Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения к...

Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения к...

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазового дела

Кафедра геофизики

Специальность  Геофизические методы поисков и разведки МПИ

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой

________________   __________________

(подпись)                                                        (ф.и.о.)

___________  г.

Выпускная  квалификационная  работа

по программе инженерной подготовки

Тема:

КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ФЕС И НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ

АННОТАЦИЯ

Цель работы: оценка ФЕС и насыщения коллекторов Самотлорского месторождения.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия.

Проект состоит из четырех частей: общей, проектной, специальной, технико-экономической.

В общей части дается характеристика района работ в географо-экономическом плане. Приводятся данные о геолого-геофизической изученности района. Кратко описывается геологическое строение с описанием стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности. В заключении приводится анализ результатов прошлых лет.

В проектной части обосновывается выбор участка работ и методов ГИС. Описывается методика геофизических исследований скважин. Рассмотрены вопросы камеральной обработки и интерпретации материалов.

В специальной части рассмотрена Информативность метода ВИКИЗ при изучении песчано-глинистых разрезов.

В технико-экономической части производится расчет всех запроектируемых объемов работ, технико-экономических показателей, сметной стоимости работ, мероприятия по охране труда и технике безопасности, по охране природы.

Сметная стоимость проектных работ.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

    1.1. Географо-экономический очерк района работ

    1.2. Краткая геолого-геофизическая изученность

    1.3. Геологическое строение района

       1.3.1.Литолого-стратиграфическая характеристика

       1.3.2. Тектоника

       1.3.3. Нефтегазоностность

    1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические комплексы

    1.5. Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

       1.5.1. Объем и комплекс геофизических исследований скважин

       1.5.2. Методика интерпретации материалов ГИС

2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

    2.1. Выбор участка работ

    2.2. Априорная ФГМ объекта и задачи работ

    2.3. Выбор методов исследований и их задачи

    2.4. Методика и техника проведения работ

       2.4.1. Физические основы методов геофизического исследования

    2.5. Метрологическое обеспечение проектируемых работ

    2.6. Камеральные работы

    2.7. Интерпретация геофизических данных

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ (спецглава)

Информативность метода ВИКИЗ при изучении песчано-глинистых разрезов

    3.1.  Основные геолого-геофизические задачи, решаемые методом ВИКИЗ

    3.2. Основы теории.   Сигналы ВИКИЗ в неородных средах

    3.3. Аппаратура,   её сертификация и метрологическая поверка

    3.4. Качественная оценка геологического разреза

    3.5.Основы количественной интерпретации

          СИСТЕМА ОБРАБОТКИ  И  КОЛИЧЕСТВЕННОЙ 

           И ИТЕРПРETAЦИИ И MCDC  ВИКИЗ

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

    4.1 Организационно-экономический раздел

    4.2. Производственная и экологическая безопасность при производстве геофизических работ

       4.2.1. Производственная безопасность

          4.2.1.1.Анализ опасных факторов и мероприятий по их устранению

          4.2.1.2.Анализ вредных факторов и мероприятий по их устранению

       4.2.2. Пожаробезопасность

       4.2.3. Экологическая безопасность

       4.2.4. Безопасность в чрезвычайных ситуациях

    4.3. Сметные расчеты по видам работ

Список использованной литературы

Введение

Целью данной работы является уточнение геологической модели строения Самотлорского месторождения на основе комплексной интерпретации всей геолого-геофизической и промысловой информации, подсчет запасов нефти и растворенного газа, создание технологической схемы разработки в ходе доразведки месторождения

Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород стали основными при подсчетах запасов нефти и газа.

В последние годы промыслово-геофизическая информация широко используется при проектировании разработки месторождений нефти и газа, а также при контроле и анализе процесса разработки, т.к. обеспечивает получение всех основных параметров, необходимых для подсчета запасов.

Для определения подсчетных параметров в нашей стране и за рубежом используются многочисленные способы обработки геофизической информации. Значительная их часть физически обоснована и объективно учитывает реальные возможности геофизических методов и точность  измерений геофизических параметров серийной  аппаратурой. Их применение правомерно и дает надежную геологическую интерпретацию. Наряду с этим используются и методики, не имеющие четкой  физической основы, применение которых не обеспечивает требуемой точности геологической интерпретации и дискредитирует огромные возможности геофизики. Нередко наблюдаются случаи недостаточного учета всей геолого-геофизической информации при интерпретации геофизических материалов и использования моделей коллектора и петрофизических связей, правильных по существу, но не соответствующих типу изучаемого коллектора. Это приводит к существенным ошибкам при оценке запасов нефти и газа.

1. Общая часть.

1.1.  Географо-экономический очерк.

Самотлорское нефтяное месторождение – крупнейшее в Западной Сибири и России –  находится в Нижневартовском районе Ханты- Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска (Рис.1.1).

Географически район месторождения приурочен к водоразделу р. Оби. Территория месторождения сильно заболочена.  Растительность представлена смешанными лесами, с преобладанием хвойных пород.

Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь(-50°), самым теплым - июль (+30°).

По характеру выпадаемых  атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 400мм. Высота снегового покрова на открытых участках составляет 0.8-1.0 м, а на заселенных –1.6 и более метров. Толщина ледяного покрова колеблется от 40 до 80 см.

Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсуствуют. Ближайшие населенные пункты – г. Нижневартовск, г. Мегион и другие - расположены на берегу р. Оби.

Плотность населения низкая, коренное население – ханты и манси – ведет полукочевой образ жизни, занимается оленеводством, рыболовством и охотой.

В пределах месторождения имеются дороги с бетонным покрытием, по которым круглогодично возможно движение всех видов транспорта.

1.2. Геолого-геофизическая изученность района работ.

На исследуемой территории  к настоящему времени выполнен значительный объём геофизических работ, включающих магниторазведку, гравиразведку, региональные и площадные сейсморазведочные исследования.

Геофизическим работам предшествовала государственная геолого-геоморфологическая съёмка масштаба 1:1000000, проведённая в 1949-1952 г.г., и бурение опорных скважин. Результаты этих исследований, когда были установлены общие закономерности геологического строения региона, послужили основой для проведения дальнейших, более углублённых геолого-геофизических работ. Площадные сейсмические работы МОВ осуществлялись в 1957-1966 г.г.    Глубокое поисковое бурение с целью обнаружения залежей нефти и изучения геологического строения началось с 1961 года.

1.3. Геологическое строение месторождения

1.3.1.Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: доюрских образований и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Осадочные породы общей толщиной до 3 км залегают на размытой поверхности доюрского складчатого основания (рис.1.2).

Номенклатура свит и пачек, слагающих разрез месторождения, не претерпела каких-либо существенных изменений по сравнению с данными отчета 1987 г. Поэтому ниже дается краткая характеристика стратиграфических подразделений.

Доюрские образования

Палеозойский структурный этаж вскрыт разведочными скв. 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинисто-слюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.

Юрская система

Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены континентальными отложениями тюменской свиты, толщина которой достигает 220-250 м.

Верхний отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты) представлен преимущественно морскими осадками. Васюганская свита (келловей-оксфорд) литологически делится на две части. Нижняя - сложена аргиллитами и имеет толщину до 30 м. Верхняя часть, имеющая толщину до 45 м, представлена преимущественно песчано-алевролитовыми породами, с которыми связана нефтеносность (горизонт ЮВ1).

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с прослоями известняков и включениями глауконита. Толщина свиты – до   4 м.

Баженовская свита, сложена битуминозными аргиллитами толщиной около 20 м.

Меловая система

Меловая система представлена всеми стратиграфическми единицами.

Нижний мел сложен отложениями мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) литологически делится на четыре части. Нижняя – сложена аргиллитами. На них залегает ачимовская толща, представленная тонким и весьма сложным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В составе толщи выделяется до 9 пластов, индексируемых сверху вниз от БВ14 до БВ22, из которых 4 последних в пределах Самотлорского месторождения содержат промышленные запасы нефти. Толщина ачимовской толщи достигает 80 м. Выше залегают преимущественно песчаные породы, в составе которых выделяются пласты БВ8 - БВ12. Промышленно-нефтеносными являются пласты БВ8 и БВ10. В пределах Самотлорского месторождения с мегионской свитой связаны отложения клиноформенного комплекса. Толщина отложений свиты: 326 – 370 м.

Вартовская свита подразделяется, на две подсвиты. С ней связан в пределах всего месторождения шельфовый этап осадконакопления. В основании нижней подсвиты отложения представлены переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов,

слагающих пласты БВ7 и БВ6. Пласт БВ7 нефтеносен. Разрез верхней части подсвиты представлен также чередованием разнозернистых песчаников, алевролитов и глинистых пород, образующих до пяти самостоятельных пластов, из которых в трёх (БВ0, БВ1, БВ2) содержатся промышленные залежи нефти. Общая толщина нижней подсвиты, составляет около 240 м.

Верхняя подсвита вартовской свиты подразделяется на две части. В составе нижней части выделяется три песчаных пласта АВ8, АВ7 и АВ6, с которыми связаны залежи нефти и газа. Верхняя часть подсвиты, характеризуется существенно большей песчанистостью, причем выделяемые в её разрезе пласты АВ4-5 и АВ2-3 имеют значительные эффективные толщины (свыше 50 м) и улучшенные коллекторские свойства песчаников и крупнозернистых алевролитов. Общая толщина вартовской свиты до 400 м.

Алымская свита состоит из двух частей. Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами и выделяется в разрезе как пласт АВ1, который в подошвенной части представлен менее глинистыми разностями (пласт АВ13), а в кровельной части более глинистыми и тонкозернистыми разностями пород сложной текстуры (пласт АВ11-2). Верхняя подсвита, сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Общая толщина отложений алымской свиты достигает 80-85 м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках (пласт ПК1) залегает газовая залежь. Толщина свиты до 720 м.

Отложения верхнего мела представлены преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250-300 м.

Палеогеновая система

Состоит в нижней своей части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 м. Выше залегают континентальные осадки – переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Их толщина составляет от 235 до 240 м.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы представлены супесями, суглинками, песками, торфом, залегающими на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м.

1.3.2. Тектоника

Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты (рис1.3.), в пределах которой выделяют три структурных этажа.

Нижний - соответствует палеозойскому и допалеозойскому времени, соответствует геосинклинальному этапу развития.

Средний - пермо-триасового времени, формировался в период парогеосинклинали.

Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировавшийся в платформенных условиях длительного погружения фундамента.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой -2350-2375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой –2200 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них – собственно Самотлорская структура оконтурена изогипсой –2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее: 12 х 15 км, амплитуда - около 70 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части – до 202'. По кровле горизонта БВ8 в структурном плане Самотлорского поднятия  намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ10. Более существенные изменения структурного плана отмечаются по кровле самого верхнего продуктивного горизонта АВ1, согласно которому Приобская, Белозерная, Нижневартовская и Мартовская структуры  практически сливаются с Самотлорской, оконтуриваясь с севера и востока изогипсой –1690 м, на западе и юго-западе -  изогипсой – 1660 м, оставаясь «раскрытыми» в сторону Аганского и Мегионского поднятий. Углы наклона крыльев достигают 1045', амплитуда по отношению к западному крылу - около 110 м, восточному и северному - 160 м. В  целом Самолотлорское  куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе –2220 м имеет размеры 32 ´ 40 км, амплитуду - около 150 м.

В результате переинтерпретации материалов был выявлен ряд малоамплитудных поднятий (Солнечная, Южно-Вильентовская, Ловинская, Турская, Санчинская, Западно-Черногорская, Ижевская). В рамках данной работы построение структурных карт по опорным и целевым горизонтам проводилось комплексом Mapping, включающим подпрограммы увязки сейсмической информации (to) по горизонтам, построение карт изохрон, скоростей, структурных поверхностей. Структурные сейсмические карты по группе пластов БВ, ЮВ1 и кровле баженовской свиты строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «Б» и соответствующей скоростной модели среды. Структурные карты группы пластов АВ строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «М». Несмотря на разнородность сейсмического материала (от однократного МОВ с аналоговой записью до современных съемок 3Д МОВ ОГТ), увязанные карты изохрон имеют дисперсию ± 2.5 мс, что при средней скорости 3.5 км/с приводит к погрешности определения глубин ± 8.75 м. С учетом погрешности определения скоростей, минимальная погрешность определения глубин может быть оценена в ± 10 м. Данные сейсмических структурных построений использовались для определения абсолютных отметок структурных поверхностей между скважинами при их невысокой плотности, а также в краевых частях месторождения, не освещенных данными бурения. В отличии от ранее принятых методик (графики схождения глубин по данным ГИС и сейсморазведки) строились карты разницы между структурными отметками по ГИС и сейсморазведки. Карты невязок вычитались из структурных сейсмических поверхностей, что позволили получить практически нулевые невязки в точках положения скважин и повысить точность сейсмических построений в межскважинном пространстве.

Месторождения:

146 - Южно-Ярайнерское,

152 - Восточно-Покачёвское 2, 

173 - Южно-Выинтойское,

175 - Селивоникское, 1

77 - Повховское,

205 - Южно-Повховское,

210 - Южно-Сардаковское,

219 - Могутлорское,

220 - Рославльское,

 225 - Западно-Муготлорское

3,228 - Южно-Рославльское,

231 - Новоаганское,

233 - Чухлорское,

234 - Восточно-Покачёвское 1,

239 - Щучье, 242 - Северо-Егурьяхское,

243 - Курраганское,

245 - Егурьяхское,

246 - Голевое,

 247 - Южно-Егурьяхское,

248 - Южно-Курраганское,

250 - Гуньеганское,

252 - Малоключевое 1,

254 - Большое-Самотлорское,

255 -  Аганское,

258 - Восточно-Никольское,

259 - Малочерногорское,

260 - Никольское,

261 - Западно-Аганское,

262 - Среднечерногорское,

263 - Черногорское 2,

266 - Малое Южно-Аганское,

267 - Ершовое, 269 - Руфьеганское,

270 - Северо-Ватинское,

272 - Южно-Аганское,

274 - Западно-Сороминское,

 276 - Северо-Сороминское,

278  -  Сороминское,

279 - Северо-Тарховское,

280 -Южно-Тарховское,

281 - Западно-Тарховское,

 283 - Западно-Пылинское,

284 - Пылинское,

289 - Северо-Ореховское 3,

291 - Северо-Ореховс-кое 2,

295 - Рямное,

296 - Хохловское,

297 - Северо-Ермаковское,

299 - Фобосское, 3

02 - Восточно-Ореховское,

303 - Чехлонейское,

346 - Варьеганское,

348 - Ваньеганское,

349 - Айеганское,

356 - Восточно-Валюнинское,

359 - Вонтерское,

367 - Западно-Варьеганское,

 379 - Ининское,

389 - Маловарьеганское, 3

91 - Новомолодежное,

393 - Малоключевое 2,

394 - Лорьеганское,

395 - Мыхлорское,

396 - Малоновогоднее,

409 - Северо-Варьеганское,

410 - Саем-Тахское,

427 - Тагринское,

432 - Ставропольское,

438 - Тюменское,

439 - Тульеганское,

452 - Эниторское,

454 - Южно-Варьеганское,

455 - Южно-Вэнгапурское,

461 - Северо-Молодёжное,

463 - Южно-Эниторское,

499 - Аригольское,

501 - Максимкинское,

506  - Валюнинское,

512 - Узунское,

513 - Верхнечерногорское,

515 - Восточно-Охтеурское,

532-Западно-Новомолодёжное

Структурные карты по кровлям и подошвам коллекторов строились по всем скважинам путем вычитания толщин от стратиграфических поверхностей до кровель и подошв соответствующих пластов.

В результате данной методики структурных построений установлено, что залежь пласта АВ11-2 раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ13 залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе -1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе -1685 м. Залежь пласта АВ2-3 раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м.

Анализ выполненных структурных построений по Самотлорскому месторождению полностью подтвердил вывод об унаследованном характере развития структур в нижнемеловых и юрских отложениях на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. До времени формирования пласта АВ8 коэффициент соответствия структур, рассчитанный по методике, изложенной в работе, составлял 0.996-0.999. Это определило совпадение структурных планов по многим пластам названных отложений при незначительном выполаживании их вверх по разрезу (рост структуры по отложениям баженовской свиты за данный период геологического времени составил 23 м). В период формирования пластов группы АВ7-АВ1 активизация конседиментационных тектонических процессов и масштабные сдвиговые тектонические движения оказывали существенное влияние на формирование структурного плана и песчано-глинистых тел. В результате сдвиговых процессов коэффициент соответствия структур уменьшился до 0.982. Процессы сдвиговой тектоники в пределах Самотлорского месторождения, являвшегося масштабной динамически напряженной зоной, испытывающей сдвиг и сжатие, привели к формированию складок волочения с простиранием с юго-востока на северо-запад, большого числа локальных структур III-IV порядков, основного Самотлорского поднятия. Последующая (постседиментационная) сдвиговая тектоническая активность привела к смещению блоков в северо-восточном и юго-западном направлениях.

1.3.3. Нефтегазоностность

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ0 поделен два подобъекта БВ01 и БВ02, выделены объекты БВ3, БВ4, БВ71, БВ72, БВ16, БВ17-18. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов. Число подсчетных объектов  составляет 26.

Ниже приводится краткая характеристика залежей с учётом данных, полученных в процессе доразведки и бурения эксплуатационных скважин за период 1987 - 2000 г. Для удобства изложения материала объекты рассматриваются сверху вниз, а индексация залежей осуществлена по выделенным структурным поднятиям с её сохранением  по материалам подсчета запасов 1987 г.

Подавляющее большинство выделенных залежей нефти и газа отнесено к пластовому сводовому типу. Термин "массивная" применен к залежам с подошвенной водой, или вскрытым одной-двумя скважинами, в которых условный ВНК принимался по подошве "самого низкого" нефтенасыщенного интервала. В случаях значительного по площади экранирования залежей зонами отсутствия пород-коллекторов они относились к структурно-литологическому типу.

Особо следует остановиться на трудностях, встреченных при обосновании первоначального положения ВНК многих залежей, которые в основном связаны с повышенным залеганием водонасыщенных прослоев. Главными природными факторами этого явления, с учетом накопившегося опыта подсчета запасов нефти многопластовых месторождений, являются: линзовидное залегание таких прослоев, тонкослоистый характер строения подсчетных объектов в конкретных скважинах и повышенная глинизация разреза пластов, обусловившая получение притоков воды при положительной характеристике их по данным ГИС.  Нередко, особенно в слабо разбуренных залежах, ВНК в общепринятом понимании установить не удавалось, поэтому он принимался по усредненным  абсолютным отметкам подошвы нефтенасыщенных интервалов. Для таких залежей использовался термин "условный раздел нефть-вода".

При сравнении параметров залежей одних и тех же по номенклатуре пластов как группы АВ, так и БВ, с данными по подсчету запасов 1987 года, следует иметь в виду, что при выполнении настоящей работы изменились стратиграфические разбивки между пластами и горизонтами. Таким образом, сравнение площадей и средних параметров отдельно по пластам носят отчасти условный характер.

При геометризации залежей в настоящем отчете использовались практически все разведочные и эксплуатационные скважины, поэтому линии контуров, ограничивающих газовые и нефтяные залежи, значительно более дифференцированы, чем ранее выполненных работах по подсчету запасов.

Залежь газа пласта ПК1

Залежь приурочена к кровле покурской свиты сеноманского яруса и занимает сводовую часть Самотлорского месторождения. Залежь вскрыта значительным числом скважин. Газонасыщенность уверенно определяется по временным замерам РК. Газоводяной контакт (ГВК) принят на абсолютной отметке -845 м. по данным ГИС и результатам опробования пласта в единственной скв.1г, в которой из интервала а.о. -839,3- - 841,1 м был получен свободный приток газа 518,7 тыс.т.

Залежь массивного типа, её размеры: 6,0х4,0 км, высота - 24м.

В связи с отсутствием новых данных запасы по залежи не пересматривались.

Залежи  горизонтов группы АВ

Эта группа включает ряд разнохарактерных в геолого-промысловом отношении горизонтов и пластов: АВ1, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7 и АВ8. Наиболее значимыми среди них являются первые три, образующие единую и уникальную по своим размерам нефтегазовую залежь с обширной газовой шапкой. Три последующих пласта имеют  второстепенное значение в силу своего ограниченного развития по площади и небольших толщин.

Особенности геологического строения определили характер распределения коллекторов и положения ВНК залежей. В целом, отложения пластов АВ2-8 формировались в условиях обширной мелководной дельтовой равнины. Наиболее резкая латеральная изменчивость разреза характерна для отложений пластов АВ6-8, что привело к формированию относительно изолированных шнурковых песчаных тел, нефтяные и газовые залежи в которых сформировались в результате последующих тектонических процессов. Следовательно, залежи этих пластов относятся к структурно-литологическим. Резкое латеральное замещение песчаных тел явилось причиной формирования изолированных залежей, связанных с постседиментационными локальными структурными поднятиями. Отдельные нефтенасыщенные песчаные линзы в силу описанных выше особенностей геологического строения могут встречаться на разных абсолютных отметках. Следовательно, ВНК залежей будут «неустойчивыми» (свойственно индивидуальным залежам). Покрышкой являются весьма тонкослоистые пачки, глинистый материал которых образует покровные отложения.

Существенные изменения связаны со временем формирования отложений пласта АВ4-5. В это геологическое время происходило интенсивное поступление обломочного материала с большой долей песчаной фракции. Процесс седиментации сопровождался активизацией тектонических процессов, на фоне которых отложения авандельты и дельты проградировали с юго-востока на северо-запад. Песчаные тела представлены фациями авандельты (массивные песчаники), дельтовых каналов и устьевых баров. Поскольку поступление песчаного материала было обильным, то повсеместно имеется гидродинамическая связь в латеральном направлении. По вертикали гидродинамическая связь менее совершенна из-за наличия локально развитых глинистых прослоев. Активность процессов седиментации существенно снизилась в конце времени формирования пласта АВ4-5, в которое на территории месторождения была развита обширная дельтовая равнина, пересекаемая отдельными, но достаточно мощными, вероятнее всего субаэральными, дельтовыми каналами.

Отложения пласта АВ2-3 связаны с активным осадконакоплением в условиях дельтовой равнины, где отложения представлены фациями шнурковых песчаных дельтовых каналов, баров и фациями тонкослоистого разреза, залегающими между шнурковыми телами. Песчанистость разреза относительно высокая, следствием которой является наличие вертикальной и горизонтальной связности разной степени совершенства.

Отложения пласта АВ13 представлены переходными фациями, формировавшимися при углублении морского бассейна, уменьшении доли песчаных фракций в поступающем обломочном материале, активизации сдвиговой тектоники, формировавшей складки волочения северо-западного простирания.

Процессы углубления моря и сдвиговой тектоники наибольшее влияние оказали на формирование отложений пласта АВ11-2. Глинистые песчаники здесь представлены фациями покровных отложений. Мощные песчаные тела на востоке месторождения образовались на завершающей стадии формирования пласта АВ11-2 в результате лавинной седиментации.

В результате описанных тектоно-седиментационных процессов сформировалась единая гидродинамическая система для пластов АВ1-5, имеющая один ВНК и ГНК.

Залежи пластов БВ0 - БВ7

В стратиграфическом отношении эти пласты относятся к нижней части вартовской свиты нижнего мела. Среди 8 пластов, выделяемых в её разрезе, промышленно нефтеносными на Самотлорском месторождении являются БВ01, БВ02, БВ1, БВ2, БВ71 и БВ72.

Пласты БВ0-БВ7 формировались в условиях неглубокого моря в краевой части шельфа (пласт БВ7) и шельфовой равнины. Отложения пласта БВ72 откладывались при кратковременной трансгрессии, сместившей область наиболее активной седиментации на восток. В это время на территории Самотлорского месторождения песчаный материал представлен фациями разрозненных песчаных валов, имевших простирание с юго-запада на северо-восток. Песчаные валы разделены обширными полями глинистых отложений. В результате сформировались литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов. Дистальная часть области активной седиментации в виде отдельных песчаных тел встречена практически на всей восточной границе месторождения. В описанных условиях продуктивными являются отдельные песчаные линзы, имеющие разные положения ВНК.

Последовавшая регрессия моря привела к проградации области активной седиментации на территорию месторождения. Для отложений пласта характерен четко выдержанный регрессивный характер разреза. Разрез наиболее опесчанен в кровле пласта, эффективные толщины возрастают с юго-востока на северо-запад. В настоящее время в пласте открыта одна залежь. Тем не менее, геологическое строение пласта свидетельствует об имеющихся перспективах новых открытий.

Дальнейшее осадконакопление разреза связано с активной седиментацией, аналогичной описанной выше для отложений пластов АВ6-АВ8. Характерным является наличие в разрезе шнурковых песчаных тел во вмещающем (по латерали и по вертикали) тонкослоистом разрезе, отложения которого с одной стороны вмещают локальные песчаные линзы, с другой стороны имеют невысокую проницаемость вплоть до ее отсутствия. Ширина шнурковых тел уменьшается вверх по разрезу. Следствием такого строения разреза, как и в описанных выше отложениях пластов АВ6-8, является наличие большого количества залежей с разными положениями ВНК.

Залежи пласта БВ8

В стратиграфическом отношении пласт залегает в кровельной части мегионской свиты нижнего мела. В его разрезе сосредоточены значительные запасы нефти, которые содержатся в пластах БВ80, БВ81, БВ82 и БВ83. Корреляция трёх последних пластов оказалась затруднительной в силу их высокой прерывистости, что и определило их объединение в единый объект подсчета запасов.

Отложения пласта формировались в условиях шельфа после перерыва, связанного с отложением глин в кровле пласта БВ10. Отложения пластов

БВ81-3 представляют собой генетически связанную толщу, сложенную отложениями потоковых фаций (простирание с юго-востока на северо-запад) и баровых тел. Особенность формирования разреза обусловлена постепенным перемещением области наиболее активной седиментации песчаных тел с юго-восточной половины месторождения в северо-западную, что, по-видимому, связано с тектоническим режимом. Песчанистость разреза высокая, залежь пластового типа. Наличие областей с пониженными эффективными толщинами и последующие тектонические процессы создали условия для формирования отдельных залежей нефти, положение которых контролируется замкнутыми изогипсами структур третьего и четвертого порядков, а положения ВНК – положением залежей на структуре второго порядка. Соответственно, в центральной части Самотлорского поднятия положения ВНК выше, чем в его краевых частях.

Формирование пласта Б80 определялось трансгрессией и последующим заполнением осадочного бассейна обломочным материалом, поступавшим с востока. Область наибольшей песчанистости отложений пласта расположена за восточной границей лицензионного участка. В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной.

 Залежи пласта БВ10

Связанная с этим пластом залежь нефти разбурена по проектной эксплуатационной сетке, что позволило, с одной стороны, детализировать её геологическое строение, с другой, - в целом подтвердить принятые ранее её тип и положение ВНК.

Залежь на большей части площади пластово-сводового типа. В западной части залежь экранируется обширной зоной замещения коллекторов. В северной половине месторождения отмечается преимущественное опесчанивание верхней части горизонта, в южной половине - нижней. По этой причине залежь пласта БВ10 разделена на два подсчетных объекта: БВ100 и БВ101-2. Высокие вертикальная и латеральная неоднородности разреза, характерные для клиноформенного этапа формирования разреза, явились причиной частых изменений уровня ВНК в пределах от –2160 м на востоке до -2190 - -2000 м на остальной части месторождения. В южной части месторождения положение внешнего контура нефтеносности остается весьма условным.

Связь отложений пласта БВ10 с завершающим этапом клиноформенной седиментации обусловила формирование «черепичных» фаций (пласт БВ101-2) и фаций «черепичных» отложений и передовой части шельфа (пласт БВ100). В пласте БВ100 области развития «черепичных» фаций и фаций передовой части шельфа разделены областью замещения песчаных тел на глины. В северо-западной половине площади песчаные тела либо развиты в ограниченном объеме, либо полностью отсутствуют. В данной седиментационной обстановке следует ожидать наличие изолированных песчаных линз – литологических ловушек, имеющих разные ВНК.

Залежи ачимовской толщи

Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алвролитовых и глинистых пород, которое обусловило своеобразное фазовое состояние содержащихся в их пустотном пространстве флюидов. Большинство залежей нефти, выявленных в разрезе ачимовской толщи, относится к так называемым объектам с непредельным характером насыщения, следствием которого является частое получение притоков воды (особенно при высоких депрессиях) при испытании  интервалов с положительной характеристикой по ГИС и достаточно быстрое обводнение залежей при положительных испытаниях.

Среди множества пластов, выделяемых в разрезе ачимовской толщи, промышленно нефтеносными являются пласты БВ16, БВ17-18, БВ19, БВ20, БВ21-22.

Фондаформенные отложения (ачимовская пачка) наиболее сложно построены в разрезе Самотлорского месторождения. Они представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации. Наиболее активными процессы седиментации песчаного материала были в период формирования отложений пластов БВ19 и БВ16. В пределах месторождения во всех пластах, кроме БВ16, отложения конусов выноса представлены полным набором фаций – питающие каналы, разветвленные каналы, устьевые бары, покровные отложения. Клиноформа наступала с юго-востока, соответственно, проградация конусов выноса имела место в том же направлении. Полифациальный характер отложений ачимовской пачки явился следствием наличия большого количества залежей нефти на разных уровнях глубин. По нашему мнению в ачимовских отложениях еще предстоят открытия новых залежей.

Залежи пласта ЮВ1

По этому пласту произошли наибольшие изменения в отношении открытия новых и приобщения ранее выявленных залежей нефти. Промышленно нефтеносными в разрезе являются пласты ЮВ11 и ЮВ12, которые на отдельных залежах сливаются в единый объект.

Песчаные тела пласта ЮВ1 распространены в пределах месторождения практически повсеместно. Данное обстоятельство обуславливает наличие залежей нефти в пределах локальных структур третьего-четвертого порядков, оконтуренных замкнутыми изогипсами. Локальные структуры являются осложнениями структуры второго порядка. Следовательно, ВНК локальных юрских залежей будут снижаться по мере удаления от купола Самолорского поднятия. Таким образом, успешность поиска залежей нефти в юрских отложениях определяется точностью построения ее структурного плана по кровле коллектора, поверхности ВНК этих залежей соответствуют положению наиболее глубокой замкнутой изогипсы.

1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические комплексы

Для контроля за разработкой залежи и успешной  эксплуатации необходимо изучить коллекторские и физические свойства горных пород, вскрытых скважиной. Знание состава пород, их строения и распределения по площади продуктивного пласта позволяет рационально располагать эксплуатационные скважины, намечать мероприятия по воздействию на продуктивный пласт, а также  следить за  техническим состоянием скважин.

В табл. 1.4.1 – 1.4.5 приведены свойства, которыми обладают породы на данном месторождении.

Таблица 1.4.1 – Плотность

Таблица 1.4.2 – Удельное электрическое сопротивление

Таблица 1.4.3 – Естественная радиоактивность

Таблица 1.4.4 – Диэлектрическая проницаемость

Таблица 1.4.5 – Скорость

1.5. Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

1.5.1. Объем и комплекс геофизических исследований скважин

После пересчета запасов в 1987г. на Самотлорском месторождении было пробурено 5525 скважин, из них разведочных 92. В комплекс геофизических исследований скважин, утвержденный Миннефтепромом в 1984г, входят методы:

- стандартный каротаж;

- боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);

- индукционный каротаж (ИК);

- боковой каротаж (БК);

- микрозондирование (МКЗ);

- микробоковой каротаж (МБК);

- кавернометрия (КВ);

- радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);

- акустический каротаж (АК);

- плотностной гамма-гамма каротаж ( ГГК-П);

- резистивиметрия;

- инклинометрия;

- цементометрия (ОЦК, АКЦ).

В скважинах также проводились исследования с целью уточнения интервалов перфорации.

Основные регламентированные различия в комплексах ГИС эксплуатационных и разведочных скважин состоят в следующем:

- исследования МК3, МБК, КВ в эксплуатационных скважинах делают при углах наклона ствола скважины до 150;

- радиоактивные методы НК и ГК в эксплуатационных скважинах делают в обсаженном стволе, а в разведочных скважинах - в открытом;

- в эксплуатационных скважинах НК выполняется в модификации НКТ, в разведочных - в модификации НГК и только в последние годы - также в модификации НКТ;

- исследования акустическим и гамма-гамма - плотностным методами не входят в обязательный геофизический комплекс эксплуатационных скважин;

- в наборе зондов БКЗ эксплуатационных скважин не предусмотрены исследования большим 8-ми метровым зондом.

По всему фонду скважин (5525), пробуренных начиная с 1987г., выполненный комплекс в цифровом виде есть по 5487 скважинам. По 38-ми скважинам, что составило 0,7% от всего фонда, отсутствуют материалы ГИС в цифровой базе данных по следующим причинам:

- 13 скважин - аварийные, были ликвидированы без выполнения ГИС;

- по 1 скважине полностью забракованы материалы геофизических исследований;

- по 13 скважинам нет исходных материалов в ОАО ННГФ;

- 11 скважин - горизонтальные, материалы не оцифрованы.

Список этих 38 скважин с указанием причин отсутствия геофизических материалов приведен в таблице 1.5.1. Анализ выполнения комплекса геофизических исследований по методам представлен в таблице 1.5.2.

Таблица 1.5.1

Список скважин Самотлорского месторождения, пробуренных после 01.01.87г.,
по которым отсутствуют материалы ГИС

Стандартный каротаж включает запись потенциал-зондом (ПЗ) А 0,5М6N или

А 0,5М11N с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации

(СП). Стандартный каротаж в продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 полностью выполнен в 4455 скважинах (81%). Масштаб записи кривой потенциал-зонда 2,5 Омм/см; СП- 12,5 мВ/см. Применяемая аппаратура Э-1 и К-3.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) выполнено последовательными градиент-зондами  размерами АО=0,45; 1,05м; 2,25м; 4,25м и одним обращенным зондом (ОГЗ) размером 2,25м в 5479 скважинах (99,6%). В 8-ми скважинах БКЗ не выполнен и в 16-ти - выполнен частично, в 4-х скважинах из них забракованы зонды 0,45; 1,05м и 4,25м (табл. 1.5.2). Масштаб записи кривых КС_2,5Омм/см. Применяемая аппаратура - Э.1, К-3.

Таблица 1.5.2

Анализ выполнения геофизических исследований по методам
в скважинах Самотлорского месторождения,
пробуренных после 01.01.87г.

Индукционный метод (ИК) выполнен в 2972г скважинах (54%), в 3-х скважинах материалы ИК забракованы (табл. 1.5.2). Масштаб записи ИК 25 мСим/м/см, аппаратура ИК-100, ПИК-1М, КАС, АИК-М, зонды 4ФО,75; 4И1; 6Ф1. Качество первичных материалов удовлетворительное. В 20-ти скважинах выполнено индукционное зондирование 5-ю зондами разной глубинности аппаратурой ВИКИЗ. Качество материалов хорошее.

Боковой каротаж (БК) выполнен в 2978 скважинах (54,1%), в 4-х скважинах материалы  забракованы (табл. 1.5.2.). Кривые записаны в логарифмическом масштабе, аппаратура  Э-1, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Микрозондирование (МКЗ) проведено 2637 скважинах (47,9%), в 5-ти скважинах материалы МКЗ забракованы (табл. 1.5.2.). В эксплуатационных скважинах микрозондирование выполняется при угле наклона ствола в интервале детальных исследований не более 150. Запись проводится микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал-зондом А0,05М. Масштаб записи 2,5Омм/см. Аппаратура Э-2, МДО. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Микробоковой метод (МБК) выполнен в 179 скважинах (3,3%). Масштаб записи 2,5Омм/см, аппаратура Э-2, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Кавернометрия (КВ) выполнена в 2720 скважинах (49,8%), в 4-х  скважинах материал забракован (табл. 1.5.2.). Запись КВ проводится в скважинах с углами наклона ствола в интервале детальных исследований не превышающих 150. Масштаб записи 2см/см. Качество материалов удовлетворительное.

Радиометрические исследования включают гамма-метод (ГК), который зарегистрирован в 5498 скважинах (99,9%), и нейтронный метод (НМ), выполненный в 5491 скважине (99,8%). Забракованы материалы ГК в 2-х скважинах, материалы НК    –

в 4-х. Запись кривых РК производилась аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, РКС-3.Для записи НКТ применялись источники нейтронов Ро-Ве мощностью 9,1¸14106 нейтрон/сек. Скорость регистрации 350-800м/ч при постоянной времени интегрирующей ячейки 6-12с.

Материал, в основном, удовлетворительного качества. Эталонировка аппаратуры РК - на низком уровне, что сказалось на точности определений Кп по радиоактивным методам.

Акустический каротаж (АК) выполнен в 78 скважинах (1,4%). Запись производилась аппаратурой СПАК-4. Число исследованных скважин недопустимо мало, что приводит к сложностям в оценке пористости коллекторов.

Гамма-гамма-плотностной метод (ГГК-П) выполнен в 73 скважинах (1,3%). Запись производилась аппаратурой СГП. Использовался источник Сs-137 мощностью 5,46,3109 А /кг. Скорость регистрации 200 м/ч. Также как и по АК, число скважин с исследованиями ГГМ очень мало, что сказывается на качестве интерпретации материалов ГИС.

В итоге по скважинам, пробуренным после 01.01. 1987г., самый высокий процент невыполнения стандартного комплекса геофизических исследований приходится на индукционный и боковой методы (по 46% невыполнения), затем - на микрометоды и кавернометрию (52 и 51% невыполнения соответственно). Основными причинами недовыполнения комплекса являются следующие: плохая подготовка скважин к геофизическим работам, низкое качество ремонта приборов, отсутствие необходимого количества аппаратуры и приборов, большое число наклонно-направленных скважин с углами искривления ствола более 150.

Имеющийся комплекс ГИС на Самотлорском месторождении  вполне достаточен для решения качественных задач - выделения продуктивных коллекторов, оценки характера их насыщения, включая обводнение нагнетаемой водой. Однако,  для количественного определения  подсчетных параметров коллекторов в комплексе ГИС фактически отсутствует метод пористости, и это создает определенные трудности при интерпретации геофизических материалов.

В таблице 1.5.3. приведены основные петрофизические уравнения, использованные при интерпретации  материалов ГИС, даны граничные значения параметров для выделения коллекторов и оценки характера насыщения, указаны величины термобарических поправок в значения пористости  для всех продуктивных пластов.

Таблица 1.5.3

Основные петрофизические константы и уравнения для определения ФЕС коллекторов по продуктивным пластам Самотлорского месторождения

1.5.2. Методика интерпретации материалов ГИС

 Определение геофизических параметров

Относительная амплитуда СП aсп оценивалась как отношение амплитуды СП  в конкретном интервале DUсп к максимальной амплитуде DUсп,max для определенной группы пластов в разрезе скважины: aсп=DUсп/DUсп,max

Опорными пластами с максимальной амплитудой СП для группы пластов АВ являются наиболее чистые слабоглинистые водонасыщенные коллекторы пласта  АВ4-5, для пластов группы БВ8,10 - водоносные коллекторы пласта БВ6, для пластов БВ19-22 и ЮВ1 - чистые водоносные коллекторы пласта ЮВ1.

Оценка УЭСп (rп) коллекторов производилась по комплексу электрических методов: БЭЗ, ИК, БК. Основным методом оценки rп в эксплуатационных скважинах был индукционный. Для контроля качества оценки УЭСп на ЭВМ была проведена ручная обработка кривых БЭЗ по 41 интервалу однородных коллекторов мощностью более 4м. Расхождения значений rпБЭЗ и rпЭВМ в среднем не превышают -0,53 Омм, что составляет -3,5%. Надежность оценки УЭСп коллекторов зависит от степени однородности прослоя, его мощности, качества исходного материала ГИС и др. В тонких прослоях оценка rп является ненадежной из-за экранирующего влияния вмещающих пород, зоны проникновения, отсутствия точных теоретических решений. Поэтому в коллекторах с Н£1,5 м в отдельных случаях определение УЭСп не делалось.

Оценка двойного разностного параметра нейтронного метода (DJn) производилась по формуле: DJn=(Jn-Jn,min)/(Jn,max-Jn,min). В качестве опорного пласта с минимальными показаниями нейтронного метода Jn,min  брались размытые кошайские глины в кровле пласта АВ11-2 со значениями нейтронной пористости Кп,n=40¸50%. Второй опорный пласт - плотные прослои с максимальными показаниями Jn,max и Кп,n=2¸5%.

Оценка двойного разностного параметра гамма метода (DJg ) производилась по формуле: DJg=(Jg-Jg,min)/(Jg,max-Jg,min). В качестве первого опорного пласта выступали неразмытые глины в продуктивном разрезе с максимальными показаниями гамма метода Jg,max. Второй опорный пласт - чистый слабоглинистый коллектор с минимальными показаниями ГК Jg,min.

Литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов

Продуктивный разрез Самотлорского месторождения, включающий пласты групп АВ, БВ8-10, БВ19-22, ЮВ1, относится к терригенному типу и включает следующие литологические разности - песчаники и алевролиты слабоглинистые и глинистые, песчаники с переслаиванием коллекторов и неколлекторов, аргиллиты и глины, а также плотные прослои, представленные песчаниками и алевролитами с высоким содержанием карбонатного вещества. Коллекторами в изучаемом разрезе являются песчаники и алевролиты.

Аргиллиты и глины выделялись по максимальным показаниям методов СП, ГК и АК, минимальным показаниям микрозондов, бокового и нейтронного методов, увеличению диаметра скважины на кавернограммах.

Плотные прослои выделялись по максимальным показаниям микрозондов, БК и НК, минимальным значениям DТ.

Выделение коллекторов производилось по комплексу геофизических методов с использованием прямых качественных и косвенных количественных признаков. К  качественным признакам коллекторов относятся следующие: наличие глинистой корки на стенках скважин, положительные приращения на кривых микрозондов, отрицательная амплитуда СП, минимальные показания на диаграммах гамма-метода. Кроме качественных признаков используются также косвенные количественные признаки, которые необходимы для выделения коллекторов в эксплуатационных скважинах, где в комплексе зачастую отсутствуют исследования МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, которым широко пользуются при выделении коллекторов в терригенном разрезе Самотлорского месторождения, является граничное значение относительной амплитуды метода потенциалов собственной поляризации (aсп,гр).

Граничное значение коллектор - неколлектор aсп,гр по Самотлорскому месторождению при предыдущем подсчете запасов в 1987 г было установлено следующим образом. По скважинам, в которых есть исследования микрометодами и каверномером, строились интегральные распределения значений aсп в интервалах коллекторов и неколлекторов, установленных по прямым качественным признакам, т.е. по данным МКЗ и КВ. Точка пересечения интегральных распределений aсп для массивов коллекторов и неколлекторов дает граничное значение относительной амплитуды (aсп,гр). В результате при подсчете запасов 1987 г. были установлены граничные значения aсп, которые приведены в таблице 1.5.4.

Таблица 1.5.4.

Граничные значения  aсп и эффективность выделения коллекторов по aсп,гр в интервалах разреза с прямыми  качественными признаками коллекторов по скважинам Самотлорского месторождения, пробуренным после 01.01. 1987 г.

Оценка характера насыщения коллекторов и обоснование положения межфлюидных контактов (ГНК и ВНК)

Алгоритмы оценки характера начального насыщения коллекторов

Наиболее достоверный способ оценки характера насыщения заключается в знании граничных значений Кн по кривым фазовых проницаемостей для нефти и воды, полученных для полного диапазона фильтрационно-емкостных свойств каждого продуктивного пласта. Еще один способ основан на знании критического значения коэффициента водонасыщенности Кв* по данным капилляриметрических исследований на образцах керна, при котором фазовая проницаемость по воде равна нулю, а по нефти отлична от нуля. Третий способ оценки характера насыщения, наиболее распространенный в Западной Сибири, является статистическим и заключается в сопоставлении значений УЭСп и показаний метода потенциалов собственной поляризации aсп, как метода пористости, по прослоям с качественными испытаниями и получением притоков нефти или воды. В качестве границы разделения коллекторов по характеру насыщения берется или одно значение rп,гр- минимальное значение УЭСп получения практически безводной нефти, или получают уравнение регрессии rп,гр=¦(aсп). Именно этот способ использовался в подсчете запасов 1987 г. и был заложен в алгоритмы массовой автоматизированной обработки материалов ГИС в 1997-1999 гг.

В результате анализа для оценки характера насыщения  приняты значения rп,гр,  равные  для пластов АВ 4,0 Омм, для  пластов БВ 8,10 3,9 Омм, для пластов БВ19-22 и для пласта ЮВ1  от 6 до 4 Омм.

Выделение по данным ГИС коллекторов, обводненных за счет разработки

Самотлорское многопластовое месторождение разрабатывается более 30-ти лет. Месторождение разрабатывается с применением системы законтурного и внутри-

контурного  заводнения с нагнетанием в первые годы разработки поверхностных речных и озерных вод с последующим переходом на нагнетание воды из сеноманских отложений. На разные объекты созданы свои системы ППД.

Вытеснение нефти закачиваемой водой сопровождается сложным процессом одновременного изменения нефтенасыщенности коллекторов, минерализации вод, соотношения объемов пластовой и закачиваемой воды в поровом пространстве и других факторов. Все это приводит к изменению и искажению геофизических характеристик коллекторов, находящихся на разных стадиях разработки. В литературе описываются следующие стадии изменения нефтенасыщенности коллекторов и минерализации поровых флюидов, наблюдаемые в процессе разработки залежи, которые отражаются на показаниях геофизических методов:

1 - начальная стадия, в которую происходит однофазное движение нефти и переход части остаточной рыхлосвязанной воды в объем нефти. Геофизические характеристики коллекторов в начальной стадии разработки не искажаются по сравнению с этапом отсутствия системы ППД;

2 - стадия уменьшения нефтенасыщенности коллекторов за счет опережающей капиллярной пропитки приближающегося фронта пластовой воды. При этом минерализация пластовой жидкости увеличивается за счет солевого обмена между движущейся нефтью и остаточной водой,  частично переходящей в свободную. По геофизическим характеристикам отмечается изменение показаний в связи с уменьшением величины начальной нефтенасыщенности и, возможно, с увеличением минерализации пластовой жидкости по сравнению с соседними скважинами, пробуренными до начала интенсивной разработки;

3 - стадия прохождения осолоненного фронта остаточной пластовой воды. Как установлено, минерализованная оторочка пластовой воды имеет ширину 200 - 300 м. По показаниям геофизических методов отмечается резкое снижение удельного электрического сопротивления и уменьшение коэффициента нефтенасыщенности коллекторов в этих участках разреза;

4 - стадия подхода переднего фронта нагнетаемой воды. Изменение геофизических характеристик происходит, в основном, за счет уменьшения величины Кн , при практическом равенстве минерализаций исходной пластовой и образовавшейся смеси вод;

5 - стадия обводнения закачиваемой водой. Геофизические характеристики, в первую очередь, УЭСп, изменяются не только за счет уменьшения количества нефти, но и за счет смешения  остаточной пластовой и пресной нагнетаемой вод. На этой стадии увеличение сопротивления смеси оказывает решающее влияние  на увеличение УЭС коллектора;

6 - стадия интенсивной промывки пласта пресной нагнетаемой водой. При этом значительно возрастает удельное электрическое сопротивление пласта, зачастую превышая исходное значение rнп для предельно насыщенного порового пространства. На этой стадии коэффициент нефтенасыщенности стремится к остаточному значению.

После последнего пересчета запасов в 1987г. на месторождении пробурено свыше 5500 скважин. Исходя из многостадийности выработки пластов, вновь пробуренные скважины будут отражать сложную картину разных стадий обводнения пластов в различных частях месторождения. В продуктивном коллекторе по мере обводнения изменяются его физические характеристики: удельное сопротивление прискважинной и неизмененной частей, минерализация пластовых вод, потенциалы естественной поляризации,  диэлектрическая проницаемость и пр. Эти характеристики не  постоянны во времени и изменяются в зависимости от степени обводненности  пласта в процессе его эксплуатации. Необходимо отметить, что влияние разработки нефтенасыщенных коллекторов четко отражается на показаниях методов ГИС, начиная с 3-ей стадии. Две первые стадии проявляются только в снижении величины коэффициента нефтенасыщенности Кн по сравнению с периодом отсутствия разработки, не вызывая искажения показаний геофизических методов. Оценка характера насыщения таких коллекторов, относящихся к нефтенасыщенным, но имеющих пониженные по сравнению с первоначальными значения Кн, не вызывает затруднений и устанавливается по принятому граничному значению rп,гр .

Выделение обводненных прослоев, начиная с 3 - ей стадии разработки, в большинстве случаев можно осуществить с применением комплекса электрических методов исследования: СП, ИК, БК, БК3. Наиболее сложный случай - это обводнение одиночных прослоев нагнетаемой водой с минерализацией, близкой к пластовой, когда прослои расположены в середине мощного нефтенасыщенного пласта. В данной ситуации однозначное выделение обводненных прослоев получается при комплексировании стандартных методов ГИС с волновым диэлектрическим каротажем (ВДК), по которому водонасыщенные прослои с водами любой минерализации характеризуются более высоким значениями диэлектрической проницаемости (вп=17-35) по сравнению с нефтенасыщенными (нп=8-12).

Из стандартного комплекса ГИС факт наличия обводнения  в продуктивном пласте устанавливается по данным метода потенциалов собственной поляризации (СП) в комплексе с данными БК и ИК. В начальной стадии обводнения, когда  по пласту движется осолоненная  оторочка фронта нагнетания, отрицательная аномалия DUсп по абсолютной величине превышает значения СП против необводненных пластов с аналогичными коллекторскими свойствами. С увеличением степени промытости продуктивных коллекторов пресными нагнетаемыми водами амплитуда DU сп снижается тем сильнее, чем больше степень промытости прослоя. Признаком обводнения пласта по всей его мощности является общее снижение амплитуды DUсп против пласта, не характерное для коллекторов, не затронутых обводнением. В случае обводнения подошвенной части пласта отмечается уменьшение амплитуды DUсп против подошвы пласта относительно подстилающих глин и смещение кривой СП влево относительно вышележащих глин. При обводнении кровли пласта наблюдается обратная картина поведения кривой СП. Однако, установив по кривой СП факт наличия обводнения, определить интервал обводнения не представляется возможным. Для этого необходимо привлекать показания индукционного и бокового методов, которые достаточно чутко реагируют на изменение минерализации вод, насыщающих поровое пространство. Но и в этом случае не всегда удается выдать обводненные интервалы с высокой достоверностью. Наиболее эффективным для выделения интервалов для объединения диэлектрический каротаж, показания которого определяются водонасыщенностью и практически не зависят от минерализации пластовых вод. Метод успешно применялся для решения данной задачи на Самотлорском месторождении. При оценке характера насыщения необходимо проводить сравнительную геофизическую оценку коллекторов и выявлять в первую очередь, продуктивные и водоносные прослои, незатронутые обводнением, чтобы повысить достоверность выделения обводненных интервалов разреза.

В таблице 1.5.5. по основным подсчетным объектам приведено  число скважин с признаками обводнения по данным  ГИС, в которых отдельным прослоям в графе "характер насыщения" присвоен признак "обводненный".

Таблица 1.5.5

Число скважин с признаками обводнения по данным ГИСпо основным пластам Самотлорского месторождения

Определение коэффициента пористости коллекторов

Для определения коэффициента пористости в скважинах Самотлорского месторождения использовались показания методов ГГК, НК и СП. Для  настройки и проверки методик привлекались скважины с данными керна, пробуренные после 01.01.1987г.

Оценка коэффициента пористости и по данным плотностного (ГГК - П) метода производилась по скв. 4оц с использованием формулы: Кп=(ск-п)/(ск-ж), где  dск,dж - значения плотности в скелете породы и в жидкости, соответственно, равные:ск=2,68г/см3, ж=1г/см3. Результаты оценки Кп по ГГКп приведены в таблице 1.5.6. Средние значения Кп,срГГКп=25,8%, Кп,сркерн=25,1%. Расхождение с керном составило 0,7%(абс.), относительное расхождение –2,8%. Судя по малым расхождениям с керном, плотностной гамма-гамма метод пригоден для определения пористости в коллекторах Самотлорского месторождения. Однако, исследования ГГК выполнены только в ограниченном числе скважин. Поэтому метод не может быть базовым для определений коэффициента пористости как подсчетного параметра.

Оценка коэффициента пористости по данным нейтронного метода производилась по скважинам, пробуренным после 1987г., по формуле:  КпНКТ=Кп,n-Кгл´Wгл, где Кп,n - нейтронная пористость, рассчитанная через  Jn - двойной разностный параметр НКТ, Кгл - коэффициент объемной глинистости, полученный по связи J  двойного разностного параметра ГК с глинистостью  Кгл, Wгл - водородосодержание глин, принятое равным 0,22 Результаты оценки Кп  по НКТ в сравнении со значениями коэффициента пористости по керну приведены в таблице 1.5.6.. Коэффициент корреляции между  КпКЕРН и КпНК равен 0,53. Значительные отклонения значений КпНК от КпКЕРН связаны с невыдержанностью физических свойств опорных пластов по площади при расчетахJn и J, низким качеством эталонировки однозондовых приборов, с различной модификацией  нейтронного метода в разведочных и эксплуатационных скважинах, что сложилось исторически: в разведочных скважинах  использовалась модификация НГК с записью кривых НГК и ГК в открытом стволе скважины, в эксплуатационных скважинах- модификация НКТ и исследования делались в закрытом стволе.

Таблица 1.5.6

Сравнение значений пористости, определенной по керну и геофизическим методам

по продуктивным пластам Самотлорского месторождения

Продолжение табл. 1.5.6

Оценка коэффициента пористости по методу потенциалов собственной поляризации использовалась в качестве подсчетного параметра основных продуктивных пластов Самотлорского месторождения, так как метод СП выполнен во всех скважинах месторождения, качество записи удовлетворительное, методика физически обоснована для коллекторов порового типа с рассеянной глинистостью. Недостатком методики является отсутствие универсальной зависимости между Кп и сп, что делает необходимым построение эмпирических связей типа "керн - ГИС" для каждого изучаемого пласта или группы пластов. Коэффициент корреляции равен 0.82.

На основании сопоставлений значений пористости по керну и по различным методам ГИС (ГГК, НК, СП) можно сделать вывод, что наиболее точно Кп оценивается по методам ГГК и СП. Однако отсутствие исследований кривых ГГК по большинству скважин не позволяет рассматривать гамма-гамма каротаж, как основной метод оценки коэффициента пористости по всем скважинам месторождения. Поэтому в качестве базового использовался метод СП.

Подтверждение и уточнение зависимостей Кп=f(сп), приведенных в отчете по подсчету запасов 1987г., производилось путем сопоставления значений Кп, полученных на образцах керна, и относительных показаний метода СП по скважинам, пробуренным после 1987г. Для проверки связей Кп=f(сп) использовались скважины с выносом керна  70% и числом исследованных образцов на 1м 2. На зависимости Кп=f(сп) наносился привязанный керн по скважинам после 1987 г., керн из подсчета запасов 1987 г. и точки КпГГКп. Учитывая тесную связь Кп(керн) и Кп(ГГК), значения коэффициента пористости по ГГК могут быть дополнительными для зависимостей Кп=f(сп). Высокие коэффициенты корреляции связей  Кп=f(сп), меняющиеся от 0,75 (пласты групп АВ) до 0,78 (пласты БВ19-22), позволяют подтвердить принятые при подсчете запасов 1987 г. следующие уравнения регрессий (таблица 1.5.3.):

АВ            Кп=13,2сп+17        (R=0,75);

БВ8-10             Кп=13,4сп+13        (R=0,73);

БВ19-22           Кп=12,8сп+11,98    (R=0,78) .

Исключение составляет зависимость Кп=f(сп) для пласта ЮВ1, которая была уточнена. На новой зависимости стало 117 точек с выносом керна более 70% и N/h=2 (по скважинам после 1987 г.) по сравнению с 23 точками на первоначальной зависимости. Уточненная зависимость описывается кусочно-линейным уравнением (табл. 1.5.3.):

ЮВ1           Кп=8,175сп+8,73 для сп<0,8  (R = 0,81);

Кп=18,65сп+0,35 для сп>0,8   (R=  0,74).

При экспертизе раздела геофизических исследований подсчета запасов 1987 г. было высказано замечание, что при подсчете запасов использовались значения пористости, полученные при атмосферных, а не пластовых условиях. Рекомендовалось привести петрофизическое обеспечение интерпретации ГИС к современным лабораторным технологиям, что было сделано к настоящему подсчету запасов.

Во ВНИГНИ в результате экспериментальных исследований керна из новых оценочных скважин 3оц и 4оц Самотлорского месторождения были получены поправки за пластовые условия в значения коэффициента пористости, указанные ниже, а также

в табл. 1.5.3.:

АВ              Кп.пл=0,95Кп;

БВ8                      Кп.пл=0,94Кп;

БВ10                    Кп.пл=0,93Кп;

БВ19-22              Кп.пл=0,925Кп;

ЮВ1                   Кп.пл=0,92Кп.

Уравнения для оценки пористости по показаниям метода СП Кп=f(сп) с учетом термобарических поправок приобрели следующий вид (табл. 1.5.3.):

АВ            КПпл  =12,54 сп +16,15

БВ8           Кппл  =12,6сп+12,22

БВ10                Кппл  =12,46сп+12,09

БВ19-22           Кппл =11,776сп+11,02

ЮВ 1                             Кппл =7,52сп+8 для сп<0,8

КПпл  =17,16сп+0,322 для сп>0,8.

Необходимо отметить, что введение поправки за пластовые условия приводит к уменьшению абсолютных значений коэффициентов пористости по сравнению с величинами Кп при атмосферных условиях. Уменьшение абсолютных величин Кп  в среднем составляет 1% и только в пластах БВ10 и БВ19-22 – 1,6%. Относительное уменьшение пористости за счет учета пластовых условий в среднем равно 5,6% при диапазоне от 2% (пл.АВ13) до 10% (пл.БВ19-22).

Определение коэффициента нефтегазонасыщенности коллекторов

Коэффициент нефтегазонасыщенности в практике подсчета запасов определяется двумя способами:

·                   с использованием эмпирических связей Pп=f(Kп) и Pн=f(Kв), построенных по результатам исследований керна из скважин, пробуренных на обычных буровых растворах. Эти связи должны быть получены для данного типа коллектора и данного месторождения. Обязательным условием их применения является наличие достоверных сведений об удельном электрическом сопротивлении пластовой воды rВ;

·                    с использованием обобщенных зависимостей rп=f(Wв), где Wв - объемная водонасыщенность (Wв=КпКв), построенных по результатам исследований керна из скважин, пробуренных  на РНО. Эти связи могут использоваться по ряду близко расположенных месторождений с дифференциацией по тектоническим сводам или стратиграфическим интервалам. Преимущество зависимостей п = f(Wв) также состоит в том, что для их использования не требуется знания  rв.

Оценка коэффициента нефтенасыщенности коллекторов газовой шапки

Газовая шапка на Самотлорском месторождении присутствует в пластах группы АВ. Наличие остаточной нефти в газовых шапках Самотлорского и других нефтяных

месторождений Западной Сибири доказано комплексными исследованиями керна совместно с результатами интерпретации материалов ГИС.

При подготовке и выполнении настоящего пересчета запасов в зоне газовой шапки на обычном глинистом растворе были пробурены оценочные скважины 3оц и 4оц со сплошным выносом керна. Число исследованных образцов, диапазоны изменения и средние значения коэффициента нефтенасыщенности (остаточной) Кно в пластах с газовой шапкой оказаны ниже: