Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние проблемы исследования сложных типов карбонатных коллекторов по данным керна и ГИС 12
1.1. Краткий обзор изученности карбонатных коллекторов по данным керна и ГИС
1.2. Особенности строения емкостного пространства трещиноватых карбонатных коллекторов
1.3. Классификации трещин 22
1.4. Модель трещинного коллектора 24
1.5. Методические особенности изучения сложных карбонатных коллекторов
1.5.1. Методы изучения структуры пустотного пространства по керну
1.5.2. Использование методов ГИС для изучения трещинных коллекторов 28
1.6. Выводы и рекомендации 37
Глава 2. Литолого-петрофизическая характеристика изучаемых объектов
2.1. Верхнерифейские отложения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ) 38
2.1.1. Краткие сведения о геологическом строении ЮТЗ 38
2.1.2. Литолого-петрографическая характеристика 39
2.1.3. Петрофизическая характеристика 42
2.1.3.1. Вещественный состав 42
2.1.3.1.1. Типизация пород по керну 42
2.1.3.1.2. Результаты термогравиметрического анализа 44
2.1.3.1.3. Содержание глинистого вещества 48
2.1.3.2. Структура емкостного пространства 53
2.1.3.3. Фильтрационно-емкостные свойства 56
2.1.3.4. Упругие и электрические свойства 59
2.1.3.5. Выводы и рекомендации 62
2.2. Нижнепермские карбонатные отложения одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции 63
2.2.1. Краткие сведения о геологическом строении района работ 63
2.2.2. Литолого-петрографическая характеристика 65
2.2.3. Характеристика структуры емкостного пространства образцов трещинных пород 66
2.2.4. Петрофизическая характеристика 68
2.2.4.1. Фильтрационно-емкостные свойства 68
2.2.4.2. Водоудерживающие свойства 72
2.2.4.3. Упругие и электрические свойства 72
2.2.4.4. Результаты изучения структуры емкостного пространства по данным ртутной порометрии и капилляриметрии
2.2.4.5. Типизация пород по керну 80
2.2.5. Выводы и рекомендации 83
2.3. Верхнемеловые карбонатные отложения одного из месторождений Ближнего Востока 85
2.3.1. Краткая геолого-физическая характеристика 85
2.3.2. Петрофизическая характеристика 85
2.3.2.1. Вещественный состав 85
2.3.2.2. Фильтрационно-емкостные свойства 86
2.3.3. Выводы 89
Глава 3. Методика оценки коллекторских свойств карбонатных низкопоровых коллекторов по данным ГИС 90
3.1. Верхнерифейские отложения ЮТЗ 90
3.1.1. Комплекс ГИС, оценка качества материалов ГИС 90
3.1.2. Типизация пород по данным комплекса ГИС 92
3.1.3. Определение вещественного состава и общей пористости 94
3.1.4. Оценка структуры емкостного пространства по данным ГИС 97
3.1.5. Выводы и рекомендации 100
3.2. Нижнепермские карбонатные отложения одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
3.2.1. Выделение коллекторов 103
3.2.2. Определение коэффициентов пористости 103
3.2.3. Типизация пород по данным ГИС 104
3.2.4. Оценка водонасыщенности с использованием J-функции Леверетта
3.2.5. Результаты изучения трещинных зон по комплексу методов ГИС
3.2.6. Выводы и рекомендации 121
3.3. Верхнемеловые карбонатные отложения одного из месторождений Ближнего Востока
Глава 4. Особенности предлагамых петрофизических моделей и перспективы их использования 126
Заключение 134
Список использованной
Литературы
- Особенности строения емкостного пространства трещиноватых карбонатных коллекторов
- Нижнепермские карбонатные отложения одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
- Нижнепермские карбонатные отложения одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
- Особенности предлагамых петрофизических моделей и перспективы их использования
Введение к работе
Актуальность темы.
В последние годы перспективы прироста запасов углеводородов (УВ) связываются с поисками и разведкой залежей, приуроченных к коллекторам со сложными литолого-петрофизическими свойствами. К их числу относятся и низкопоровые карбонатные коллекторы, на долю которых приходится свыше 20% мировых запасов углеводородного сырья [12].
Основой объективной оценки запасов УВ в таких залежах является построение достоверной петрофизической модели коллектора. В её основе лежит изучение взаимосвязей между литологическими, фильтрационно-емкостными, геофизическими и прочими характеристиками, полученными в результате комплексных исследований керна и ГИС [83, 84, 85].
Освоение месторождений и залежей в низкопоровых карбонатных коллекторах требует специальных подходов к их изучению. Использование традиционных методик при подсчёте запасов приводит к их низкой подтверждаемости. На современном этапе актуальными являются вопросы, связанные с выделением методами ГИС различных типов низкопоровых коллекторов, оценкой структуры их пустотного пространства и характера насыщения. Поэтому в работе основной акцент сделан на разработку петрофизических моделей низкопоровых коллекторов, в которых учтено влияние на петрофизические параметры и показания методов ГИС вещественного состава пород, их структурно-текстурных характеристик, особенностей накопления и преобразования в литогенезе. При этом основное внимание было уделено низкопоровым карбонатным коллекторам двух типов, различающимся геометрией поровых систем и, соответственно, соотношениями общей и эффективной пористости. Первый тип характеризуется общей пористостью, не превышающей 10%. Эффективная ёмкость таких пород связана в основном с вторичными пустотами. Второй тип при высокой общей пористости обладает низкой эффективной пористостью, что определено тонкопоровым строением матрицы пород.
Построение петрофизической модели таких коллекторов сопряжено с некоторыми трудностями, обусловленными прежде всего низкими ёмкостно-фильтрационными свойствами матрицы, многокомпонентным составом и значительной литофизической неоднородностью пород.
Объектом исследований являлись карбонатные породы рифея группы месторождений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ) и, кроме того, карбонатные отложения нижней перми и верхнего мела некоторых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) и Ближнего Востока.
Выбранные объекты характеризуются широким спектром условий формирования коллекторов, их различным вещественным составом и структурой емкостного пространства. Кроме того, по изучаемым объектам накоплен обширный литологический и геолого-геофизический материал, позволяющий с достаточной степенью достоверности решать задачи петрофизического моделирования сложнопостроенных карбонатных коллекторов.
Целью работы являлась разработка методики петрофизического моделирования, направленной на повышение достоверности результатов интерпретации данных ГИС при выделении и оценке свойств низкопоровых карбонатных коллекторов.
Основные задачи исследований:
Получение взаимосвязей петрофизических параметров с минералогическим составом пород.
Типизация низкопоровых карбонатных разрезов скважин для обоснования методики комплексной интерпретации данных ГИС.
Разработка комплексных палеток на основе учёта влияния вещественного состава и структуры емкостного пространства пород при интерпретации данных ГИС.
Разработка методики выделения типов коллекторов, выяснение закономерностей их распределения в низкопоровом разрезе и оценка их
параметров на основе типизации разрезов скважин.
Для решения поставленных задач использовались: литолого-
петрографические и петрофизические исследования образцов керна,
рентгеноструктурный (РСА), гранулометрический, химический,
термогравиметрический анализы, компьютерная (рентгеновская) томография, ядерно-магнитный метод (ЯМР), исследования в растровом электронном микроскопе, данные ртутной порометрии, исследования кривых капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей, материалы ГИС, бурения и испытания скважин, а также программные комплексы по обработке и интерпретации данных ГИС, программы кластерного анализа.
Научная новизна:
Впервые для рифея ЮТЗ разработана методика комплексного изучения карбонатных низкопоровых коллекторов, которая позволяет оценить их вещественный состав и структуру емкостного пространства, а также обосновать долевое участие в общей пористости трещинной и каверновой компоненты.
Обоснована новая петрофизическая модель низкопоровых коллекторов рифея ЮТЗ, позволяющая учесть наличие различных минеральных компонент матрицы пород в нерастворимом остатке и повысить достоверность оценки емкостных параметров продуктивных отложений.
Использование результатов циклостратиграфического изучения рифейских отложений позволило впервые для ЮТЗ осуществить прогноз пространственного распределения низкопоровых коллекторов в зависимости от их генезиса.
Впервые для продуктивных толщ ряда месторождений ТПП и Ближнего Востока выделены два типа коллекторов, которые хотя и играют подчинённую роль в общем балансе запасов нефти, могут создавать проблемы при разработке месторождения. Первый тип имеет высокую проницаемость, обеспеченную трещинами, при общей пористости, ниже установленного граничного значения. Второй тип имеет пониженную проницаемость
9 относительно вмещающих высокопроницаемых коллекторов и может формировать в резервуаре локальные экраны.
Основные защищаемые положения и результаты:
Петрофизические модели низкопоровых карбонатных коллекторов рифея ЮТЗ, разработанные по результатам комплексной интерпретации литолого-петрофизических и геофизических данных. Они включают типизацию коллекторов в зависимости от их вещественного состава, структуры емкостного пространства и приуроченности к определённым частям седиментационных циклитов.
Методика определения коллекторских свойств рифейских карбонатных пород, позволяющая повысить точность оценки вещественного состава матрицы, общей пористости и её компонент в виде трещинной и каверновой ёмкости, структуры пустотного пространства по данным ГИС.
Методика выделения и оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, обладающих при высокой общей пористости низкой эффективной пористостью и проницаемостью.
Практическая ценность работы.
Проведён комплексный анализ литолого-петрографических, петрофизических и геофизических исследований скважин для рифейского карбонатного резервуара ЮТЗ. Для низкопоровых пород рифея обоснованы типы и модели коллекторов, позволившие выполнить оценку их емкостных свойств.
По результатам анализов керна и данных ГИС проведена типизация нижнепермских пород и дана петрофизическая характеристика каждому из выделенных типов, что позволило повысить достоверность интерпретации данных ГИС. В продуктивных нижнепермских отложениях выделен новый тип сложного коллектора, что необходимо учитывать при оценке запасов нефти месторождения и построении гидродинамической модели залежи. Выделенные зоны распространения различных типов коллекторов учтены при составлении схемы разработки месторождения.
Фактический материал. В работе использованы и обобщены данные петрофизических исследований (более 3000 определений) по трём месторождениям углеводородов, результаты опробования скважин на этих месторождениях. С помощью алгоритмов, разработанных в настоящей работе, проведена интерпретация данных ГИС более чем в 100 скважинах.
Реализация работы. Результаты разработанных петрофизических моделей использованы в геологическом моделировании, в том числе с использованием технологии сейсмической инверсии, гидродинамическом моделировании и при подсчёте запасов углеводородов на трёх различных нефтегазовых месторождениях России и дальнего зарубежья.
Апробация работы. Основные положения работы докладывались на молодёжной секции научно-практической конференции «Геомодель» (г. Москва, 2002, 2003), V-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003), IV-ой Международной научно-практической геолого-геофизической конференции молодых учёных и специалистов «Геофизика-2003» (г. Москва), конференции «Молодёжная наука - нефтегазовому комплексу» (г. Москва, РГУ нефти и газа им., И.М.Губкина, 2004), VII-ой и VIII-ой Международной научно-практической конференции «Геомодель» (г. Геленджик, 2005, 2006).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 3 статьи в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав и заключения. Содержит 145 страниц текста, 65 рисунков, 5 таблиц. Список литературы включает 90 наименований.
Благодарности.
Автор выражает глубокую признательность научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук, доценту Т.Ф. Соколовой за постоянное внимание и поддержку при подготовке и написании диссертации.
Искреннюю благодарность автор выражает профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, особенно д.т.н., профессору В.Д. Неретину, д.т.н., профессору В.В. Стрельченко, д.г.-м.н., профессору Г.М. Золоевой, к.г.-м.н., профессору В.Н. Широкову, к.г.-м.н., доценту В.Н. Черноглазову за ценные советы и замечания при обсуждении работы. Особую благодарность автор выражает д.г.-м.н. О.В. Постниковой, к.г.-м.н. Е.О. Малышевой, с.н.с. В.П. Клоковой, с которыми выполнялись и были опубликованы некоторые результаты совместных исследований по сложным коллекторам. Автор высоко ценит советы и консультации д.г.-м.н., профессора В.А. Жемчуговой, к.г.-м.н. Н.Н. Богданович, к.т.н. С.Н. Григорьева.
Автор благодарит ОАО «ЛУКОЙЛ» за разрешение использовать предоставленные материалы в диссертационной работе.
Особенности строения емкостного пространства трещиноватых карбонатных коллекторов
Формирование пустотного пространства карбонатных пород происходит не только под действием литологических факторов, таких как растрескивание, выщелачивание, перекристаллизация и др., но и геодинамических напряжений, возникающих в результате тектоно-динамического и флюидодинамических процессов. Вследствие этого емкостное пространство пород приобретает сложную микроструктуру.
Пустотное пространство трещиноватого коллектора, представляющего собой относительно плотную низкопроницаемую породу с развитой в разной мере вторичной ёмкостью включает в себя следующие основные компоненты [79]: первичные межкристаллические поры чрезвычайно малого размера и сложной конфигурации; размеры пустот варьируют в диапазоне от 0.005 до 0.1 мкм; ёмкость первичных пор измеряется обычно единицами процентов (1-3%), фильтрационные свойства также очень низкие, проницаемость измеряется сотыми и тысячными процентами мД; вследствие малых размеров первичные поры практически полностью насыщены реликтовой водой; вторичные поры выщелачивания, характеризующиеся большими по сравнению с первичными порами размерами — от 0.01 до 2 мкм и сложной извилистой формой, а также избирательным распространением в породе; первичные межформенные поры, изначально присутствующие в органогенных и детритовых известняках, но в силу своей фильтрационной способности в значительной мере закальцитизированные или заполненные твердыми битумами в период диагенеза и катагенеза породы и поэтому называемые также «остаточными»; микро- и макрокаверны, представляющие собой разновидность пор выщелачивания, но отличающиеся от них большими размерами (радиус свыше 2 мкм) и более простой изометрической формой; микрокаверны достигают размера 0.5 мм, макрокаверны могут иметь размеры, превышающие 1 см, к ним могут быть отнесены также пустоты карстового происхождения; при достаточно большом присутствии каверн в породе её ёмкость резко возрастает и может превышать 10%; открытые микротрещины; характеризуются малыми протяжённостью и раскрытостью, извилистостью и часто являются тупиковыми и оперяющимися по отношению к более крупным мезо- и макротрещинам; раскрытость микротрещин обычно не превышает 20 мкм, их ёмкость измеряется долями процента к объёму породы, проницаемость — единицами или первыми десятками мД, водоудерживающая способность, как и у каверн, или отсутствует, или слабо выражена; открытые мезо- и макротрещины, преимущественно эрозионного и тектонического происхождения, средней и большой протяжённостью с раскрытостью в пластовых условиях от 20 до 100 мкм, часто имеющие системную ориентацию и определяющие гидродинамическую связность резервуара и направление фильтрации флюидов.
Так как два последних компонента емкостного пространства карбонатной породы играют важную роль в её характеристике как коллектора, остановимся на вопросе классификации трещин.
Существует несколько классификаций трещин, в основе которых лежат генетические и механические признаки. Однако применительно к коллекторам нефти и газа наиболее подходит генетическая классификация, разработанная во ВНИГРИ [12]. В соответствии с ней, трещины, развитые в земной коре, делятся на экзогенные и эндогенные. Экзогенные трещины вызваны внешними силами по отношению к Земле и развиты в самых верхних слоях литосферы, их можно не рассматривать в качестве коллекторов нефти и газа, залегающих на существенно больших глубинах, чем область распространения экзогенных трещин. Эндогенные трещины различной природы играют основную роль в формировании коллектора. К ним относятся трещины тектонической природы и нетектонические (литологические). В этих группах трещин выделяют трещины: диагенетические, общие (фоновые), разгрузки, соскладчатые и оперяющие дизъюнктивы.
Трещины диагенеза образуются при уплотнении, дегидратации и постседиментационных преобразованиях осадка, чаще всего залеченные, и практически не оказывают влияния на свойства коллектора.
Фоновые или общие трещины связаны с тектоническими и катагенетическими процессами в литифицированном осадке на стадиях раннего катагенеза и позднего диагенеза, часто, как трещины разрывов. Этот вид трещин развит повсеместно и является фоном, на который накладываются трещины более поздних генераций. Они предопределяют ориентировку тектонических и более крупных дизъюнктивных трещин. Эти трещины, как правило, перпендикулярны слоистости, протяжённость их ограничена толщиной слоя, плотность трещин связана с литологией пласта и его толщиной.
Трещины разгрузки образуются при снижении геостатического давления, обусловленного подъёмом керна на дневную поверхность. Эти трещины, как правило, параллельны слоистости, или представляют собой прерывистые хаотические короткие трещины.
Соскладчатые трещины проявляются в зонах пликативных деформаций, находящихся в напряжённых состояниях - на крыльях, крутых сводах структуры. Часто развиваются по системе общих трещин, ориентированы по направлению, близкому к направлению тектонических напряжений.
Оперяющие дизъюнктивы трещины. Их ориентировка связана с направлением создающих их напряжений, для них характерна прерывистость, кулисообразность.
В соответствии с результатами исследований Л.Г. Белоновской, М.Х. Булач и Л.П. Гмид [12], микротрещины разделяются по генетическому принципу на литогенетические (преимущественно диагенетические), катагенетические тектонические, трещины разгрузки и собственно тектонические.
Литогенетические трещины образуются на стадии диагенеза в процессе уплотнения, дегидратации, перекристаллизации породы. Они заполнены минеральным веществом, имеют небольшую протяжённость, не влияют на фильтрационно-емкостные свойства породы, поскольку залечены битуминозно-глинистым или карбонатным материалом.
Нижнепермские карбонатные отложения одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Одно из нефтяных месторождений (далее - изучаемое месторождение) административно расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области, в 120 км северо-восточнее г. Нарьян-Мара. В географическом отношении площадь работ расположена в пределах Болыиеземельской тундры, на севере Печорской низменности.
Изучаемое месторождение расположено на севере Колвинской нефтегазоносной области (НТО) в пределах Ярейюского нефтегазоносного района (НГР) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП). Территория Колвинской НТО относится к группе внутриплитных областей. Осадконакопление, а также процессы генерации и аккумуляции углеводородов в Колвинской НТО протекали сначала в условиях длительно развивавшегося прогибания, компенсированного осадконакоплением, а затем в обстановке относительного тектонического подъёма.
На севере Тимано-Печорской провинции изучаемый разрез подразделяется на два резко различающихся структурных этажа: нижний (фундамент) и верхний (осадочный чехол).
В структуре фундамента выделяется слабо метаморфизованный вулканогенно-осадочный комплекс пород венд-кембрийского возраста и метаморфический комплекс рифейского возраста.
На эродированной поверхности фундамента залегают платформенные образования осадочного чехла, общая толщина которого на севере Колвинского мегавала изменяется по геофизическим данным от 7 до 9 км. В разрезе осадочного чехла Колвинской НТО присутствуют отложения всех нефтегазоносных комплексов (НТК), выделяемых в Печорском нефтегазоносном бассейне (НГБ): нижне-среднеордовикского терригенного, верхнеордовикско-нижнедевонского карбонатного, среднедевонско нижнефранского терригенного, доманиково-турнейского карбонатного, верхневизейско-нижнепермского карбонатного и пермско-триасового терригенного. Промышленная нефтегазоносность доказана в четырёх верхних комплексах.
В разрезе изучаемого месторождения выявлены и разведаны 4 залежи: залежь нефти в карбонатных отложениях ассельско-сакмарского возраста («Pia-s»), залежь нефти с газовой шапкой в терригенных отложениях кунгурского яруса нижней перми («Рік») и две залежи газа в терригенных отложениях уфимского яруса верхней перми («P2VI» и «P2VII»).
Залежь нефти в карбонатных отложениях ассельско-сакмарского яруса рассматривается как основной объект разработки. Залежь пластовая, сводовая со значительной по мощности переходной зоной ВНЕС - до 54 м. В разрезе залежи по данным бурения, испытания и ГИС установлено наличие трёх зон — зона предельного нефтенасыщения (ЗПН), зона непредельного нефтенасыщения (ЗНН) и зона водонасыщения (ЗВ). Общая толщина отложений изменяется от 69 до 109 м.
В соответствии с биостратиграфической зональностью в составе ассельско-сакмарской залежи выделяются три литологические пачки — верхняя (А), средняя (В) и нижняя (С). Основные коллекторы приурочены к нижней и верхней пачкам. Наибольшую неоднозначность с точки зрения выделения коллекторов и, в целом, продуктивности представляет средняя пачка. Первоначально она выделялась как непроницаемый интервал, разделяющий продуктивные коллекторы верхней и нижней пачек. В основном именно к средней пачке приурочены низкопоровые коллекторы на данном месторождении, которые в настоящее время не рассматриваются как объект подсчёта запасов и не учтены в гидродинамической модели залежи.
Очевидно, что выявление закономерностей распределения в изучаемом разрезе и по площади коллекторов, обладающих различным коллекторским потенциалом, определение характера их гидродинамической связи и сообщаемости по вертикали является важнейшей задачей.
Разрез продуктивных карбонатных отложений ассельско-сакмарского яруса сложен чистыми, неслоистыми известняками. Массовое содержание нерастворимого остатка в них колеблется от 0.5 до 3%, в единичных случаях достигает 5-7%. На массовую долю доломита (от общей карбонатности) приходится 0.5-1.5%, реже до 4%. Известняки пористые, кавернозные, в различной степени сцементированные, встречаются и рыхлые разности, при этом преимущественное развитие имеют слабосцементированные известняки.
Результаты детальных литолого-петрографических исследований рассматриваемых отложений, проведённые во ВНИГРИ Л.П. Гмид, позволили в изучаемом разрезе выделить следующие типы структурно-генетических типов известняков: водорослевые, органогенно-водорослевые, органогенные и органогенно-детритовые [16].
Процессы вторичного минералообразования связаны с диагенетической доломитизацией и эпигенетической кальцитизацией, а также с перекристаллизацией и выщелачиванием.
Выявление трещин в продуктивных карбонатных отложениях нижней перми на изучаемой площади проводилось при макроскопическом описании керна в скважинах с его полным выносом.
Результаты исследований, проведённые О.В. Постниковой и др. показали, что в целом породы разрезов скважин относительно слабо нарушены трещинами. Наблюдаются зоны дробления, имеющие ограниченное распространение, и единичные трещины, которые можно отнести по типу к фоновым [12]. Между зонами развития трещин наблюдаются интервалы достаточно большой толщины (более 5 метров), в которых трещины полностью отсутствуют. Повсеместно отмечено наличие стилолитовых швов. Литогенетические микротрещины, разноориентированные, имеют толщины 0.01-0.35 мм, заполнены кристаллами вторичного кальцита и органического вещества. Раскрытые макротрещины носят в основном единичный характер.
В целом в рассмотренных скважинах выделяют следующие типы трещин: 1) раскрытые субвертикальные; 2) раскрытые наклонные; 3) раскрытые субгоризонтальные; 4) слабо раскрытые наклонные; 5) хаотические (преимущественно слабо раскрытые); 6) микротрещины (выявлены по наличию зон дробления); 7) техногенные.
При оценке угла наклона трещин за горизонтальное направление принималась ориентировка слоистости и стилолитовых швов. Установлено, что в разрезах скважин наиболее развиты раскрытые наклонные и раскрытые субвертикальные трещины. Длина наклонных трещин колеблется от 2 до 15 см, в некоторых скважинах - до 90 см. Раскрытые субгоризонтальные, слабо раскрытые наклонные (их раскрытость не превышает 0.1 мм, длина изменяется от 1 до 12 см) и хаотические трещины в разрезе встречаются редко. Трещиноватость, также как и зоны дробления, развиты в основном в средней и нижней частях разреза (пачки В и С). Часто по трещинам отмечается нефтенасыщение. Длина зон дробления колеблется от 5-10 до 50-125 см. Размер блоков от 1 до 0.5 до 7 см.
Нижнепермские карбонатные отложения одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Изучение нижнепермских пород методами ГИС было направлено на решение нескольких задач. Первая из них связана с выделением в разрезе низкопоровых коллекторов, характеризующихся Кп КПіГр. Вторая - с поисками решения существующей проблемы на изучаемом месторождении, которая связана с получением нефти со значительным количеством воды при опробовании в зоне предельного нефтенасыщения с абсолютных отметок выше установленного ВНК.
Выделение коллекторов проводилось на основе прямых качественных и количественных критериев.
Качественными признаками при выделении коллекторов являлось: сужение диаметра скважины на кривой кавернограммы; положительные невысокие приращения показаний микропотенциал-зонда над показаниями микроградиент-зонда; наличие радиального градиента удельных электрических сопротивлений, фиксируемого разноглубинными методами электрометрии; отрицательные аномалии СП; низкие показания ГК.
Количественный критерий основан на использовании граничного значения коэффициента открытой пористости Кп,гр, равного 9%. Определение коэффициентов пористости проводилось по данным НТК, АК и ГГКп.
Глинистость в изучаемых породах не определялась ввиду того, что карбонатные породы нижней перми практически не содержат глинистого материала.
Расчёт коэффициентов общей пористости КП)0бщ. по данным нейтронного гамма-метода проводился традиционным способом двух опорных пластов после учёта вклада естественного гамма-излучения в показания НТК в соответствии с типом используемой аппаратуры.
При определении коэффициентов пористости по данным акустического метода была использована зависимость интервального времени пробега продольной волны от коэффициента открытой пористости, полученная по керну в термобарических условиях (см. 2.2.4.3, формула 9).
Поскольку эта связь получена на основании керновых данных, она позволяет оценить только пористость матрицы пород Кп м- Сравнение значений коэффициентов общей пористости, оцененных методами НТК и ГГКп, с результатами, полученными по данным АК показывает, что в подавляющем большинстве случаев отмечается превышение значений КП)0бЩ. над КП,АК- ЭТО указывает на наличие каверновои компоненты пористости в продуктивных отложениях нижней перми. В этих случаях (Кп.общ Кп.Ак) выполнялся расчёт каверновои пористости КП;К по следующей формуле:
В случаях, когда отмечается соотношение Кцобщ К дк, что свидетельствует о влиянии трещин на показания АК, считалось, что Кпм равно п,общ Анализ полученных результатов показал, что каверновая компонента общей пористости отмечается практически во всех прослоях коллектора и играет существенную роль в его суммарной ёмкости. Интервалы трещинных коллекторов имеют явно подчинённое распространение.
Коллекторы продуктивных отложений нижней перми характеризуются сложной структурой емкостного пространства, что связано с неоднородной матрицей, которая при значении КП;0бЩ 9% становится проницаемой и может содержать и отдавать флюиды, с наличием пород, содержащих достаточное количество мелких не фильтрующих пор при высоких значениях коэффициентов пористости, а также с наличием вторичных элементов -трещин и каверн, по-разному влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. С целью разделения пород по типу структуры емкостного пространства была проведена типизация пород по данным ГИС.
Типизация проводилась для интервалов коллекторов по показаниям гамма-каротажа, акустического каротажа и общей пористости, оцененной по нейтронному каротажу. В группу коллекторов включались интервалы разреза, которые характеризуются качественными признаками выделения коллектора — наличием глинистых корок на стенках скважины и приращением показаний микропотенциал-зонда над показаниями микроградиент-зонда.
По результатам анализа работы программы в рассматриваемом разрезе были выделены шесть типов пород. На рис. 50 приводится распределение суммарных толщин прослоев, приходящихся на выделенные типы пород. Как следует из графика, в разрезах скважин преобладают типы пород 2, 4 и 5.
Особенности предлагамых петрофизических моделей и перспективы их использования
На основе комплексного изучения литолого-петрографических, петрофизических исследований и результатов интерпретации данных ГИС предлагаются три типа петрофизических моделей, характеризующих коллекторы УВ, сформированные в различных фациальных условиях.
Петрофизическая модель рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления.
Петрофизическая модель рифейских отложений ЮТЗ позволяет идентифицировать карбонатные коллекторы с учётом основных компонентов матрицы пород — доломита, кремнистого и глинистого веществ и прогнозировать их емкостные параметры.
В основу модели положены результаты изучения кернового материала из базовой скважины со 100% выносом керна [41, 42]. Разрез данной скважины слагают карбонатные породы, накопление которых происходило в условиях крайне мелководного шельфа. Суммарная толщина вынесенного керна составила 84.5 метра. В результате литологических исследований (Постникова О.В., Скобелева Н.М.) выделены 34 седиментационных циклита толщиной в среднем 1.5 м при вариации 0.3-0.4 м, имеющих трёхчленное строение. В каждом циклите, как правило, выделяются три части, различающиеся по составу и структурно-текстурным особенностям пород. Было отмечено, что распределение зон кавернозности контролируется цикличным строением разреза.
В основании циклитов залегают глинистые микритовые доломиты. Толщины нижних пачек циклитов, в среднем, составляют 0.3 м при вариации 0-1.3 м. Средние части циклитов сложены переслаиванием доломитов строматолитовых горизонтально-слоистых с доломитами микритовыми, интракластовыми и сгустково-комковатыми. В некоторых циклитах прослеживаются микробиогермные образования, максимальная высота которых не превышает 15 см. Толщины средних частей циклитов составляют в среднем 1 м при вариации 0.1-3 м. В верхних частях циклитов преобладают доломиты строматолитовые микрослоистые ламинитовые, как было отмечено ранее, интенсивно окремнелые. Именно в них развиты крупнокавернозные зоны, толщина которых не превышает 10-15 см. Как правило, кровельные части циклитов регулярно разрушаются при бурении и «выпадают» из разрезов скважин.
По результатам изучения кернового материала из этой скважины и проведённой интерпретации данных ГИС в рамках настоящих исследований были выделены три основных типа коллектора — трещинный, каверново-трещинный и трещинно-каверновый. Результаты количественной оценки емкостных параметров рифейских пород (Кп,0бщ., Кпд, Кпк) по данным ГИС и диапазоны их изменения в разрезе базовой скважины приведены в таблице 4. Установлена связь типов коллекторов с элементами седиментационных циклитов.
Трещинный тип преобладает в нижних частях циклитов. Для этого типа коллектора характерны значения Кп 0бщ. менее 2%. Диапазон изменения КП)Т составляет 0.01-0.2%. Каверново-трещинный тип приурочен к средним частям циклитов. Кп,общ. варьирует от 2 до 5%. Диапазон изменения КП;Т и КП;К составляет соответственно 0.002-0.16% и 0.18-0.55%. Трещинно-каверновый тип приурочен к наиболее окремнелой кровле верхних элементов циклитов, что связано с перерывами в осадконакоплении, во время которых происходило поверхностное карстование и окремнение карбонатной породы. Установлено, что трещинно-кавернозные зоны кровельных частей седиментационных циклитов соединяются крупными открытыми субвертикальными трещинами большой протяжённости (до 10-15 метров). Диапазон изменения Кп,0бщ составляет от 2 до 5.5%. Для данного типа коллектора характерно преобладание каверновой ёмкости и более высокие Кп,общ. по сравнению с каверново-трещинным типом. Диапазон изменения Кп,к составляет 0.3-4.4%. На рис. 65 приведён планшет с выделенными в разрезе скважины седиментационными циклитами и результатами оценки вторичной ёмкости по данным ГИС. По результатам комплексного анализа данных предлагается следующий алгоритм интерпретации данных ГИС, который включает оценку: - содержания нерастворимого остатка Сн0 (глинистого вещества Сгл) по данным ГК(СГК) по установленным петрофизическим связям: - для глинистых пород (Кгл 7.5%): Ca7=0.9-CHO - при двухкомпонентном составе матрицы (доломит-глина); С&1 =0 - при двухкомпонентном составе матрицы (доломит-кремнистое вещество); - при трёхкомпонентном составе матрицы (доломит-кремнистое вещество-глина); — суммарного эквивалентного водородосодержания Wv по данным нейтронных методов с учётом влияния глинистого вещества по формуле: где WZucn — суммарное эквивалентное водородосодержание, исправленное за влияние глинистости (в единицах пористости известняка); К,г — коэффициент объемной глинистости; W,1X — содержание химически связанной воды, равное 0.2; AWium — литологическая поправка; — вещественного состава и общей пористости Кпобщ. по комплексу методов 2ННКт(НГК)-ГГКп; — преобладающего типа структуры емкостного пространства и коэффициентов вторичной ёмкости (К„т и Кщк) по данным ВАК, принятой модели вещественного состава и КП;0бЩ. Петрофизическая модель нижнепермских отложений одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Предлагаемая петрофизическая модель является прогнозной для карбонатных рифогенных пород, формирующихся в определённых геологических условиях (шельфовых), и характеризуется за счет рифогенного биоценоза сложной емкостной картиной, отражающей многообразие фильтрационно-емкостных параметров. В соответствии с биостратиграфической зональностью в залежи выделяются три литологические пачки: верхняя (А), средняя (В) и нижняя (С). Основные промышленные коллекторы связаны с нижней и верхней пачками. В средней пачке отмечаются в основном низкопоровые коллекторы, которые в настоящее время не включены в подсчёт запасов и не учитываются в гидродинамической модели залежи.
