авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Оценка и типизация продуктивных коллекторов башкирских отложений юга оренбургской области по данным гис и исследованиям керна

-- [ Страница 2 ] --

Рассмотрены особенности строения некоторых месторождений, приуроченных к югу Оренбургской области, изучены их литолого-стратиграфические характеристики. Башкирские залежи связаны с продуктивным пластом А4. Произведено литолого-стратиграфическое расчленение разреза по скважинам № 173 Акобинской - 495-501 Вершиновских -35 Чиликсайской -1 Нагумановской -85 Бердянской -502 Восточной и выявлены особенности корреляции. Выделены особенности литологического состава пород башкирского возраста, установлено сложное строение пластов- коллекторов [2, 4]. Защищаемое положение рассмотрено в первой и второй главах диссертации.

Во всех рассмотренных разрезах башкирские отложения сходны по условиям осадконакопления и составу. В разрезах изученных скважин чередуются органогенные детритовые, оолитовые, комковатые, сгустковые, обломочные и смешанные – оолитово-органогенные и органогенно-оолитовые, комковато-органогенные, органогенно-комковатые известняки с попеременным преобладанием той или иной разности.

Породы, слагающие толщу башкирского возраста, сильно изменены постседиментационными преобразованиями. Наиболее широкое развитие из них получили процессы уплотнения, перекристаллизации, кальцитизации, окремнения, выщелачивания, трещиноватости и стилолитизации. Трещиноватость и выщелачивание способствуют возрастанию проницаемости и пористости карбонатных пород. Процессы окремнения и кальцитизации снижают пористость (и проницаемость) последних. Эпигенетическая перекристаллизация может оказывать на изменение этих параметров различное влияние, соответственно улучшая или ухудшая коллекторские свойства пород.

Данные вторичные процессы находят свое отражение на кривых геофизических методов, так вторичная пористость влияет на показания методов ГИС, отражающих общую пористость пород (НГК, ГГК-П). Участки с максимальной трещиноватостью можно выделить по величине содержания нерастворимого остатка, а следовательно, и по данным промысловой геофизики (методами ГК, ПС, СГК). Характер распространения глинистого материала отражает интенсивность и характер распределения трещин. Связь между процессами доломитизации пород и формированием пористости сложная и неоднозначная. Методом СГК позволяет разделить глинистые отложения с преимущественно (K+Th) – активностью от трещиноватых карбонатов с высоким содержанием доломитов, обогащенных ураном. Также плотность по методу ГГК-П у доломитов выше (2,85 г/см3) чем у известняков (2,71 г/см3), по методу ИННК значения для доломитов составляет 960 мкс, для известняка 628 мкс. Также по данным ГИС сульфатизация достаточно уверенно выделяется и характеризуется следующими параметрами: значения по данным ГК, ГГК-П, ИННК, АК. Наличие кристаллизационной воды в гипсах приводит к завышению кажущейся пористости по НГК, поэтому, наличие в разрезах непроницаемых (МЗ, БМК, БК) и пористых по НГК (с низкими значениями пористости по АК) пород автором связывалось с загипсованностью. Для башкирских отложений характерно увеличение трещинно-кавернозной составляющей пористости, развиты процессы выщелачивания, перекристаллизации и трещинноватости, доломитизация и сульфатизация развиты незначительно.

Ёмкостное пространство имеет чрезвычайно сложное строение, обусловленное многоэтапностью развития вторичных процессов, основными из которых являются выщелачивание и вторичное минералообразование. В породах продуктивного разреза наряду с макропорами присутствуют субкапиллярные поры и нередко ультракапиллярные. Петрографические наблюдения показали, что многие крупные поры и масса мельчайших разрознены и изолированы. Преобладание капиллярных пор размером 2-5 мкм и тончайших соединительных каналов обуславливает сравнительно низкую проницаемость пористых разностей известняков продуктивной толщи изучаемых месторождений.

К настоящему времени существуют методы, позволяющие не только выделить коллекторы, но и разделить их на типы, количественно охарактеризовав критерии этого разделения. Это методы двух растворов, временных замеров кажущегося или эффективного сопротивления, разноглубинных фокусированных методов – микроэкранированного и экранированного, комплексирование гидродинамических и электрических методов (способ исследование – испытание – исследование), нормализация кривых по пористости, использование диаграмм продолжительности проходки, совместное использование диаграмм каверномера и микрокаверномера (метод “двух каверномеров”), АКШ и др.

Рис. 1. Геолого-геофизическая характеристика башкирских отложений. Пример определения типа пористости коллекторов башкирских отложений по данным ГИС (Литфуллина Т. П., 2012 г.)

Обработка материала ГИС для изученных месторождений проведена в системе PetroExpert (Pangea) на базе математического обеспечения, адаптированного к условиям башкирских отложений юга Оренбургской области. За основу определения типа коллекторов автором принят метод нормализации кривых по пористости (разница в величинах пористости, определенных по нейтронному гамма-методу и ультразвуковому, для них справедливо соотношение Кпнгк > Кпак, что характеризует трещинно-кавернозную емкость пород). Дана характеристика качественных признаков каждого типа коллектора, по которым можно судить о присутствии его в разрезе, на основе современного анализа геофизических, промысловых данных и керна. С помощью поинтервальной обработки ГИС скважин и оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов показано распределение вторичной и общей пористости по разрезу (рис. 1).

Таким образом, карбонатный разрез башкирского возраста на юге Оренбургской области диссертантом относится к поровому типу, осложненному трещиноватостью и кавернозностью. Вклад последних в общую емкость незначителен. Трещиноватость усиливает фильтрационные возможности коллекторов. Изучено влияние вторичных процессов на изменение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, и как это отражается на данных геофизических исследований скважин.

2. Усовершенствованная методика выделения продуктивных коллекторов по данным ГИС позволяет повысить эффективность определения основных подсчетных параметров.

В основу выделения пластов-коллекторов положены следующие критерии: прямые качественные геофизические признаки, являющиеся следствием проникновения фильтратов ПЖ в пласт, и количественные критерии, основанные на граничных значениях, связанные с ФЕС пород [1, 9].

Признаки, по которым выделяют коллектора, определяются характером разреза, типом коллектора, условиями бурения скважины. Точность решения этой задачи определяется величинами коэффициентов пористости и проницаемости коллекторов, их структурой, глинистостью и характером среды, заполняющей поровое пространство. Защищаемое положение рассмотрено в первой и третьей главах диссертации.

Сложное строение изученных месторождений, приуроченных к Соль-Илецкому своду и сопредельным территориям (наличие низкопористых и низкопроницаемых типов коллекторов, осложненных трещиноватостью и кавернозностью, вторичные процессы и другие неблагоприятные геолого- технологические условия для каротажа (соленые растворы, увеличенный диаметр скважин, трудноучитываемое влияние газа, низкие электрические сопротивления башкирских продуктивных пластов) усложнили выделение коллекторов.

Поскольку при бурении, как правило, используется минерализованная вода (c < 0.1 Ом·м), то ряд методов ГИС становятся неинформативными (ПС выполаживается из-за близости минерализаций промывочной жидкости и пластовых вод, качество кривых микрометодов снижается из-за появления токопроводящей глинистой корки). Поэтому методами, выделяющими коллектор по признакам проникновения фильтрата в породы, служили сужение диаметра скважины и расхождение сопротивлений на кривых БМК и БК. Почти для всех выделенных пластов-коллекторов характерно kБК/kБМК > 1,что является результатом понижающего проникновения при бурении на минерализованном буровом растворе [11]. Отсутствие глинистых или шламовых корок в связи с этим не может служить достаточным основанием для отнесения пород к неколлекторам, отношение электрических сопротивлений является более устойчивым признаком проникновения фильтрата ПЖ в пласт-коллектор. Наличие радиального градиента устанавливается сравнением показаний однотипных зондов с разным радиусом исследования и, прежде всего, БК-БМК. Как показал анализ имеющегося материала электрического каротажа, комплекс БК-БМК наиболее приемлем в скважинах, бурящихся на минерализованном глинистом растворе и в условиях резкой дифференциации электрических свойств пластов по вертикали. Основным условием эффективного сопоставления данных БМК и данных БК является регистрация кривых БМК в одинаковом масштабе с кривой БК (рис. 1).

Плотные и глинистые пласты, выявленные по данным БК и ГК, исключались из разряда возможных коллекторов. Нефтегазонасыщенные пласты характеризуются электрическими сопротивлениями по БК до 300-600 Омм. При этом показания ГК в нефтегазонасыщенных коллекторах, как правило, не превышают 2-3 мкР/ч. Указанные значения БК и ГК использованы в качестве граничных для исключения глинистых пропластков из рассмотрения при интерпретации.

Для выделения коллекторов, кроме показаний обычно используемых методов (НГК, ГК, БК, МБК, ГГК-П, МЗ, АК и ДС), применялся способ граничных значений пористости. Определения границ и мощностей пластов осуществлялась по принципу “полумаксимума” на кривых методов НГК, АК, БК и т.д. и на точках экстремума на данных КС, ГК.

В этих случаях для более однозначного выделения проницаемых разностей, использовались количественные критерии, отвечающие границе “коллектор-неколлектор” (рис. 2).

Рис. 2. Кривые распределения пористости по данным ГИС для башкирских отложений на северном куполе Акобинского месторождения (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

Для обоснования граничного значения все пласты по прямым и качественным геофизическим признакам были распределены на коллекторы и неколлекторы, построены кривые распределения пористости. Таким образом, к коллекторам относились пласты с Кп > Кп гр [7].

Для комплексной интерпретации диссертантом построены вспомогательные диагностические графики, на которых положение точек, соответствующих исследуемым пластам, определяется в основном минеральным составом пород [3]. Кроме того, по смещению точек относительно литологического треугольника оценивается наличие глинистости, газонасыщенности или кавернозности (рис. 3-5). По существу M-N представляет тангенс угла наклона литологических линий на соответствующих графиках, где

M=(dtж-dt)/(-ж)*0.01

N= (Wж-W)/(-ж)*0.01.

 Определение минерального состава пород по «М-N» графику по скважинам,-5

Рис. 3. Определение минерального состава пород по «М-N» графику по скважинам, приуроченных к башкирским отложениям (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

Для каждой литологической разности он является величиной постоянной. Если подставить в данные уравнения вместо dt, W и значения dtск, Wск и ск мономинеральных пород, то точки на рис. 4 будут отображать литологию пород. Для реальных пород точки, соответствующие отдельным пластам, рассеиваются вокруг литологических линий (рис. 3-5) вследствие нелинейности изменений пористости от литологии пород в широком диапазоне изменения Кп и неучтенного влияния третьих факторов.

 Кросс-плот «АК-НК» для определения литотипа и пористости карбонатных пород-6

Рис. 4. Кросс-плот «АК-НК» для определения литотипа и пористости карбонатных пород башкирских отложений (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

 Кросс-плот «ГГК-НК» для определения литотипа и пористости карбонатных пород-7

Рис. 5. Кросс-плот «ГГК-НК» для определения литотипа и пористости карбонатных пород башкирских отложений (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

Точки, нанесенные на рис. 3-5 соответствуют средним значениям величин. Для пород, состоящих из смеси трех минералов, точки с найденными значениями M и N располагаются внутри треугольников, вершины которых соответствуют чистым минералам. Вторичная (каверновая) пористость, газонасыщенность и глинистость пород сдвигают точки, полученные по материалам измерений, от расчетных точек в направлениях, указанных стрелками.

Как следует из приведенных графиков, разрез башкирских отложений сложен преимущественно известняком, доломитом и их переходными разностями. Продуктивные отложения представлены практически исключительно известняками с небольшой примесью доломитов. При этом, отмечается наличие вторичной пористости, что согласуется с данными изучения керна.

При определении нефтегазонасыщенности коллекторов юга Оренбургской области основным методом оценки электрического сопротивления пластов является боковой каротаж с использованием традиционных петрофизических связей Рп - Кп, Рн – Кв (отношение Арчи), построенных по данным исследования керна. В качестве косвенных количественных критериев характера насыщенности коллекторов автором определены критические значения электрического сопротивления для пород-коллекторов с установленным насыщением, разделяющие области существования коллекторов (рис. 6). Как видно, с некоторой долей условности критическое значение сопротивления пкр составляет соответственно 25 Ом·м. При значительной изменчивости характера смачиваемости изучаемых пород по площади и разрезу критические значения используемых параметров также могут варьировать в широких пределах. В связи с этим, характер насыщенности коллекторов может быть уточнен путем графического сопоставления показаний БК и значений пористости по ГИС.

 Кривые распределения УЭС нефтегазонасыщенных и водоносных коллекторов-8

Рис. 6. Кривые распределения УЭС нефтегазонасыщенных и водоносных коллекторов башкирских отложений юга Оренбургской области (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

Переход от нефтегазонасыщенной части коллектора к водонасыщенной устанавливается по спаду показаний по кривой БК, уменьшению коэффициента нефтегазонасыщенности и увеличению проводимости пород по кривой ИК. При совмещении нормализованных кривых БМК-БК в одинаковом логарифмическом масштабе сопротивлений продуктивные коллекторы идентифицируются по явно выраженному понижающему проникновению, которое сменяется на нейтральное (при бурении скважин на минерализованной ПЖ) в водонасыщенной части разреза. Использование прямых признаков характера насыщенности коллекторов по комплексу БК-БМК и косвенных количественных и качественных критериев обеспечивают в большинстве случаев достоверное определение в скважине положения водонефтяного контакта.

Таким образом, поинтервальная обработка ГИС скважин позволила определить такие подсчетные параметры, как эффективные толщины, коэффициент пористости, коэффициент нефтегазонасыщенности, коэффициент водонасыщенности, положение флюидальных контактов, установить фильтрационно-емкостную характеристику разреза для всех изученных скважин.

3. Выполненный анализ корреляционных зависимостей “керн-ГИС”, “керн-керн” обосновывает граничное значение фильтрационно-емкостных свойств башкирских коллекторов и позволяет определить пористость и нефтегазонасыщенность по данным методов ГИС.

На основе анализа, обработки и обобщения кернового материала по скважинам изученных месторождений установлены петрофизические связи, являющиеся основой интерпретации данных ГИС и определения подсчетных параметров залежей. Определены граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости, для чего построены кумулятивные кривые распределения пористости для пластов коллекторов и неколлекторов (рис. 7),

Рис. 7. Распределение пористости по керну для газонасыщенных пластов коллекторов и неколлекторов для башкирских отложений (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

распределения открытой пористости для выборки образцов с разделением на коллектор и неколлектор (рис. 8), а также зависимости коэффициентов проницаемости от коэффициентов пористости (рис. 9) как отдельно по месторождениям, так и для изучаемых башкирских отложений в целом. Защищаемое положение рассмотрено в третьей и четвертой главах диссертации.

 Распределение открытой пористости для выборки образцов с разделением на-10

Рис. 8. Распределение открытой пористости для выборки образцов с разделением на коллектор и неколлектор для газонасыщенных башкирских отложений юга Оренбургской области (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

 Зависимость проницаемости от пористости для башкирских отложений юга-11

Рис. 9. Зависимость проницаемости от пористости для башкирских отложений юга Оренбургской области (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

Пласты характеризуются высокими коэффициентами корреляции и относительно хорошей проницаемостью. Данная зависимость между пористостью и проницаемостью, по мнению автора, также характеризует межзерновый (поровый) тип коллекторов башкирской залежи, осложненный трещиноватостью и кавернозностью [8].

Для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности построены зависимости Рп=a(Кп)-m и Рн=(Кв)-n. В результате башкирские отложения характеризуются показателями m= 1,6-1,64 и n= 1-1,6, характерными для коллекторов со сложной геометрией пор (примеры на рис. 10 а, б). Выявлено, что данные показатели существенно отличаются от показателей для вышележащих пермских отложений, полученные значения m и n ближе к 1,8-2. Такие значения более характерны для карбонатных коллекторов с межзерновой пористостью. Соответственно, полученные данные говорят о различиях в строении порового пространства коллекторов среднекаменноугольного и нижнепермского возраста [1, 6].

а) б)

Рис. 10. Зависимость а) параметра пористости (Рп) от коэффициента пористости (Кп) б) параметра насыщения (Рн) от коэффициента остаточной водонасыщенности (Кв) для башкирских отложений юга Оренбургской области (Литфуллина Т.П., 2012 г.)

Определение пористости в изучаемых башкирских отложениях юга Оренбургской области осуществлялось по данным нейтронных (НГК, ННК), акустического (АК) и плотностного (ГГК) методов каротажа. По изученным скважинам, в которых исследования выполнены наиболее полным комплексом ГИС, данный коэффициент оценивался по результатам комплексной интерпретации.

Все методы основаны на резком различии физических свойств среды, заполняющей поровое пространство породы, и ее твердой составляющей. Это дает возможность использовать зависимости между тем или иным физическим



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.