Петрофизическое обоснование оценки фильтрационно-емкостных свойств нижнепермских отложений вала Сорокина тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат геолого-минералогических наук Иванькова, Юлия Валериевна

• Иванькова, Юлия Валериевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Иванькова, Юлия Валериевна

Введение.

Глава 1. Современное состояние проблемы интерпретации материалов ГИС в сложноиостроенных карбонатных разрезах.

1.1. Особенности геологического строения карбонатных толщ, влияющие на выбор соответствующего промыслово-геофизического комплекса исследования.

1.2. Применяемые методики интерпретации данных промыслово-геофизических исследований при изучении сложнопостроенных карбонатных разрезов.

1.3. Обоснование выбора объекта и направлений дальнейших исследований.

Глава 2. Особенности геологического строения нижнепермских отложений вала Сорокина.

2.1. Краткая тектоническая характеристика вала Сорокина.

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивных пластов нижнепермских отложений.

2.3. Седиментационно-емкостная модель.

2.3.1. Циклиты и фации в нижнепермских отложениях вала Сорокина.

2.3.1. Закономерности формирования карбонатных толщ.

2.3.3. Характеристика пустотного пространства и его типизация по керну.

2.3.4. Литолого-петрографическая характеристика пород нижнепермских отложений вала Сорокина по шлифам.

2.4. Нефтегазоносность нижнепермских отложений вала Сорокина.

2.5. Гидрогеологическая характеристика нижнепермских отложений вала Сорокина.

2.6. Выводы.

Глава 3. Разработка физико-геологических моделей (ФГМ) нижнепермских отложений вала* Сорокина.

3.1. Анализ априорной геолого-геофизической информации, полученной по данным керна и ГИС.

3.1.1. История изученности нижнепермских отложений методами промысловой геофизики.

3.1.2. Результаты изучения карбонатных коллекторов по керну.

3.1.3. Результаты изучения карбонатных коллекторов по данным ГИС.

3.2. Результаты изучения фильтрационно-емкостных свойств пород по керну.

3.3. Физико-геологические модели сложнопостроенных коллекторов нижнепермских отложений в пределах вала Сорокина.

3.4. Выводы.

Глава 4. Совершенствование методики изучения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных и карбонатно-терригенных отложений нижней перми по данным геолого-геофизических исследований.

4.1. Анализ и совершенствование петрофизического обеспечения по данным исследования керна.

4.1.1. Исследование связи пористости с относительным увеличением удельного электрического сопротивления.

4.1.2. Исследование связи водонасьпценности с коэффициентом увеличения удельного электрического сопротивления.

4.1.3. Исследование связи интервального времени прохождения продольных волн с пористостью.

4.1.4. Поровые характеристики.<.

4.1.5. Остаточная водонасыщенность.

4.1.6. Остаточная нефтенасьпценность.

4.1.7. Смачиваемость.

4.1.8. Обоснование граничных значений пористости и проницаемости.

4.2. Совершенствование методики интерпретации данных ГИС при изучении нижнепермских отложений.

4.2.1. Разработка методики выделения коллекторов.

4.2.2. Влияние литолого-минералогических особенностей нижнепермских карбонатных коллекторов на регистрируемый комплекс ГИС.

4.2.3. Обоснование оптимальных подходов определения пористости для различных ситуаций в наборе методов ГИС.

4.2.4. Оценка остаточной водонасьпценности и литологии по комплексу ГИС, данных керна и шлама.

4.2.5. Оценка остаточной нефтенасыщенности по данным ГИС.

4.2.6. Оценка абсолютной, относительной и фазовой проницаемости пластов с поровой емкостью по данным ГИС. Обоснование характера притока.

4.2.7. Выводы.

4.3. Изучение коллекторов нижнепермских отложений комплексом ГИС, ГТИ, ПГИ на основе петрофизического обеспечения по керну и шламу.

4.3.1. Возможность использования шламового материала при создании петрофизического обеспечения комплекса ГИС в терригенных и карбонатных отложениях.

4.3.2. Изучение нижнепермских отложений, вскрытых горизонтальными скважинами, на основе интерпретации и обобщения материалов ГИС, геолого-геохимического исследования шлама и ГТИ.

4.3.3. Результаты комплексных исследований шлама в нижнепермских отложениях вала Сорокина по данным ГИС и ГТИ.

4.3.4. Результаты комплексной интерпретации данных шлама, ГИС и ГТИ при изучении нижнепермских карбонатных коллекторов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Петрофизическое обоснование оценки фильтрационно-емкостных свойств нижнепермских отложений вала Сорокина»

Актуальность исследований. В последние годы все большее количество разрабатываемых месторождений нефти и газа связаны со сложнопостроенными карбонатными коллекторами. На их долю приходится около 50% мировых запасов углеводородов (УВ).

Характерным примером являются нижнепермские продуктивные отложения Тимано-Печорской Провинции (ТПП). Сложность строения коллекторов связана с проявлением активных процессов преобразования карбонатных пород, таких как кальцитизация, доломитизация, окремнение, сульфатизация, сидеритизация, засолонение, уплотнение, цементация, перекристаллизация, выщелачивание и трещиноватость.

При детальном изучении нижнепермских отложений нефтяных месторождений ТПП Варандей-Адзъвинской зоны нефтегазонакопления вала Сорокина выявлено, что продуктивные толщи представлены пластами с ярко выраженной макро - и микронеоднородностями, с широким диапазоном изменчивости фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и физических параметров. Основная сложность изучения нижнепермских отложений вала Сорокина состоит в том, что продуктивные коллекторы имеют очень высокую остаточную водонасыщенность, тем самым, обуславливая низкие значения коэффициентов нефтенасьпценности и низкое удельное электрическое сопротивление, и этими характеристиками сильно осложняют выделение проницаемых прослоев и оценку характера ожидаемого притока по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС), так как неколлекторы, продуктивные и водонасыщенные коллекторы слабо различаются между собой по геофизическим характеристикам, а результаты испытаний часто не согласуются с данными традиционного комплекса ГИС.

Как правило, основу геологической интерпретации данных ГИС составляют петрофизические зависимости типа «керн-керн» или «керн-ГИС». В большинстве случаев именно керн является необходимым базовым материалом для получения информации о стратиграфии и литологии разреза, о характере изменения его ФЕС. Однако если керн из скважины по каким-либо причинам не был извлечен или его вынос не достаточен для изучения всех выделенных в разрезе литотипов, то в качестве базовой информации может служить шламовый материал.

Многочисленные результаты исследований нижнепермских отложений вала Сорокина по шламу и сопоставления одноименных параметров по керну и шламу показали достаточно хорошую сходимость, тем самым, доказывая свою состоятельность, достаточную для обоснования методики определения подсчетных параметров по каротажу и при рассмотрении проводки горизонтальных скважин в сложнопостроенных средах.

Актуальность выполненных исследований определяется практической необходимостью повышения надежности оценки коллекторских свойств продуктивных пород вала Сорокина.

Настоящая диссертационная работа посвящена проблеме повышения достоверности оценки ФЕС продуктивных отложений вала Сорокина с помощью комплексных исследований с использованием геохимических и геолого-геофизических данных, включая анализ керна и шлама в горизонтальных и вертикальных скважинах в качестве петрофизической основы для интерпретации данных ГИС. Комплексный подход к решению поставленной нефтегеологической задачи определяет значимость работ для дальнейшего развития петрофизических исследований в нефтегазовой геофизике.

Целью работы является разработка петрофизического обоснования фильтрационно-емкостных свойств неоднородных карбонатных и терригенно-карбонатных коллекторов нижней перми вала Сорокина с целью повышения достоверности выделения и оценки коллекторов по комплексу геолого-геофизических данных на основе дифференцированного подхода, обеспечивающего предварительное изучение и выделение отдельных литотипов пород, различающихся вещественно-минералогическим составом и структурой порового пространства.

Основные задачи исследования:

1. Изучение геолого-петрофизических особенностей нижнепермских отложений артинского и ассельско-сакмарского ярусов вала Сорокина.

2. Создание петрофизического обеспечения для интерпретации данных ГИС в неоднородных породах-коллекторах с целью повышения достоверности обоснования параметров подсчета запасов и построения геологической и гидродинамической моделей.

3. Изучение возможности использования шлама для восстановления информации:

- о различных видах пористости;

- о водо- и нефтенасыщенности;

- об остаточной водонасыщенности;

- о содержании кальцита, доломита и нерастворимого остатка;

- о минералогическом составе.

4. Усовершенствование методики выделения и оценки коллекторов артинского и ассельско-сакмарского ярусов вала Сорокина на основе интерпретации данных б расширенного комплекса ГИС, геолого-технологических (ГТИ) и промыслово-геофизических (ПГИ) исследований.

5. Обоснование практических рекомендации по составу комплекса геофизических и петрофизических исследований с целью дальнейшего изучения сложнопостроенных коллекторов нижнепермских отложений вала Сорокина.

Научная новизна работы:

1. Установлено, что высокая остаточная водонасьпценность (КоВ) артинских терригенно-карбонатных коллекторов обусловлена не глинистостью, а особенностями морфологии порового пространства, преобладанием тонких пор в породе и содержанием кремнезема (опала, халцедона и других минералов) в нерастворимом остатке.

2. На основе детальных исследований керна получена новая информация для обоснования петрофизических моделей нижнепермских отложений ряда месторождений вала Сорокина: в части смачиваемости пород, остаточной нефте- и водонасыщенности, поровой и трещинной проницаемости.

3. Установлено, что изучение остаточной водонасыщенности косвенными методами в зоне предельных насыщений для нижнепермских гидрофобизированных коллекторов должно проводиться на образцах керна с сохранением естественной смачиваемости.

4. Показано, что высокие значения остаточной нефте- и водонасыщенности в артинских отложениях могут приводить к значительному снижению эффективной емкости коллекторов нижней перми, что влечет за собой необходимость переоценки запасов нефти в нижнепермской залежи вала Сорокина.

5. Показано, что количественная оценка подсчетных параметров по данным ГИС в горизонтальных скважинах, пробуренных без отбора керна, требует привлечения данных исследования шлама. На основе комплекса данных по шламу произведена экспрессная оценка Ков в горизонтальных скважинах в зоне предельного и непредельного насыщения.

6. На основе комплексного исследования геолого-геофизических данных по ГИС, ГТИ, ПГИ, анализу керна и шлама и по результатам испытаний уточнены и обоснованы продуктивные работающие интервалы, характерные для нижнепермских кремнисто-карбонатных отложений. Предложены многомерные связи между фильтрационно-емкостными свойствами и геофизическими параметрами; разработана методика определения подсчетных параметров для моделей нижнепермских терригенно-карбонатных отложений с высокой остаточной водонасыщенностью.

Автором защищаются следующие основные положения:

1. В артинских коллекторах нижнепермских отложений ряда месторождений вала Сорокина повышенная остаточная водонасыщенность контролируется значимой долей тонких пор в породе и нерастворимым остатком, представленным, главным образом,. силикатными минералами (кварцем, халцедоном, опалом).

2. Присутствие опала, халцедона и других силикатных минералов в матрице породы артинских отложений приводят к искажению параметров Кп, Кв, Кн, определенных по данным ГИС; повышение достоверности оценки ФЕС в коллекторах нижней перми достигается на основании комплексного использования геолого-геофизических данных, полученных по керну и ГИС.

3. Результаты комплексных петрофизических, геохимических и геолого-технологических исследований шлама могут служить основой оценки фильтрационно-емкостных характеристик нижнепермских коллекторов вала Сорокина, вскрытых скважинами без отбора керна, а также оценки литолого-фациальной изменчивости разреза, как по глубине, так и по латерали.

4. Для определения нерастворимого остатка, выделения и оценки коллекторов и повышения надежности установления ВНК в нижнепермских отложениях в состав целевого комплекса необходимо включать литоплотностной (ЛПК), гамма-спектрометрический (ГСМ) и ядерно-магнитный методы (ЯМК), а также детальные исследования по керну и шламу.

Практическая значимость. Предложенная петрофизическая модель коллектора и методика оценки параметров ФЕС позволили повысить достоверность выделения и оценки нижнепермских коллекторов вала Сорокина.

Разработанная методика комплексной интерпретации геолого-геофизических данных нижнепермских отложений может найти непосредственное применение при исследовании разрезов, близких по литологии и структуре порового пространства.

Апробация и реализация результатов диссертации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 5 статей в ведущих реферируемых журналах. Основные положения и результаты, положенные в основу настоящей диссертационной работы, представлялись на научных семинарах в МГУ им. М.В. Ломоносова, производственных семинарах в г. Твери, конференциях «Геология - молодым наука о Земле» (г. Москва), «Ломоносов-2005, 2008» (г. Москва), изложены в двух тематических производственных отчетах (Тверь, 2007 г, Москва, 2005 г).

Полученные в ходе исследований результаты были использованы при создании технологии переинтерпретации данных ГИС, обеспечивающей достоверную оценку нефтенасыщенности терригенно-карбонатных отложений нижней перми вала Сорокина. На текущий период по этой технологи переинтерпретировано более 60 скважин.

Фактический материал. В основу диссертации положены исследования автора, проводимые с 2005 года в МГУ им. М.В.Ломоносова (г. Москва), ООО «Помор-ГЕРС», ООО «Петроанализ» (г. Москва). Проанализированы петрофизические параметры и методики интерпретации данных ГИС в отложениях нижней перми по месторождениям вала Сорокина 11111. Внимательно изучены и переинтерпретированы геолого-геофизические материалы более 50 скважин; проанализированы и обобщены результаты петрографических и петрофизических исследований на более чем 3000 образцах керна.В своей работе автор исходил из опыта работ и полученных результатов отечественных и зарубежных исследователей: Б.Ю.Венделынтейна, Ю.И.Горбачева, А.Н.Дмитриевского, В.М.Добрынина, В.И.Дузина, Н.З.Заляева, В.Н.Кобрановой, Ф.И.Котяхова, Д.А.Кожевникова, А.В.Малинина, В.И.Петерсилье, Э.Г.Рабица, Р.А.Резванова, Е.П.Симоненко, М.М.Элланского, Дж.Амикса, С.Дж.Пирсона, Р.Дебранта, М.Ваксмана и др.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Объем работы - 210 страниц текста, 69 рисунков, 14 таблиц. Список литературы содержит 105 наименований, в т.ч. 5 — на иностранных языках.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Иванькова, Юлия Валериевна

4.3.5. Выводы и рекомендации.

По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1. Параллельно с проведением стандартного комплекса исследований ГТИ в горизонтальных скважинах специального расширенного комплекса геологических исследований шлама, обеспечивающий более частый отбор проб шлама и определение его ФЕС, получение надежной информации по всему разрезу.

2. По результатам геолого-геохимических исследований шлама можно провести литолого-стратиграфическое расчленение разреза артинских и ассельско-сакмарских отложений вала Сорокина, выделить интервалы коллекторов, определить характер их насыщения и выдать рекомендации по интервалам, представляющим интерес для эксплуатации.

3. Анализ шлама позволяет успешно решать возникшие проблемы по определению несоответствия фактического разреза прогнозному и надежно устанавливать кровлю проектного пористого горизонта. Учитывая различия проектного и фактического разрезов нижнепермских отложений при проводке горизонтального ствола скважины необходимо отметить, что при отсутствии специальных исследований шлама и контроля за текущим положением забоя, ствол скважины согласно проектным данным может быть проведен по терригенной части кунгурских отложений или ниже проектного пласта. Несмотря на то, что скважины не дали ожидаемых результатов, положительной стороной можно считать уточнение геологического строения, структуры и типа порового пространства кровли артинских карбонатов и ассельско-сакмарских отложений.

4. Исследование шлама в нижнепермских отложениях вала Сорокина позволили детализировать и уточнить литологическую модель вскрытых пластов. Основным отличием фактически вскрытых ассельско-сакмарского коллекторов является их двухслойное строение. Верхняя часть коллектора ассельско-сакмарских отложений имеет диапазон пористости 10-15% и пониженную остаточную нефтенасыщенность. Далее по стволу вскрывается коллектор с диапазоном изменения коэффициента пористости 16-20% и высокой остаточной нефтенасыщенностыо. Можно предположить, что с приближением к купольной части происходит фациальное замещение исследуемых отложений. Кроме того, основным отличием нижнего пористого пласта второй пачки ассельско-сакмарских отложений от проектного продуктивного пласта по ранее изученным соседним скважинам служило достаточно высокое содержание кремнистых соединений. Однако при проведении анализа шлама по скважине ЮГ отмечено отсутствие кремния в нижней части II пачки, что подтверждает сложное неоднородное строение ассельско-сакмарских отложений в пределах нижнепермской залежи.

5. Несовпадение Кп по ГИС и по шламу в интервалах глин закономерно и связано с разрушением породы в процессе бурения и несоответствием вынесенной породы ее состоянию в пластовых условиях. Достоверность определения коэффициента пористости по шламу возрастает при уменьшении глинистости и в интервалах коллекторов с низкой остаточной нефтенасыщенностыо шлама сходимость Кп по ГИС и по шламу достаточно высокая. Расхождение пористости по ГИС и по шламу в интервале коллекторов также может быть связано с некорректно определенными калибровочными коэффициентами АДЖ.

6. Количественная оценка подсчетных параметров ГИС (КП, УЭС, КВ) зависит от положения прибора относительно границ пластов, в связи с чем возможны значительные ошибки в их определении. Эта проблема усугубляется отсутствием методов ГИС в горизонтальном стволе, определяющих диаметр скважины и при больших неконтролируемых кавернах (как техногенных, так и связанных с особенностями геологического разреза) ошибка может превышать действительное значение измеряемого параметра. Так как анализ данных ГИС не всегда дает однозначное решение в горизонтальной части скважины, привлечение данных шлама зачастую является основной информацией, которая делает решение задач более достоверным.

В процессе проведенного анализа автором были сформулированы рекомендации, соблюдение которых может значительно улучшить решение аналогичных задач комплексирования при дальнейшем изучении нижнепермских отложений вала Сорокина. В интервалах с хорошим выносом шлама, при соблюдении технологии бурения и технологии исследований шлама, коэффициенты пористости, остаточной нефтенасыщенности, данные по плотности определяются с высокой степенью достоверности. В связи с этим при планировании и проведении аналогичных работ в новых горизонтальных скважинах рекомендуется:

1. Провести переинтерпретацию выполненных ранее сейсмических исследований с учетом результатов проведенных ГИС и результатов исследования шлама с целью уточнения структурного плана кровли артинских отложений и пространственного положения тектонических нарушений.

2. Для уточнения причин и интервалов технологических и геологических осложнений включить в комплекс ГИС проведение каверномера.

3. Для получения представительного шлама соблюдать соответствующий технологический режим бурения, способствующий сохранности шламового материала.

4. Для уточнения отработки методики изучения шлама и проверки аппаратуры начинать проведение исследований за 100-150 м до входа в проектный горизонт.

5. При проведении полевых анализов шлама на скважине их качество в значительной степени зависит от размера шлама. Шлам размером менее 0,5 мм только частично может сохранить структурные и текстурные особенности отложений, и, следовательно, из шлама удаляется значительная часть содержащихся в них углеводородов, разрушается каверновое, трещинное и поровое пространства, что в свою очередь вносит погрешность в определения пористости, занижает остаточное нефте- и газосодержание. В связи с этим, при проведении аналогичных работ рекомендуется использование технологии вскрытия разреза, позволяющей получить шлам размером около 2 мм и более.

6. Для более эффективного использования данных газового каротажа рекомендуется использование промывочной жидкости, позволяющей получать более надежную информацию по компонентному составу газа, выделенного из бурового раствора. При бурении на полимерном растворе стандартный газовый каротаж не дает полного представления о характере насыщения разреза. В связи с этим, в дальнейшем необходимо регулярное проведение более полной термовакуумной дегазации проб раствора и шлама и . анализа полученного газа.

Глава 5. Практические рекомендации по совершенствованию комплекса промыслово-геофизических и петрофизических исследований при изучении коллекторов нижнепермских отложений вала Сорокина.

В первую очередь, для получения достоверных ФЕС по керну, все петрофизические исследования необходимо проводить на образцах керна с сохранением естественной смачиваемости. Особенно следует обратить внимание на исследования остаточной водонасыщенности косвенными методами, а также на исследования для получения петрофизических зависимостей Рп-Кп, Рн-Кв. Для оценки текущей водонасыщенности по комплексу ГИС установленные на экстрагированном керне связи Р„-Кв и Рп-Кп использовать не рекомендуется, так как по ним К„ сильно занижается по отношению к керну в зонах предельных насыщений. Оценка остаточной водонасыщенности косвенными методами (капиллярометрия, ЯМР-исследования) в зоне предельных насыщений для нижнепермских гидрофобизированных коллекторов должна проводиться на образцах керна с сохранением естественной смачиваемости.

Очень важными являются исследования определения величины смачиваемости, т. к. смачиваемость керна контролирует результаты почти всех видов анализа керна, включая капиллярное давление, относительную проницаемость, режим вытеснения нефти водой, электрические свойства и т.д.

Для соблюдения описанных выше требований для петрофизических исследований, в первую очередь, необходимо позаботиться о том, чтобы керн на исследования был отобран с сохранением естественной смачиваемости. Для этого керн консервируется на скважине (парафинирование, отбор в одноразовые керноприемные трубы и т.д.). На каждый уверенно выделяемый и прослеживаемый по ГИС литотип отбирается не менее 30-40 образцов.

Экспериментальные исследования в лаборатории рекомендуется проводить в следующем порядке:

1. В лаборатории керн донасыщается моделью пластовой воды.

2. Снимаются характеристики поперечной релаксации Тг и коэффициент диффузии на ЯМР-релаксометре.

3. На этих же образцах снимаются кривые «капиллярное давление-насыщенность» на полупроницаемой мембране.

4. После последней ступени вытеснения на полупроницаемой мембране повторно проводятся замеры на ЯМР-релаксометре.

5. На параллельных образцах керна проводится оценка смачиваемости, дается характеристика степени гидрофобизации.

6. Для оценки остаточной нефтенасыщенности и контроля величин остаточной водонасыщенности после исследования керна на полупроницаемой мембране на образцах определяется величина Кн и Кво прямыми методами (реторта, аппарат Дина-Старка).

7. Для получения емкостных характеристик образцы экстрагируются и методом жидкостенасьпцения определяется пористость.

8. Для получения релаксационных характеристик ЯМР на полностью водонасыщенном образце проводится измерение времен поперечной релаксации Тг и т. д.

Поскольку выделение коллекторов и прогноз характера притока для различных пачек имеют разную методическую базу, то деление на пачки должно производиться с максимальной точностью. Проблему отбивки точной границы кровли Ш пачки решит СГК, фиксирующий аномалии тория и урана. Хотя запись СГК была произведена только в четырех скважинах, этого было достаточно, чтобы увидеть противоречия в отбивке границ по ранее исследованным скважинам. Таким образом, в стандартный комплекс ГИС автором рекомендуется помимо ГК в обязательный комплекс ГИС включить СГК для выявления природы аномалий ГК, связанных с наличием урана и других элементов.

Так как в нижнепермских коллекторах одновременно могут присутствовать кальцит, доломит и силикаты, возможность использования комплекса АК, ННК-Т (или, НГК) и ГГК-П существенно ограничивается. Автором вместо плотностного каротажа рекомендуется регистрировать литоплотностной каротаж. Применение литоплотностного каротажа в комплексе с ННК и АК позволяет оценить литологию разреза, которая хорошо согласуется с данными керна.

Основными результатами применения метода ЯМК в разрезе нижнепермских отложений вала Сорокина являются:

1. Установление по комплексу ГИС с участием ЯМК водонефтяного контакта, что является очень важным фактором при проектировании траектории горизонтального ствола на эти отложения.

2. Установлено наличие эффективной пористости по ЯМК (MMFI) во всех трех пачках: если эффективная пористость сообщаема и она не занята остаточной нефтью, то такие пласты могут быть коллекторами.

3. Метод ЯМК подтверждает во второй пачке наличие высокой остаточной водонасыщенности от 40 до 80%.

4. Подтверждена возможность настройки метода ЯМК для оценки пористости, незанятой битумом в нижнепермских отложениях и оценки остаточной водонасыщенности в интервалах ниже ВНК и в интервалах с низкой остаточной нефтью или с остаточной нефтью, не участвующей в релаксации протонов во временном интервале релаксации протонов остаточной воды.

Таким образом, применение метода ЯМК в составе расширенного комплекса ГИС при дальнейшем изучении нижнепермских отложений позволит рассчитать динамическую пористость. При ее использовании вероятность выделения поровых коллекторов существенно повысится. Привлечение метода ЯМК к оценке остаточной водонасыщенности в зоне ВНК может существенно помочь в корректной оценке ожидаемого характера притока по данным ГИС.

Петрофизическая настройка метода ЯМК в гидрофобизированных карбонатных коллекторах должна производиться по данным керновых исследований методом полупроницаемой мембраны и ЯМР, с учетом прямых сопоставлений КВ0.Керн, Кво.гис и Кво.ямк в зонах предельных нефтенасыщений и Кво керн и Кво.ямк в зонах ниже ВНК, если при этом остаточная нефтенасыщенность в зоне проникновения фильтрата ПЖ не влияет на величину Кво ямк- Наличие высоких величин Кно в пластах в зоне исследования метода ЯМК может завысить КЕ0.ямк за счет вклада доли остаточной нефти, которая имеет такие же релаксационные характеристики, как и остаточная вода. Это будет являться одним из критериев, который укажет на наличие высоковязких нефтей в исследуемом интервале.

Одним из ограничений в плане достоверности оценки Кво по ЯМК является высокая остаточная нефтенасыщенность (Кно) в рассматриваемых пластах (от 20 до 60%).

Немаловажным является тот факт, что решение задач по определению пористости, насыщенности и проницаемости в коллекторах порового типа возможно только при условии качественно выполненного расширенного комплекса ГИС (с наличием литоплотностного метода, СГК и ЯМК).

По данным выполненного каротажа продуктивности автором было установлено, что притоки нефти в разрезе нижнепермских отложений выделяются из плотных пластов за счет трещин и зон. выщелачивания. По традиционному комплексу ГИС их выделить невозможно, т. к. по граничному значению пористости они автоматически относятся к неколлекторам. Наиболее надежный путь выделения этих пластов в дальнейшем — проводить каротаж продуктивности в открытом стволе работающей скважины.

Второй вариант выделения трещинных коллекторов - это использование высококачественных волновых записей широкополосной акустики в комплексе с крос-дипольными зондами на поперечных волнах.

Таким образом, при дальнейшем изучении нижнепермских отложений вала Сорокина для выделения «работающих» интервалов автор рекомендует проводить современные акустические методы, направленные на выделение трещинных зон и каротаж продуктивности, где это возможно по всему открытому стволу в изучаемой залежи.

Сложный литологический состав пород, сложная структура порового пространства, обусловленная широким развитием вторичной пористости, представленной трещинами, кавернами и их разнообразным сочетанием, существенно затрудняют, а порой делают невозможным выделение коллекторов и достоверную оценку их пористости и насыщенности. Присутствие остаточной воды в нефтенасыщенных коллекторах и твердых битумов в водонасьпценных коллекторах снижает достоверность определения коэффициента водонасыщенности (нефтенасыщенности) и оценку характера притока. В связи с этим предлагается добавить в рассматриваемый комплекс ГИС метод импульсного нейтронного гамма каротажа (ИНГК). При сопоставлении кривых сечения поглощения захвата для нефти, фильтрата и воды и измеренной кривой сечения поглощения захвата (по большому зонду) можно сделать выводы по характеру насыщенности коллекторов и уточнить границу водонефтяного контакта в новых пробуренных скважинах.

Помимо детальных методов ГИС, ПГИ, современных акустических методов для изучения сложнопостроенных коллекторов вала Сорокина в специальный комплекс исследования рекомендуется включить пластовые имиджеры (микроэлектрический и акустический сканеры). Эти методы позволяют получить наиболее полную информацию о строении коллектора (литологию и состав пород, их эффективную толщину, структуру порового пространства, оценку проницаемости по раскрытости и плотности трещины, определение типов трещин и параметров трещиноватости, наличие структурных несогласий и тектонических нарушений, направление деформаций, изучение палеотечения, седиментационных фаций и циклов и мн. др). Подобные оценки проводились на Колвинском месторождении при изучении сложнопостроенных девонских коллекторов. Перед интерпретацией FMI (пластового микроимиджера) ставились следующие задачи:

- выделение интервалов развития вторичной пористости и ее количественная оценка с использованием спектрального анализа пористости на основе азимутальной неоднородности сопротивлений;

- выявление зон трещиноватости по имиджам.

- определение направления максимального и минимального горизонтальных напряжений.

В ходе анализа трещиноватости был проведен расчет количественных характеристик естественной трещиноватости с указанием плотности трещин, трещинной пористости, а также раскрытости трещин, что и позволяет рекомендовать эти методы при изучении нижнепермских отложений вала Сорокина.

Успешное решение геологических задач в горизонтальных стволах скважин на основе анализа шлама возможно только в тех случаях, когда при проводке соблюдаются следующие основные условия:

• режим промывки обеспечивает подъем выбуренного шлама с забоя скважины до места отбора;

• режим бурения обеспечивает объемное бурение пород долотом;

• после прекращения бурения перед подъемом инструмента циркуляция продолжается в течение времени, необходимого для выноса шлама с забоя скважины на поверхность;

• перед началом нового рейса циркуляция продолжается до очистки шлама от забоя (осевший на забой шлам не дает возможности достоверно оценить параметры новой порции шлама);

• режим промывки должен быть достаточно стабильным для равномерного выноса шлама;

• скорость бурения должна позволять отбор проб с интервалом в 1 м, (при времени бурения менее 10 мин/м отбор шлама с этой интервальностью затруднен);

• отбор шлама производить в строго определенном месте одним и тем же способом;

Заключение

По итогам выполненных работ сформулированы основные выводы, полученные автором в процессе работы над диссертацией:

1. Развито представление о сложном литологическом строении нижнепермских отложений вала Сорокина: по данным рентгено-структурного анализа основными породообразующими компонентами являются кальцит, силикаты (кремнезем, кварц, халцедон, опал) и доломит. Глинистые минералы присутствуют в низких количествах, которые нельзя учесть при интерпретации данных ГИС.

2. Обоснован ряд новых эмпирических зависимостей, которые были положены в основу создания обобщенной петрофизической модели терригенно-карбонатных отложений нижней перми вала Сорокина.

3. Выявлено, что поровая ёмкость коллекторов вала Сорокина имеет невысокую проницаемость, которая редко имеет значения выше 10 - 100 мД. Проницаемость обеспечивается в основном порами выщелачивания по поровой емкости и трещинам.

4. Установлено, что учет содержания нерастворимого остатка по стандартному комплексу методов ГИС некорректен. Цитологический фактор практически не сказывается на зависимости между интервальным временем пробега продольной волны и пористостью, метод АК можно без учета литологии использовать при оценке пористости.

5. На керне установлено существенное изменение смачиваемости пород. Породы I пачки и III пачки преимущественно гидрофобны. Породы II пачки — гидрофильны. Коллекторы с проницаемостью более 100 мД гидрофобны, с проницаемостью 10 — 100 мД - гидрофобны или имеют промежуточную смачиваемость.

6. В изучаемой залежи остаточная водонасыщенность изменяется в широких пределах. Между остаточной водонасыщенностью, пористостью и нерастворимым остатком установлена трехмерная связь.

7. Выявлено, что оценка остаточной водонасыщенности косвенными методами в зоне предельных насыщений для нижнепермских гидрофобизированных коллекторов должна проводиться на образцах керна с сохранением естественной смачиваемости.

8. Выявлено, что для оценки текущей водонасыщенности по комплексу ГИС установленные на экстрагированном керне связи Рн-К„ и Рп-Кп использовать нельзя, так как по ним К„ сильно занижается по отношению к керну в зонах предельных насыщений.

9. Установлено, что применение статистических косвенных методов для выделения коллекторов, в частности граничного значения пористости, корректно в определенной мере. Величина эффективной пористости также не может быть однозначным критерием выделения коллекторов, так как при ее оценке не учитывается остаточная нефтенасыщенность, которая в данных отложениях изменяется в широких пределах. Расчет динамической пористости по комплексу ГИС - ЯМК существенно повышает вероятность выделения поровых коллекторов. Для выделения «работающих» коллекторов необходимо проводить современные акустические методы, направленные на выделение трещинных зон и каротаж продуктивности по всему открытому стволу в изучаемой залежи.

10. Для определения нерастворимого остатка, выделения и оценки коллекторов и повышения надежности установления ВНК в нижнепермских отложениях в состав целевого комплекса необходимо включать литоплотностной, гамма-спектрометрический и ядерно-магнитный методы, а также детальные исследования по керну и шламу.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Иванькова, Юлия Валериевна, 2008 год

1. Александров Б.Л. «Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами», М., Недра, 1979.

2. Амикс Дж, Басс Д., Уайтинг Р. «Физика нефтяного пласта», М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 с

3. Багринцева К.И. «Трещиноватость осадочных пород», М.: Недра, 1982,256 с

4. Багринцева К.И. «Карбонатные породы коллекторы нефти и газа», М.: Недра, 1977, 231 с

5. Басин Я.Н., Тюкаев Ю.В. «Методические рекомендации по проведению исследований по интерпретации нейтронного каротажа с серийной аппаратурой РК», М.,ВНИИЯГГ, 1979

6. Бродский П.А., Козяр В.Ф., Синьков А.В., Сталеный Я.Г. «Эффективность геофизических исследований скважин, пробуренных на промывочных жидкостях с углеводородной основой» Геология нефти и газа, №5, 1987, с. 42-46

7. Булач М.Х., Гмид Л.П. и др. «Разработка и совершенствование методов прогнозирования трещинных коллекторов нефти и газа», г.Ленинград. 1978г.

8. Булач М.Х., Гмид Л.П. и др. «Результаты исследования вещественного состава и структуры порового пространства- продуктивной части разреза артинских отложений Наульской площади», ВНИГРИ, Ленинград, 1984г.

9. Венделынтейн Б.Ю., Резванов Р.А. «Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов», М., Недра, 1978

10. Венделынтейн Б.Ю., Ларионов В.В. «Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа», М., Недра

11. Венделынтейн Б.Ю., Тхостов Б.А., Везиров АД. Добрынин В.М. Нефть в трещинныхколлекторах. Под ред. М.Ф.Мирчинка, Л., Недра, 1970

12. Гмид Л. П., Леви С. Ш. «Атлас карбонатных пород коллекторов» Л., 1972

13. Гриффтс Дж. «Научные методы исследования осадочных пород», Мир, 1971

14. Дахнов В.Н. «Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород» М.: Недра, 1975, 345 с

15. Дахнов В.Н., Долина А.П. «Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов», Гостоптехиздат, 1959

16. Дахнов В.Н. «Интерпретация результатов геофизических исследований скважин», М„ Недра, 1972, 365 с.

17. Дахнов В.Н. «Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин», М., Недра, 1982.

18. Дебрант Р. «Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин» М., Недра, 1972

19. Дедеев В.A., JI.3. Аминов, В.Г. Гецен и др. «Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты», JL: Изд.-во «Наука», 1986, 216 с.

20. Добрынин В.М. «Определение пористости карбонатных пород по ультразвуковому методу» Геология нефти и газа, 1972, №3

21. Добрынин В.М. «Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов», Коллекторы нефти и газа, 1991, с. 30-34

22. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Кожевников Д.А. «Петрофизика», М., Недра, 1991

23. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. «Промысловая геофизика», М., Недра, 1986

24. Дьяконов Д.И, Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. «Общий курс геофизических исследований скважин», М., Недра, 1977.

25. Дьяконова Т.Ф. «Применение ЭВМ при интерпретации данных геофизических исследований скважин» М., Недра, 1991

26. Еникеев Б.Н. «Использование априорных геологических сведений при интерпретации данных каротажа» Математические методы идентификации моделей в геологии. Сб. докладов МОИП, М., Наука, 1983

27. Еникеева Р.Х, Журавлев Б.К. «Расчетные поправочные зависимости к палеткам нейтронного гамма-каротажа», г. Калинин, КО ВНИИГИС, 1977

28. Заворотько Ю.М. «Геофизические методы исследования скважин», М., Недра, 1983, 211 с.

29. Заворотько Ю.М. «Методика и техника геофизических исследований скважин», М., Недра, 1974.

30. Заляев Н.З. «Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин», Минск: Изд-во Университетское, 1990. 142 с.

31. Золоева Г.М., Фарманова Н.В. «Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики», М., Недра, 1977, 150 с.

32. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Интерпретация данных ГИС.М.: РГУ НГ им. акад. И.М.Губкина. 2002.119с

33. Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О. «Структура порового пространства коллекторов нефти и газа», Труды КазНИГРИ, вып. 9., М., «Недра», 1974, с. 98

34. Изотова Т.С., Денисов С.Б., Венделыптейн Б.Ю. «Седиментологический анализ данных промысловой геофизики», М., Недра, 1993

35. Килан Д. «Анализы с использованием полноразмерных кернов и их образцов» Нефть, газ и геохимия за рубежом, 1985, №3, с.29-34

36. Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. «Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС», М., ВИЭМС, 1991

37. Кобранова В.Н. «Петрофизика», М., Недра, 1986

38. Кожевников Д.А. «Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин», Методическое руководство, М., 1998 г.

39. Кожевников Д.А. «Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазовой геологии», М., Недра, 1982.

40. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. «Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС», Геология, геофизика и раработка нефтяных и газовых месторождений, 1993 г., вып. 11-12, с.51-55.

41. Козяр Н.Ф., Ручкин А.В., Синькова Т.Ф. «Состояние и пути повышения эффективности использования данных ГИС при выделении продуктивных пластов и подсчете запасов нефти и газа в организациях бывшего Мингео СССР», Тверь, НПГП «ГЕРС», 1992. 82 с.

42. Колоскова М.И. «Применение ртутного поромера для изучения структуры пород-коллекторов»- в кн. «Физика газовых пластов», М., Недра, 1964, с 65-72,

43. Котяхов Ф.И. «Физика нефтяных и газовых коллекторов», М., Недра, 1977

44. Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С., Кузьмечев Ю.А. «Об оценке рифогенных коллекторов Башкирии» «Геология нефти и газа», 1968, №3, с 36-42

45. Кропотов О.Н., Ручкин А.В., Яценко А.В., Козяр В.Ф. «Методика оценки характера насыщенности пластов и прогнозирования состава притока по данным каротажа» Геология нефти и газа, №2, 1983, с. 33-36

46. Ларионов В.В., Шварцман М.Д. «Естественная радиоактивность карбонатных отложений верхнего мела восточного Предкавказья», Геофизические методы исследования скважин (МИНХ и ГП, Труды, вып.56), М., Недра, 1966.

47. Латышева М.Г., Венделынтейн Б.Ю., Тузов В.П. «Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин», М., Недра, 1990

48. Латышева М.Г. «Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин», М., Недра, 1991

49. Латышева М.Г., Дьяконова Т.Ф. «Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа», М., Недра, 1986

50. Лебединец В.П. «Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещинными коллекторами», М., Наука, 1997

51. Лукьянов Э.Е. «Исследования скважин в процессе бурения», М.: Недра, 1979

52. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. «Геолого-технологические исследования в процессе бурения», М., Нефть и газ, 1997

53. Лысенин Г.П., Карпюк Е.Ф., Ежов Ю.А. «Вертикальная гидродинамическая зональность и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции», Геология нефти и газа, 1990, №11, с. 28-31.

54. Меннер В.В. «Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ Северо-востока Русской платформы», М.: Наука, 1989, 133 с.

55. Мильков В.М. «Вертикальная гидрохимическая зональность Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и ее связь с нефтегазоносностью на больших глубинах», Геология нефти и газа, 1990, № 4, с. 30-32.

56. Михайлов Н.Н. «Изучение физических свойств горных пород в околоскважинной зоне», М., Недра, 1987, 152 с.

57. Окнова Н. С. «Перспективы нефтегазоносности верхнепермско- мезозойских отложений Печоро-Баренцевоморского бассейна», Гелогия нефти и газа.-1992.-№11. -с.9-15.

58. Л.И.Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихнушин «Влияние промьшочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа», 1976г

59. Орлов Л.И., Карпов Е.Н., Топорков В.Г. «Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа» М.: Недра, 1987

60. Орлов Л.И., Карпов Е.Н., Топорков В.Г. «Лабораторные методы исследования физических и коллекторских свойств горных пород» ВИЭМС, М., 1982

61. Орлов Л.И., Топорков В.Г. «Аппаратурно-методический комплекс для изучения свойств пород с целью петрофизического обеспечения ГИС» сб. «Петрофизика рудных месторождений» НПО «Рудгеофизика», Ленинград, 1990, с. 45-47

62. Орлов Л.И., Топорков В.Г., Орлов В.Н. «Влияние размера образца на изменение свойств пород при воздействии пластовых условий» НПГП «ГЕРС», сб. научных трудов. Тверь, 1992

63. ОСТ 39-204-86. «Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления», М., 1987.

64. Петгиджон Ф. Дж. «Осадочные породы», М., Недра, 1981, 751 с

65. Постников Е.В., Андрющенко А.И. «О литолого-фациальных изменениях карбонатных толщ девона припятской впадины», Литология и полезные ископаемые, №4, 1990.

66. Постников Е.В., Постников А.В., Глущенко Д.В., Шамколович Г.И. и др. «Прогноз зон трещиноватости в пределах Торавейского месторождения», производственный отчет, Тверь, 2007.

67. РД 153-39.0-069-01 «Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин», Тверь, 2001

68. РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», Москва, 2001

69. РД 39-014-7716-102-87 «Геолого-технологические исследования в процессе бурения», 1987

70. Ручкин А.В., Орлов Л.И., Топорков В.Г., Фоменко В.Г. «Изучение коллекторов по керну, отобранному при бурении на растворах с нефтяной основой», Геология нефти и газа, 1981, №11, с. 28-35

71. Ручкин А.В. «Изучение карбонатных коллекторов по электрическим параметрам зоны проникновения бурового раствора в пласты (на примере карбонатных отложений Башкирии)»,автореферат на соискание ученой степени к.г.-м.наук, Грозный, ГНИ, 1971

72. Стрельченко В.В., Золоева Г.М. «Геофизические исследования морских скважин», 1988

73. Стрельченко В.В. «Основы комплексирования геофизических, технологических и петрофизических исследований при нефтегазопоисковых работ на арктическом шельфе» Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук.-М.:МИНГ им И.М.Губкина, 1990

74. Сохранов Н.Н. «Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин», М.: Недра, 1973

75. Топорков В.Г., Рудаковская С.Ю. «Технология исследования керна сложнопостроенных коллекторов» сб. «Петрофизика коллекторов нижнего палеозоя Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции», Тверь, 1995

76. Топорков В.Г. «Использование интегральной гамма-активности для привязки керна» сб. трудов НПГП «ГЕРС», Тверь, 1994

77. Тульбович Б.И. «Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа», М., Недра, 1978

78. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории», М.:Недра, 1980,463 с.

79. Урманов Э.Г. «Спектрометрический гамма-каротаж нефтегазовых скважин», М., ВНИИОЭНГ, 1994.

80. Фролов В.Т. «Литология», том 1-3, М.: Изд-во МГУ, 1992-1995 г.

81. Ханин А.А. «Основы учения о породах коллекторах нефти и газа», М.: Недра, 1965

82. Ханин А.А. «Остаточная вода в коллекторах нефти и газа»,М, 1963

83. Хуснуллин М.Х. «Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов», М., Недра, 1989.190 с.

84. Шилов Г.Я. «К вопросу о генетической классификации горных пород для фациалъной интерпретации данных ГИС» "Ученые записки АзГНА", Баку, 1993, №б

85. Элланский М.М. «Извлечение из скважинных данных информации для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии» Учебное пособие.-М.:РГУ нефти и газа им И.М.Губкина, 2000

86. Элланский М.М. «Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики», М., Недра, 1978

87. Элланский М.М., Сапожников А.Б. «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС» методическое пособие, Тверь: ГЕРС, 2001

88. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. «Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии», М.: Недра, 1991. 205 с.

89. О.В. Япаскурт «Литогенез в осадочных бассейнас миогеосинклиналей», Москва, 1989, 151 с

90. Fertl W.H., Vercellino W.C., Predict water cut from well logs, Oil and Gas Joornal, 1978, V 76, № 25

91. R. B. Shen, I.C. Russ, X-Ray Spectrometry, 2, 121, 1973

92. Walter H. Fertl Gamma Ray Spectral data assistance complex formation evaluation LOG Analys, SPWLA, Sixth European Symposium, March 26-27, 1979, London, p. 3-37.

93. Kennedy H.I. Van Meter O.E. and Jones R.L. Saturation determination of rotary cores. — Petrol. Eng. Jannary, 1954