Геологическое строение Самотлорского месторождения
Рисунок 2.4
2.2.4
Петрофизическая характеристика пластов
Петрофизические
характеристики коллекторов Самотлорского месторождения определялись
лабораторными методами по керну и по данным ГИС.
Пористость.
Одним из основных
подсчетных параметров является коэффициент пористости, который определяется по
данным керна или материалам промысловой геофизики. Наиболее широко применяются:
1.Метод сопротивлений.
2.Радиоактивные методы.
3.Метод потенциалов
собственной поляризации.
В последнее время
опробуется акустический метод, гамма-гамма каротаж. На Самотлорском
месторождении было опробовано несколько методов определения Кп:
1.Определение Кп по
удельному сопротивлению зоны проникновения. Сопоставление значений коэффициента
пористости, полученных по данной методике с результатами анализов керна для
одних и тех же интервалов выявило существенное занижение величины Кп по r зп, по сравнению с Кп по керну при
полном отсутствии связи между этими параметрами.
2.Определение Кп по
радиометрии основано на наличии функциональной зависимости между показателями
Нкт-50 и суммарным водосодержанием пласта (W å) при одинаковых аппаратурных и
скважинных условиях измерения.
3.Определение Кп по
методу потенциалов собственной поляризации.
Наряду с применением
радиометрии для оценки Кп рассмотрены возможности метода потенциалов
собственной поляризации. Для этой цели по 58 скважинам, охарактеризованным
керном проводился анализ тесноты связи Кп (a пс) для различных классов пород и отдельных продуктивных
горизонтов. Пористость пород группы АВ1-5 в целом закономерно возрастет с
ростом величины параметра a пс( с уменьшением глинистости пород ).
По всему массиву пластов,
охарактеризованных керновыми данными, были получены зависимости Кп ( a пс ), описываемые уравнениями:
АВ1-5 -Кп = 17+13,2 пс
БВ8-10 -Кп = 13+13,4 пс
БВ16-22 - Кп = 12+12,8 пс
ЮВ1-2 - Кп = 7,8+10,4 пс
При расчете зависимостей
между относительной амплитудой аномалии потенциалов ПС и пористостью пород
использовались наблюденные значения потенциалов собственной поляризации. В
качестве опорных пластов при расчетах относительной амплитуды аномалии
потенциалов ПС (a
пс) использовались наиболее чистые слабоглинистые интервалы в интервале пластов
АВ4-6 для пластов группы АВ, БВ6 - для пластов группы БВ8-10, ЮВ1-2 - для
пластов ЮВ1/1-2 и наибольшее по разрезу значение, исправленное за
несоответствие температурных условий - для пластов БВ16-22. Для исключения
влияния ограниченной мощности пласта на характер зависимости a пс ( Кп ) из массива были исключены
пластопересечения мощностью менее 2 метров. Не учитывались также
пластопересечения, охарактеризованные единичными образцами керна. Учитывались
лишь интервалы с выносом керна не менее 70 % .
Метод потенциалов
собственной поляризации при достаточной точности обладает наибольшей простотой в
реализации. Преимущество этого метода заключается в том, что по этому способу
можно определить Кп практически любого прослоя, а также по тем литологическим
разностям, по которым керн не изучен и не проведен РК. Средневзвешенные
значения по керну и геофизике приведены в таблице 2.8.
Таблица 2.8
Продуктивный пласт
|
Коэффициент
По керну
|
Пористости
по ГИС
|
Расхождения :
+ больше
- меньше
по ГИС
|
Принят для
Подсчета
Запаса
|
АВ1 глинистые
к-ра
|
0.22
|
0.23
|
+ 0.01
|
0.23
|
АВ1
слабоглинист.
|
0.27
|
0.27
|
__
|
0.27
|
АВ 2 - 3
|
0.265
|
0.27
|
+ 0.005
|
0.27
|
АВ 4 - 5
|
0.274
|
0.27
|
- 0.004
|
0.27
|
АВ 6
|
0.268
|
0.25-0.27
|
__
|
0.26-0.27
|
АВ 7
|
0.269
|
0.25-0.27
|
__
|
0.25-0.27
|
АВ 8
|
0.271
|
0.24
|
- 0.031
|
0.24
|
БВ 0
|
0.274
|
0.26
|
- 0.014
|
0.26
|
БВ 1
|
___
|
0.27
|
__
|
0.27
|
БВ 2
|
___
|
0.25
|
__
|
0.25
|
БВ 8 / 0
|
0.239
|
0.22
|
- 0.019
|
0.22
|
БВ 8 /1 - 3
|
0.238
|
0.23
|
- 0.008
|
0.23
|
БВ 10
|
0.233
|
0.21
|
- 0.023
|
0.21
|
БВ 19
|
0.199
|
0.19
|
- 0.009
|
0.19
|
БВ 20
|
0.205
|
0.19
|
- 0.015
|
0.19
|
БВ 21 - 22
|
0.181
|
0.19
|
+ 0.009
|
0.19
|
ЮВ 1
|
0.177
|
0.17
|
- 0.007
|
0.17
|
Определение
коэффициента нефтенасыщенности пород.
Коэффициент
нефтенасыщенности коллекторов изучался несколькими методами:
1. Косвенными - по
определению остаточной воды, в кернах остаточная вода создавалась центрифугированием,
вытяжкой и капилляриметрией.
2. С использованием
данных естественной влажности кернов скв.107, пробуренной на известково-битумном
растворе (РНО).
3. По промысловой геофизике
- по параметру насыщения Рн (Кв, Кн ).
Косвенные методы можно
использовать для получения ориентировочных значений нефтенасыщенности.
В практике лабораторных
исследований наибольшее распространение в силу экспрессности и простоты
получили методы капиллярного впитывания и центри-фугирования. Но в связи с тем,
что метод капиллярной вытяжки фильтровальной бумагой обладает большими и трудно
учитываемыми погрешностями, использование его для построения связей Рн (Кв) и
нахождение по ним величины Кн нецелесообразно.
Более надежным в этом
отношении является метод центрифугирования. Метод прост и экспрессен, хотя
также не лишен недостатков. Количество вытесненной из образца воды зависит от
перепада давления, которое развивается в процессе центрифугирования на границе
двух сред: вода - воздух. Метод впервые применен в грунтоведении при изучении
влаги почв. В практику анализа керна нефтяных пород перенесен Р. Слободом,
исследования которого показали хорошую сходимость результатов определения
водонасыщенности методами центрифугирования и капилярных давлений.
Позднее О. Ф. Корчагиным
были получены аналогичные результаты. Им был обобщен материал по определению
Кво методом центрифугирования для пород - коллекторов Среднего Приобья,
проведено сопоставление результатов с данными, полученными по скважинам,
пробуренным на нефильтрующейся нефтяной основе РНО.
Другой способ определения
коэффициента нефтегазонасыщенности пород получил распространение после бурения
скважин с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе.
Величина коэффициента
пористости в глубинных условиях - сложная функция эффективного давления,
коллекторских и литологических свойств. На территории Среднего Приобья,
отличающейся платформенным развитием, наблюдается закономерное изменение
эффективного давления, коллекторских свойств, минерального состава скелета и
глинистой компоненты, основных литологических параметров в зависимости от
глубины. При установлении зависимости между величинами пористости в глубинных
условиях и глубиной естественного залегания породы последняя является
интегральным параметро, определяющим термобарические условия и литологические
свойства пород. Изменение пористости при подъеме керна из пласта приводит к
изменению насыщенности. Количество остаточной воды при этом остается
неизменным, а ее отношение к новому объему пор (то есть коэффициент
водонасыщенности) становится меньшим, чем в условиях пласта. Определение
нефтенасыщенности коллекторов продуктивных пластов АВ1-5 - БВ8,10
осуществлялось по традиционным связям Рн ( Кв ) и Рп ( Кп ) , увязанным с
данными прямого метода связью rп ( Wв ) путем уточнения соответствующей величины сопротивления пластовой
воды r в.
В результате
экспериментов, проведенных совместно специалистами Главтюменьгеологии и
института СибНИИНП, установлены зависимости Рн (Кв) и Рп (Кп) для пластов групп
АВ и БВ. При увязке полученных зависимостей с данными прямого метода (связью rп (wв) уточнено сопротивление пластовой воды коллекторов
указанных пластов. Полученные зависимости и параметры использовались при
определении коэффициента нефтенасыщенности коллекторов неокома.
При расчете коэффициента
нефтенасыщенности коллекторов ачимовской и юрской толщ также использовался
традиционный способ. При установлении зависимости Рн ( Кв ) текущая
водонасыщенность создавалась методом центрифугирования.
2.2.5
Результаты изучения нефтенасыщенности продуктивных пластов по скважинам,
пробуренным на растворах с улеводородной основой
Методика исследований.
В связи с большими
трудностями обоснования отдельных параметров нефтегазового пласта, а именно:
для оценки его нефтенасыщенности и отработки косвенных лабораторных и
промыслово-геофизических методов производится отбор керна на растворах с
углеводородной основой (РУО или РНО).
К подсчету запасов 1987г.
на Самотлорском месторождении с применением РНО (известково-битумные безводные
- ИБР и инвертно-эмульсионные - ИЭР), было пробурено несколько скважин с
отбором керна практически из всех основных продуктивных пластов.
На известково-битумном
безводном растворе (ИБР) отбор керна производился в следующих скважинах: №1598
( пл.АВ1, АВ2-3 ), №1241бис ( пл.АВ1 ), №107 ( пл.АВ2-3, пл.АВ4-5, БВ8 ),
№13048 ( пл.АВ4-5 ), №5420 ( пл.БВ8 ).
На инвертно-эмульсионном
растворе керн отбирался только из пласта АВ1 в скважинах №№ 7227, 15073, 1100.
Горизонт АВ1.
Скважина 1241-бис пробурена
в юго-западной части месторождения, в зоне развития пород V-Vi классов
проницаемости. С отбором керна пройдено 8,3м, вынос - 2,4м (29%).
По данным керна в разрезе
скважины преобладают алевролиты мелкозернистые, сильно глинистые, участками
известковистые с ничтожным содержанием песчаного материала. Открытая пористость
пород колеблется от 10 до 23%. Нефтенасыщенность по прямому методу оказалась
низкой (0-5%).
Гранулометрический состав
и текстурные признаки пород по скважине 1241-бис свидетельствуют, что керн был
отобран выше эффективной части пласта АВ1/1+2, и соответствует самой верхней
его части.
К сожалению, после отбора
керна в скважине ИБР не меняли на обычный глинистый раствор, чтобы провести
полный комплекс стандартного каротажа, поэтому данные об интервалах проницаемых
пропластков и их насыщении отсутствуют.
В скв.№1598, пробуренной
на западном крыле Самотлорской структуры, поднято керна из пласта АВ1/1+2 3,5м.
Вынос - 80%.
Пласт АВ1/1+2 представлен
чередованием рябчиковых алевролитов, глин и песчаников. В верхней части разреза
преобладают алевролиты средне-мелко-зернистые, плохоотсортированные,
сильноглинистые, рябчиковой текстуры.
Открытая пористость
варьирует от 18 до 24%. Водонасыщенность по прямому методу высокая: 79-100%, в
среднем 88%, т.е. нефтенасыщенность составляет в среднем всего 12%. По
промыслово-геофизической характеристике (a пс = 0,27, rп=4,9омм) этот прослой глинистого “рябчика” относится к неколлектору, а
нефтенасыщенность по ГИС ( 10% ) близка к определенной по прямому методу.
Ниже, под слоем глин и
глинизированных алевролитов, залегают песчаники мелкозернистые,
слабосцементированные, местами трещиноватые, нефтенасыщенные. По
гранулометрической характеристике они соответствуют монолитам пласта АВ1/1+2,
имеют высокую пористость (от 28до 32%). Водонасыщенность по прямому методу
составила 32,5%. Нефтенасыщенность по ГИС близка к нефтенасыщенности по прямому
методу (66 и 67,5% соответственно).
Кроме рассмотренных
скважин на Самотлорском месторождении из пласта АВ1/1+2 керн изучен еще из трех
скважин (№№ 7227, 15073, 1100), пробуренных на ИЭР. Разрезы этих скважин
слагаются типичными для этого пласта породами. Керн в названных скважинах
отбирался на высоте 42-79м от уровня ВНК, т.е. породы находятся в
стабилизированной зоне нефтенасыщения.
По скв.№ 7227 было
изучено 39 образцов керна из 4,6м эффективной мощности пласта. Водонасыщенность
пород прямым методом составила 74%, а по центрифужному методу - 80%.
Более низкие значения водонасыщенности
получены по скв.№15073, где было изучено 6 образцов керна из песчаного прослоя
толщиной 1,2м. Керн представлен высокопроницаемыми (100 - 650 * 10-3 мкм2)
песчаноалевритистыми породами. Водонасыщенность по прямому методу составила
50,1%, а по центрифужному - 27,6%.
Горизонт АВ2-3.
В скважине № 1598
горизонт АВ2-3 представлен, в основном, песчаниками мелко-зернистыми, местами
средне-мелкозернистыми, хорошо отсортированными, слабосцементированными. Ниже
эффективной части горизонта развиты глинистые алевролиты и алевритистые глины.
Открытая пористость
составляет в среднем 28%. Водонасыщенность по прямому методу вниз по разрезу
снижается от 50% до 27%, хотя по геофизическим характеристикам такого не
наблюдается. По-видимому, основной причиной повышенной водонасыщенности,
определенной по керну, является проникновение РУО по трещинам, образовавшимся в
процессе бурения (в РУО было значительное количество воды).
Горизонт АВ2-3 в разрезе
скважины № 107 в интервале 40-60 м от уровня ВНК представлен песчаниками
глинисто-алевритовыми с содержанием песчаной фракции 60-70%, глинистой - 9%.
Коллекторские свойства значительно выше, чем в скв.№ 1598, и значительно
отличаются от средних величин для монолитных пропластков в целом по горизонтую.
Так, пористость по скв. №
107 выше, чем в целом по горизонту на 1,9%, проницаемость - выше почти в 3
раза, а содержание остаточной воды по методу центрифугирования - в 1,4 раза.
Это свидетельствует о том, что петрографическая характеристика пород горизонта
АВ2-3 в скв. № 107 не характерна для монолитных пластов горизонта в целом.
Горизонт АВ4-5.
Скважина № 13048
пробурена в сводовой части Самотлорского поднятия. С отбором керна пройдено 48
м, вынос - 41,7м (87%).
Разрез представлен
песчаниками мелкозернистыми, участками средне-мелкозернистыми, умеренно
глинистыми, слабосцементированными до сыпучих, массивными, нефтенасыщенными.
Открытая пористость
изменяется от 25,4 % до 28%. Водонасыщенность по прямому методу в нефтеносной
части изменяется от 12% до 46%, хотя по геофизическим характеристикам такого не
наблюдается. Это указывает на наличие переходной зоны, которая осложняется
литологическими экранами.
В скв.№ 107 горизонт
АВ4-5 представлен глинисто-алевритовыми песчаниками. Коллекторские свойства пород
горизонта значительно отличаются от средних значений для монолитных пластов
горизонта в целом. Пористость выше на 1% ( 28,7% и 27,7% ), проницаемость выше
в 1,3 раза (1,102 и 0,848 мкм2), а содержание остаточной воды по
методу центрифугирования в 1,18 раза больше (22,1% и 26,0% ).
Значения водонасыщенности
в скв. № 107 на высоте 8м над уровнем ВНК на 3% выше, чем по геофизическим
данным, что согласуется с данными по другим скважинам, где керн отбирался в
стабилизированной зоне насыщения.
Горизонт БВ8.
Горизонт БВ8 состоит из
двух самостоятельных объектов, разделенных друг от друга литологическим
экраном.
Пласт БВ8/0.
Пласт БВ8/0 в скв. № 107
сложен песчано-алевритовыми породами, отобранными в интервале 62-77м от уровня
ВНК.
Пористость в среднем
составляет 25%, проницаемость - 0,044 * 10-3 мкм2;
остаточная водонасыщенность по методу центрифугирования в среднем равна 39,6%.
Водонасыщенность пород пласта БВ8/0 по данным прямого метода в среднем равна
31,8%.
Среднее значение
пористости по всему пласту ниже на 1% и составляет 24,0%, водонасыщенность по
центрифужному методу на 5,6% ниже и равна 34%. Водонасыщенность по прямому
методу в среднем по пласту в разрезе скважины выше на 1,9% по данным
промысловой геофизики. Это указывает на неплохую сходимость полученных
результатов.
Пласт БВ8/1-3.
Пласт БВ8/1-3 в скв. №
107 представлен песчано-алевритовыми породами с содержанием песчаной фракции
около 65%, глинистой - 7,4% и залегает в интервале 33-58 м от уровня ВНК, т.е.
в стабилизированной зоне насыщения.
Средневзвешенное значение
водонасыщенности по прямому методу по 175 определениям составило 22,0%. В то же
время по данным промысловой геофизики средневзвешенное значение
водонасыщенности по разрезу скважины составило 16,3%.
Коллекторские свойства пород
пласта в скв. № 107 и в целом по пласту довольно близки. Наблюдается полное
совпадение пористости, проницаемость находится в пределах одного класса
коллекторов, значения водонасыщенности по центрифужному методу в обоих случаях
практически совпали.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14
|