Определение коллекторских свойств верхнеюрских отложений Осининского месторождения

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Выпускная работа посвящена определению коллекторских свойств Осининского месторождения приуроченного к Нижневартовскому своду.

Определение коллекторских свойств продуктивных пластов имеет важное значение при оценке запасов углеводородов, при изучении закономерностей развития продуктивных отложений. При выполнении работы решались задачи анализа петрофизического обеспечения интерпретации материалов ГИС, проводилась количественная оценка пористости, глинистости, проницаемости и нефтенасыщенности в одной из скважин Осининского месторождения. Результаты работы представлены в виде таблиц, сопоставлений и гистограмм

Работа выполнялась на кафедре Геофизических информационных систем.

Обработка данных проводилась с использованием компьютерной системы «Камертон»; программных продуктов Corel Draw, Microsoft Office, Paint и др.

Дипломная работа состоит из геологического и специального разделов.

В геологической части изложены сведения о географическом положении района исследований, стратиграфии, тектоники и нефтеносности верхнеюрских отложений.

В специальной части рассмотрены методики количественной интерпретации данных ГИС на основе петрофизического обоснования выполненного по результатам исследования керна ООО «КогалымНИПИнефть».

Автор выражает благодарность своему научному руководителю, доцентуу Сребродольскому А. Д., за неоценимую помощь и поддержку, оказанную при написании дипломного проекта, и, конечно, всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС.

Глава 1. Общие сведения о месторождении

1.1 Физико-географическая характеристика

месторождение тектоника разрез нефтенасыщенность

Рис. 1.1 — Осининское месторождение

Осининское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя водораздел рек Аган и Ватьеган и согласно физико-географическому районированию относится к Приобской провинции подзоны среднетаежных лесов лесной зоны. В административном отношении месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Непосредственно на месторождении населенных пунктов нет.

Расстояние до районного центра г. Нижневартовска, который расположен на юго-востоке от границ лицензионного участка, — около 100 км; до окружного центра г. Ханты-Мансийска, расположенного на юго-запад от границ лицензионного участка, — 355 км; до областного центра г. Тюмени — около 800 км на юго-запад от границ ЛУ. Ближайшие города к Осининскому Л У — Покачи — 6 км на юг, Лангепас — 70 км на юг, Мегион — 85 км на восток, Сургут — 125 км на юго-запад от границ лицензионного участка. Города Мегион, Лангепас, Нижневартовск и Сургут являются крупными железнодорожными станциями, через которые осуществляется доставка грузов к месторождению.

Ближайшими месторождениями с разведанными запасами являются: Западно-Могутлорское, находящееся в 8 км на северо-запад от контуров Осининского месторождения, Мишаевское — в 4 км, Курраганское — в 5 км на юго-восток и Осининское- в 12 км на юг (рис. 1.1.)

В северо-западной части Осининского Л У проходит межпромысловый газо- и нефтепровод от Повховского через Осининское месторождения. Параллельно газо- и нефтепроводу проходит линия электропередач, которая огибает ЛУ с запада и заходит на участок с юга (рис. 1. 2).

Непосредственно на Осининском месторождении дорожная сеть с твердым покрытием не развита. Ближайшая автодорога с твердым покрытием — Лангепас-Покачи, которая далее проходит с западной стороны ЛУ на север.

Кроме того, вдоль р. Аган проходит автозимник, который действует с сентября по вторую половину апреля. Ближайшая железнодорожная станция дороги Тобольск-Нижневартовск находится в г. Лангепасе. В качестве транспортной артерии используется р. Аган, период навигации которой начинается во второй половине мая и заканчивается в октябре.

Рельеф местности: ярко выраженные плоские сильно заболоченные многоозёрные низменности, которые занимают обширные площади месторождения. Среди открытых безлесных болот, почти сплошь покрывающих низменности, разбросаны бесчисленные озерки, большая часть которых не имеет видимого стока. Наличие многочисленных рек, озер обусловило обширную водоохранную зону месторождения, площадь которой составляет около 70% территории.

Абсолютные отметки высот составляют: максимальная — около 87 м; минимальная — около 55 м.

Климатические характеристики (приведены по данным метеостанции г. Сургута): абсолютная температура воздуха: минимальная — -55. 00 С, максимальная — +34. 00С;

Среднемесячная температура воздуха: января — -22. 00 С, июля — +16. 90С;

Среднегодовая температура воздуха- -3. 40С.

Количество осадков: с ноября по март — 209 мм; с апреля по октябрь — 467 мм. Летом преобладают северные ветры, зимой — юго-западные.

Рисунок 1.2 — Инфраструктура Осининского месторождения

Толщина снежного покрова: средняя дата образования и разрушения устойчивого снежного покрова — 23 октября и 4 мая. Средняя из максимальных декадных высот снежного покрова за зиму — 47 см на открытых участках, 76 см на защищенных участках.

1. 2 Геологическое строение района и месторождения

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Краткая геолого-геофизическая характеристика разреза ЮВ11 площади Осининского месторождения, выполненная в соответствии со стратиграфической схемой, приведена на рис. 1.3.

Верхний отдел (J3)

Верхнеюрские морские осадочные образования (с большей частью келловея) трансгрессивно перекрывают континентальные отложения тюменской свиты. В пределах исследуемого района они представлены отложениями (снизу вверх) васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита (J2k-J3o) вскрыта на месторождении всеми пробуренными скважинами. Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю — глинистую, характеризующуюся низкоомными значениями на кривых КС, и верхнюю — песчаную, для которой свойственно повышенное значение кажущихся сопротивлений и выделение нескольких песчаных циклов.

В составе нижней подсвиты почти повсеместно, где развиты морские келловейские образования, в основании васюганской свиты фиксируется базальный горизонт ЮВ20 (пахомовская пачка). В центральных районах в пониженных участках он представлен алевролитами, алевролитовыми глинами. На поднятиях он сложен преимущественно песчаниками. В составе нижней подсвиты на площади месторождения также выделяется пласт ЮВ14, представленный на рассматриваемой территории преимущественно аргиллитами серыми, темно-серыми, почти черными, слюдистыми, средней крепости, неоднородными. Для толщи характерны прослои алевролитов, иногда песчаников, образующих неправильную линзовидную слоистость. Верхняя граница нижневасюганской подсвиты проводится условно по кривой кажущегося сопротивления, на которой выделяется пачка с повышенным сопротивлением. Глинистые отложения нижней подсвиты являются региональной покрышкой для среднеюрских продуктивных отложений.

В верхней подсвите выделяются три пласта (сверху вниз): ЮВ11, ЮВ12 и ЮВ13.

Верхняя подсвита сложена песчано-глинистыми осадками с преобладанием песчаных разностей. Песчаники от светло-серых до темно-серых, мелко-, средне-, разнозернистые, средней крепости, слюдистые, с горизонтальной и пологоволнистой слоистостью, монолитные. Встречаются глинистые, карбонатные, редко кремнистые разности песчаников. Изредка встречаются прослои сильно известковистого песчаника, с прожилками белого кальцита.

Алевролиты светло-серые, серые, темно-серые до черных, за счет сильного обогащения углисто-растительным детритом. Среднезернистые, разнозернистые, крепкосцементированные, слюдистые. Наблюдаются глинистые, слабоизвестковистые разности, с многочисленными намывами растительного детрита и чешуек слюды, подчеркивающими полого-волнистую структуру породы.

Аргиллиты от серых до буровато-черных, алевритистые, слюдистые, крепкие, горизонтально- и косоволнисто-слоистые за счет тонких прослоев песчаника, с полураковистой поверхностью излома, на которой отмечается растительный детрит и остатки обугленных стеблей растений. Встречаются линзы и вкрапления мелкозернистого пирита, единичные прослои известковистого материала с отпечатками макрофауны, остатки раковин двустворок с концентрической ребристостью.

На площади Осининского месторождения верхняя подсвита васюганской свиты характеризуется повсеместным распространением, и с ней связаны залежи нефти в пласте ЮВ11. Кровля пласта совпадает с резкой литологической границей: серые песчано-алевритовые породы сменяются вверх по разрезу зеленовато-серыми глауконитовыми глинисто-алевритовыми породами георгиевской свиты. Подошва пласта проводится уверенно по смене песчаных и алевритовых пород глинами.

Рисунок 1. 3

Горизонт ЮВ1 является основным объектом исследования и характеризуется сложным строением — часто состоит из нескольких циклов накопления песчаников, разделенными глинистыми пропластками. Эффективные толщины по площади не выдержаны, могут замещаться на незначительных расстояниях.

Кровля свиты соответствует отражающему горизонту Ю1.

Вскрытая толщина васюганской свиты изменяется от 68 м до 90 м.

Георгиевская свита (J3km) формировалась в условиях региональной трансгрессии моря. Отложения ее согласно залегают на породах васюганской свиты. Представлена аргиллитами от темно-серых до черных с зеленоватым оттенком.

На территории Западной Сибири породы георгиевской свиты представлены преимущественно глинистыми образованиями, однако, в случае их опесчанивания, выделяется пласт ЮВ10 (барабинская пачка), являющийся продуктивным. На площади Осининского месторождения коллекторы в отложениях георгиевской свиты (пласт ЮВ10) вскрыты в восточной части, их продуктивность подтверждена испытаниями.

Возраст свиты определен киммериджским по комплексам фораминифер. Толщина отложений свиты колеблется от 0.8 до 5.2 м.

1.2.2 Тектоника

Территория Осининского месторождения расположена в пределах крупной структуры I порядка Хантейского мегасвода центральной мегатерассы (Б2), которая осложняется средними структурами I порядка — Нижневартовским сводом (LXXL) и Северо-Нижневартовской моноклиналью (CCXXXVI) — рисунок 1.4. В свою очередь Нижневартовский свод в пределах участка работ осложнен структурой II порядка Покачёвским куполовидным поднятием (237), Северо-Нижневартовская моноклиналь — структурой II порядка Курраганским структурным мысом (1448).

На более современной тектонической карте месторождение располагается в пределах структуры II порядка -Покачёвская моноклинали, принадлежащей структуре первого порядка Северо — Вартовской мегатеррасе и граничащей с Южно-Аганской ложбиной Нижневартовского свода. С востока Покачёвская моноклиналь граничит со структурой первого порядка — Пякупурским мегапрогибом.

Рельеф фундамента, имеющий блоковое строение с преобладанием разрывных нарушений меридионального направления, позволяет выделить ряд структурно-тектонических элементов. К наиболее крупным положительным структурам относятся Осининское куполовидное поднятие, которое раскрывается в южном направлении и Курраганский структурный мыс. Структуры осложнены положительными структурными элементами более низкого порядка, которые разделены прогибами.

Наиболее погруженная часть фундамента связана с Юккунской впадиной на востоке территории, отделенной серией высокоамплитудных (до 300 м) меридиональных разломов. Залегание доюрских отложений прогнозируется на глубинах около 3450 м. Наиболее приподнятая (а.о. около -3200 м) часть фундамента располагается на юго-западе месторождения, на территории, примыкающей к Покачёвскому поднятию.

В геологическом строении Западно-Сибирской провинции снизу вверх выделяются три структурно-тектонических этажа, соответствующих трем этапам ее развития:

1. Геосинклинальный этап развития и консолидации складчатого фундамента платформы, закончившийся в палеозойское время. Породы, образованные на этом этапе представлены изверженными, эффузивными и метаморфизированными осадочными образованиями.

2. Переходный этап развития от геосинклинального к платформенному происходил в пермо-триасовое время. От образований геосинклинального этапа породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма.

3. Платформенный этап развития, начавшийся в раннеюрское время и продолжающийся в мезозойско-кайнозойское время в условиях длительного устойчивого пригибания территории. Породы представлены мощной толщей осадочных образований. Этот этап развития изучен наиболее полно, с ним связаны основные скопления нефти и газа. В позднеюрское время происходила одна из крупнейших трансгрессий и установление морского режима практически на всей территории Западной Сибири, что способствовало накоплению глубоководных морских глин. В результате произошло практически полное нивелирование территории. По мере затухания трансгрессии происходило последовательное опесчанивание разреза, и накопление мощных песчано-алевритовых отложений в кровле васюганской свиты, к которым приурочен сейсмический горизонт ТЮ1. Формирование пласта ЮВ1 происходило в условиях пологой прибрежной части суши и мелководья.

Территория Осининского месторождения в тектоническом плане приурочена к зоне сочленения средних структур II порядка Покачёвского куполовидного поднятия и Курраганского структурного мыса, которые принадлежат к разным структурам I порядка Нижневартовскому своду и Северо-Нижневартовской моноклинали соответственно. Структуры II порядка осложнены локальными структурами III и IV порядков.

По данным структурной карты отражающего горизонта ТЮ1 западная часть Осининского месторождения, где сформировалась Основная залежь нефти пласта ЮВ11, приурочена к северо-восточному склону Покачевского куполовидного поднятия. Восточная часть Осининского месторождения, где сформировалась Восточная залежь нефти пласта ЮВ11, приурочена к

Курраганскому структурному мысу. В пределах месторождения отмечается погружение слоев горизонта с юго-запада на северо-восток, с юга на север, с юго-востока на северо-запад.

В северной части склона Покачевского куполовидного поднятия выделены следующие мелкие и средние структуры III и IV порядка: Восточно-Мишаевский структурный нос, Западно-Яхлорское поднятие, Яхлорская группа поднятий, Эфронское поднятие, в средней части — группа Южно-Яхлорских поднятий и Северо-Покачевское локальное поднятие.

Рисунок 1.4 — Выкопировка из тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы (Под редакцией Нестерова И. И., 1990 г.)

В восточной части склона, отделенной заливообразным прогибом, картируются Западно-Курраганское локальное поднятие и Стомятинский структурный нос. В зоне сочленения выделяется Северо-Покачевский структурный мыс.

Эфронское поднятие занимает самое низкое гипсометрическое положение. По замкнутой изогипсе -2785 м имеет размеры 2Ч1.6 км, амплитуду 10 м.

Восточно-Мишаевский структурный нос вытянут в северо-западном направлении, занимает более высокое гипсометрическое положение. На структурном плане в пределах границ с.н. прослеживается небольшое локальное поднятие, которое по замкнутой изогипсе -2770 м имеет размеры 1. 25Ч0.9 км, амплитуду 5 м.

Западно-Яхлорское локальное поднятие характеризуется так же небольшой площадью распространения 1. 2Ч0. 85 км по замкнутой изогипсе -2765 м, амплитудой 5 м.

Юго-восточнее прослеживается Яхлорская группа локальных поднятий, отделенная от Западно-Яхлорского локального поднятия небольшим прогибом глубиной 10 м. К группе отнесена часть склона Покачевского куполовидного поднятия, осложненная множеством малоамплитудных (5−10 м) локальных поднятий. Угол общего падения склона 0. 13°, площадь распространения 9. 3Ч6.5 км.

Наиболее выраженным в структурном плане является северное окончание Яхлорской группы поднятий, где выделяется два локальных поднятия. Первое по замкнутой изогипсе -2755 м имеет амплитуду 25 м, размеры 3. 5Ч2.4 км. Углы падения крыльев изменяются от 0. 9° до 2. 8°.

Ко второму поднятию приурочена залежь нефти пласта ЮВ11. Площадь поднятия равна 1. 7Ч0.7 км, амплитуда — 10 м.

Южнее выделяется Южно-Яхлорская группа поднятий. По данным сейсмических работ в восточной части прослеживается три небольших малоамплитудных (5 м) поднятия размерами от 0. 5Ч0.4 км до 1. 25Ч0.9 км. В южной части отмечается локальное поднятие амплитудой 6 м, размером 1.1 Ч7.0 км.

Северо-Покачевское локальное поднятие ориентировано в субширотном направлении. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе -2730 м составляют 4. 6Ч1.9 км, амплитуда 25 м. Для структуры характерны крутые склоны с углом падения крыльев 3. 4° на севере, западе и юге. Восточный склон более пологий с углом падения крыльев 0. 82°.

Южнее прослеживается малоамплитудное поднятие, к которому приурочена самостоятельная залежь нефти пласта ЮВ11.

Из перечисленных выше структур самой крупной является Западно-Курраганское локальное поднятие размером 7. 2Ч4.1 км. Поднятие вытянуто с юга на север, представляет собой гряду более мелких осложнений, амплитудой до 30 м, с пологими углами падения крыльев от 0. 65 до 0. 86°.

Стомятинский структурный нос более уверенно прослеживаются на структурной поверхности доюрского основания. На структурной поверхности ТЮ1 структура не имеет четкой формы, раскрывается в южном направлении. Размеры с.н. 5.9 Ч 4.9 км, амплитуда 15 м, углы падения крыльев 0. 24−0. 26°.

Курраганский структурный мыс отделен от Покачевского куполовидного поднятия прогибом, глубина которого достигает 35 м. На Курраганском структурном мысе выделяется 8 локальных поднятий.

Северо-Курраганский структурный мыс в пределах изогипсы -2760 м имеет размеры 3. 3Ч1.1 км, амплитуду 7 м Структура пологая, угол падения крыльев 0. 74°.

К югу от мыса через впадину глубиной 30 м картируется Курраганское и Виртстелорское локальные поднятия.

Курраганское локальное поднятие вытянуто с северо-востока на юго-запад, в пределах замкнутой изогипсы -2755 м размеры поднятия 3. 9Ч1.7 км, амплитуда 15 м. Угол падения крыльев 0. 43°-0. 86°.

Малокурраганское локальное поднятие — представляет собой пологую структуру, углы падения крыльев составляют менее 1°. По изогипсе -2755 м поднятие имеет размеры 3. 6Ч2.6 км, амплитуду 10 м.

Восточно-Курраганское локальное поднятие занимает более высокое гипсометрическое положение. По замкнутой изогипсе -2740 м размеры поднятия составляют 3. 8Ч2.8 км, угол падения крыльев 0. 8°.

Виртстелорское локальное поднятие имеет размеры 2. 3Ч0. 95 км по изогипсе -2755 м, амплитуду 10 м, углы падения крыльев менее 1°.

Северо-Виртстелорское локальное поднятие так же является малоамплитудным, характеризуется пологим залеганием крыльев. По изогипсе -2755 м размеры поднятия составляют 2. 85Ч1.6 км.

К югу через впадину глубиной 20 м прослеживается Восточно-Виртстелорское локальное поднятие размерами 2. 7Ч1.7 км, с углом падения крыльев 1. 7°.

Юккунский структурный нос вытянут с севера на юг и осложнен тремя небольшими по площади поднятиями.

1.3 Нефтегазоносность

Осининское месторождение располагается в северо-западной части Нижневартовского нефтегазоносного района, где промышленная нефтегазоносность разреза установлена в широком стратиграфическом диапазоне — от тюменской до алымской свиты. Этаж нефтегазоносности достигает 900 м.

Месторождения района по нефтесодержащим пластам являются в основном многопластовыми, содержат от 5 до 25 продуктивных пластов. Малопластовые по нефтеносности месторождения (Покамасовское, Осининское) расположены на погружениях Нижневартовского свода, а их нефтеносность связана, преимущественно, с пластом ЮВ11.

Залежи на месторождениях района группируются по четырем литолого-стратиграфическим комплексам, не считая вскрытых единичными скважинами мелких залежей в аномальных разрезах баженовской и георгиевской свит.

Верхний нефтесодержащий комплекс связан с пластами группы АВ в составе нижней подсвиты алымской свиты и верхней части ванденской свиты. Залежи характеризуются большой площадью распространения, имеют пластово-сводовое строение и содержат основные объемы запасов нефти в этом районе. Основными нефтесодержащими объектами являются залежи пластов АВ13 и АВ2. На Осининском месторождении ни в одной скважине не получено промышленных притоков нефти из данной группы пластов.

Второй нефтегазоносный комплекс связан с отложениями нижней части ванденской и верхов мегионской свит. На месторождениях в этой части разреза продуктивны пласты БВ0-БВ11. Основными нефтесодержащими объектами являются залежи пластов БВ6 и БВ8. Залежи высокодебитные, пластово-сводового типа с обширными водонефтяными или водоплавающими зонами. На Осининском месторождении промышленно нефтеносным является пласт БВ10.

Третий нефтегазоносный комплекс включает отложения ачимовской толщи низов мегионской свиты раннемелового возраста. Залежи характеризуются сложным геологическим строением, контролируются как структурами, так и зонами отсутствия коллекторов, относятся к низкодебитным.

Четвертый продуктивный комплекс связан с регионально нефтегазоносным горизонтом ЮВ1. Залежи этого горизонта пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные, средне- и низкодебитные.

Пятый, нижний в разрезе месторождения, нефтеносный комплекс связан с пластом ЮВ2. Нефтеносность пласта ЮВ2 кровли тюменской свиты установлена на Кечимовском месторождении, расположенном на границе с Сургутским НГР, где этот пласт является регионально нефтеносным. На Северо-Покачевском месторождении также установлена нефтеносность данного пласта в восточной части месторождения.

Наибольшим количеством скважин вскрыт и исследован на месторождении пласт ЮВ11, который является на дату отчета единственным объектом разработки и содержит основные запасы нефти месторождения. Значительные запасы УВ на месторождениях Нижневартовского НГР связаны именно с пластами этой группы. Залежи этих пластов характеризуются сложным строением, проявляющимся в неравномерном распределении эффективных толщин, наклонных контактах и многочисленных зонах замещения, осложняющих гидродинамическую связь между коллекторами, как в плане, так и по разрезу. По типу залежи относятся к пластово-сводовым, с литологическими и тектоническими экранами.

В качестве объектов пересчета запасов У В Осининского месторождения определены залежи пластов БВ10, Ач10, Ач11, Ач21, ЮВ0-Ач/2, ЮВ10, ЮВ11, ЮВ14 и ЮВ2.

1.3.1 Характеристика залежей

Пласт ЮВ11

Пласт ЮВ11 на площади Осининского месторождения характеризуется повсеместным распространением и является основным подсчетным объектом. Породы пласта соответствуют отложениям прибрежно-морских фаций, для которых характерно изменение литологического состава в зависимости от энергетического уровня среды осадконакопления.

По описаниям керна коллекторы пласта представлены песчаниками серыми, мелкозернистыми, слюдистыми, пиритизированными, различной степенью сортировки, с тонкими прослоями растительного детрита. Нефтенасыщенные разности буроватые или желтоватые, иногда нефтенасыщенность проявляется пятнами.

Породы-неколлекторы представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами, а также плотными мелкозернистыми песчаниками, горизонтально-волнисто слоистыми за счет включений глинистого материала, иногда с наличием кварцита.

По условиям осадконакопления и геолого-геофизическим характеристикам разреза пласта ЮВ11 площадь Осининского месторождения можно разделить на две части — западную и восточную. Линия раздела проходит в меридиональном направлении, и соответствует прогибу на структурном плане. Основная площадь месторождения, к западу от этой условной линии, характеризуется компенсированным осадконакоплением пласта ЮВ11, согласующимся с его структурным планом. На восток от этой границы, в пределах Курраганского и Вирстелорского локальных поднятий. эта закономерность нарушается. Здесь выявлено увеличение общей мощности пласта за счет его опесчанивания.

Различия в геологическом строении пласта ЮВ11 на разных частях площади месторождения прослеживаются также по ГСР этих отложений, выполненных для групп скважин, расположенных на разных структурных элементах. Если по скважинам западной части месторождения (в основном, расположенным на Западно-Курраганском локальном поднятии в разрезе пласта прослеживается залегание песчаного тела с тенденцией глинизации в кровле и подошве, то по ГСР скважин восточной части (в пределах Курраганского и Виртстелорского локальных поднятий.) можно сделать вывод о высокой неоднородности пласта при наличии значительных эффективных толщин. Фактически, представленный вид ГСР западной части месторождения позволяет условно проследить циклы формирования пласта, что выполнить по ГСР восточной части месторождения затруднительно.

Вид электрокаротажных кривых в пласте ЮВ11 также свидетельствует о разных условиях осадконакопления пласта ЮВ11 на Основной и Восточной залежах месторождения.

В пласте ЮВ11 выделены две значительные по запасам нефтяные залежи: Восточная и Основная. Структурная карта по подошве коллектора ЮВ11 представлена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 — Структурная карта по подошве коллектора ЮВ11

1.3.2 Основная залежь

В структурном отношении поверхность кровли пласта по Основной залежи представляет собою террасовидный склон Покачевского куполовидного поднятия, в пределах которого расположены малоамплитудные локальные поднятия III-IV порядков.

Ширина ВНЗ по периметру залежи меняется от 50 м до 3 км. По

площади ВНЗ составляет 33.5% от площади всей залежи.

Замещение коллекторов пласта ЮВ11 вскрыто бурением в единичных скважинах, расположенных на значительных расстояниях друг от друга — 1. 5−9.1 км.

Продуктивные отложения залежи пласта ЮВ11 изучены бурением неравномерно. Большая площадь залежи картируется только на основании данных разведочных скважин, расстояние между которыми может достигать 5 км и более.

Наиболее активное бурение в пределах Основной залежи проводится на Западно-Курраганском локальном поднятии. Здесь пробурены 19 скважин, из которых 17 вскрыли ВНК залежи. Из особенностей распределения эффективных толщин по площади следует отметить их увеличение в направлении от литологических границ к крыльям структуры. Что касается коллекторских свойств — они улучшаются в том же направлении, а наиболее хорошие ФЕС выявлены по скважинам Западно-Курраганского локального поднятия.

Эффективные толщины в скважинах залежи изменяются от 0.8 м до 14.3 м (среднее значение 8.7 м), нефтенасыщенные — от 0.8 м до 13.8 м (среднее значение 5.8 м). Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи 4.5 м. Количество пропластков коллекторов пласта в скважинах вскрыто от 1 до 8 при среднем значении 2.6.

Залежь по типу является пластово-сводовой, литологически экранированной. Размеры залежи составляют 26×7−12 км, высота достигает 90.0 м.

Глава 2. Определение коллекторских свойств отложений Васюганской свиты верхнеюрского возраста (ЮВ11)

2.1 Объем и комплекс выполненных геофизических исследований скважин

Общие исследования (стандартный каротаж) выполнен в масштабе глубин 1: 500 в большинсве скважин изучаемого месторождения.

Стандартный комплекс включает в себя запись потенциал-зондом (ПЗ) N6M0. 5A или N11M0. 5A c одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации (ПС), стандартными радиоактивными методами (ГК, НКТ), инклинометрией, в разведочных скважинах дополнительно подошвенным и кровельным градиент-зондами (A2M0. 5N; N0. 5M2A). Масштаб записи кривой КС — 2.5 Омм/см; ПС — 12.5 мВ/см при скорости записи 2000−3000 м/ч. Применяемая аппаратура Э-1, КСП-2, АБКТ. Масштаб записи — ГК 0. 2−0.5 мкР/ч/см, НКТ — 0. 2−0.5 у.е. /см, скорость регистрации 500−600 м/ч, аппаратура ДРСТ-1, ДРСТ-3. В качестве индикаторов в канале ГК использовались кристаллы NaI (Tl), в канале НКТ — индикаторы типа ЛДНМ. Для записи кривых НКТ применялись Ро-Ве источники, мощность которых 9. 2−16•106н/сек. Инклинометрия проведена через 20−25 м аппаратурой КИТ.

Детальные исследования проводились в продуктивных и перспективных на нефть интервалах разреза в масштабе 1: 200. ГГК, АК, материал в единичных скважинах.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) выполнено последовательными градиент-зондами размерами АО=0. 45 м; 1. 05 м; 2. 25 м; 4. 25 м; 8. 5 м (только в разведочных скважинах) и одним обращенным градиент-зондом размером 2. 25 м. Масштаб записи кривых КС — 2.5 Омм/см, скорость записи 2000−2500 м/ч. Применяемая аппаратура — Э-1, КСП-2, АБКТ.

Индукционный метод (ИК). Масштаб записи ИК — 20 мСм/м/см, аппаратура ИК-100, ПИК-1М, АИК-5, АИК-М, ПИК-2 зонды 6Ф1, 3И1 и 7И1. 6, скорость записи 2000−2500 м/ч. Качество первичных материалов, в основном, удовлетворительное.

Боковой метод (БК) выполнен во всех скважинах. Метод записан в линейном (2.5 Омм/см) и логарифмическом масштабах (n = 6. 25 и 4. 25 см), аппаратура Э-1, ТБК, АБКТ, скорость записи 2000−2500 м/ч.

Боковой микрометод (МБК) и микрокаверномер (МКВ) выполнены аппаратурой МБКУ, МБК в интервале БКЗ в масштабе глубин 1: 200 в отдельных скважинах. Масштаб записи кривой МБК — 2.5 Омм/см, микрокаверномера — 2 см на 1 см. Скорость регистрации 750−1000 м/час.

Микрозондирование (МКЗ). Запись проводилась микроградиент-зондом A0. 025M0. 025N и микропотенциал-зондом А0. 05 М одновременно. Масштаб записи 2.5 Омм/см, скорость регистрации 750−1000 м/час. Аппаратура Э-2, МДО-3.

Резистивиметрия (Рез.) выполнена в большинстве скважин аппаратурой КC-3, СКП-1, СКПД-3, масштаб записи 0.5 — 1.0 Омм/см, скорость регистрации 2000−3000 м/час.

Кавернометрия (KB) аппаратурой СКП-1, масштаб записи 2 см/см, скорость 1500−2000м/ч.

Радиоактивные стандартные исследования (РК) включают в себя гамма-метод (ГК), нейтронные методы (НГК или НКТ) и выполнены в большинстве скважин. Запись проведена аппаратурой ДРСТ-1 и ДРСТ-3, скорость записи 200−400 м/ч при ф = 3−6 сек. В качестве индикаторов в канале ГК использовались кристаллы NaI (TL); в канале НКТ — индикатор типа ЛДНМ (применялись Ро-Ве источники мощностью 9. 2−16•106 н/сек). В эксплуатационных скважинах запись НМ проводилась только в обсаженных скважинах.

Акустический каротаж (АК) выполнен аппаратурой СПАК-4 (зонд И20. 5И11. 5П) и СПАК-6 (зонд И20. 4И11. 2П), скорость регистрации 800−1000 м/ч, масштаб записи кривых T1, T2 и? T, соответственно, равны 50 мкс/м/см и 20 мкс/м/см, кривых А1, А2 — 2, 3, 4 В/см, lg (А1/А2) -0. 75 дБ/м/см.

Специальные исследования при бурении скважин проводились для определения технического состояния ствола скважины и контроля качества цементирования обсадной колонны: инклинометрия, привязка интервалов перфорации, определение герметичности эксплуатационной колонны, интервалов и профиля притока и состава жидкости, определение межпластовых перетоков флюидов. Специальные исследования выполнялись в отдельных пластах или в целевых интервалах по специальным технологиям.

Малый объем приходится на микрометоды, кавернометрию, ВИКИЗ и плотностной гамма-гамма-метод.

В целом, следует отметить, что имеющийся комплекс ГИС вполне достаточен для литологического расчленения разреза, выделения коллекторов, оценки характера насыщения и определения подсчетных параметров.

Сведения о полноте выполненного комплекса приводятся в таблице 1.1.

Таблица 1. 1

Выполненный комплекс ГИС в скважине ХХХ2.

1. Стандартный каротаж (ПЗ, ПС)

2. Боковой каротаж (БК)

3. Боковое каротажное зондирование (БКЗ)

4. Микрозондирование (МГЗ, МПЗ)

5. Индукционный каротаж (ИК)

6. Резистивиметрия

7. Радиоактивный каротаж (ГК, НКТ)

8. Акустический каротаж (АК)

2.2 Краткая характеристика термобарических и технологических условий проведения геофизических исследований в скважинах

Бурение разведочных скважин на Осининском месторождении проводилось на пресных глинистых растворах, имеющих следующие параметры:

— удельное электрическое сопротивление 1.2 — 3.5 Омм при пластовых условиях;

— вязкость 23 — 30 сек.

— удельное электрическое сопротивление 0. 3−1.2 Омм при пластовых условиях (средняя температура в интервале пласта ЮВ1 достигает 92,4°С).

В западной части месторождения минерализация пластовой воды изменяется от 24.9 г/л до 27.8 г/л. Для Основной залежи пласта ЮВ1 Осининского месторождения принятое значение минерализации в среднем составляет 25.9 г/л (в равно 0. 091 Омм). В пласте ЮВ2 пробы воды не отбирались, характеристики пластовых вод приняты по аналогии с вышележащим пластом ЮВ1.

Таким образом, термобарические, гидрогеологические и геолого-технические условия на Осининском месторождении благоприятны для проведения ГИС.

2.3 Определение геофизических параметров

Наиболее используемыми при подсчете запасов являются следующие геофизические параметры: удельное сопротивление пласта (п), относительный параметр потенциалов собственной поляризации (пс)

Относительная амплитуда потенциалов самопроизвольной поляризации (пс) оценивалась по формуле:

пс= ДUпс / ДUпс max,

где: ДUпс — фактическая амплитуда ПС исследуемого интервала; ДUпсmax — амплитуда ПС против опорного пласта чистых водонасыщенных песчаников с максимальными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Определение удельного электрического сопротивления (п). Важный параметр определяющий достоверность характера насыщения пород и коэффициента нефтенасыщения (Кн). Достаточно уверенно сопротивление определяется по диаграммам БКЗ в пластах, мощность которых превышает 4.5 м. При использовании методов ИК, БК появляется возможность увеличить число достоверно интерпретируемых маломощных интервалов (изорезисторная методика). В работе значения п определялись по ИК.

2.4 Выделение коллекторов и определение эффективных толщин

Выделение коллекторов производится с использованием установленных для них прямых и косвенных качественных признаков и количественных критериев, наличие или отсутствие которых в каждом конкретном случае определяется типом коллектора и разреза, свойствами промывочной жидкости, интервалом времени между разбуриванием разреза и проведением исследований и другими факторами.

2.4.1 Выделение коллекторов по качественным признакам

Прямые качественные признаки движения флюидов в поровом пространстве коллектора обусловлены проникновением в пласты фильтрата промывочной жидкости (ПЖ). При разбуривании терригенных и карбонатных коллекторов на пресной глинистой ПЖ при достаточной репрессии на пласты признаками проникновения служат: наличие глинистой корки, наличие радиального градиента сопротивления по данным разноглубинных установок методов сопротивления (МЗ, БКЗ, БК, МБК, ИК), изменение показаний методов ГИС при проведении повторных временных исследований.

Косвенные качественные признаки коллекторов отражают присутствие, но не передвижение в породе свободных флюидов, т. е. по своим емкостным свойствам могут принадлежать к коллекторам. К таким признакам относятся: аномалии на кривой самопроизвольной поляризации (ПС), низкие показания на кривой гамма-метода.

Достаточно уверенно выделяются коллекторы, представленные песчаниками с межгранулярным типом порового пространства, по следующим признакам:

отрицательная аномалия на кривой ПС;

положительные приращения на диаграммах МЗ;

сужение диаметра скважины на диаграмме кавернометрии;

наличие проникновения фильтрата ПЖ в пласт;

низкая радиоактивность;

повышение показаний НКТ по сравнению с глинами.

Эффективность выделения коллекторов по качественным признакам существенно зависит от технологических и геологических факторов: репрессии на пласт, свойств ПЖ, интервала времени между разбуриванием и исследованием разреза, эффективной толщины коллекторов.

2.4.2 Петрофизическое обоснование интерпретации данных ГИС

Выделение коллекторов по количественным критериям основано на отличии их ФЭС (Кп, Кпэф, Кпр и т. д.) от вмещающих пород при высокой достоверности оценки параметров по данным ГИС. Граничное значение каждого параметра определяют путем статистической обработки петрофизических исследований представительной коллекции образцов керна. При заданной модели пустотного пространства пород терригенного ряда задача оценки граничных параметров заключается в сведении их к единым величинам на разнообразных парных корреляциях между различными петрофизическими характеристиками. В основу модели положено наличие в породе эффективного пустотного пространства с углеводородом способным вытесняться водой при разработке — динамической пористости (Кпд> 0).

Одним из необходимых параметров при использовании данного подхода является коэффициент остаточной нефтенасыщенности, который наиболее достоверно устанавливается при лабораторном моделировании вытеснения нефти водой на образцах керна.

В результате статистической обработки материалов исследования керна были построены корреляционные связи Кпэф=(Кпд), Кп=(Кпэф), Кпр=(Кпэф), Кво=(Кпэф), которые представлены на рис 1.1. -1.4. Также на рис. 1.5 представлено интегральное распределение коллектор — неколлектор по относительному параметру ПС для продуктивного пласта ЮВ1 Осининского месторождения.

В итоге по лабораторным исследованиям керна установлены следующие граничные критерии коллекторов. Эти данные представлены в таблице 2.1.

Таблица 2. 1

Параметр

Способ оценки

Единицы измерения

Значение

ЮВ1; ЮВ2

Кпэф

Кпд

%

3. 03

Кп

Кпэф

%

11. 2

Кпр

Кпэф

мД

0. 17

Кво

Кпэф

%

75. 1

?пс

Кп

д. ед.

0. 29

С учетом статистической неопределенности полученных петрофизических зависимостей в области граничных значений реальные величины установленных критических параметров могут варьировать в некотором диапазоне (±5%).

Из геофизических параметров в качестве количественного критерия выделения коллекторов наиболее эффективно применение граничного значения относительной амплитуды ПС. Используя сопоставления пс=(Кп) были получены средние граничные значения: пс. гр. 0. 29 в пластах ЮВ1 и ЮВ2. Аналогичные значения пс. гр получены и при сопоставлении интегральных кривых распределения пс для коллекторов и неколлекторов, выделенных по качественным признакам. Необходимо отметить, что полученные граничные значения не противоречат критериям установленным для аналогичных отложений на других месторождениях, а значения пористости по отдельным прослоям, как правило, выше предельных значений.

Рисунок 2.1 — Зависимость эффективной пористости (Кпэф) от динамической (Кпд) для отложений пластов ЮВ1, ЮВ2 Осининского месторождения

Рисунок 2.2 — Зависимость открытой пористости (Кп) от эффективной (Кпэф) для отложений пластов ЮВ1, ЮВ2 Осининского месторождения

Рисунок 2.3 — Зависимость коэффициента проницаемости (Кпр) от эффективной пористости (Кпэф) для отложений пластов ЮВ1, ЮВ2 Осининского месторождения

Рисунок 2.4 — Зависимость остаточной водонасыщенности (Кво) от эффективной пористости (Кпэф) для пластов ЮВ1, ЮВ2 Осининского месторождения

Рисунок 2.5 — Интегральное распределение коллектор — неколлектор по относительному параметру ПС для продуктивных пласта ЮВ1 Осининского месторождения

Таким образом, выделение коллекторов на Осининском месторождении осуществлялось с привлечением всего комплекса методов, как по качественным, так и по количественным признакам. Выделенные интервалы коллекторов, в скважинах, где проведены опробования, дали притоки пластовых флюидов различной интенсивности, что подтверждает достоверность их выделения по материалам ГИС.

2.5 Определение характера насыщения коллекторов

Удельное электрическое сопротивление пласта (УЭС) несет основную информацию о характере его насыщения. Одним из способов определения характера насыщения коллекторов является комплексное использование данных методов сопротивления и потенциалов собственной поляризации для качественно опробованных пластов с получением притоков нефти, воды или их смесей, которое заключается в сопоставлении значений УЭС (сп) и относительных амплитуд ПС (?пс) как метода пористости.

Для Основной залежи граничные значения п, при которых возможно получение чистой нефти из коллекторов с бпс от 0. 35 до 1. 0, составляют 6. 2−7.0 Омм. Получение чистой воды — при спкр <4.9 ч 5.3 Омм при том же диапазоне изменения бпс. Промежуточные значения сп в обоих случаях характеризуют переходную зону, при опробовании коллекторов которой возможно получение смешанных притоков — нефти с водой или воды с нефтью.

Вторым способом оценки характера насыщения является петрофизический. Способ заключается в расчете спкр по граничным значениям водонасыщенности Квгр, при которых фиксируется получение безводной нефти, установленным по кривым относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды для всего диапазона изменения фильтрационно-емкостных свойств каждого продуктивного пласта.

На Осининском месторождении экспериментально определены относительные фазовые проницаемости. Кроме того были пересчитаны данные капиллярометрических исследований в кривые фазовых проницаемостей.

По кривым относительной фазовой проницаемости выделяются три интервала Кв:

область I однофазного течения нефти (газа) при Кво< Кв<Кв*;

область II двухфазного течения нефти (газа) и воды Кв*< Кв<Кв***;

область III однофазного течения воды Кв***< Кв? 1.

Область II делится на две подобласти в точке Кв**, где нефть с водой будут присутствовать в разном соотношении, т. е. при Кв*< Кв<Кв** большую долю потока будет составлять нефть, а при Кв**< Кв<Кв*** - вода.

За критическую величину водонасыщенности принимается значение Квкр= Кв*. Очевидно, что при Кв? Кв* из коллектора получим приток чистой нефти.

На рисунке 2.6 приведено сопоставление Кп (пористости образцов керна, по которым определены фазовые проницаемости) с полученными критическими значениями водонасыщенности, линиями нанесены граничные уравнения спкр=f (бпс), установленные по сопоставлениям сп — бпс для опробованных пластов.

Рисунок 2.6 — Сопоставление Квкр с пористостью образцов керна для пласта ЮВ1. Линия — граничные значения сп установленные по сопоставлению спкр-(бпс)

Анализ свидетельствует о хорошей сходимости значений спкр, полученных независимыми путями по результатам опробования и петрофизических исследований. Граничные значения УЭС были использованы для предварительной оценки характера насыщения и установления положения контактов в конкретной скважине.

2.6 Определение коэффициента пористости

В основе определения пористости коллекторов геофизическими методами лежит различие физических свойств твердой фазы коллектора и флюидов, заполняющих поровое пространство. Методы определения коэффициента пористости (Кп) по данным комплекса ГИС достаточно известны — это нейтронный, гамма-гамма плотностной, акустический каротаж и метод ПС.

Методика определения пористости песчано-алевритовых пород по данным ГГК-П имеет преимущество по сравнению с другими методами ГИС из-за слабого влияния глинистости пород и структуры порового пространства на результаты определения Кп (записан в 10 скважинах). Акустический каротаж выполнен также лишь в части скважин. Наиболее полно в комплексе ГИС по изучаемым отложениям представлен метод ПС.

Метод ПС.

Петрофизической основой для определения коэффициентов пористости по методу потенциалов собственной поляризации является наличие корреля-ционных зависимостей коэффициентов объемной глинистости (Кгл) и относительной глинистости (згл) с коэффициентом пористости Кгл-Кп, згл-Кп, построенных по керновым данным, и связей типа «керн-ГИС» — пс-Кгл, пс-згл (рис. 2. 7−2. 8).

Рисунок 2. 7

Рисунок 2.8 — Корреляционные связи Кп (Кгл) и Кп (згл)

Нейтронный метод для расчета коэффициента пористости не использовался. Это обусловлено, в первую очередь тем, что в подавляющем большинстве новых скважин замеры НК выполнены в колонне, в результате чего определение водородосодержания пород затруднено из-за невозможности учета влияния колонны и особенно заколонного пространства, в скважине №ХХХ2 кроме того не проводилась и кавернометрия.

Рисунок 2.9 — Корреляционные связи Кгл=f (бпс), згл= f (бпс)

По результатам анализа и обобщения всего кернового материала для пласта ЮВ1 была получена связь «керн-ГИС» — Кп=ѓ(пс). В связи с малым объёмом керновых данных и близкими значениями ФЕС для пласта ЮВ2 используется связь Кп=ѓ(пс) полученная для пласта ЮВ1 (рис. 2. 9).

Рисунок 2. 10 — Зависимость для определения Кп по пс для пластов ЮВ1 и ЮВ2

Метод АК был выполнен в 36 скважинах Осининского месторождения. По результатам заключения, сделанного ООО «КогалымНИПИнефть» качество исходных материалов АК большей частью неудовлетворительное.

В настоящей работе пористость по данным АК определялась по формуле В. Г. Фоменко:

где Tст — стандартизированное значение интервального времени пробега акустической волны в горной породе; С — коэффициент уплотнения, устанавливаемый по данным керна (уравнение решается относительно С, при Кп определенном по керну); ДTск — интервальное время пробега продольной волны в скелете породы. Для пластов ЮВ1 и ЮВ0-Ач значение ДТск = 165 мкс/м установлено по зависимости интервального времени от пористости Осининского месторождения при Кп=0%, построенной по данным исследования упругих свойств пород при моделировании пластовых условий (рис. 2. 11). Для остальных пластов принято ДTск=180 мкс/м. Исходные данные для построения зависимостей ДT=ѓ(Кп) приведены ООО «КогалымНИПИнефть».

Рисунок 2. 11 — Сопоставление коэффициентов пористости с интервальным временем, определенных на образцах керна для пласта ЮВ11 Осининского месторождения

Коэффициент уплотнения С для продуктивных пластов устанавливался расчетным путем по значениям коэффициентов пористости по керну для пластов-коллекторов и соответствующих им стандартизированным значениям интервального времени пробега продольной волны ДТст.

Для пласта ЮВ1 коэффициент уплотнения С оказался равным 1. 61 для коллекторов с Кп?17% (бпс?0. 78) и С=1. 37 для коллекторов с Кп> 17% (бпс=0. 78ч1)

Коэффициент уплотнения С зависит от вещественного состава породы, ее структуры (формы, размера и взаимного расположения зерен различной размерности в обломочном материале), плотности упаковки (совершенства упругих свойств контактов зерен породы и площади этих контактов), соотношения объемов породообразующих зерен и цементирующего вещества. При определении коэффициента пористости пласта ЮВ1 по АК принималась модель сцементированной породы с межзерновой пористостью и дисперсным распределением глинистости: обломочная часть горной породы несет основную нагрузку вышележащих пород, между обломками породы находятся зерна матрикса, а поровое пространство, образованное обломками пород и зернами матрикса, заполнено флюидом и глинистым материалом, последний расположен преимущественно в углах пор.

Таким образом, при определении Кп по АК для пласта ЮВ1, как указано выше, использовались два значения коэффициента уплотнения С. Такой подход позволил увеличить точность определения коэффициентов пористости по АК для пласта ЮВ1.

2.7 Определение коэффициента нефтенасыщенности

В условиях Западной Сибири основным для определения коэффициента нефтенасыщенности является метод сопротивления. Он основан на использовании зависимостей между параметром насыщения (Рн) и коэффициентом водонасыщенности (Кв), а также между параметром пористости (Рп) и коэффициентом пористости (Кп), получаемых по результатам исследований керна. Зависимости Рн=(Кв) и Рп=(Кп) получают эмпирическим путем по результатам измерения удельного электрического сопротивления образцов пород с различной степенью их насыщения. В общем виде коэффициент нефтенасыщенности определяется как:

Рп= аКп-m = вп/в;

Рн= bКв-n = нп /вп = нп/(Рпв);

Кв=(b / Рн)1/n;

Кн=1-Кв= ((abв) / (пКпm))1/n;

где:

a, b — литологические константы;

m, n — структурный коэффициент и показатель смачиваемости;

п — удельное сопротивление пласта;

в — сопротивление пластовой воды при пластовой температуре.

Построение зависимости Рп=(Кп) производится аналогично зависимости Рн=(Кв), а замер сопротивления образца проводится при 100% его водонасыщенности моделью пластовой воды.

Теоретически это один из самых надежных способов определения Кн, поскольку здесь учитывается влияние свободной воды (по Рн=(Кв)), влияние скелета и структуры порового пространства (по Рп=(Кп)). Слабым местом в данной методике является несоответствие условий моделирования эксперимента условиям формирования нефтегазовой залежи. При моделировании заданного водонасыщения должно соблюдаться три основных условия:

— представительность выборки керна по максимальному спектру ФЕС;

— постоянство минерализации воды, насыщающей поры образца;

— равномерное распределение воды в образце при замере УЭС, такое же, как в условиях естественного залегания.

Условия построения зависимостей Рн=f (Кв), Рп=f (Кп), а также литолого-фильтрационные особенности коллекторов во многом определяют достоверность самих зависимостей, а также погрешность оценки коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС. В таком варианте расчета Кн в неявном виде дважды учитывается величина минерализации пластовой воды (при расчете Рп и Рн), поэтому обоснование значения минерализации пластовой воды существенно сказывается на результатах. Кроме этого, на вид зависимостей оказывают влияние структурно-литологические и фильтрационные особенности коллекторов. В значительной мере снимается влияние перечисленных факторов при использовании зависимости относительного параметра в от объемной водонасыщенности пород Ро: в =(Ро), где Ро = Рп Рн, а в = КпКв. Зависимости Рн=f (Кв), Рп=f (Кп) и в =(Ро) представлены на рис. 2. 11−2. 12.

Зависимости были построены для пласта ЮВ1 Основной залежи при минерализации насыщающей воды, близкой пластовой, и в целом характеризуются высокой представительностью выполненных исследований керна. При расчете Кн для пласта ЮВ1 Основной залежи по данным связям использовалась минерализация пластовой воды равная 25.9 г/л.

Рисунок 2. 12 — Зависимости параметра пористости Рп от Кп и водонасыщенности Кв от параметра насыщения Рн по результатам анализов керна пласта ЮВ1

Рисунок 2. 13 — Зависимости параметра Р0 от объёмного влагосодержания wв по результатам анализов керна пласта ЮВ1 Осининского месторождения

2.8 Определение коэффициента проницаемости

Коэффициент абсолютной проницаемости не является подсчетным параметром, однако, знание фильтрационных характеристик объекта позволяет оптимально спроектировать схему разработки месторождения, обеспечив тем самым максимальное извлечение запасов при минимальных производственных затратах.

Для оценки абсолютной проницаемости пород (Кпр) на Осининском месторождении мною использовалась зависимость коэффициента проницаемости (Кпр) от пористости (Кп), полученные на керновом материале. Зависимость Кпр (Кп) представлена на рис. 2. 14.

Рисунок 2. 14 — Зависимость коэффициента проницаемости (Кпр) от коэффициента открытой пористости (Кп) для пласта ЮВ1, ЮВ2 Осининского месторождения

Таким образом, получены следующие граничные значения ФЕС коллекторов и алгоритмы для определений их значения по данным ГИС.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой