МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ

УНІВЕРСИТЕТ НАФТИ І ГАЗУ

СЕРЖЕНЬГА ОКСАНА ВОЛОДИМИРІВНА

УДК 550.832+553.98.061.4(470.111)

НАУКОВО-МЕТОДИЧНІ ЗАСАДИ ОЦІНКИ ХАРАКТЕРУ

НАСИЧЕННЯ ПЛАСТІВ І ПОЛОЖЕННЯ ГАЗОНАФТОВОГО

КОНТАКТУ З ВИКОРИСТАННЯМ ГЕОЕЛЕКТРИЧНОЇ МОДЕЛІ ПРИСВЕРДЛОВИННОЇ ЗОНИ

(на прикладі нафтогазоконденсатних родовищ

Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції)

Спеціальність 04.00.22 –Геофізика

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Івано-Франківськ - 2007

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Івано-Франківському національному технічному університеті

нафти і газу Міністерства освіти і науки України

Науковий керівник доктор геологічних наук, професор

Федоришин Дмитро Дмитрович,

Івано-Франківський національний технічний університет

нафти і газу Міністерства освіти і науки України,

завідувач кафедри геофізичних досліджень свердловин

Офіційні опоненти: доктор геологічних наук

Красножон Михайло Дмитрович,

Український державний геологорозвідувальний інститут,

заступник директора з наукових питань

кандидат геолого-мінералогічних наук,

старший науковий співробітник

Куровець Ігор Михайлович,

Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України,

завідувач відділом

Захист відбудеться “ 30 ” листопада 2007р. о 1200 годині на засіданні

спеціалізованої вченої ради К 20.052.01 в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу за адресою 76019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська. 15.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу (76019 м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська,15)

Автореферат розісланий “ 10 ” жовтня 2007 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради

кандидат геолого-мінералогічних наук ________________ Г.О. Жученко

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Значна частина запасів вуглеводнів приурочена до тонкошаруватих теригенних відкладів і характеризується багатокомпонентним складом пластового флюїду. До цієї категорії запасів відносяться “водоплавні” нафтогазоконденсатні поклади. Ефективність розроблення таких покладів залежить від достовірності інформації про положення газонафтового (ГНК) і водонафтового (ВНК) контактів. “

Водоплавні” нафтогазоконденсатні поклади характеризуються складними геоелектричними властивостями присвердловинної зони. Для визначення положення ВНК використовують критерії виділення продуктивних колекторів за граничними значеннями питомого електричного опору () і коефіцієнта водонасиченості (). Розподіл продуктивних колекторів на нафтонасичені і газонасичені є багатогранним завданням і потребує високої інформативності комплексу геофізичних досліджень свердловин (ГДС). Метод повторного нейтронного каротажу (ПНК), який на даний час є основним у визначенні інтервалів газонасичених колекторів, через свої методологічні особливості не може однозначно вирішити це завдання в умовах родовищ зі складною тектонічною будовою і наявністю відкладів з низькими значеннями фільтраційно-ємнісних параметрів. Дисертаційна робота присвячена розробленню нового методично-інтерпретаційного напрямку побудови фізико-геологічної моделі присвердловинної зони, яка дає можливість за даними електромагнітного каротажу, проведеного у відкритому стовбурі свердловини, визначати положення ГНК.

Апробація методу високочастотного індукційного каротажного ізопараметричного зондування (ВІКІЗ) на родовищах Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції (ЗСНГП) підтвердила його високу ефективність і перспективність під час дослідження складнопобудованих покладів, приурочених до теригенних відкладів. Методологічні можливості методу ВІКІЗ значно збільшують обсяг корисної інформації, яку можна одержати за даними ГДС, і дають змогу доствірніше оцінювати параметри геоелектричної моделі породи-колектора. Методика визначення положення ГНК за геоелектричними параметрами розрізу свердловини є високоперспективною у дослідженні “водоплавних” нафтогазових покладів, приурочених до теригенних відкладів різних нафтогазових провінцій, у тому числі і в Україні.

Зв`язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Використання результатів дисертаційної роботи дає можливість забезпечити найбільш повне вилучення вуглеводневої сировини і підтримувати рівновагу об`ємів її видобутку і приросту, що є одним із завдань “Довгострокової державної програми вивчення надр і відновлення мінеральної сировини до 2020 року”, №1234-р і затвердженої 28.08.2003 року Міністерством енергетики Росії. Науковий напрямок дисертаційної роботи безпосередньо пов`язаний з виробничими планами та завданнями ВАТ “НК “Роснафта-Пурнафтогаз”, з виконанням виробничих і науково-дослідних робіт визначення параметрів для підрахунку запасів покладів вуглеводнів на Кинському і Тарасовському нафтогазоконденсатних родовищах. Запропоновані методичні підходи до інтерпретації методу ВІКІЗ використовують у процесі проведення робіт у розвідувальних та експлуатаційних свердловинах на нафтогазоконденсатних родовищах ЗСНГП на етапі розвідування і розроблення продуктивних покладів, а також на етапі експлуатації родовища для визначення інтервалів перфорації.

Мета роботи. Розробити методологічну основу оцінки характеру насичення пластів-колекторів і створити рекомендації для розподілу продуктивних колекторів на газонасичені і нафтонасичені в процесі дослідження у відкритому стовбурі свердловини, ґрунтуючись на результатах інтерпретації даних методу ВІКІЗ.

Задачі дослідження.

Ш провести аналіз вивченості, геологічної і тектонічної будови досліджуваного району, і розкрити чинники, які створюють проблеми у визначенні положення газонафтового контакту в покладах, приурочених до юрських відкладів ЗСНГП;

Ш з`ясувати ефективність методу ВІКІЗ у процесі вивчення присвердловинного простору і визначення параметрів геоелектричної моделі колекторів;

Ш оцінити вплив типу флюїду, який насичує пори колекторів, на геоелектричні параметри присвердловинної зони за результатами інтерпретації даних методу ВІКІЗ;

Ш провести порівняння результатів інтерпретації методу ВІКІЗ і способу повторного нейтронного каротажу (ПНК) під час визначення положення ГНК;

Ш створити геолого-геофізичну модель присвердловинної зони, яка б дозволяла за результатами інтерпретації даних методу ВІКІЗ розподіляти продуктивні колектора на газонасичені і нафтонасичені.

Об`єкт дослідження. “Водоплавні” нафтогазоконденсатні поклади, які примикають до юрського горизонту, на Харампурському і Кинському родовищах Пур-Тазовської нафтогазоносної області.

Предмет дослідження. Геоелектричні неоднорідності, які утворюються у присвердловинному просторі під час буріння свердловини в процесі витіснення від стінок свердловини газоконденсату, нафти і пластової води фільтратом промивальної рідини.

Фактичні матеріали і методи дослідження. У роботі використані результати оброблення даних комплексних геофізичних досліджень більш як 50 розвідувальних і експлуатаційних свердловин Харампурського родовища і 30 розвідувальних і експлуатаційних свердловин Кинського родовища. Дослідження у розвідувальних свердловинах проводилися в 1970-80-ті роки. Буріння і дослідження в експлуатаційних свердловинах проводилися в 2002-2004 роки.

У процесі роботи над дисертацією були використані наступні комплекси геофізичних методів: стандартний електричний комплекс бокове каротажне зондування – боковий каротаж – індукційний каротаж (БКЗ-БК-ІК), який базується на методах дослідження свердловин у відкритому стовбурі і вирішує завдання розчленування геологічного розрізу, визначення опору і радіусу зони проникнення і питомого електричного опору пластів; метод поляризації спонтанної (ПС) - виділення порід-колекторів у розрізі свердловини; методи радіоактивного каротажу, які проводилися як у відкритому стовбурі свердловини, так і в експлуатаційній колоні - уточнення типу колектора і обсягу вмісту водню; метод ПНК - визначення інтервалів залягання порід-колекторів з високим газовмістом; метод ВІКІЗ - проведення вертикального розчленування розрізу і визначення радіальної зміни опору в зоні проникнення фільтрату бурового розчину.

Використовувалися дані досліджень фізико-хімічних характеристик пластових флюїдів (газу, газоконденсату, нафти і води), що проводилися у ВАТ “Тюменська центральна лабораторія” (відділ петрофізики акціонерного товариства відкритого типу Сибірського науково-дослідного інституту). Також були використані дані дослідження свердловинних проб пластового флюїду на величину газового фактора, що проводилися лабораторією аналізів при ВАТ “НК “Роснафта-Пурнафтогаз”.

Інтерпретація стандартного електричного комплексу БКЗ-БК-ІК, методів ПС, радіоактивного каротажу і повторного нейтронного каротажу проводилася в програмі “ГеоПошук” (розробник – УкрДГРІ, м.Київ). Інтерпретація даних методу ВІКІЗ проводилася в програмі “МФС ВІКІЗ” (розробник - інститут Геофізики СВ РАН). Для статистичного аналізу даних інтерпретації результатів ГДС використовувалася програма “Excel”, для оформлення текстової частини використовувалася програма “Word”, оформлення графічних додатків проводилася в програмах “Micrografx Disigner”, “GeoFrame”, “Corel Draw”, “Petrel”.

Наукова новизна одержаних результатів. Проведені науково-теоретичні і експериментальні дослідження дали можливість одержати наступні наукові і практичні результати:

1. Доведено та обґрунтовано за результатами інтерпретації досліджень методом ВІКІЗ складнопобудованих геологічних розрізів залежність геоелектричних параметрів присвердловинної зони від фізико-хімічних властивостей пластового флюїду, яка проявляється в перші 5-10 годин після розкриття розрізу.

2. Сформульовано основні критерії створення фізико-геологічної моделі присвердловинної зони порід-колекторів “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладів, яка ґрунтується на залежності геоелектричних параметрів від типу пластового флюїду і є основою для більш детального вивчення перехідної зони і визначення положення ВНК.

3. Створено та вперше запропоновано нову методику розподілу продуктивних порід-колекторів на нафтонасичені і газонасичені, яка базується на залежності геоелектричних параметрів присвердловинної зони від фізико-хімічних властивостей пластового флюїду.

4. Обґрунтовано динаміку розформування зони проникнення газонасичених порід-колекторів газоконденсатних покладів ЗСНГП, приурочених до юрського горизонту.

5. Доведено переваги комплексування результатів методу ВІКІЗ і методики ПНК для визначення структури газової шапки на етапі геологічного моделювання будови родовища і визначення положення ГНК в кожній окремій свердловині під час видачі оперативного висновку.

Основні положення, що захищаються:

1. Створена фізико-геологічна модель порід-колекторів різного характеру насичення, з урахуванням властивостей зони проникнення, є основою для інтерпретації результатів методу ВІКІЗ у визначенні газонафтового контакту.

2. Методика визначення рівня водонафтового контакту на основі фізико-геологічної моделі зміни геоелектричних параметрів присвердловинної зони порід-колекторів залежно від типу пластового флюїду, підвищує інформативність результатів ГДС і обумовлює однозначність визначення характеру насичення.

3. Комплексна інтерпретація результатів методу ВІКІЗ та повторного нейтронного каротажу (ПНК) є пріоритетною для прогнозування флюїдальної моделі “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладів.

Практичне значення одержаних результатів. Розроблена фізико-геологічна модель присвердловинної зони порід-колекторів, яка базується на залежності геоелектричних параметрів від фізико-хімічних властивостей пластового флюїду, має велике практичне значення на різних етапах вивчення нафтогазоконденсатних родовищ. На етапі пошукового і розвідувального буріння, коли практично відсутні дані про геологічну будову родовища і тип покладу, за геоелектричними параметрами розрізу свердловини можна не тільки виділяти продуктивні породи-колектори, але й оцінити наявність у них газової шапки. На етапі експлуатаційного буріння розроблена методика дає можливість визначити інтервал перфорації з метою прогнозування очікуваного складу припливу. Під час геологічного моделювання будови нафтогазоконденсатного родовища, якщо дослідження ПНК проведені в недостатньому обсязі, одержана додаткова інформація для побудови його флюїдальної моделі.

Запропонова методика інтерпретації результатів методу ВІКІЗ одержала підтвердження в ході апробації на Харампурському, Кинському, Фахіровському, Північно-Тарасовському нафтогазоконденсатних родовищах, які розміщені в Ямало-Ненецькому АО.

Особистий внесок здобувача. Здобувачем особисто проаналізовано та узагальнено результати попередніх геофізичних досліджень розвідувальних і пошукових свердловин, пробурених на території Харампурського, Кинського та сусідніх родовищ, на підставі яких визначено проблеми, що виникали під час оцінки характеру насичення і визначення положення міжфлюїдальних контактів; оброблено нові дані результатів досліджень комплексом БКЗ-БК-ІК, методом ВІКІЗ та ПНК, які проводилися як у розвідувальних, так і в експлуатаційних свердловинах; проаналізовано результати досліджень фізико-хімічних властивостей проб пластового флюїду та визначення інтервалів віддачі пластового флюїду після перфорації; обґрунтовано залежність геоелектричних параметрів присвердловинної зони від типу пластового флюїду і зміну цих параметрів під час розкриття свердловиною ГНК і ВНК; обґрунтовано комплексне застосування результатів інтерпретації методу ВІКІЗ і способу ПНК для побудови флюїдальної моделі “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладів.

Апробація результатів дисертації. Результати дисертаційної роботи апробовані на геофізичній науково-практичній конференції “Виділення колекторів, оцінка їх фільтраційно-ємнісних властивостей (ФЄВ) і нафтогазонасиченості за даними польової і промислової геофізики в Західно-Сибірській нафтогазоносній провінції” (Євро-Азіатське геофізичне товариство, м. Тюмень, 12-13 жовтня 2004 року); на науково-практичній конференції, присвяченій 100-річчю з дня народження В.М.Дахнова “Сучасні проблеми промислової геофізики” (РГУ нафти і газу ім. І.М.Губкіна, м.Москва, 5-6 квітня 2005 року); на YI міжнародній науковій конференції “Моніторинг небезпечних геологічних процесів і екологічного стану середовища” (Київський національний університет ім. Т. Шевченко, м. Київ, 6-8 жовтня 2005 року); на всеукраїнській науковій конференції “Моніторинг небезпечних геологічних процесів і екологічного стану середовища” (Київський національний університет ім. Т. Шевченко, м. Київ, 21-24 вересня 2006 року).

Публікації. Результати досліджень опубліковані у 8-и роботах, із них 4 статті у фахових виданнях за геологічними спеціальностями, 4 – матеріали наукової конференції.

Обсяг і структура роботи. Дисертація складається зі вступу, шести розділів, висновків, списку використаної літератури, обсяг - 148 сторінок друкованого тексту, ілюструється 12 таблицями, 47 малюнками, бібліографія включає 130 найменувань на 15 друкованих сторінках.

Роботу виконано під науковим керівництвом доктора геологічних наук, професора Дмитра Дмитровича Федоришина, якому автор висловлює глибоку подяку за постійну увагу, цінні поради та всебічну підтримку.

Автор висловлює щиру вдячність за професійні поради під час виконання роботи кандидату геолого-мінералогічних наук, професору В.П.Степанюку. Глибоку подяку висловлює автор доктору геологічних наук, професору О.М.Карпенку за надану підтримку та корисні поради, одержані в ході роботи. Щиро вдячний автор за цінні поради та підтримку кандидату геолого-мінералогічних наук, доценту В.А. Старостіну. Особливу вдячність автор висловлює колективу організації ВАТ “Пургеофізика” (Ямало-Ненецький А.О., м. Губкінський) за допомогу в наданні інформації для виконання даної дисертаційної роботи.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

АНАЛІЗ РОЗВИТКУ МЕТОДИКИ ВИЗНАЧЕННЯ

МІЖФЛЮЇДАЛЬНИХ КОНТАКТІВ МЕТОДАМИ ГДС

Базовими і основними методами ГДС, які застосовують для визначення характеру флюїдонасичення колекторів і положення міжфлюїдальних контактів є електричні методи опору. Основоположниками теорії поширення електричного поля у свердловині, збудженого зондами бокового каротажного зондування (БКЗ), бокового каротажу (БК), індукційного каротажу (ІК) і розрахунку кривих позірного опору (ПО) для різного типу зондів є вчені: В.А.Фок, В.М.Дахнов, Е.А.Нейман, Л.М.Альпін, А.Е.Кулінкович та багато інших. Створенню кількісної інтерпретації результатів дослідження методами електричного опору в пластах обмеженої товщини присвячені роботи багатьох вчених. Серед них: С.С.Ітенберг, Л.П.Доліна, М.О.Перьков, Н.Н.Сохранов, С.Г.Комаров, Т.Д.Ільїна, С.М.Зунделєвич, М.Г.Латишова, Б.Ю.Вендельштейн, І.П.Бріченко, Е.В.Чаадаєв, В.О.Пантюхін. В Україні розробленням даного питання займалися вчені та спеціалісти Українського державного геологорозвідувального інституту - УкрДГРІ (А.Е.Кулінкович, М.Д.Красножон, М.Д.Вердієв, Л.Г.Головцина та ін.). Тут проводилися роботи із визначення основ методики оброблення методів електричного каротажу (ЕК) стосовно природних умов даного регіону та створення програмного забезпечення інтерпретації ЕК.

Найпоширенішим комплексом електричних методів, які вирішують завдання з визначення насичення порід-колекторів у теригенних відкладах, є стандартний комплекс БКЗ-БК-ІК. До даного комплексу входять зонди, що мають не тільки різний тип і конфігурацію, але і різну довжину, а отже і різну глибинність дослідження. Це дає можливість одержувати більш повну інформацію про геологічний розріз свердловини. Ізорезистивна методика інтерпретації даного комплексу об`єднала в собі теоретичні розрахункові дані, які використовують у методі БКЗ, з даними, одержаними за допомогою методів індукційного і бокового каротажу. Вона ґрунтується на послідовному введені поправок за обмежену потужність пласта з одночасним перебором комплексних палеток за параметрами зони проникнення і свердловини. У результаті оброблення даних за ізорезистивною методикою визначають опір і діаметр зони проникнення (ЗП), опір пласта і коефіцієнт анізотропії порід. Значення параметрів, одержаних у результаті інтерпретації стандартного комплексу БКЗ-БК-ІК, дають можливість побудувати геоелектричну модель пласта і розділити колектори на продуктивні і водонасичені. Але розподіл продуктивних колекторів на газонасичені та нафтонасичені за геоелектричними характеристиками стандартного комплексу неможливий.

У даний час для дослідження теригенних відкладів широке застосування одержав метод ВІКІЗ. Теорія методу ВІКІЗ розроблена в інституті геофізики Сибірського Відділення Російської Академії Наук (СВ РАН). Розробленням основ теорії методу займалися вчені: Ю.М.Антонов, М.Ю.Епов, Е.Є.Лук`янов, І.М.Єльцов, К.М.Каюров, В.М.Ульянов та ін.. Апаратура ВІКІЗ обладнана п`ятьма або дев`ятьма трикотушковими індукційними ізопараметричними зондами, які характеризуються геометричною і електродинамічною подібністю. Принцип методу ВІКІЗ закладений у реєстрації різниці фаз змінного магнітного поля в області високих частот (875кГц-14МГц), що забезпечує високу роздільну здатність у вертикальному і радіальному напрямках і дає можливість деталізувати електричні властивості присвердловинної зони. Результатом кількісної інтерпретації даних дослідження методом ВІКІЗ є геоелектричний розріз, до якого відноситься послідовність пластів, розкритих свердловиною. Окремий пласт характеризується наступними параметрами: опір і радіус ЗП, опір і потужність облямовуючої зони (ОЗ), опір пласта. На відміну від комплексу БКЗ-БК-ІК, де в основу методики оброблення покладена тришарова модель середо-вища для проникних пластів (свердловина – ЗП – пласт), у методику оброблення даних методу ВІКІЗ покладена чотиришарова модель для проникних пластів(свердловина – ЗП – ОЗ – пласт).

У процесі буріння відбувається проникнення фільтрату бурового розчину в породу-колектор. При цьому у колекторах відбувається відтиснення від стінок свердловини пластового флюїду – в присвердловинній зоні утворюється динамічна система зон. Вивченню властивостей зони проникнення присвятили свої роботи: М.Маскет, С.Дж.Пірсон, Б.Ю.Вендельштейн, М.М.Сохранов, І.Г.Яромахов, П.І.Дворецький, М.М.Михайлов, М.М.Іванова та ін. Для оцінки та обґрунтування параметрів техногенних неоднорідностей присвердловинної зони необхідно залучати з одного боку незалежну інформацію, яку можна одержати в результаті аналізу гідродинамічного процесу формування ЗП, з іншого – результати ГДС. “Водоплавні” нафтові поклади з газовою шапкою характеризуються складним геоелектричним розрізом, що пояснюється багатокомпонентним складом пластового флюїду, і потребують використання всіх доступних методів для побудови флюїдальної моделі покладу. До них відносяться прямі методи визначення насичення: випробування пластів приладами на кабелі (ВПК), гідродинамічний каротаж (ГДК), відбір і вивчення керна, методи електричного (ЕК) і електромагнітного ( ЕМК) каротажу.

Проведений огляд робіт та аналіз проблем, які виникають під час визначення положення ВНК і ГНК на “водоплавних” газонафтових покладах, вказує на необхідність розроблення та впровадження нових методик інтерпретації даних ГДС для підвищення інформативності комплексу. Запропоновано нову методику для визначення положення ГНК, а саме: побудова фізико-геологічної моделі присвердловинної зони на основі використання фактора залежності геоелектричних параметрів пласта від типу флюїду, що насичує пори колектора, та комплексування даних геоелектричного розрізу свердловин і даних вторинного випромінювання в процесі розформування ЗП для визначення будови газової шапки на родовищі загалом.

ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ ДОСЛІДЖУВАНОГО РАЙОНУ

Детальні геолого-геофізичні роботи, проведені на низці родовищ ЗСНГП, у тому числі на досліджуваних Харампурському і Кинському родовищах, у процесі їх дорозвідки дали змогу виявити особливості геологічної будови, а також характерну для них велику кількість тектонічних розломів. Дані сейсморозвідки, матеріалів буріння і детальної кореляції розрізів родовищ, характеру нафтогазоносності і випробувань свердловин дали можливість проаналізувати роль тектонічних розломів у формуванні та розміщенні покладів вуглеводнів (ВВ).

На початковій стадії формування Харампурського нафтогазоконденсатного родовища кожний пласт юрського горизонту (Ю11, Ю12, Ю13, Ю14) мав індивідуальне положення ВНК і ГНК. У результаті активних динамічних рухів відбулося переформування геологічної будови Харампурського родовища із утворенням окремих тектонічних блоків. На даний час характерним для цього родовища є блокова будова і наявність у межах кожного блоку єдиного для всіх пластів свого ГНК і ВНК. Виявлені на родовищі газові шапки поширені в межах певних тектонічних блоків, які зазнали порівняно більше підняття. У тектонічних блоках, які зазнали занурення, відсутні газові шапки і спостерігається збільшення перехідної зони від нафти до води.

На Кинському родовищі юрський горизонт складається з шести самостійних пластів, до яких приурочені поклади ВВ різного фазового стану. За даними розвідувальних свердловин, це нафтові поклади з газовою шапкою в пластах: Ю11, Ю11-2, Ю15 і газоконденсатні поклади в пластах Ю12, Ю13, Ю14 . У кожному пласті наявний свій ГНК і ВНК. На даній стадії вивчення, практично в усіх структурах, необхідно здійснити уточнення геоморфології і характеру насичення пластів.

Розривна тектоніка визначила не тільки морфологічні особливості, але і характер насичення кожного тектонічного блоку. Аналіз положення контактів на площі Харампурського і Кинського родовищ показав, що гіпсометричне положення ГНК і ВНК різко змінюється в межах кожного родовища. Така особливість пояснюється блоковою будовою родовищ і значним зміщенням по вертикалі окремих тектонічних блоків між собою, а також наявністю усередині виділених тектонічних блоків диз`юнктивних порушень різних видів, що по різному впливають на нафтогазоносність тектонічних блоків.

ОЦІНКА ХАРАКТЕРУ НАСИЧЕНОСТІ І ВИЗНАЧЕННЯ

ПОЛОЖЕННЯ МІЖФЛЮЇДАЛЬНИХ КОНТАКТІВ

Оцінка характеру насиченості порід-колекторів і положення водонафтового (ВНК) і газоводяного (ГВК) контактів ґрунтується на визначенні питомого електричного опору (ПЕО) незміненої частини породи-колектора і зіставленні отриманого значення і розрахованого значення коефіцієнта водонасиченості з критичними величинами цих параметрів (,). За ВНК покладу приймається умовна структурна поверхня критичних значень і , які характеризують для досліджуваного типу колекторів межу, вище якої під час випробування породи-колектора буде одержано промисловий приплив нафти або газу. У ході дослідження “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладів ЗСНГП знайшли застосування два способи визначення критичних значень ПЕО пласта і, відповідно, коефіцієнта водонасиченості.

У перший спосіб закладено методику визначення статистичного розподілу значень і для двох класів колекторів, які в ході випробування дали промисловий приплив нафти або газу (продуктивні колектора) і чисту воду з ознаками нафти або газу (водонасичені колектора). Кожен розподіл виражає зв`язок між частотою зустрічі об`єктів у заданому діапазоні зміни або і значенням параметра, для якого будується розподіл.

Другий спосіб визначення і є більш універсальним і фізично обґрунтованим. Він закладений на встановленні петрофізичних зв`язків для порід-колекторів між параметрами і , фазової проникності для нафти , газу і води , коефіцієнтами залишкової нафтогазонасиченості і водонасиченості - , , отриманих у лабораторії в ході капілярометричних досліджень зразків керна.

На “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладах за даними методу опорів визначають водонафтовий контакт. Газонасичена і нафтонасичена частини покладу за даними результатів інтерпретації комплексу БКЗ-БК-ІК мають практично одинакові електричні характеристики. Стандартний комплекс БКЗ-БК-ІК не дає можливості розділяти газо- і нафтонасичені колектори, але дає можливість визначити загальну потужність продуктивної частини досліджуваного покладу.

Пласти насичені газом або газоконденсатом, відрізняються від водонасичених і нафтонасичених за вмістом водню. За однакових ємнісних параметрів ці пласти за даними нейтронних методів характеризуються меншим вмістом водню і меншою густиною. Тому стандартний спосіб виділення в геологічному розрізі газонасичених порід-колекторів, або визначення положення ГНК, ґрунтується на проведенні повторних вимірів стаціонарними або імпульсними методами нейтронного каротажу (ПНК) у процесі розформування зони проникнення.

З метою визначення сприятливих умов проведення ПНК на Харампурському родовищі в вибраних свердловинах були проведені додаткові дослідження залежності інтенсивності вторинного нейтронного випромінювання від часу розформування зони проникнення і зміни фільтраційно-ємнісних параметрів колекторів. Результати дослідження в трьох свердловинах представлені у таблиці №1.

Таблиця №1. Результати виміру кривої ПНК

№ свр. | Час між розкриттям розрізу і повторним виміром НКТ | Середнє значення збільшення кривої ПНК по пласту Ю11 | АПС

відн.од. | Середнє значення збільшення кривої ПНК по пласту Ю12 | АПС

відн.од. | 155 | 1,5 місяця | 1,0 | 0,3-0,5 | 1,0 – 1,05 | 0,7-0,9 | 155 | 2 роки 6 місяців | 1,07 – 1,15 | 0,3-0,5 | 1,11 – 1,2 | 0,7-0,9 | 156 | 10 місяців | 1,06 – 1,14 | 0,35-0,9 | 1,06 – 1,12 | 0,4-0,86 | 171 | 5,5 місяця | 1,08 – 1,14 | 0,6-0,88 | 1,06 – 1,1 | 0,5-1,0 | Примітка: збільшення кривої ПНК дано у відносних одиницях, тобто відношення значень кривої ПНК до кривої фонового заміру НК.

Ґрунтуючись на даних досліджень, зроблено наступні висновки: достовірність виділення газонасичених інтервалів залежить від ступеня розформування зони проникнення, тобто від часу між розкриттям розрізу і проведенням дослідження. Необхідно використовувати залежність показів ПНК від ФЄВ колекторів. Причиною низької ефективності застосовування ПНК на етапі оперативного висновку в ході дослідження тонкошаруватих розрізів, які складають юрський горизонт, є тривалість розформування ЗП. Для слабкопроникних, низькопористих колекторів юрського горизонту час розформування ЗП находиться в межах від 8 місяців до 1,5 року. Складний фазовий стан флюїдів, які насичують пори пластів юрського горизонту ЗСНГП, вимагає з одного боку широкого застосування ПНК, а з іншого - впровадження нових методів ГДС, за допомогою яких можна було б ефективно вирішувати завдання з визначення положення ГНК на різних етапах дослідження родовищ.

ПОБУДОВА ГЕОЕЛЕКТРИЧНОЇ МОДЕЛІ КОЛЕКТОРІВ ЗА ДАНИМИ ДОСЛІДЖЕННЯ СВЕРДЛОВИН КОМПЛЕКСОМ БКЗ-БК-ІК І ВІКІЗ

Стандартний комплекс БКЗ-БК-ІК і метод ВІКІЗ є складовими частинами ГДС, за даними яких визначають величину питомого електричного опору (ПЕО) пласта і параметрів зони проникнення. Для даних методів розв`язання оберненої геологічної задачі полягає в побудові геоелектричної моделі пласта.

Щоб визначити можливості стандартного комплексу БКЗ-БК-ІК і методу ВІКІЗ під час дослідження тонкошаруватих теригенних відкладів юрського горизонту, автором були проведені статистичні дослідження результатів інтерпретації даних цих методі на 10 свердловинах Харампурського і Кинського родовищ. Зіставлення геоелектричної моделі пласта, побудованої за результатами дослідження комплексом БКЗ-БК-ІК і методом ВІКІЗ, показало наступне. У теригенних відкладах, де потужність однорідних продуктивних колекторів коливається в межах 1-2 м, достовірність інтерпретації комплексу БКЗ-БК-ІК дуже низька. Метод ВІКІЗ дає змогу достовірніше визначати геоелектричні параметри присвердловинної зони в пластах з багатокомпонентним складом пластового флюїду.

Таблиця №2. Значення геоелектричних параметрів присвердловинної зони

в колекторах Кинського родовища.

Результати інтерпретації методу ВІКІЗ |

Результати інтерпретації комплексу БКЗ-БК-ІК | Наси-чення

, м | ,

Омм | , м | , Омм | ,Омм | , м | ,

Омм | ,Омм

0,7-1,0 | 13-20 | 30-50 | 0,3-0,6 | 35-60 | 15-30 | ГК

0,25-0,3 | 20-45 | 0,2-0,25 | 6-9 | 15-30 | 0,3-0,5 | 30-45 | 15-25 | Нафта

0,2-0,3 | 20-40 | 9-14 | 0,3-0,45 | 25-40 | 11-14 | Вода

Розбіжність у значеннях величини радіуса і опору зони проникнення (, ), опору незміненої частини пласта (), які визначалися за результатами дослідження комплексом БКЗ-БК-ІК і методом ВІКІЗ, зумовлена методологічними особливостями інтерпретації даних цих комплексів. У визначені геоелектричної моделі пласта за даними дослідження комплексом БКЗ-БК-ІК в основу інтерпретації покладена тришарова модель середовища (свердловина – ЗП – пласт), в основу інтерпретації даних дослідження методом ВІКІЗ покладена чотиришарова модель середовища (свердловина – ЗП – ОЗ – пласт). Таким чином, дані дослідження методом ВІКІЗ дають змогу більш детально оцінити параметри геоелектричної моделі породи-колектора.

Результати інтерпретації даних стандартного комплексу БКЗ-БК-ІК на вище вказаних родовищах свідчать про підвищувальне проникнення фільтрату бурового розчину в пластах по всій висоті покладу, незалежно від характеру флюїдонасичення колекторів. Значення опору і радіуса ЗП у пластах з насиченням газоконденсат і нафта – порівнянні. Структура геоелектричної моделі колекторів тришарова: свердловина –ЗП – пласт.

За результатами інтерпретації методу ВІКІЗ встановлено, що для колекторів з різним типом пластового флюїду характерна відповідна структура геоелектричної моделі, яка відрізняється: типом проникнення (знижувальне, підвищувальне), параметрами ЗП (,), наявністю або відсутністю ОЗ (,), ПЕО незміненої частини пласта (). Для пластів з насиченням газоконденсат і вода характерна тришарова структура геоелектричної моделі колектора, для пластів інтервалу нафтової облямівки – чотиришарова структура: свердловина – ЗП – ОЗ – пласт .

У результаті проведеного аналізу зіставлення даних електричних досліджень обґрунтовано можливість використання методу ВІКІЗ з метою оцінки будови геоелектричної моделі породи-колектора і створення фізико-геологічної моделі присвердловинної зони, яка базується на залежності значень електричних параметрів присвердловинної зони від фізико-хімічних властивостей пластового флюїду і, відповідно, фільтраційних процесів, які відбуваються в присвердловинній зоні під час проникнення фільтрату бурового розчину в пласт.

ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЕЛЕКТРИЧНОГО МОДЕЛЮВАННЯ

ПРИСВЕРДЛОВИННОЇ ЗОНИ “ВОДОПЛАВНИХ”

НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНИХ ПОКЛАДІВ

Питанню проникнення фільтрату бурового розчину в породу-колектор присвячені дослідження учених: Р.О.Резванова, В.М.Добриніна, С.С.Ітенберга, Л.І.Орліва, О.В.Ручкіна, М.М.Свіхнушина, М.М.Михайлова, М.М.Іванової, а також С.Дж.Пірсона, М.Маскета та багато інш. Від перших дослідників до нашого часу уявлення про вплив фільтрату на присвердловинну зону змінювалися. Лабораторні розробки і реальні дослідження свердловин останніх років дали можливість по-новому розглядати природу і механізм утворення геоелектричних неоднорідностей у присвердловинному просторі і їх вплив на покази методів ГДС.

Практично всі методи ГДС традиційно орієнтовані на вивчення незміненої частини пласта, а зона проникнення розглядається як перешкода, вплив якої на результати інтерпретації потрібно виключати. Метод ВІКІЗ забезпечує більш детальне вивчення саме зони проникнення.

Присвердловинна зона є складним утворенням, що еволюціонує в часі. На практиці зміна електричних властивостей пластів у присвердловинному просторі залежить від фільтраційно-ємнісних параметрів (пористість і проникність), від складу флюїду, що насичує пори колектора, від реологічних властивостей бурового розчину, а також від режимів буріння і часу проведення каротажу. На основі чисельного гідродинамічного моделювання для різних режимів буріння і гідрофізичних параметрів пластів-колекторів, що проводилося в інституті геофізики СВ РАН, встановлено зв`язок між водонасиченістю, пористістю, проникністю і густиною пластового флюїду для будь-якого значення вище дзеркала вільної води:

, (1)

де - функція Леверетта, - водонасиченість, - густина пластової води у (г/см3); - густина ВВ у (г/см3); - висота над рівнем вільної води у (м); - проникність у (мД); - пористість у (дол.од.); - поверхневий натяг ВВ/пластова вода у (дін/см); - кут змочуваності.

Як бачимо, густина пластового флюїду є одним із важливих чинників, який впливає на водонасиченість зони проникнення і незміненої частини пласта. У дисертації вперше обґрунтовано і підтверджено свердловинними дослідженнями методом ВІКІЗ залежність геоелектричних параметрів присвердловинної зони від густини і в`язкості пластового флюїду.

Удосконалення геолого-геофізичної моделі присвердловинної зони колекторів для обґрунтування положення ВНК за геоелектричними параметрами. Дослідження “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладів показали, що визначення положення ГНК і ВНК у таких покладах є складним завданням. У свердловинах, що розкривають нафтогазоконденсатні поклади, присвердловинна зона характеризується складними електричними властивостями, які змінюються за висотою покладу і залежать від багатьох чинників.

Геоелектричні розрізи свердловин, побудовані за результатами дослідження методом ВІКІЗ на Харампурському і Кинському родовищах, підтверджують складність будови присвердловинної зони. Дослідження методом ВІКІЗ проводилися в перші 5-10 годин після повного розкриття розрізу. Проведений аналіз залежності параметрів геоелектричної моделі породи-колектора від флюїду, який насичує пори колектора, дозволив встановити, що радіус і опір зони проникнення в період початку формування зони проникнення значною мірою залежить від типу пластового флюїду. За однакових фільтраційно-ємнісних властивостей породи-колектори відрізняються електричними параметрами присвердловинної зони (тип проникнення фільтрату бурового розчину, радіус і опір ЗП, опір незміненої частини пласта, наявність або відсутність ОЗ). Зміна параметрів геоелектричного розрізу спостерігається під час проходження свердловиною через ВНК і ГНК.

У “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладах інтервал, де має місце нафтова облямівка, відзначається наявністю в геоелектричній моделі породи-колектора облямовуючої зони (ОЗ). Утворення облямовуючої зони пов`язано з присутністю в колекторах цього інтервалу води, піднятої силами капілярного тиску з водонасиченої частини покладу. Структура геоелектричної моделі є чотири-шаровою: свердловина – ЗП – ОЗ – пласт. Під час переходу через ВНК параметри геоелектричної моделі породи-колектора змінюються. Структура моделі стає тришаровою, а радіус ЗП збільшується. Така картина спостерігається у свердловинах, пробурених на Харампурському родовищі, де потужність водонасиченої частини покладу в деяких із них досягає 10 метрів і є достатньою для детального аналізу і порівняння параметрів ЗП. В таблиці №3 наведені параметри геоелектричного розрізу, який є типовим для даного родовища.

Таблиця №3 Параметри геоелектричного розрізу свердловини 139

Пласт | Інтервал кол-ра | Результати інтерпретації методу ВІКІЗ | Насичення | покрівля | підошва | ,м,Омм | ,м | ,Омм | ,Омм | Ю1-1 | 2964 | 2966,4 | 0,702 | 20,65  | 41,3 | Газоконднсат | 2967,4 | 2969,1 | 0,967 | 18,78 | 35,96 | ГазоконденсатЮ1-2 | 2977,1 | 2978,5 | 0,264 | 22,16 | 0,143 | 5,73 | 11,79 | Нафта | 2980,5 | 2981,8 | 0,283 | 43,31 | 0,19 | 7,24 | 18,74 | НафтаЮ1-3 | 2991,9 | 2995,2 | 0,321 | 74,11 | 0,208 | 7,65 | 17,71 | Нафта | 2995,2 | 2997,9 | 0,389 | 38,76 | 0,195 | 6,34 | 11,48 | Нафта | 2999,5 | 3003,6 | 0,462 | 17,15  | 3,59 | Вода | Ю1-4 | 3006,2 | 3007,5 | 0,481 | 17,3  | 4,5 | Вода | 3009,3 | 3011,2 | 0,504 | 15,34  | 5,22 | Вода | Встановлені закономірності дають змогу стверджувати про доцільність використання для визначення положення ВНК як граничні значення продуктивності і , так і значення електричних параметрів присвердловинної зони. Запропонований напрямок геолого-геофізичного моделювання структури присвердловинної зони, що використовує фактор адекватності параметрів геоелектричної моделі колектора з урахуванням типу пластового флюїду під час визначення положення ВНК значно підвищує достовірність інтерпретації геофізичних даних.

Створення системи багатомірних геолого-геофізичних моделей при- свердловинної зони колекторів для визначення газонафтового контакту в “водоплавних” нафтогазоконденсатних покладах ЗСНГП ґрунтується на збільшенні обсягу корисної інформації, яку ми одержуємо з інтерпретації даних комплексу ГДС. При цьому виникає необхідність переходу від окремих кореляційних зв`язків до системи загальних багатомірних моделей, які описують необхідні взаємозв`язки між геофізичними величинами, характеристиками продуктивних пластів і параметрами пластового флюїду. Можливість створення такої системи моделей було досліджено на прикладі продуктивних відкладів юрського горизонту Кинського і Харампурського родовищ, що є типовими “водоплавними” нафтогазовими покладами для ЗСНГП.

За результатами аналізу взаємозв`язків між електричними параметрами присвердловинної зони порід-колекторів і пластовими умовами, розроблено основні критерії оцінки впливу флюїдонасичення колектора на структуру його геоелектричної моделі. В основі методики лежить порівняння значень радіуса ЗП () і співвідношення опору ЗП і пласта (), одержаних у результаті інтерпретації даних методу ВІКІЗ у пластах з різним типом флюїдонасичення, який підтверджується іншими геофізичними методами і технологіями (метод повторного нейтронного каротажу, результати повторного випробування пластів після перфорації, методи дослідження складу припливу з пласта).

Таблиця №4. Характеристика пластових вуглеводнів Кинського родовища

Тип пластового флюїду | Густина

(г/см3) | Кінематична в`язкість при t 200 С

(мм2/с) | Вміст парафінів

(%)

Газоконденсат | 0,777 – 0,780 | 1,29 – 1,987 | 1,8-5,02

Нафта | 0,819 | 2,61 | 9,63

Буровий розчин | 1,12 – 1,13

Примітка: за результатами аналізу поверхневих проб пластового флюїду в розвідувальних свердловинах.

Як бачимо, газоконденсат і нафта відрізняються між собою не тільки густиною і вмістом парафіну, але і кінематичною в`язкістю, яка безпосередньо має вплив на процеси, які супроводжують формування зони проникнення. Було проведено експериментальні дослідження методом ВІКІЗ у вибраних свердловинах, які, за результатами геологічного прогнозу, повинні були розкрити ГНК у потужних пластах Ю13 і Ю14 Кинського родовища. Для підтвердження результатів інтерпретації методу ВІКІЗ проводили поінтервальну перфорацію з вивченням складу поверхневих проб пластового флюїду.

За результатами проведених досліджень було встановлено, що: а) для колекторів з насиченням нафта, нафта+вода і вода характерно підвищувальне проникнення фільтрату в пласт, а для колекторів з насиченням газоконденсат характерно знижувальне проникнення, б) на етапі початкового формування зони проникнення радіус ЗП () у колекторах з насиченням газоконденсат більший, ніж у колекторах з насиченням нафта і вода.

Дослідження і аналіз геоелектричних розрізів свердловин, які розкривають нафтогазоконденсатні поклади Кинського родовища, дали можливість встановити основні параметри геоелектричної моделі порід-колекторів, на зміну яких має вплив тип пластового флюїду. Різниця у відносній в`язкості та дифузійності газоконденсату і нафти впливає на зміну типу проникнення () і величину радіуса зони проникнення ().

За результатами свердловинних досліджень методом ВІКІЗ встановлено, що під час переходу від газонасичених колекторів до нафтонасичених відзначається різке зменшення радіуса ЗП () і зміна типу проникнення із знижувального на підвищувальне (). Встановлені зв`язки між геоелектричними параметрами зони проникнення та типом пластового флюїду дають можливість виявити певні закономірності для ідентифі-кації газо- і нафто-, водонасичених колекторів у процесі дослідження в відкритому стовбурі. На рисунку 1 показано співвідношення типу проникнення () і радіуса ЗП () у колекторах з різним флюїдонасиченням.

Точки, які відповідають колекторам з пластовим флюїдом газоконденсат, знаходяться в нижній частині поля палетки, обмеженої лініями: . Радіуси ЗП () даних колекторів знаходяться в межах 0,6-1,35 м. Ширина діапазону зміни викликана розходженням фільтраційно-ємнісних параметрів порід-колекторів і висотою знаходження над ГНК, тобто співвідношенням пластового тиску і тиску у свердловині. Точки, які відповідають колекторам з насиченням нафта, нафта+вода і вода, знаходяться в верхній частині поля палетки вище від лінії . Межі зміни радіуса зони проникнення (): 0,28 – 0,55 м.

Розглянутий спосіб розподілу продуктивних порід-колекторів на газонасичені і нафтонасичені у розрізі свердловини був апробований в умовах нафтогазоконденсатного покладу Харампурського родовища. Виявлені газонасичені породи-колектора повністю підтверджуються результатами випробувань в інтервалах перфорації і визначенням складу припливу із пласта.

Ґрунтуючись на результатах проведених досліджень автором були виділені наступні типи радіального розподілу ПЕО в присвердловинній зоні залежно від типу флюїду, що насичує пори колектора. На рисунку 2 зображені графіки розподілу електричного опору через 5-10 годин після розкриття розрізу в колекторах з насиченням газоконденсатом, де з віддаленням від свердловини опір тільки зростає; в нафтонасичених колекторах, де крива опору є немонотонною, а має локальний максимум і мінімум, в водонасичених колекторах, де