Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ состояния оперативных геолого-геофизических и петрофизических исследований нефтегазоносных отложений бурящихся скважин 9
1.1.Состояние петрофизических исследований в системе геолого-технологических исследований бурящихся скважин 11
1.2. Развитие оперативных исследований скважин на базе газокаротажной техники и методики 14
1.3.Автономные и специализированные системы, и комплексы оперативных геологических исследований скважин 17
1.4. Обоснование постановки задач исследований 22
ГЛАВА II Современное состояние метода ядерно-магнитного резонанса визучении нефтегазовых месторожщений 25
2.1.Петрофизические основы ЯМР - исследований горных пород и флюидов 26
2.2.Развитие аппаратурно-технической базы ЯМР' 33
2.3 . Методическое обоснование ЯМР - исследований нефтегазоносных пластов-коллекторов и определения их свойств 39
2.4.Метрологическое обеспечение ЯМР — анализа горных пород 45
2.5.Выводы по Главе II 46
ГЛАВА III. Физико-литологическая характеристика пород-коллекторов вынгаяхинского месторождения ... 48
ГЛАВА IV. Разработка технологии оперативных ЯМР -исследований горных пород и флюидов отложений бурящихся скважин вынгаяхинского месторождения.. 71
4.1.Обоснование и выбор параметрического ряда технологии оперативных ЯМР - исследований отложений разреза бурящихся скважин 72
4.2.Разработка структурно-функциональной схемы технологии оперативных ЯМР — исследований 74
4.3. Выбор аппаратурно-технического средства технологии оперативных ЯМР — исследований 76
4.4.Метрологическое обеспечение оперативных ЯМР — определений свойств горных пород 79
4.5.Разработка блока методического обеспечения технологии оперативных ЯМР — исследований 80
4.5.1. Петрофизическое обоснование ЯМР — характеристик горных пород Вынгаяхинского месторождения 80
4.5.2. Обоснование методики отбора и подготовки образцов шлама к ЯМР-анализу 88
4.5.3. Разработка методики ЯМР — определений основных параметров ФЕС по образцам малых размеров (шлам) 93
4.5.4. Создание методики получения геологической информации на основе ЯМР — тестирования промывочной жидкости 99
4.6.Выводы по главе IV 102
ГЛАВА V. Реализация технологии оперативных ЯМР - исследований разрезов бурящихся скважин навьшгаяхинском месторождении 104
5.1.Результаты оперативных исследований разреза бурящихся скважин Вынгаяхинского месторождения 104
5.2. Петрофизическое обеспечение интерпретации данных ГИС 109
5.3.Выводы по главе V 111
Заключение 112
Список литературы 114
- Развитие оперативных исследований скважин на базе газокаротажной техники и методики
- Методическое обоснование ЯМР - исследований нефтегазоносных пластов-коллекторов и определения их свойств
- Выбор аппаратурно-технического средства технологии оперативных ЯМР — исследований
- Петрофизическое обеспечение интерпретации данных ГИС
Введение к работе
Актуальность исследований. В современных условиях эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ во многом зависит от полноты и достоверности получаемой информации в процессе бурения скважин. На сегодняшний день такая задача решается комплексом методов геолого-технологических исследований (ГТИ) бурящихся скважин. ГТИ, в частности анализ бурового раствора и шлама доставляют самую первую информацию о разрезе: о наличии коллекторов, о нефте- и газопроявлениях и т.д. Полнота и качество исследования шлама особенно важны при анализе сложных коллекторов и разведке труднодоступных и трудноизвлекаемых запасов. Важна роль ГТИ при проходке горизонтальных скважин, где каротаж существенно затруднен.
В последние годы наблюдается бурное развитие и широкое применение методов ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Разработаны приборы для лабораторных исследований образцов пород (керна и шлама). Ведущими фирмами мира созданы и широко используются приборы для ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). Можно сказать, что ЯМР и ЯМК заняли весьма достойное место в комплексе ядерно-геофизических методов исследования горных пород. Высокая точность, экспрессность и информативность метода ЯМР в определении основных петрофизических параметров - пористость, проницаемость, насыщенность флюидами и т.д., обусловливает целесообразность разработки и реализации этой технологии для оперативных исследований нефтегазоносных отложений в разрезе бурящихся скважин.
Цель работы: Разработка технологии оперативных исследований разреза отложений на основе использования метода ЯМР в процессе бурения скважины для повышения геологической информативности и эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ на примере Вынгаяхинского месторождения Западной Сибири.
Основные задачи работы:
1) Осуществить анализ теоретических и практических возможностей применения скважинного и лабораторного метода ЯМР на основе отечественного и зарубежного опыта для изучения разреза скважин, а также петрофизических свойств горных пород и флюидов;
Осуществить экспериментальную проверку оценки свойств горных пород на разномасштабных источниках петрофизической информации (керн, шлам), изучения характеристик промывочной жидкости и пластовых флюидов посредством метода ЯМР;
Разработать технологию оперативных ЯМР - исследований свойств горных пород и флюидов и реализовать ее в составе комплекса ГТИ бурящихся скважин на Вынгаяхинском нефтегазовом месторождении Западной Сибири, где этот метод ранее не применялся.
Научная новизна работы:
Впервые для Вынгаяхинского нефтегазового месторождения Западной Сибири при разработке технологии оперативных исследований разреза отложений бурящихся скважин на базе метода ЯМР, получено следующее:
Для аркозовых песчано-алевролитовых пород месторождения установлена зависимость значений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) (открытой и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности и проницаемости) пород, полученных по шламу, от размера его частиц. Для объективной оценки этих параметров методом ЯМР минимальный размер шламовых частиц должен быть не менее 2 мм;
Установлено, что значения открытой и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности по представительному шламу отличаются от определений по керну систематически, что позволяет использовать петрофи-зическую калибровку по керну для достоверных оценок ФЕС горных пород по шламу. Разработанные автором подходы позволяют достоверно определять параметры ФЕС по шламу в разрезе неокомских и ачимовских отложений Вынгаяхинского, а также и соседних месторождений непосредственно в процессе строительства новых скважин;
Показано, что метод ЯМР позволяет определять присутствие нефти в глинистом буровом растворе исключительно на водной основе при концентрации нефти не менее 0,4 г/л. Это дает возможность определить момент вскрытия продуктивного пласта-коллектора и прогнозировать его характер насыщения;
Для аркозовых песчаников отложений исследуемого месторождения установлена взаимосвязь между магнитной восприимчивостью и временами релаксации горных пород. Полученная взаимосвязь определяет эффек-
тивность проведения ЯМР (ЯМК), а также определяет геолого-технические условия его проведения в скважинах Вынгаяхинского месторождения Основные защищаемые положения: для Вынгаяхинского месторождения Западной Сибири:
Созданная методика, базирующаяся на обоснованном отборе и подготовке образцов горных пород к ядерно-магнитным исследованиям, обеспечивает получение достоверных амплитудно-релаксационных характеристик ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) по шламу;
Разработанная методика ЯМР по определению параметров фильт-рационно-емкостных свойств (ФЕС) (пористости, водо- и нефтенасыщенно-сти, проницаемости) на образцах малых размеров, основанная на независимости результатов ЯМР - исследований от размера и формы образцов каменного материала, позволяет восполнить потерю геолого-геофизической информации за счет некондиционного керна или даже при его отсутствии;
Реализованная технология оперативных исследований нефтегазоносных отложений, базирующаяся на использовании метода ЯМР в процессе бурения скважины, обеспечивает оперативное вьщеление в разрезе скважины пластов-коллекторов с оценкой их насыщения, локализацию интервалов отбора керна, испытания пластов и перфорации, а также обоснование для интерпретации данных ГИС.
Практическая значимость работы заключается в повышении эффективности геолого-геофизических исследований на поисково-разведочном и эксплуатационном этапе геологоразведочных работ на Вынгаяхинском месторождении на основе реализации разработанной технологии оперативных ЯМР - исследований нефтегазоносных отложений в разрезе бурящихся скважин.
Апробация и реализация результатов диссертации. Основные положения диссертационной работы докладывались на: IX международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2009 г.); VII международной научно-практической конференции молодых специалистов «Геофизика - 2009» (г. Санкт-Петербург, 2009 г); Всероссийской научно-практической конференции «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений» (г. Бугульма, 2010 г.); Научно-практическом семинаре «Петрофизическое обеспе-
чение геофизических исследований бурящихся скважин» (Республика Куба, 2010 г.); X международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2011 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Состояние и перспективы развития ядерно-магнитных методов исследований нефтегазовых и рудных скважин, каменного материала и флюидов» (г. Тверь, 2011г.).
Публикации: По теме диссертации опубликовано 8 работ (2 в журналах рекомендованных ВАК РФ)
Фактический материал. В основу диссертационной работы положены исследования, проведенные автором в ОАО «Газпромнефть - Ноябрьск-нефтегазгеофизика» (2006 - 2008 гг.), в ФГУП ГНЦ РФ ВНИИгеосистем и РГГРУ им. Серго Орджоникидзе (2008 - 2011). Был обработан, проанализирован и обобщен фактический материал по ГИС, ГТИ, ИПТ и результатам исследования керна. Проанализированы геолого-петрофизические характеристики пород-коллекторов Вынгаяхинского месторождения, методические основы проведения ГИС, ГТИ и петрофизических исследований, обработки и интерпретации их данных.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Объем работы - 124 страниц текста, 32 рисунка. Список литературы содержит 100 наименований, в т.ч. 24 - на иностранных языках.
Развитие оперативных исследований скважин на базе газокаротажной техники и методики
Газовый каротаж по промывочной жидкости (ПЖ) традиционно является прямым геохимическим методом выявления газонефтенасьпценных объектов в разрезе бурящейся скважины. Он основан на изучении количества и состава газа в буровом растворе, керне и шламе в процессе бурения скважины [31, 33", 51].
Развитие техники и методики газового каротажа, нефтяных и газовых скважин характеризуется последовательным совершенствованием применяемой аппаратуры и оборудования, а также методики измерения и интерпретации его данных.
В начале развития газового каротажа посредством полуавтоматических газокаротажных станций типа ГШКС-1, -2 и ГКС-3 измерялось суммарное содержание углеводородных газов, в газовоздушной смеси, получаемой- в результате непрерывной дегазации промывочной, жидкости. Ручная регистрация данных с учетом скорости бурения позволяла выделять в разрезе разбуриваемых пород интервалы с нефтегазоперспективными прослоями без точной привязки их к истинным глубинам. Последующее внедрение в практику газокаротажных работ метода компонентного газового анализа (КГА) на предельные углеводородные газы- с использованием хроматографа PGT-J1 позволило на основе количественнойинтерпретацииданных газового каротажа выделять перспективные пласты, и определять характер насыщения, пласта (газоносный, нефтеносный или водоносный). Применение автоматических газокаротажных станций типа AFKC-55/59 на основе хроматографа ХТ-2М позволило определять относительные концентрации предельных углеводородов для различных участков,скважины. К недостаткам газового каротажа этого периода относится низкая степень дегазации промывочной жидкости, невысокая чувствительность хроматографов и трудности обнаружения малых концентраций тяжелых углеводородов в неблагоприятных геолого-технических условиях [31, 51].
Для разделения нефтегазопродуктивных и водоносных пластов в тресте "Саратовнефтегеофизика" разработана методика количественной интерпретации данных, основанная на определении остаточного газосодержания Fr и нефтегазосодёржания FHr пласта. По величине Fr газосодержащие пласты делятся на газоносные и водоносные, а по величине FHr нефтегазосодержащие - на нефтегазоносные и водоносные с растворенным газом и остаточной нефтью. Обычно величине FHr 5% соответствуют водоносные пласты, a FHT 5% продуктивные. Основными недостатками такой методики служат необходимость отбора проб промывочной жидкости для термовакуумной дегазации (ТВД) и невозможность применение при бурении с отбором керна и большие погрешности [31].
Разработка и использование станции АГКС-65 с измерением расширенного комплекса параметров позволило применить усовершенствованную методику количественной интерпретации результатов непрерывного газового каротажа по стволу скважины (ВНИИгеофизика). Составленные номограммы и палетки упрощают определение FHT и Fr, однако низкая чувствительность газоаналитйческой аппаратуры станции АГКЄ-65 снижает её эффективность в неблагоприятных условиях.
Проведение высокочувствительного компонентного экспресс-анализа по стволу скважины с помощью хроматографа ХГ-1Г, автоматическое определение величины приведенного газопоказания Гпр, выполнение комплексного газового каротажа с синхронной регистрацией параметров в аналоговой и цифровой формах на основе автоматической станции типа АГКС-4АЦ и системы» оперативной интерпретации комплекса промыслово-геофизических и геохимических исследований предопределили повышение эффективности газового каротажа нефтегазовых скважин.
Анализ геолого-геохимических исследованию нефтегазовых скважин Вынгаяхинского и других месторождений Западной Сибири показывает, что при добавках углеводорода в промывочнуюжидкость, для оценки насыщения и выделения перспективных интервалов весьма информативна газометрия керна и шлама. В последние годы появились новые задачи, решение которых невозможно силами традиционной газокаротажной службы. Поэтому в настоящее время проводится подготовка к новому этапу в развитии техники и методики газокаротажных оперативных исследований. Для этой цели в ряде организаций РФ создаются автоматизированные геолого-геофизические и технологические информационно-измерительные системы (ИИС). Методическое обоснование этих систем должно гарантировать решение таких задач, как прогноз вскрытия продуктивного объекта и определение характера его насыщения, установление типа пласта-коллектора и прогноз зон АВПД, оперативное испытание объекта и т.п. По мере накопления опыта в решении этих и иных задач автоматизированные ИИС в процессе бурения нефтяных и газовых скважин должны трансформироваться в геолого-технологические системы АСУ-геология и АСУТП-бурения.
Методическое обоснование ЯМР - исследований нефтегазоносных пластов-коллекторов и определения их свойств
Как показывает зарубежный опыт, за последнее десятилетия- прошлого века произошел качественный скачек в области развития и использования ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) [1,2, 3, 4, 85, 87, 88, 89, 93, 95, 98].
Это, в первую очередь, было обусловлено с переходом от измерения эффектов ядерного магнитного1 резонанса в магнитном поле земли к измерениям в сильных искусственных магнитных полях, превышающих земное поле более чем на два лорядка.
В этом направлении достигнуты значительные успехи, как в области теории, так и в области практического применения метода ЯМР в искусственном магнитном поле для изучениям пород-коллекторов в лабораторных условиях и в условиях скважин с помощью приборов ЯМК.
Впервые в 1987 г. американская фирма NUMAR совместно с израильской фирмой NUMALOG запатентовала метод и аппаратуру для скважинных ядерно-магнитных исследований в искусственном магнитном поле постоянных магнитов.
Дальнейшее развитие этого метода фирмой NUMAR привело к созданию аппаратуры, известной под фирменной маркой MRIL [45]. Несколько позднее фирмой Schlumberger (Schlumberger-Doll-Research) разработан другой вариант аппаратуры, получивший фирменное название CMR, которая также работает в сильном магнитном поле [88,90].
Большую активность в патентовании своих разработок, свидетельствующую о вложении значительных средств в создание новой аппаратуры ЯМР, проявляет фирма Baker Hughes Inc. Одним из итогов работ является новый метод измерения магнитного резонанса, разработанный компанией Baker Atlas, предназначенный для определения петрофизических свойств пород, вскрытых скважиной. Способ заключается в генерировании многочастотных магнитных полей и определении множественных градиентов ядерного магнитного резонанса (ЯМР). Метод использует полностью программируемые импульсы ЯМР, что позволяет ограничиться измерением относительно небольшого количества параметров (выполняемых в течение одного зондирования), необходимых для изучения флюидов и специальных петрофизических характеристик. Результаты опробования нового метода свидетельствуют о его высокой эффективности [78].
Этот прибор имеет название MR ExplorerSM и компания начинает рекламировать его как прибор следующего поколения. С помощью этого прибора, использующего конструкцию боковой системы и градиентное магнитное поле, гарантируется повышенная точность данных ЯМК, а также уверенное выделение УВ и анализ флюидов при сокращении стоимости операций ЯМК.
Фирмой Halliburton запатентованы методика и система для регистрации и обработки эхо-последовательностей, формируемых при выполнении каротажа по методу ЯМР, обеспечивающие повышение его вертикальной разрешенности при фиксированном отношении сигнал/помеха (С/П). Методика одного из вариантов изобретения основана на выделении негеологических компонент сигнала и вычитании полученных оценок. В другом его воплощении повышение разрешенности импульсов ЯМР для данного соотношения С/П достигается путем разделения систематических и случайных помех. Кроме того, предлагается способ комбинированной обработки, в процессе которой выполняется эффективная фильтрация входных данных ЯМР как при высоких, так и при низких отношениях С/П (Пат. 6541969 США).
Скважинные ядерно-магнитные исследования, проводимые в сравнительно сильных магнитных полях постоянных магнитов, создают новые, чрезвычайно возможности как методического, так и технологического характера. К числу характеристик, определяемых по данным современного ЯМК относятся: общая и эффективная пористости, проницаемость, содержание глинисто-связанной и капиллярно-связанной воды, раздельное содержание свободной воды, нефти и газа, коэффициент диффузии пластовых флюидов и их вязкость, распределение пор по размерам. Некоторые из перечисленных характеристик определяются с той или иной степенью точности также и стандартным комплексом ГИС с использованием результатов исследования керна. Однако включение ЯМК в комплекс ГИС существенно повышает эффективность изучения коллекторов, особенно в случаях, когда данные ЯМК устраняют неопределенность, уточняют определяемые свойства коллекторов и дополняют информацию о нем новыми характеристиками. Поэтому в течении последних лет внедрение новых модификаций ЯМК как промышленного метода, происходило очень интенсивно. Ряд геофизических организаций включили в стандартный комплекс ГИС аппаратуру ЯМК, реализующую измерения «в сильном магнитном поле. Это1 оказалось исключительно важным-шагом и еще более расширило возможности метода и область его внедрения [36, 71].
В« обстоятельной работе И.С Джафарова, П.Е. Сынгаевского и С.Ф: Хафизова- (2002г.) [18], дается подробное описание-различных модификаций аппаратуры ядерно-магнитного каротажа и технологии подготовки и проведения скважинных исследований, применяемых в США. На конкретных примерах подробно рассмотрены и основные подходы к применению результатов ЯМК при изучении коллекторов и пластовых флюидов в различных геологических условиях.
С момента публикации этой работы- аппаратура и методика ЯМК усовершенствованы. В последние годы, помимо внедрения многочастотной аппаратуры ЯМК, позволяющей проводить измерения в.слоях, находящихся на разном расстоянии от стенки скважины, разработана эффективная технология двухмерных, трехмерных и четырехмерных ЯМР-исследований (2D NMR, 3D NMR, 4D NMR). Эта технология основана на расширенной программе импульсных последовательностей, которая позволяет за один рейс скважинного прибора получить данные о коэффициенте диффузии и временах продольной и поперечной релаксации, относящихся к нескольким слоям разного радиуса[3, 86]. При многочастотном измерении радиочастотные импульсы разных частот подаются последовательно со сдвигом во времени в период, когда происходит поляризация других слоев. Так как время поляризации иногда достигает 10 с, в этот период укладываются измерения сигналов от всех слоев. Число слоев, в которых проводится измерение, различно у разных приборов. Например, прибор MRDL-Prime фирмы HuUiburton рассчитан на измерение в 9 тонких коаксальных прибору слоях. Общая толщина области, содержащей эти слои, равна, примерно, 1 дюйму (2,5 см), а средний диаметр составляет 16 дюймов (40,6 см) [80, 85, 86, 96]. В приборе MREX компании Baker Hughes с прижимной антенной охватываются 7 зон, находящихся внутри определенного сектора на разном расстоянии от стенки скважины: от 2,4 дюйма (6,1 см) до 4,4 дюйма (11,2 см) [78, 82, 83]. Прибор типа MR Scanner фирмы Schlumberger с прижимной антенной охватывает 5 зон, лежащих в некотором секторе на расстояниях от 1.25 дюйма (3,2 см) до 4 дюймов (10,2 см) от стенки скважины [98].
Выбор аппаратурно-технического средства технологии оперативных ЯМР — исследований
Образцы керна из пласта БПц по пористости представлены в широком диапазоне, график имеет отчетливо выраженный пик, максимум значений приходится на 18-22 % (рис.3.5.).
Коллектора пласта БП и1 по классификации А.А Ханина относятся к III-V классу. Покрышкой продуктивного разреза горизонта БПц (БПц+БПц ) служит мощная толща аргиллитов, выдержанная по площади и по разрезу. Аргиллиты темно-серые до черных, с прослойками и линзами мелкозернистого алевритистого материала. Аргиллит крепкий, слюдистый, местами массивный. Встречены породы грубоплитчатые, массивные, с прослоями крепко сцементированного мелкозернистого песчанистого материала. В аргиллитах встречаются также включения углефицированного материала и отпечатки раковин пелеципод, отмечается неясная волнистая слоистость.
Пласты группы БПп характеризуются преобладанием сероцветных алевритовых глин с линзовидными пропластками песчаников, преимущественно развитых в восточной и северо-восточной части площади.
Пласт БПп1 охарактеризован керном в 25 скважинах. Проходка с отбором керна в интервале продуктивного пласта составила 329,8 м, линейный вынос керна из эффективной части пласта составил всего 27,4 м, из нефтенасыщенной — 24,6- м. На момент написания отчета, коллекторские свойства пласта изучены в лабораторных условиях всего по 7 скважинам. Коллектора этой части разреза представлены как алевролитами, так и песчаниками. Песчаники серые, мелкозернистые с глинисто-карбонатным цементом. По данным микроскопического исследования, обломочный материал средне и плохо отсортирован и составляет, для карбонатных разностей 65-80 %, для менее карбонатных - 85-90 %. Размер обломков изменяется от 0,02 мм до 0,36 мм, преобладающий -0,09-0,19 мм. Количество алевритовой примеси —10-25 %. Алевролиты серые, крупнозернистые от песчанистых до песчаных с глинистым цементом. По данным микроскопического исследования пород, обломочный материал плохо отсортирован и составляет 90-93 %. Размеры обломков изменяются от 0,01 мм до 0,20 мм, преобладающий - 0,04-0,10 м, количество мелкозернистой песчаной примеси от 5-10 % до 20-30 %. По соотношению породообразующих минералов алевролиты аркозовые с количеством кварца - 30-35 %, полевого шпата - 40-50 %, обломков пород - 10-15 %, слюды - 5-12 %. Количество цемента 8-10 %. Тип цемента пленочный и пленочно-поровый, по составу - гидрослюдисто-хлоритовый. Минеральный состав — кварц 35-40 %, полевые шпаты 40-50 %, обломки пород 10-15 %, слюда 2-10 %. Цемент в количестве от 10-15 % до 30-40 % (для более карбонатных), по типу соответственно, пленочно-поровый, базалъный и порово-базальный. В составе некарбонатных разностей в порах отмечается каолинит (1-4 %), кальцит (10-12 %), в карбонатных — основным является кальцит (30-35 %). Пленки по составу гидрослюдисто-хлоритовые, прерывистые. Распределение усредненного минерального состава пород пласта представлено на рисунке шпатов (49,5 %) над кварцем (36,5 %), количественное содержание обломков горных пород - 8,2 %, слюды - 5,8 % (Рис.3.6.). Проницаемая часть пласта охарактеризована лабораторными определениями фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по керну семи скважин. Проницаемость определена на 75 образцах. Средние значения проницаемости в пропластках-коллекторах по скважинам изменяются от 0,2 мД до 28,9 мД, среднее значение проницаемости составляет 9,4 мД. Преобладающие значения проницаемости (34 % образцов) расположены в диапазоне от 1мД до 6,5 мД (графически). Доля определений, характеризующихся проницаемостью меньше 1 мД, относительно невелика. Доля определений свыше 10 мД составляет 30,8 %. Пористость коллекторов пласта БП 1 изучена на 65 образцах керна по керосину и на 74 образцах по воде. Средние значения пористости в выделенных пропластках-коллекторах изменяются от 14,6 % до 19,6 % и в среднем составляют 17,7 % по керосину и 18,1 % по воде (от 13,5 до 20,6%). По распределению пористости видно, что максимальное количество значений приходится на значения 18 % - 20 % (52 % образцов) и на 14-16 % (39 %) (рис.3.7.). Водоудерживающая способность определялась из проницаемой части пласта на 40 образцах керна и в среднем для пласта составляет 46,2 %. По классификации А.А. Ханина породы-коллектора пласта БП12 относятся к IV-V классу, доминируют породы V класса. Пласт БПі2 . Пласт охарактеризован керном в 13 скважинах. Проходка с отбором керна в интервале продуктивного пласта составляет 222,2 м, а линейный вынос керна из эффективной части пласта составил всего 22,0 м. Породы пластов группы БП12-2 Вынгаяхинского месторождения представлены песчаниками и алевролитами. По вещественному составу песчаники серые, мелкозернистые, алевритистые, аркозовые с глинистым цементом, с примесью карбоната, слюдистые. На обломочную часть приходится около 90 % породы. Размер обломков изменяется от 0,03 мм до 0,40 мм, преобладающий - 0,09-0,21 мм (количество алевритовой примеси - 5-20 %). Алевролиты серые, крупнозернистые, песчанистые, аркозовые, слюдистые с глинистым цементом. На обломочную часть приходится около 90 % породы. Размер обломков изменяется от 0,02 мм до 0,16 мм, преобладающий - 0,05-0,10 мм (количество песчаной примеси 15-20 %). Минералогический состав: кварц - 30-35 %, полевые шпаты - 45-50 %, обломки пород - 10 %, слюда - 10-12 %. Цемент по типу конформно-порово-пленочный до конформно-пленочно-порового, распределен неравномерно. Пленки, в основном, тонкие прерывистые, по составу хлоритовые. Усредненный минералогический состав пород, по пласту БПіг2, представлен на Рис.3.8. Количественное содержание кварца по скважине 2162 составляет 31,4 %, полевого шпата - 48,7 %, обломков горных пород - 10 %, слюды - 9,8 %, акцессорные минералы 0,1%.
Петрофизическое обеспечение интерпретации данных ГИС
Разработка блока методического обеспечения технологии оперативных ЯМР — исследований на базе выбранного аппаратурно-технического средства, в частности релаксометра ЯМР типа «Протон — 20» предусматривала: проведение петрофизического обоснования ЯМР — определений основных петрофизических свойств пород-коллекторов Вынгаяхинского месторождения; создание методики обоснованного отбора и подготовки образцов шлама к ЯМР - анализу; разработку методики получения геологической информации в процессе бурения на основе ЯМР - определений параметров ФЕС (пористости, водо- и нефтенасыщенности, проницаемости) по образцам малых размеров (шлам), а также ЯМР — тестирования промывочной жидкости.Петрофизическое обоснование оперативных ЯМР — исследований горных пород отложений Вынгаяхинского месторождения проводилось с целью обеспечения корректных определений параметров ФЕС. Такая цель достигалась путем исследования коллекции представительного керна и установления корреляционных связей между амплитудно-релаксационными характеристиками ЯМР и свойствами пород. Важным этапом при ЯМР — исследовании является подготовка образцов горных пород, стандартных образцов и аппаратуры. Подготовительные работы с релаксометром ЯМР осуществляются в соответствии с инструкцией по его эксплуатации. Релаксометр ЯМР типа «Протон — 20» может работать в 2-х режимах - термостабилизации и рабочем. Первоначальная настройка релаксометра проводится изготовителем, поэтому значения фазы передатчика, длительности высокочастотных импульсов, задержки запуска измерения АЦП, резонансного поля и опорной фазы приемника предварительно устанавливаются настройщиком и обычно не меняются в процессе эксплуатации релаксометра. Установленные значения, занесенные в, конфигурационные файлы, при загрузке настроечной программы появляются в соответствующих интерфейсных окнах. Однако после транспортировки или ремонта релаксометра возможны изменения в первоначальной настройке. Поэтому обязательно проводится оперативная настройка релаксометра по эталону или образцу. При настройке по эталону, помещенному в датчик ЯМР, вначале настраивают коэффициент усиления приемника, затем аналогично настраивают величину резонансного поля. Обычно такой настройки достаточно, но иногда дополнительно проверяется настройка фазы опорного сигнала приемника через одноименный пункт, особенно при значительном водородсодержании исследуемой пробы (образца). Настройка других аппаратурных параметров; в. том числе длительности и фазы импульсов, а также режимов запуска АЦП, выполняется через меню "Настройка" (принеобходимости). Практически стандартная настройка релаксометра проводится в автоматическом режиме для каждого образца, из-за широкого спектра ядерно-магнитных свойств пород. Проверка работоспособности аппаратурного модуля и готовности к ЯМР - анализу керна проводится после прогрева релаксометра до стабильной температуры 40 С. Для этого вдатчик релаксометра помещается контрольный (стандартный) образец (эталон) в пробирке (ампуле) соответствующего диаметра. Местоположение СО в измерительной (чувствительной) зоне датчика релаксометра регулируется корректировочным винтом с визуальным (цифровым) контролем по амплитуде ССИ (при удалении СО из датчика амплитуда ССИ равна 0). Затем устанавливается заданная импульсная последовательность (ССР или ССР) при необходимых настроечных параметрах и на дисплее ПК появляется характерное изображение затухания (восстановления) ССР (СРР), что свидетельствует о готовности модуля к работе, в целом. Подготовка эталонов (СО) служит важной составляющей ЯМР ч исследований керна и предназначена для оценки качества и стандартизации модуля и погрешности измерения ЯМР характеристик, а также определения свойств горных пород и пластовых флюидов. В качестве СО амплитудных характеристик ССИ и для количественных оценок водородосодержания нефти и воды рекомендуется применять жидкие растворы УВ (декан, гексан) в несодержащих водорода флюидах. Для проверки качества измерения релаксационных характеристик ССИ рекомендуется применять водные растворы медного купороса C11SO4 и солей Мп. Набор эталонных образцов с заданными значениями времени (скорости) ССР и СРР обычно приготавливают посредством разбавления раствора CuS04 максимальной концентрации (в диапазоне 5 — 2500 мс и более). Приготовленные образцы эталонов рекомендуется герметизировать в объемах, близких к объемам исследуемого керна; при ЯМР керна обычно используются ГОСТированные СО. Для повышения представительности и коэффициента заполнения датчика релаксометра рекомендуется использовать образцы керна цилиндрической формы диаметром около 30 мм и длиной около 30 мм. С этой целью образцы сцементированных пород (песчаники, известняки и т. п.) механически обрабатываются, а рыхлых пород(глины,пески) - формуются и консервируются в специальных контейнерах. После проведенных подготовительных работ представительной коллекции керна отложений Вынгаяхинского месторождения, стандартных образцов и.аппаратуры проведены исследования,методом ЯМР: Для коллекции керна; которые предварительно- исследовались традиционными методами петрофизики, были измерения амплитудно-релаксационные характеристики ЯМР.
Поскольку амплитуда сигнала ЯМР, пропорциональна объему водородсодержащей жидкости, насыщающей пористую среду, при 100%-номее заполнении характеризует открытую (общую) пористость исследуемой породы, поэтому метод ЯМР относится к прямым способам определения пористости горных пород.
