальникового месторождения, реализованная в виде компьютеризированной технологии, позволяет существенно повысить качество интерпретации данных ГИС при подсчёте запасов и моделировании залежей юрских отложений не только для Тальникового месторождения, но и для других месторождений Западной Сибири. Дано обоснование и уточнены положения флюидальных контактов (ГНК и ВНК).

Построенные автором геологические модели залежей пластов П2 и ^ использованы при составлении технологической схемы, проекта разработки и создании гидродинамической модели залежей Тальникового месторождения.

Апробацияработы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на следующих конференциях: Молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель-2002», Москва; XVI Губкинских чтениях «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы», Москва, 2002г.; Молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель-2003», Москва; Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, 2004г; Молодежной секции научно-практической конференции «Геомодель-2004», Москва; XVI Губкинских чтениях «Нефтегазовая геологическая наука - XXI век», Москва, 2004г.; 6-ой научно-технической конференция-выставки «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2005г.; VII международной кон-

ференции «Новые идеи в науках о Земле», МГГРУ, Москва, 2005г.

Публикации.

Основные положения опубликованы в 10 печатных работах.

Объемработы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения. Общий объем составляет 138 страниц, включая 15 таблиц, 46 рисунков, список литературы - 43 наименования.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю д.г-м.н., профессору кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Золоевой Г.М. за помощь и внимание во время работы над диссертацией. Автор признателен всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС за ценные советы и поддержку в первую очередь д.г-м.н. Добрынину В.М., д.ф-м.н. Кожевникову Д.А. Автор также выражает признательность начальнику ОГТ ОАО «ЦГЭ» д.г-м.н., профессору Дьяконовой Т.Ф., главному специалисту по петро-физике и подсчета запасов ОАО «ЦГЭ» Исаковой Т.Г., начальнику отдела геологии и петрофизики, подсчета запасов ОАО «ЦГЭ» Истомину СБ. за предоставление исходных данных и помощь при сборе необходимых материалов, участие и поддержку при написании работы, а также д.т.н., профессору Афанасьеву B.C., генеральному директору ООО «ГИФТС» Афанасьеву СВ., д.т.н. Зиновьеву А.А. (ОАО «Газпром»), Ерофееву Д.ЩООО «ГИФТС») за ценные консультации и помощь при выполнении работ по теме диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы. В качестве объекта исследования были изучены продуктивные горизонты юрских отложений Тальникового нефтегазового месторождения.

В главе 1 приведены общие сведения о геологическом строении продуктивных отложений верхней и средней юры на примере Тальникового месторождения. Изучено тектоническое строение месторождения. На изучаемом место-рорждении развиты многочисленные малоамплитудные дизъюнкивы. В системе разрывных нарушений, выделенных по данным сейсморазведки, наибольший интерес представляют разломы, контролирующие положение межфлюидальных контактов. В результате корреляции разрезов скважин в продуктивных юрских отложениях выделено пять объектов, включая пласты: - продуктивный горизонт в подошвенной части нижнеданиловской подсвиты; - пласты тюменской свиты; ДЮК - отложения доюрского комплекса.

Изучены литологические и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Продуктивные отложения верхней юры (Пг - вогулкинская толща) формировались в условиях мелководно-морского режима. Обломочный материал поступал из местных источников сноса, т.е. продолжался размыв выступов палеозойского фундамента. В водной среде происходила сортировка поступающего из областей размыва и залегающего на дне морского бассейна обломочного материала. Согласно керновым данным коллекторами в пласте П2 являются песчаники преимущественно с межзерновым типом порового пространства. Из глинистых минералов преобладает каолинит — от 50-60% до 7080%. Содержание хлорита составляет 10-25%, гидрослюд - от 10 до 40%. Сме-шанно-слойные образования присутствуют в количестве 5-10%, доля набухающих слоев — менее 5%. В составе глинисто-карбонатного цемента чаще всего

присутствует кальцит. Цемент песчаников глинистый и глинисто-карбонатный. Тип цемента - поровый, пленочный.

Формирование осадков пласта Т[ происходило на заключительном этапе отложения осадков тюменского возраста, в переходных условиях прибрежно-морского генезиса. Песчаные разности, в целом, более мелкозернисты по сравнению с нижележащими тюменскими отложениями. Формирование пород пластов происходило в континентальных условиях аллювиального и озер-но-болотного генезиса. Коллекторы пластов Т1.3 представлены, в основном, песчаниками, чистыми и глинистыми, имеющими преимущественно межзерновой тип порового пространства. Цемент песчаников преимущественно глинистый и реже - глинисто-карбонатный. Из глинистых минералов преобладает каолинит - до 30-80%. Содержание других минералов следующее: хлорит - 1030%, гидрослюды - 5-25%; смешанно-слойные образования - до 25%, доля набухающих слоев в ССО составляет от 1-2% до 6-8%. Тип цемента - поровый, пленочно-поровый.

Статистические распределения свойств пластов практически одинаковы.

Пористость Кп пластов Ц и Т1.3 измерена на большом числе образцов (более 2500). Диапазон изменения Кп для коллекторов значителен - от 12,5 до 29,8%, при достаточно низком среднем значении -17,3%.

Проницаемость Кпр измерена также на большой выборке образцов (более 1000). Среднее значение Кпр для коллекторов — 52,8 мД. Проницаемость изменяется в широком диапазоне - до 2337 мД.

Коэффициент остаточной водонасышенности Кв0, измерен на 291 образце. Среднее значение Кво в коллекторах 44,2% при диапазоне изменения от 11,4 до 75%.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности Кио получен всего на 13-ти образцах. Диапазон изменения Кко - от 6,6 до 16,9%, при среднем значении 10,6%.

Карбонатность пласта П2 выше, чем пластов Т1.3. Средние значения минералогической плотности практически совпадают - 2.64 - 2.67 г/см3.

Полученные распределения фильтрационно-емкостных свойств также свидетельствуют об идентичности изучаемых пластов.

Анализ информационной базы для количественной интерпретации геолого-геофизических материалов показал следующее:

• проводимый комплекс ГИС достаточен для решения качественных задач - литологического расчленения, выделения коллекторов и оценки характера их насыщения. Решение задач количественной интерпретации сопряжено с определенными трудностями, связанными как с низким качеством записи диаграмм отдельных методов ГИС в исследуемых скважинах, так и со сложностью изучаемого разреза (тонкое переслаивание, наличие углистых включений).

• наличие представительного керна позволяет получить информацию о литологии пород, характере изменения фильтрационно-емкостных свойств, а также достаточно для создания петрофизической основы интерпретации материалов ГИС.

В главе 2 дано петрофизическое обоснование комплексной количественной интерпретации геолого-геофизических материалов в продуктивных пластах верхней и средней юры. Особенностью коллекторов Тальникового месторождения является наличие значительной доли мелкозернистой песчаной и алевритовой фракции в составе скелета. Крупнозернистая фракция (ёз от 1 до 0,5 мм) составляет - от 1-5% до 10-20%, Преобладает, в основном, мелкозернистая песчаная фракция от 0,5 - 0,1 мм) - от 10-15% до 50-60% и алевритовая фракция (ёз от 0,1 - 0,01 мм) - от 7-10% до 35-70%. Пелитовая фракция в образцах составляет от 1-2% до 31%. Анализ зависимостей между петрофизическими и ли-тологическими характеристиками изучаемых пород, а также результаты описания керна и шлифов, позволяют получить представление о модели коллектора.

Анализ связи коэффициентов проницаемости Кпр и пористости Кп с глинистостью для продуктивных газонефтенасыщенных пород показал, что коллекторы по типу близки к межзерновому, .так как изменение пористости и проницаемости происходит в зависимости от степени заполнения пор глинистым материалом. Пласт отличается несколько более

высоким содержанием карбонатных минералов - сидерита и кальцита по сравнению с пластами средней юры. Доля карбонатов в составе цемента не превышает 3-5%. Нет связи между пористостью и карбонатностью для изучаемых пород. Это дает основание сделать вывод, что при определении пористости рассматриваемых отложений можно не учитывать влияние карбонатности пород на показания методов ГИС.

Изучение связей коэффициентов проницаемости Кпр и пористости Кп с глинистостью Сгл и карбонатностью Скарб в зависимости от степени зернистости позволяет сделать вывод, что крупно- и среднезернистые породы отличаются более низкой глинистостью (менее 10%) по сравнению с мелкозернистыми осадками, в которых диапазон изменения глинистости составляет 10 -17%.

Зависимость остаточной водонасыщенности Кво от пористости Кп имеет значительный разброс точек. Дифференциация точек по их стратиграфической приуроченности к пластам то-есть учет разных фациальных условий

осадконакопления, не сокращает разброса, наблюдается их полное перекрытие. Следовательно, этот фактор не является определяющим.

Дифференциация исследованных образцов по степени зернистости (с выделением крупно-, средне- и мелкозернистых), выполненная на основе лабораторного описания образцов, позволяет разделить точки и получить две обособленные связи КВ0=5(КП) для крупно-, средне- и мелкозернистых пород. Таким образом, степень зернистости пород несет информацию о преобладающей гидродинамической активности среды, в которой откладывались осадки. Учет степени зернистости позволил получить более высокие значения коэффициента корреляции для каждой из рассмотренных групп по сравнению с обобщенной связью.

Зависимость проницаемости также

имеет низкую тесноту связи. Разделение точек по принадлежности к пластам Пг и Тьз не повышает тесноту связи. Как и в предыдущем случае, при дифференциации точек по степени зернистости теснота связи увеличивается, то есть именно степень зернистости является определяющим фактором для характери-

стики проницаемости пород. Зависимости Кпр=А[Кп), полученные для средне- и мелкозернистых песчаников, использовались в дальнейшем при оценке по данным ГИС.

Связь проницаемости с остаточной водонасыщенностью характеризуется достаточно тесной связью для основной массы точек, что типично для коллекторов межзернового типа. Изменения параметров Кпр и Кво определяются величиной удельной поверхности фильтрации когда в поровом пространстве содержатся только углеводороды и остаточная вода. Полученная зависимость удовлетворяет пластам

Зависимость объемной плотности от коэффициента пористости также имеет высокую тесноту связи. Плотность твердой фазы песчаников равна 2,67 г/см3.

Для изучаемых продуктивных отложений П2 и Ти характерен ряд общих признаков: одни и те же литологические разности пород, тип цемента и характер цементации, тип порового пространства, что позволяет при количественной интерпретации ГИС использовать для них единое петрофизическое обоснование. При этом следует иметь в виду, что петрофизические модели (или связи) должны быть различными в зависимости от степени зернистости пород. Учет последнего фактора позволяет проводить оценку фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности коллекторов с более высокой точностью.

Для газоносных коллекторов установлены граничные значения: -для средне- и мелкозернистых разностей соответственно; Кир мД. Для средне- и мелкозернистых разностей нефтенасыщенных пород: Кпгр=12,5% (с/з) и 15,5% (м/з); Кпргр=0,4 мД. Установленные граничные значения фильтрационно-емкостных свойств для нефтеносных и газоносных коллекторов были использованы при выделении коллекторов в продуктивном разрезе Тальникового месторождения и оценке подсчетных параметров по геофизическим данным.

Установлены петрофизические связи коэффициентов

проницаемости с пористостью и остаточной водонасыщенностью могут ис-

пользованы при количественной интерпретации методов ГИС с целью определения подсчетных параметров.

При подсчете запасов нефти и газа Тальникового месторождения, выполненном в 1996г., использованы различные связи Pn=f(Kn) для пластов Пг и Т1.3. Последние данные не подтверждают наличие дифференциации связей для верхней и средней юры. На наш взгляд, возможно использование единой зависимости, описываемой уравнением Р^К,,"1'4905.

На зависимости PH=f(KB), как в предыдущем случае, дифференциации точек по пластам П2 и Т¡.3 не наблюдается. Линии регрессии для данных пластов по материалам подсчета запасов 1996г. практически сливаются. Дифференциация точек по степени преимущественной зернистости и затем по проницаемости позволила выделить на зависимости - менее 100мД, от 100 до 500 мД и более 500 мД.

Зависимость Knp=f(KB0) более тесная, чем Knp=f(Kn), постольку оба параметра в значительной степени зависят от характеристики глинистости пород и наличия других высокодисперсных компонентов. При практической интерпретации зависимость Kr,p=f(KB0) можно использовать только для коллекторов, расположенных в зоне предельного нефтегазонасыщения. В водонефтя-ной зоне, где коллекторы наряду с остаточной содержат также и свободную воду, величины проницаемости при использовании данной зависимости будут занижены. Более универсальной является связь K„p=f(Kn), дифференцированная по степени преимущественной зернистости коллекторов, позволяющая учитывать структурные особенности породы. Пол>ченные зависимости описываются следующими уравнениями:

- для среднезернистых коллекторов lgKnp=-0,0 122Кп2+0,7 133к„-7,3599;

- для мелкозернистых коллекторов

lgKnp=-0,0118K,12+0,7435K1,-9,0194.

• В главе 3 изложена методика выделения коллекторов и оценки под-счетных параметров, которая базируется на петрофизических зависимостях ти-

14

па «керн-керн» и «керн-ГИС», результатах испытания, усовершенствованных способах интерпретации данных ГИС. Разработанная методика включена в систему Gintel 2002 в форме технологии TERR.

Выделение коллекторов в системе Gintel 2002 производилось по комплексу геофизических методов с использованием прямых качественных и косвенных количественных признаков. Прямые качественные признаки обусловлены проникновением в коллекторы фильтрата промывочной жидкости, что приводит к образованию глинистой корки на стенках скважин, положительных приращений на кривых микрозондов, возникновению радиального градиента сопротивлений по показаниям электрических зондов разной глубинности. Дополнительными качественными признаками являются также отрицательные амплитуды СП, минимальные показания на диаграммах гамма-метода. Кроме качественных признаков для выделения коллекторов используются косвенные количественные критерии, которые необходимы для обработки ГИС в наклонно -направленных эксплуатационных скважинах, где в комплексе исследований отсутствуют МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, который широко используют при выделении коллекторов в терригенных разрезах Западной Сибири, является граничное значение относительной амплитуды метода потенциалов собственной поляризации В предлагаемой методике для решения данной задачи рекомендуется использовать

для коллекторов, отличающихся степенью зернистости и характером насыщения (табл.1).

Граничное значение ota, для газоносных: среднезернистых коллекторов равно 0.22, для мелкозернистых - 0.3; для нефтеносных: среднезернистых коллекторов - 0.25, для мелкозернистых - 0.35 (табл.1).

При использовании в практической интерпретации предлагаемых критериев необходимо прежде всего установить преобладающий тип зернистости в изучаемых коллекторах. Разделение коллекторов по преимущественной зернистости можно проводить с использованием граничного значения параметра Основанием для выбора данного параметра при установлении типа зернисто-

Таблица 1

Основные петрофизические зависимости и константы для продуктивных пластов Тальникового месторождения

чч Преимущественная зернистость \х коллекторов Параметры и N. зависимости N. Предлагаемые автором Подсчет запасов, 1996г.

Нефть Таз Пласт Яг П част Т

Средне-зерн Мелко-зерн Средне-зерн Мелко-зерн

12 5 15 5 115 14 13 2 13 3

мД 04 02 1 1

Кио.щ. % 75 85

0 25 | (135 0 22 | 0 3 -

Рпп>, Омм 8 6-8

Св, Т° (рв, Омм) 15 2г/л,70°С(0 19) 16 3 г/л (0 18 Омм) 15 2г/л (0 19 Омм)

Л г. =/{асп) Л„ =1 0453чсп2-1 9027осП+1 0008

К„=/(сО К,,=0 6703асп3-1 2326асп2+0 8127асп-0 0085 Кл= 13 93+7 97 ат Кп' 15 98+3 65 а™

КГ=/(ДТ) Кп=(лТ„-ДТ„)/(дТ,-дТе1:)-Кгп*(лТг1,-дТ0<)/(лТ1-дТ„), дТ.,=165мск/м, дТж-630чкс/м, лТгп-450мк1./м - -

8п =/(Кп) К„=(5тв-6п)/(8тв-5ж), 8тв=2,67г/см3 - -

Кар-ДК.) МКпр--0 0122Кл2+0 7) ЗЗКп-7 3599 - с/з Кпр-0 11е(04,мк"! Кпр=0 224е<0

1^Кпр--0 01 18Кп!+0 7435КП-9 0194 - м/з

Р„=/(К„> Р„=Кп14М5(П2, Т1-3) Р„=3 162К„"' Р„=2 612К„10,5

¡\=/(К.) 1^Р„=-0 8858(1^Кв)г-2 04171^Кв-0 0086 (при Кпр<=100мД) Р«=5432 5 К,"1866 РВ=4140К,-1Ш

1^„~-0 5407(LgKв)г-2 02261^Кв-0 0134 (при 100 <Кпр<=500мД)

Рн-1 0258Кв 17324 (при Кпр>500мД)

Кв=/(Рн,Кпр) ЬйК.=(-0 065'ЬгК„р3+0 4)ЗН.ЁК„рг-0 69*Ь8К,р+0 Овв^РЛ (0 03*ЬёК„р'-0 197"г8К„р2+0 34*Ь8К„р-0 623)»ЬеР„+0 0012*Ье.Кпр+1 99 - -

сти явилось следующее. Показания гамма-метода в терригенном разрезе при отсутствии пород с аномальной естественной радиоактивностью зависят от содержания глинистого материала и изменяются от минимальных в чистых песчаниках до максимальных в чистых неразмытых глинах. Алевролиты имеют повышенную радиоактивность по сравнению с чистыми песчаниками.

Диффузионно-адсорбционная активность песчано-глинистых пород зависит, главным образом, от степени заполнения порового пространства глинистым материалом. На ее величину мало влияют скелетные зерна песчаной и алевритовой размерности. Повышение показаний ГМ на фоне не меняющихся показаний СП свидетельствует о появлении алевритистой фракции в скелете породы, т.е. наблюдается существенное различие радиактивности песчаной и алевритовой фракции, составляющих скелетную часть пород.

Граничное значение Д1г, разделяющее крупно-среднезернистые и мелкозернистые коллекторы получено в результате сопоставления относительных амплитуд методов ГМ и СП и принято равным 0.3. Для крупно- и среднезерни-стых коллекторов

При решении задачи определения коэффициентов пористости анализированы возможности методов СП, ГГМ-П, АМ и нейтронных (НГМ, ННМ).

Методсобственной поляризации.

Уточнена зависимость Кп=!(асп), которая равномерно обеспечена точками во всем диапазоне изменения Кп и асл и описывается следующим уравнением:

Кп=67,031 асп3 - 123,26 асп2 + 81,272 асп — 0,8497.

Установленная зависимость отличается от аналогичных связей, построенных отдельно для пластов и использованных при подсчете запасов в 1996г.. Ранее для пласта П2 диапазон изменения К„ по данным составил 14-22%, для пластов Т1-3- 16-19%. С учетом вновь полученных результатов исследований керна, отобранного в скважинах, пробуренных после 1996 г., пористость для изучаемых пластов меняется в диапазоне от 10-12% до 22-28%. Установле-

но отсутствие дифференциации по степени зернистости на характер связи К„=Дас„).

Гамма-гамма плотностнойметод

Оценить К оказалось возможным только в двух скважинах, в связи с неудовлетворительным качеством записи диаграмм ГГМ-П в остальных. По данным петрофизических исследований на кернах было установлено, что = 2.67 г/см3.

Акустическийметод.

Расчет истиной пористости проводился по уравнению среднего времени с учетом влияния глинистости. В связи с отсутствием определений ЛТп на керне, не имели возможности уточнить для изучаемых коллекторов. При расчетах приняли как наиболее вероятное значение для терриген-ных пород Западной Сибири. Интервальное время в жидкости определено исходя из известной минерализации фильтрата, эффективного давления и температуры пласта составляет В коллекторах с рассеянной глинистостью среднее значение

Нейтронный метод.

При расчете суммарного водородосодержания применялась методика двух опорных пластов. В качестве опорного пласта с минимальными показаниями НМ используются размытые глины в кровле пласта Пг (1пг,п мин)! с максимальными показаниями - плотный пласт, выделяемый либо в кровельной части пласта Водородосодержание плотных по-

род изменяется в пределах от 1 до 2 %, водородосодержание глинистого пласта от 30 до 40 %.

Значения пористости Кп(нм) в газоносных коллекторах занижены по сравнению с значениями истинной пористости пласта Кп, а также с данными представительного керна. Это свидетельствует о влиянии остаточного газонасыщения в зоне исследования НМ. В значения пористости вводилась поправка

учитывающая суммарное влияние изменения водородосодержания газа по сравнению с водой и различие их плотностей.

При сравнении величин пористости в газоносных пластах, полученных по нейтронному методу (НМ) с поправкой за остаточную газонасыщенность и пористости, полученной по АМ и СП, получили хорошую сходимость результатов, что подтверждает возможность применения НМ для оценки Кп в газоносных коллекторах.

Сопоставление значений пористости, определенных по разным методам ГИС для газо- и нефтеносных коллекторов с результатами оценки Кп по представительному керну показало хорошую сходимость. При этом в качестве основного метода пористости можно рекомендовать нейтронные и акустические методы. В тех скважинах, где отсутствуют замеры НМ и АМ, можно использовать метод СП. Исследования, выполненные в настоящей работе расширяют круг методов ГИС, которые можно использовать для оценки Кп в изучаемом разрезе.

Оценивать глинистость по ГМ в данном разрезе не рекомендуется из-за полимиктового состава коллекторов, связанного с присутствием в них минералов с повышенной радиактивностью. Поэтому для оценки глинистости в изучаемых коллекторах применен метод СП. Полученная зависимость имеет высокий коэффициент корреляции - 0,95 и описывается уравнением регрессии:

г|гл=1,0453 ас„2 -1,9027 ас„ + 1,0008.

Разделение коллекторов на продуктивные и водоносные проводится с использованием граничного значения удельного электрического сопротивления или с помощью уравнения регрессии принято

равным 8 Омм (рис. 1).

Рис. 1. Сопоставление УЭСп с относительной амплитудой СП для оценки характера насыщения коллекторов в продуктивных пластах Тальникового месторождения.

Задача разделения газо- и нефтеносных коллекторов на данном месторождении встречает определенные трудности, в связи с отсутствием повторных измерений нейтронными методами. Однако, выделение газоносных коллекторов в разрезах скважин возможно при сопоставлении величин пористости рассчитанных по нейтронным методам (без поправки за остаточную газонасыщенность) и другим методам ГИС. Этот подход и был реализован в настоящей работе. Значения пористости, полученной по АМ в газоносной части коллекторов выше, чем значения пористости, полученные по НМ без поправки за остаточную газонасыщенность, поскольку остаточный газ в зоне проникновения приводит к увеличению интервального времени (следовательно, к завышению пористости) и интенсивности Д^д (т.е. к снижению Кп). В нефтеносной и водоносной части величины Кп по АМ и НМ совпадают. Выделенные газонос-

ные интервалы подтверждены результатами испытаний. Аналогичные расхождения наблюдаются и при сопоставлении Кп по СП и НМ (Кпсп>Кп™).

В главе 4 дано обоснование и уточнены флюидальные контакты ГНК и ВНК для всех 6 залежей Тальникового месторождения. Для обоснования положения ВНК и ГНК были использованы только вертикальные скважины (с удлинением менее 30 м), вскрывшими как пласт Пг, так и пласты Т|.з, характер насыщения которых подтверждался результатами испытаний и уверенно определялся по ГИС. Пласты Щ, Т1.3 относятся к одной гидродинамической системе. Это же было показано и в подсчете запасов 1996г. Основанием для выделения одной ГДС является отсутствие нарушения упорядоченности характера насыщения по результатам испытания и обработки материалов ГИС пластов а также наличие зон слияния пластов. В ходе анализа положений контактов автор столкнулся с трудностями, связанными со сложным строением залежи, что обусловило формирование зон с различными а.о. ВНК. Водонефтяной контакт в отдельных местах площади контролировался разрывными нарушениями. Тщательная корректировка ВНК проведена с использованием геологических разрезов. Абсолютные отметки ВНК и ГНК Тальникового месторождения приведены таблице 2.

Заключительным этапом диссертационной работы было построение геологической модели залежей продуктивных пластов. На начальном этапе построения геологической модели на основе использования базы данных с материалами интерпретации ГИС по всем скважинам в системе Gintel 2002 были подготовлены файлы импорта системы Irap RMS Roxar в формате ASCII RMS Classic. Файлы RMS по скважинам содержат информацию о свойствах пород в пределах изучаемого интервала разреза в виде непрерывных кривых вдоль стволов скважин с шагом квантования 0.2 м по глубине. Все построения в пакете геологического моделирования Irap RMS начинаются с определения структуры моделируемого объекта. Первоначально размерность сетки была принята 100x100 м для подбора алгоритмов картопостроения. В дальнейшем размерность сетки была уменьшена до 50x50 м, исходя из плотности скважин и необ

Таблица 2.

Абсолютные отметки положения ГНК и ВНК по залежам Тальникового местородения

Залежи Абсолютные отметки, м

Предлагаемые Подсчет запасов 1996г.

ГНК ВНК ГНК ВНК

Тальниковая 1659-1662 (1660.5 ±1.5) -1681-1687(1684 ±3) -1661 ±2 -1681-1690(-1685)

Эйтьянская -1679-1681(1680 ±1) -1660 -1680

Лемьинская -1683-1690(1686.5 ±3.5) - -1683-1690(-1685)

р-н скв. 10320 -1659-1662 (1660.5 ±1.5) (ГНК по структуре) -1670 -1660 -1670

Восточно-Лемьинская - -1693 (условно по подошве нефти скв.10164р) - -1698

Лопуховская - -1730-1734(1732+-2) - -1732

ходимости более точного соответствия точек пластопересечения структурной поверхности, а также из-за наличия достаточно сложной системы разломов. На основе полученной структурной модели созданы трехмерные геологические сетки для пластов

Трехмерная геологическая модель оформляется в виде карт эффективных толщин, пористости, нефтегазонасыщенности, проницаемости.

Карты эффективных толщин строились и рассчитывались по всему массиву скважин для подсчетных объектов Пг, Т|, Тг и Т3. Предварительно в каждом объекте были выделены и обрисованы зоны замещения и выклинивания коллекторов. Зоны выклинивания коллекторов ограничивались нулевой изохо-рой, так чтобы эффективная и общая толщина коллектора плавно уменьшались к границе этой зоны.

Пласт П2 (вогулкинская толща) распространен повсеместно на Тальниковом месторождении, выклиниваясь в районе скважин 38р, 35р. Эффективные толщины изменяются от 0,6 до 15,8 метров. Цитологический и вещественный состав пород весьма неоднороден как по разрезу, так и в плане, здесь присутствуют как алевролиты, так и песчаники. Основная газонефтяная залежь распространяется в пределах Тальниковой и Эйтьянской залежей.

Пласт Эффективные толщины изменяются по скважинам от 0,6 до 12,5 метров. Полностью отсутствуют отложения тюменской свиты в пределах Лемьинского вала. Коллекторами являются прослои мелкозернистых песчаников и алевролитов с достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Пласт Т2 Эффективные толщины варьируют от 0,6 до 22,2 метров. Площадь областей денудации увеличивается по сравнению с пластом при этом значительно уменьшается площадь областей аккумуляции обломочного материала. В то же время появляются коллекторы, представленные более крупнозернистыми разностями песчано-алевролитовых пород, по сравнению с вышележащими продуктивными отложениями пласта

Пласт Т). Эффективные толщины изменяются от 0,6 до 6,8 метров. В целом пласт вскрыт небольшим количеством скважин, большинство из которых расположены на крыльях поднятий.

Средние значения эффективных толщин по фонду скважин 2004 г., в сравнении с подсчетом запасов 1996 г., претерпели существенные изменения: в пластах Пг и T|.j произошло увеличение Нзф в 2 раза. Полученные расхождения в эффективных толщинах объясняются тем, что большая часть вновь пробуренных скважин находится в зонах распространения коллекторов с увеличенными толщинами.

Диапазон изменения пористости в пласте Пг составляет 15 - 24 %, при среднем значении 19 %.

Коэффициент пористости пласта 7/ по данным ГИС изменяется от 15 % до 23 %, при среднем значении 18 %.

Пористость пласта 7} составляет от 14 % до 24 %, при среднем значении

19%.

Коэффициент пористости пласта колеблется по скважинам от 14 % до

17%.

В целом расхождения средних значений пористости, полученных в 2004 г. и при подсчете запасов в 1996 г., а также по данным керна незначительны.

Значения нефтегазонасыщенности пласта П2 имеют диапазон изменения по скважинам от 38 % до 76 %, при среднем значении 60 %.

По результатам испытаний и интерпретации ГИС пласты газонефтенасыщенные, пласт полностью водонасыщенный.

Нефтегазонасыщенность пласта Т/ находится в пределах от 35 % до 69 %, при среднем значении 52 %, пласта Т2 от 36 % до 68 %, при среднем значении 58 %.

Расхождения в значениях К„г, полученых автором, по сравнению с подсчетом запасов 1996г. обусловлены, в основном, как разницей в величинах Кп, так и с использованием уточненных петрофизических зависимостей и

дифференцированных по степени зернистости.

Полученные расхождения Кнг объясняются также тем, что большая часть вновь пробуренных скважин находится в зонах распространения коллекторов с улучшенными ФЕС.

Проницаемость пласта П2 изменяется в диапазоне от 2,9 мД до 460,2 мД, при среднем значении 115 мД.

Значения коэффициента проницаемости пласта имеют диапазон изменения от 2,2 мД до 144 мД, пласта Тг от 2,2 мД до 191,7 мД. Коэффициент проницаемости пласта 7} варьируется от 12,7 мД до 16,3 мД, при среднем значении 15,9 мД.

Сравнение средних значений Кщ, по ГИС с данными керна показало достаточно хорошую их сходимость в коллекторах пластов Пг и Т]_з В связи с отсутствием данных о Кпр в подсчете запасов 1996 г., не было проведено сравнение величин проницаемости, полученных автором с ранее установленными.

Карты проницаемости хорошо согласуются с результатами испытаний. Высокие дебиты более 100 м3/сут в пласте П; получены в скв. 10324р, 10303р, а также в скв. 10092р. В пласте Т1 высокие дебиты получены в скв. 10301р, 10177р, 10078р, 10098р, 10080р. В пласте Т2 высокие дебиты в скв. - 10098р, 10074р, 10082р, 10090р, 10177р, 10301р. На карте эти участки отмечены более высокими значениями проницаемости. Кроме этого, карты эффективных толщин, пористости, нефтегазонасыщенности, проницаемости хорошо согласуются друг с другом.

В результате анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что продуктивные коллектора достаточно близки по своим емкостным

свойствам и нефтегазонасыщенности. Различие наблюдается в величинах пласта наиболее низкие значения в пласте характеризуются промежуточными и близкими величинами проницаемости коллекторов. Пласт представлен песчаниками и алевролитами, пласт -мелкозернистыми песчаниками, пласты - более крупными разностями.

В заключении подведены итоги и приведены окончательные выводы по результатам диссертационной работы.

Основные результаты работы.

1. Впервые обосновано существование единой петрофизической основы для оценки параметров коллекторов пластов Пг И Т]-з. При количественной интерпретации ГИС в разрезе юрских отложений необходимо учитывать степень зернистости пород, что будет способствовать более точной оценке фильтраци-онно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности пород-коллекторов.

2. Предложен способ разделения пород на средне- и мелкозернистые разности по комплексу методов СП и ГМ.

3. Установлены граничные значения геофизических и петрофизических параметров для выделения коллекторов с различной степенью зернистости и характером насыщения в пластах Г1г и Т1.3.

4. Получена тесная корреляционная связь асп=Г(т1гл)? позволяющая оценивать глинистость коллекторов.

5. На базе полученных петрофизических зависимостей обоснованы модели коллекторов продуктивных отложений верхней и средней юры, усовершенствована методика определения параметров для подсчета запасов нефти и газа по данным ГИС. Работоспособность и эффективность разработанной технологии апробированы на большом количестве скважин, вскрывших разрезы продуктивных отложений Тальникового месторождения.

6. Для выделения газоносных коллекторов и установления ГНК в изучаемом разрезе апробирован и рекомендуется к практическому использованию способ сравнения величин Кп, определенных по НМ (без поправки за остаточную газонасыщенность) и другим методам ГИС (СП, ГГМ-П, АМ).

7. Обоснованы и уточнены границы флюидальных контактов (ГНК,

ВНК).

8. Построены геологические модели залежей нефти и газа пластов и Тальникового месторождения.

Публикации.

1. Зиновьева О.С., Исакова Т.Г., Перепечкин М.В., Волкова М.С. «Определение основных параметров коллекторов по материалам ГИС Тальникового

месторождения (Западная Сибирь) с помощью новых компьютерных технологий DV-GEO», Молодежная секция научно-практической конференции «Геомодель-2002», Москва.

2. Зиновьева О.С., Золоева Г.М. «Оценка фильтрационно-емкостных свойств пород с целью построения геологической модели коллектора (на примере терригенного разреза Тальникового месторождения», XVI Губкинские чтения «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы», Москва, 2002г.

3. Зиновьева О.С. «Применение статистического анализа методов ГИС для повышения надежности интерпретации с помощью новых компьютерных технологий DV-GEO на примере Тальникового месторождения (Западная Сибирь)», Молодежная секция научно-практической конференции «Геомо-дель-2003», Москва.

4. Зиновьева О.С. «Корреляция разрезов скважин продуктивных юрских пластов юрских отложений на примере Тальникового месторождения», Научная конференция аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, 2004 г.

5. Зиновьева О.С. «Анализ данных керна и методов ГИС продуктивных пластов юрских отложений для обоснования единой ГДС на примере Тальникового месторождения», Молодежная секция научно-практической конференции «Геомодель-2004», Москва.

6. Зиновьева О. С. «Анализ литологических и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений верхней и средней юры Тальникового месторождения для обоснования методики интерпретации данных ГИС», XVI Губкинские чтения «Нефтегазовая геологическая наука - XXI век», Москва, 2004г.

7. Зиновьева О.С. «Определение коэффициента пористости коллекторов верхней и средней юры Тальникового месторождения», 6-ая научно-техническая конференция-выставка «Актуальные проблемы состояния и

развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2005г.

8. Зиновьева О.С., Афанасьев СВ. «Технология введения поправок за влияние остаточной газонасыщенности при определении пористости по нейтронному каротажу в терригенных отложениях», Новые идеи в науках о Земле, МГГРУ, Москва, 2005г.

9. Зиновьева О. С. «Обоснование методики количественной интерпретации ГИС продуктивных отложений юры Тальникового месторождения», деп. в ВИНИТИ, Москва, №1530-В2004.

10. Зиновьева О.С. «Технология введения поправок за влияние газа по нейтронному каротажу в газонасыщенных коллекторах», деп. в ВИНИТИ, Москва, №1531-В2004.