технологическая схема Пихтового месторождения. Глава 2. 2 геологофизическая характеристика месторождения

• Название: 2 геологофизическая характеристика месторождения
• Анкор: технологическая схема Пихтового месторождения
• Дата: 03.10.2022
• Размер: 2.85 Mb.
• Имя файла: Глава 2.docx
• Тип: Документы; #711455
• страница: 5 из 8

2.3.2 Характеристика коллекторских свойств по данным ГИС

Всего на месторождении по состоянию на 01.01.2016 г. исследованы методами ГИС 16 скважин (в т.ч. одна водозаборная). Все скважины вскрыли отложения нижнего карбона (С1).

За период с 01.01.2013 по 01.01.2016 гг. пробурена одна поисковая скважина № 122ВНУ.

Разрез Кармановского месторождения исследовался стандартным комплексом ГИС. В комплекс включены все необходимые методы, несущие информацию об основных свойствах породы: пористости – НГК; глинистости – ГК, ПС; насыщенности – БКЗ, БК, ИК.

Технология проведения ГИС определялась поставленными геологическими задачами и требованиями «Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах».

Определение коэффициентов пористости

Для оценки величины пористости Кп по данным ГИС в терригенных отложениях нижнего карбона использовались методы НГК и ГК, и как дополнительные АК, ГГКп.

В основе определения пористости по НГК заложены основные палетки Jнгк = f(Кп) [ВНИИЯГГ]. В данном отчете использован способ нормализации показаний по опорным пластам с известным водородосодержанием - «методика двух опорных пластов». В качестве опорных, выбраны пласты, наиболее выдержанные по площади месторождения и устойчивые по физико-литологическим свойствам. Это четко выраженный в разрезе скважин плотный тульский известняк (I_макс) с водородосодержанием 3% (J_нгк^mах) и максимально размытые глины тульского горизонта с водородосодержанием в зависимости от диаметра каверны: при dс=0,2-0,25 м, W=0,3, при dс=0,25-0,3 м, W=0,35, при dс>0,3 м , W=0,4.

В регистрируемую интенсивность вторичного гамма-излучения первоначально вносились все поправки – за влияние вмещающих пород, мощность пласта, скорость движения прибора, естественную радиоактивность. После введения поправок рассчитывается двойной разностный параметр Jнгк и определяется водородосодержание изучаемых пластов, исходя из показаний в опорных средах.

Пористость по НГК и АК определялась с учетом глинистости и литологии.

Поправка за литологию для терригенных отложений (кварцевый скелет) вводится по палетке «Влияние состава скелета на значение пористости Кп,n» (МИНХ и ГП, ВНИИГИС). Таким образом, пористость по НГК определялась в чистых коллекторах и коллекторах с карбонатным цементом, в остальных коллекторах (глинистых) пористость определялась по методу ГК.

Для оценки Кгл используется зависимость Jгк=f(Сгл), перестроенная для опорных пластов. В качестве опорных пластов были выбраны чистые известняки с нулевой глинистостью и размытые аргиллиты (с поправкой за скважину) с весовой глинистостью 70 %.

В основу методики определения коэффициента пористости по ГК положена корреляционная связь между пористостью пород и их глинистостью, и глинистостью и естественной гамма - активностью пород. Сопоставление геофизического параметра J_ГК с данными анализа керна позволило получить и использовать петрофизическую связь J_ГК = (К_п). Предварительно в значение J_ГК исследуемого пласта вносились поправки за вмещающую среду и за ограниченную толщину пласта с учетом скорости записи и регистрации излучения в опорный пласт с максимальными значениями ГК – поправка за диаметр скважины.

При определении пористости по ГК за первый опорный пласт с максимальной - активностью (J^max_ГК) принимались размытые аргиллиты в средней части тульского горизонта горизонта с максимальным содержанием пелитовой фракции, вторым опорным пластом (J^max_ГК) выбраны плотные известняки турнейского яруса. Затем по зависимости Кп=(J_гк) (1), построенной на керне Гарного месторождения, определялся коэффициент пористости:

Кп=22.4-26*Агк, при Агк=0,095-0,4

Кп=27,2-139,4*Агк+671,4*Агк^{^2}, при Агк<0.095 (1)
Точками на график нанесены значения пористости по керну и соответствующие им значения двойного разностного параметра по ГК(ΔJ_γ) для Гарного и Кармановского месторождений (рисунок 2.5).

В основу оценки Кп по АК положена связь между скоростью распространения продольных волн, пористостью и глинистостью пород, выражается:

, (2)

где Кп, Кгл – коэффициенты пористости и глинистости;

Т_ж, Т_гл, Т_ск – интервальное время в жидкости, заполняющей поры породы, в глинистом материале и скелете породы.

Поскольку исследования акустических свойств на образцах керна не проводились, приняты средние значения ΔТ: ΔТ_ск = 155 мкс/м для известняков, ΔТ_ск = 164 мкс/м для песчаников, ΔТ_гл = 390 мкс/м, ΔТ_ж = 600 - 620 мкс/м в зависимости от минерализации.

В основу определения пористости по ГГКп лежит связь между обьемной плотностью и пористостью пород:

, (3)



Рисунок 2.5 - Зависимость двойного разностного параметра ГК от пористости по керну терригенных отложений нижнего карбона
где σск - плотность скелета породы (2.65 г/см³-для песчаника, σж – плотность жидкости заполняющей поровое пространство (1.1 г/см³).

Рассчитанные значения пористости контролировались результатами лабораторных исследований керна. Сопоставление данных анализа керна и ГИС приведены на рисунке 2.6.



Рисунок 2.6 - Сопоставление коэффициентов пористости, рассчитанных по ГИС с данными лабораторных исследований керна для отложений ТТНК
Определение коэффициента нефтенасыщенности

Для определения УЭС коллекторов ТТНК использовался весь работающий в условиях вскрытия пород на пресном растворе комплекс электрических методов БКЗ, ИК и БК. В качестве «принятого» для расчета К_н сопротивления пласта выбирается то сопротивление, которое в зависимости от проведенного в данной скважине комплекса электрических методов, условий проведения каротажа, сопротивления, толщины пласта, характера проникновения соответствует области применения данного метода. Так как, ИК проведён не во всех скважинах, а при определении удельных сопротивлений тонких пластов по БКЗ возникали трудности в связи с ограниченной толщиной пласта, неоднородностью вмещающей среды и влиянием соседних пластов высокого сопротивления (экранные явления), сопротивление определялось по методу БК.

Для обоснования УЭС коллекторов было построено распределение удельного электрического сопротивления, определенного по боковому каротажу с сопротивлением, определенному по БКЗ в коллекторах с толщиной Н>2м. На рисунке 2.7 наблюдается хорошая сходимость данных методов.


Рисунок 2.7 – Сопоставление сопротивления по БКЗ с сопротивлением по БК
Определить критическое значение сопротивления нефтеносного пласта не представляется возможным, так как не проводилось опробование в водоносных пластах.

О характере насыщенности пластов, удельное сопротивление которых не определялось по каким-либо причинам, судили по результатам опробования, по результатам описания и лабораторных исследований керна и положению относительно нефтеводораздела.

Ввиду отсутствия петрофизических данных об электрических свойствах коллекторов для Кармановского месторождения были использованы данные, полученные в результате петрофизических исследований керна коллекторов ТТНК Арланского месторождения.

Оценка коэффициента нефтенасыщенности проводилась по данным электрометрии. В основе этой методики лежат экспериментально получаемые для изучаемых отложений петрофизические зависимости между электрическим сопротивлением, пористостью и водонасыщенностью пород:

Р_п = а/К_п^m , Р_н = b/K_вⁿ, К_н + К_в =1 (4)

гдеP_п = _вп/_в – относительное сопротивление пород;

• 
  P_н= _п/_вп – коэффициент увеличения сопротивления;
  
• 
  _п, _вп и _в – соответственно удельные электрические сопротивления породы при ее фактической насыщенности, при ее 100% насыщенности водой и пластовой воды, принятое, с учетом минерализации и температуры, равным 0,038 Омм;
  
• 
  a и b – постоянные;
  
• 
  m – показатель, значение которого определяется структурой порового пространства породы;
  
• 
  n – показатель, значение которого определяется смачиваемостью и глинистостью пород;
  
• 
  K_н, К_в, К_п – соответственно коэффициенты нефте- и водонасыщенности, пористости
  

Применение Р_н позволяет исключить влияние минерализации пластовых вод, пористости и структуры порового пространства. Сопротивление нефтеносного пласта определяется по данным электрометрии, а сопротивление водоносного пласта - произведением параметра пористости Р_п на сопротивление пластовой воды. УЭС пластовой воды принималось равным 0.038 Ом·м на основании сведений о минеральном составе пластовой воды и температуре пласта.

Таким образом, по результатам петрофизических исследований 2014 г. (капилляриметрия – 78 обр, метод центрифугирования - 10 обр) построены зависимость параметра пористости Рп от пористости Кп (рисунок 2.8,а) и зависимость параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв (рисунок 2.8,б). Параметр насыщения Рн рассчитан по единой формуле, без учета проницаемости (5):

В аналитическом выражении зависимости имеют вид:

Рп=0,59Кп^-2,01

Рн=1,037Кв^-1,76 (5)

Изменения параметров произошли в связи с бурением новой скважины 122ВНУ и объединением залежей 1 и 2 по результатам переинтерпретации сейсмики: Кп_ср=22%, Кн_ср=82,4%.


Рисунок 2.8 – Зависимость а) параметра пористости от пористости и

б) параметра насыщения от водонасыщенности пород ТТНК Арланского месторождения

Пласт C1tl2

По результатам обработки геофизических исследований скважин - проницаемость не определялась. Средняя пористость по 11 определениям в семи скважинах составила 22%. Начальная нефтенасыщенность по 11 определениям в семи скважинах изменяется от 75 до 94,4 %, в среднем составила 87 %.

Пласт C1tl4

По результатам обработки геофизических исследований скважин - проницаемость не определялась. Средняя пористость по семи определениям в четырех скважинах составила 21 %. Начальная нефтенасыщенность по шести определениям из четырех скважин изменяется от 70,9 до 87,5 %, в среднем составила 82,4 %.

Пласт C1tl6

По результатам обработки геофизических исследований скважин - проницаемость не определялась. Средняя пористость по одному определению в одной скважине составила 18,8 %. Начальная нефтенасыщенность по одному определению из одной скважины составила 88,7 %.