Содержание к диссертации
Введение
1 Управление фильтрационными характеристиками продуктивного пласта – основа увеличения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин
1.1 Факторы, определяющие ухудшение проницаемости ПЗП 10
1.2 Эффективность различных методов обработки скважин 14
1.3 Влияние акустического воздействия на нефтяной пласт 23
1.4 Технологические средства волнового воздействия на ПЗП 29
2 Теоретические аспекты распространения волновых полей в проницаемых нефтенасыщенных пластах 33
2.1 Волновые эффекты в насыщенных пористых средах 33
2.2 Глубина проникновения волн в насыщенную пористую среду продуктивного пласта 55
2.3 Влияние волнового поля на термодинамические процессы в призабойной зоне пласта 59
2.4 Влияние волнового поля на восстановление проницаемости продуктивного горизонта 77
2.5 Изучение динамических моделей флюидонасыщенных проницаемых сред призабойной зоны пласта 81
2.6 Моделирование волновых процессов в флюидонасыщенных средах 90
3 Выбор объекта исследования (на примере обошинского месторождения Самарской области) 102
3.1 Геологическое строение месторождения 102
3.2 Анализ эффективности применяемых методов 105
3.3 Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов 125
3.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения 137
3.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна 144
3.6 Коэффициент вытеснения нефти водой 156
3.7 Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин 157
3.8 Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления 171
3.9 Запасы нефти и газа
3.10 Гидропрослушивание и индикаторные исследования 181
3.11 Индикаторное исследование на участке нагнетательной скважины № 70 объекта А3 Обошинского месторождения
3.11.1 Проведение промысловой части исследования 185
3.11.2 Интерпретация полученных результатов 187
4 Проведение работ по стимуляции добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов верейского горизонта обошинского месторождения ударно-волновым методом, как первый этап комплексной волновой технологии увеличения текущей и конечной нефтеотдачи (промысловый эксперимент) 200
4.1 Обошинское месторождение 201
4.2 Краткая характеристика материалов, реагентоа и устройств, планируемых к применению на Обошинском месторождении пласт А3 205
4.3 Применение комплексной технологии обработки призабойной зоны
добывающих скважин суспензией МДК «Кварц» 210
4.3.1 Физико-химические основы применения суспензии МДК «Кварц» в органическом носителе 212
4.3.2 Технические средства и материалы необходимые для осуществления технологии 213
4.3.3 Технологический процесс закачки МДК «Кварц» в скважину 215
4.4 Применение технологии изоляции промытых зон добывающих (ТРИПС Д) и нагнететельных (ТРИПС-Н) скважин 216
4.4.1 Критерии применимости технологии 217
4.4.2 Технические средства и материалы 218
4.4.3 Технологический процесс закачки композиций в скважину 221
4.5 Технология импульсно-ударного воздействия на продуктивный пласт 226
4.5.1 Описание конструкции 230
4.5.2 Технические средства и материалы необходимые для выполнения технологического процесса 232
4.5.3 Требования к скважинам, рекомендуемым к применению технологии разрыва продуктивного пласта с использованием генератора давления 233
4.5.4 Подготовка скважины к проведению разрыва продуктивного пласта с применением генератора давления 2
4.5.5 Выбор генератора давления 235
4.5.6 Конструкция генератора давления (Особенности применения) 239
4.5.7 Порядок сборки генератора давления 243
4.6 Технология селективной комплексной избирательной фобизации (СКИФ) пласта 247
4.6.1 Критерии применимости технологии 247
4.6.2 Технические средства и материалы 247
4.6.3 Подготовка к проведению технологии 249
4.6.4 Порядок проведения технологии 251
4.7 Оценка технологической и экономической эффективности 253
Основные выводы и рекомендации 258
Список использованных источников 261
Приложение. Специальные планы на проведение работ по
Промышленному внедрению технологий и акты
Выполненных работ
- Эффективность различных методов обработки скважин
- Влияние волнового поля на термодинамические процессы в призабойной зоне пласта
- Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов
- Краткая характеристика материалов, реагентоа и устройств, планируемых к применению на Обошинском месторождении пласт А3
Эффективность различных методов обработки скважин
Производительность нефтяных скважин зависит главным образом от гидропроводности, являющейся функцией проницаемости пласта и вязкости нефти [21].
При кислотной и термокислотной обработке в нефтяные скважины по заливочным трубам через реакционный наконечник, загруженный магнием (25-40 кг), закачивают 3-5 т 15%-ной ингибированной соляной кислоты (из расчета 0,5 м3 HCl на 1 м трещины продуктивного пласта и 1 кг магния на 100 л кислоты). Аналогично проводят обработку нагнетательной скважины с той лишь разницей, что в качестве промывочной и продавочной жидкости в нефтяной скважине применяют нефть, а в нагнетательной скважине – воду [27].
Особенно эффективными были первые кислотные обработки нефтяных скважин «старых» месторождений. Практика применения кислотных обработок показала, что их успешность снижается с увеличением числа проводимых обработок в одной скважине, а также с увеличением интервала обрабатываемой толщины пласта. Наиболее частая причина неудачных обработок – несоответствие технологии кислотного процесса геолого-эксплуатационной характеристике скважины и уход части кислоты в хорошо проницаемые участки ПЗП. При этом часть продуктивного пласта в непосредственной близости от ствола скважины остается необработанной.
На эффективность кислотных обработок существенно влияет своевременный пуск скважин в эксплуатацию после проведения процесса. При длительной задержке ввода скважины в эксплуатацию, особенно при наличии пластовой воды, из продуктов реакции выпадают осадки и вновь закупоривают поры коллектора [16].
В качестве продавочных жидкостей используют, как правило, водные растворы ПАВ и техническую воду. Однако при всех условиях целесообразнее использовать нефть или специальные растворы на нефтяной основе, например, гидрофобно-эмульсионные. При попадании в пласт воды происходит гидратация (набухание) глинистых частиц, что приводит к значительному снижению эффективности кислотной обработки. Кроме того, при попадании воды в нефтеносную часть ПЗП изменяется отношение фазовых проницаемостей – резко уменьшается фазовая проницаемость по нефти и увеличивается по воде [27].
Скважины с использованием пенокислот обрабатывают с 1976 года. От аэрированной соляной кислоты пенокислота отличается тем, что с целью снижения скорости реакции HCl с породой, уменьшения коррозионного воздействия ее на металл и улучшения очистки поровых каналов от продуктов реакции кислоты с металлом и породой, кислоту перед аэрацией предварительно обрабатывают ПАВ [27].
Многолетний опыт применения пенокислотной обработки показал ее высокую эффективность, особенно в первые годы внедрения. Аналогично соляно-кислотным обработкам эффективность пенокислотной обработки из года в год снижается. Пенокислотную обработку применяют только на скважинах с карбонатными коллекторами [18].
Гидравлический разрыв пласта стали широко применять с 1961 года. Часто наблюдались случаи увеличения дебита в десятки раз. При этом рост дебитов не зависит от количества закачанного в пласт песка [34].
Гидроразрыв как метод интенсификации добычи нефти в условиях месторождений с терригенными коллекторами оказался одним из самых эффективных. Однако в последние годы его применяют все реже, поскольку стали чаще применять менее трудоемкие методы воздействия на ПЗП – термогазохимическое воздействие, а также тем, что они малоэффективны на старых, истощенных месторождениях, разрабатываемых без поддержания пластового давления [26, 115].
Термогазохимическое воздействие – сравнительно новый метод интенсификации добычи нефти и закачки воды в пласт путем разрыва и прогрева его пороховыми газами. Разновидности термогазохимического воздействия отличаются по типам, составу, числу зарядов, способу из доставки до обрабатываемого пласта, конструкцией аппаратов для спуска зарядов в скважину и временем их горения. Доставку осуществляют через НКТ, в контейнерах, самотеком по трубам или другими способами.
Однако и пороховые генераторы имеют недостатки, заключающиеся в опасности разрыва колонны, так как при взрыве пороха создаются высокие давления. Наиболее благоприятными объектами для разрыва пласта давлением пороховых газов служат скважины, находящиеся в начальной стадии эксплуатации, с высокими пластовыми давлениями и низкой продуктивностью, а лучшие результаты получаются при разрыве неоднородных пластов, когда прискважинная зона засорена при бурении, освоении и эксплуатации скважин, скважина низкодебитная, но расположена вблизи объектов с высокой продуктивностью [115]. Прокачку горячей нефти и паропрогрев применяют в течение многих лет для прогрева ПЗП и депарафинизации труб в нефтяных скважинах. Прокачка горячей нефти с температурой 80-100С на входе в скважину позволяет очистить НКТ, в лучшем случае – промыть забой, но существенного влияния на очистку призабойной зоны не оказывает. Однако благодаря своей простоте он находит широкое применение, особенно на истощенных месторождениях, где другие методы оказываются безрезультатными.
Существуют два вида электронагревательных устройств для обработки ПЗП: так называемые погружные или глубинные и наземные, расположенные у устья скважины. Использование последних, как показали исследования, для подогрева теплоносителей (воздух, газы, пар, вода и т. д.) и последующего введения их в пласт малоэффективны и экономически не оправданы вследствие многих причин (значительной глубины залегания пластов, а значит и значительных потерь тепловой энергии теплоносителей и т.д.) [54].
Применение погружных электронагревателей требует длительных простоев скважин, что приводит к потерям нефти, которые зачастую не могут быть компенсированы приростом добычи, достигнутым в результате обработок. Кроме того, установки ненадежны в эксплуатации. В особенности уязвимым местом был кабельный ввод, который при высоких температурах терял герметичность [54, 68].
Перспективен новый, диссипативный способ обработки скважин, при котором в качестве генератора теплоты используют погружной электронасос, вся потребляемая мощность которого рассеивается в виде тепловых потерь [68]. Обработка скважин растворителями применяется с 1971 года на старых истощенных месторождениях. В скважину закачивают бензин, конденсат или дизтопливо от 3 до 12 т. для растворения асфальто-смолистых отложений ПЗП. Практиковались методы обработки скважин бензино-нефтяной смесью с ПАВ и препарата МЛ-72, но положительных результатов при этом получено не было, иногда дебит после таких обработок уменьшался [31, 73, 80, 115].
Результативность этого способа была бы значительно выше при комплексном его использовании с последующей закачкой в пласт кислотных растворов. Вследствие дефицита бензина, дизтоплива и конденсата на нефтяных скважинах обработка скважин углеводородными растворителями резко сокращена, хотя значительно повышает эффективность обработки скважин на истощенных месторождениях.
Суть способа нестационарного воздействия на нефтяные пласты заключается в создании нестационарного состояния посредством повышения и снижения давления нагнетания (объемов закачиваемой воды) в скважинах в определенном порядке. Остановка и пуск скважин под закачку осуществляется на устье перекрытием задвижек. Эксперимент показал положительный результат, заметно снизил обводненность, дал прирост нефтеотдачи [92].
Развитие методов увеличения добычи нефти путем сейсмической интенсификации представляет интерес, но результаты исследований пока противоречивы. Полагают, что вибрация коллекторской породы облегчает добычу благодаря уменьшению капиллярных сил, уменьшению слипания между породой и жидкостью, стимулированию группированию нефтяных капелек в «потоки», которые движутся вместе с водой. Рассмотрено влияние на добычу нефти землетрясения [60].
Влияние волнового поля на термодинамические процессы в призабойной зоне пласта
Таким образом, в акустическом поле помимо кондуктивной теплопроводности по скелету среды, молекулярной и естественной конвективной теплопроводности по флюиду добавляется вынужденный перенос тепла, возникающий даже без направленного переноса массы. Истинная скорость массопереноса должна учитывать скорость «звукового ветра». В принципе, представления о «звуковом ветре» в жидкостях и газах применимы и для пористых сред. Вместе с тем в пористой среде «звуковой ветер» возможен только при большой проницаемости среды. Вызывает его волна первого рода (dilatation wave), которая передается за счет сжимаемостей флюида и скелета. Это явление можно представить себе как направленное «выжимание» жидкости из пор насыщенной зернистой среды. Учет направленного переноса массы и тепла даст большее значение Т2". Однако это увеличение будет зависеть от угла между направлениями распространения теплового и акустического полей.
Если тепловой поток и градиент акустического давления совпадают, то гидродинамический поток нагретой жидкости в поровых каналах под действием градиента акустического давления смещает распределение температуры по линейной координате в сторону больших ее значений. Очевидно, что эффект изменения температуры в фиксированной точке насыщенной капиллярно-пористой среды при акустическом воздействии по сравнению со случаем без воздействия возможен только при динамическом взаимодействии теплового и акустического полей.
«Звуковой ветер» в пористой среде обязательно сопровождается внутрипоровой турбулизацией жидкости вследствие случайного характера расположения пор, их размера и формы, а также направления проницаемости. Для непроницаемых сред «звуковой ветер» вырождается только во внутрипоровое движение жидкости.
На создание гидродинамического потока существенно влияют интенсивность J ак, частота и коэффициент затухания акустического поля, проницаемость и пористость, конфигурация пор и теплофизические параметры скелета, а также свойства насыщающей жидкости. Полагая, что течение жидкости в соединяющем поры капилляре подчиняется закону Дарси, имеем: v = -—Vp.
Причем под р понимается мгновенное значение звукового давления. Учет турбулизации из-за случайного характера распределения пор и их формы можно произвести, заменив ju на juF{x), где F(x) -функция размеров и формы пор и частоты [5].
Распределение градиента акустического давления для волн различного типа происходит неодинаково. Например, для цилиндрического типа волн при п = 0.5 в первом приближении можно считать:
Как указывалось, величина v имеет истинный смысл скорости, так как она связана с направленным переносом массы. Следовательно, в капиллярно-пористой среде при одновременном распространении тепла и акустических волн происходит турбулентный теплоперенос и направленный турбулентный тепломассоперенос. Можно положить, что оба эти процесса описываются одним уравнением фильтрации.
Итак, для капиллярно-пористой среды к уравнению (2.41) следует добавить конвективный член и уравнение фильтрации жидкости под действием давления акустического поля:
Для осуществления переноса макрочастиц реальных жидкостей (газов) в порах под действием градиента акустического давления необходимо определенное время вязко-инерционной релаксации. Соотношение между обратным временем релаксации г и частотой акустического поля со определяет характер внутрипорового движения жидкости. Так, условие т 1 со, является необходимым для переноса макрочастиц жидкости (газа) в порах. Описанные эффекты указывают на то, что для создания фильтрационного движения поровой жидкости затрачивается определенное количество акустической энергии. Как следует из формулы (2.40), до частот, меньших п \ зависимость прироста эффективной теплопроводности от частоты слабая и эффект по величине получается небольшой, но с увеличением частоты он возрастает.
С увеличением частоты увеличивается несинфазность движения флюида и скелета, т. е. происходит более интенсивная турбулизация флюида в порах, которая, в свою очередь, ведет к росту интенсивности прогрева насыщенного пористого тела.
При дальнейшем увеличении частоты и акустического поля уменьшается толщина вязкого пограничного слоя (пропорционально V& ), а основная масса жидкости продолжает двигаться в противофазе со скелетом, поэтому кривая зависимости T частоты должна выполаживаться.
Экспериментально полученная зависимость T от частоты качественно согласуется с приведенной формулой. Уменьшение Т с дальнейшим ростом частоты (по сравнению с теоретическим выполаживанием) связано с уменьшением интенсивности акустического поля в точке измерения из-за большего поглощения.
Используя теорию М. А. Био, можно ожидать, что зависимость от со — т частоты (при больших частотах), помимо членап, выражающего количественно явление турбулизации, будет проявляться в зависимости длины турбулизации lт от частоты.
Из экспериментальных результатов следует, что с ростом интенсивности акустического поля растет приращение температуры. Как следует из формулы (2.42), с увеличением интенсивности акустического поля в открытых порах растет значение потока флюида через среду (количество выжимаемой жидкости). Для закрытых пор с увеличением интенсивности акустического поля увеличивается относительная скорость движения флюида за счет несинфазных колебаний. При фиксированной частоте l т пропорциональна интенсивности акустического поля, но, естественно, l т не может быть больше диаметра поры. Поэтому, если интенсивности выше определенных значений, l т, становится порядка диаметра поры. В результате внутрипоровая турбулизация в закрытых порах при этих условиях от интенсивности не зависит. Представленная зависимость (2.42) качественно согласуется с экспериментальными результатами.
С увеличением теплосодержания выжимаемого и турбулизуемого флюида увеличивается приращение количества переносимого тепла, т. е. теплопроводность насыщенной пористой среды. Сравнительно большое значение прироста температуры в сухом песке, вероятно, объясняется большей сжимаемостью его скелета при сравнительно небольшой теплопроводности и небольшой вязкости воздуха.
Помимо перечисленных параметров, на увеличение эффективной теплопроводности в насыщенных пористых средах влияет также значение мощности нагрева. Действительно, если полагать, что процесс интенсификации теплообмена в сильном звуковом поле зависит (при данной акустической мощности) от распределения температуры по радиусу, то ясно, что с увеличением мощности нагревателя увеличивается и температурный градиент, т. е. и эффект T .
Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов
В нижней, большей по толщине части зоны затрудненного водообмена, выделяются водоносные горизонты в окском и серпуховском отложениях, в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов, в также карбонатных отложениях турнейского яруса. Эта часть разреза представлена хлоридно-натриевыми рассолами высокой минерализации, мало изменяющейся с глубиной, в составе которых содержится до 400 мг/л брома. Нижняя граница зоны затрудненного водообмена проходит по кровле тиманских отложений верхнего девона на глубине 1900-2000 м. Воды окско-серпуховских отложений на рассматриваемом месторождении изучены не были, были взяты результаты исследований на Якушкинском месторождении, где их уд. вес 1,15 г/см3, содержание кальция около 10…11 г/л, брома 240 мг/л, величина первой солености порядка 78%.
В разрезе месторождения пласт Б0 имеет небольшую мощность и разрабатывается только на Западном куполе скважиной 16 совместно с пластом Б2. По своему компонентному составу вода, поступающая при совместной эксплуатации двух пластов, принадлежит преимущественно пласту Б0, так как она отличается от вод пласта Б2 и хорошо сопоставляется с водами пласта Б0 соседнего Серноводского месторождения. Характеристика пластовых вод Б0 приводится по данным исследования их на Обошинском и Серноводском месторождениях: минерализация 238,59 г/л, плотность 1160,5 кг/м3, (в пластовых условиях 1156,0 кг/м3), вязкость 1,40 мПас. Содержание в воде кальция составляет 12,13 г/л, магния 3,71 г/л, сульфатов 0,94 г/л, первая соленость 78,02 %-экв, Воды этого пласта характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,79).
Воды продуктивного пласта Б2 изучены в пределах обоих куполов Обошинского месторождения. Однако на Восточном куполе разработка пласта ведется на естественном, упруговодонапорном режиме, а на Западном куполе с 1992 по 1998 год разработка велась с закачкой пластовой водой. В связи с этим характеристика пластовых вод Б2 приводится по данным исследования семи скважин на Восточном куполе и одной скважины 32 на Западном куполе, где к концу 2001 г. химический состав пластовых вод практически восстановился: минерализация 244,37 г/л, плотность – 1159,6 кг/м3, (в пластовых условиях 1155,0-1156,0 кг/м3), вязкость 1,38-1,40 мПас. Содержание в воде кальция составляет 7,80 г/л, магния 2,19 г/л, сульфатов 1,18 г/л, первая соленость 86,51 %-экв. Воды этого пласта характеризуются довольно низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,87).
Воды продуктивного пласта В1 также изучены в пределах обоих куполов Обошинского месторождения. Характеризуются они по результатам исследований в шести скважинах: минерализация 236,18 г/л, плотность 1156,9 кг/м3, (в пластовых условиях 1150,0-1152,0 кг/м3), вязкость 1,30-1,38 мПас. Содержание в воде кальция составляет 7,37 г/л, магния 2,18 г/л, сульфатов 1,14 г/л, первая соленость 86,61 %-экв. Воды этого пласта характеризуются довольно низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,87).
Результаты химических анализов свидетельствуют о том, что воды пластов, Б2 и В1 нижнего карбона близки по своему компонентному составу. Воды пластов А3 и А4 среднего карбона отличаются от них более высоким содержанием кальция и магния, имеют более низкую первую соленость и более высокую степень метаморфизации. Воды пласта Б0 нижнего карбона по своему компонентному составу близки водам пластов Б2 и В1, но отличаются от них, также как и от вод А3 и А4, более высоким содержанием кальция, и в связи с этим имеют более низкую первую соленость и более высокую степень метаморфизации.
Водоносные горизонты карбонатной толщи девона на Обошинском месторождении не изучались. Пластовые воды фаменских отложений на Радаевском месторождении по составу близки водам вышележащих каменноугольных отложений. В составе водорастворенного газа, изученного также на Радаевском месторождении, 1,8 см3/л углеводородов и 108,5 см3/л азота. Газовый фактор составляет 114 см3/л, общая упругость газов – 2,7 МПа. Воды терригенных отложений девона, приуроченных к зонам застойного режима, которые были изучены благодаря разработки пластов Д1` и Д1. Пласты Д1` и Д1 залегают близко друг от друга, воды их имеют сходный компонентный состав и рассматриваются совместно.
Первоначально на Обошинском месторождении исследования были проведены при опробовании скв. 15 в интервале 2039-2041 и 2045-2048 м и в скв. 50 в интервале – 2072-2078 и 2080-2084 м. При этом была получена вода плотностью 1,17 и 1,16 г/см3, соответственно. По химическому составу полученная вода значительно отличается от вышележащих вод. Она характеризуется высоким содержанием кальция, порядка 30 г/л, незначительным – сульфатов (0,17…0,20 г/л). Величина первой солености составила 59% экв.
В процессе дальнейшей разработки исследования химического состава пластовых вод были проведены в скважинах 160 и 164. Минерализация пластовых вод составила 290,74 г/л, плотность 1189,8 кг/м3 (в пластовых условиях 1173,6-1174,4 кг/м3), вязкость 1,14-1,15 мПас. Содержание в воде кальция равно 30,26 г/л, магния 4,37 г/л, сульфатов 0,05 г/л, первая соленость 63,52 %-экв. Воды этого пласта характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,64).
Пластовые воды Д1` и Д1 по своему компонентному составу резко отличаются от вод вышележащих отложений зоны затрудненного водообмена повышенной минерализацией и плотностью, более высоким содержанием кальция, магния и брома (до 1300 мг/л), железа, низким содержанием сульфатов, более низкой первой солёностью и более высокой метаморфизацией. Сероводород в девонских водах отсутствует.
По химическому составу пластовые воды всех продуктивных горизонтов, согласно классификации В.А. Сулина, принадлежат к хлоридно 142 кальциевому типу.
Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Обошинского месторождения проводилось лабораторией ВОИГ и РГИ в водах пласта В1. Результаты исследований показали, что воды продуктивного пласта В1 содержат лишь бром в количестве 271 мг/л, незначительно превышающем минимальную промышленную концентрации 200 мг/л. Суммарная добыча воды по этому пласту в пределах обоих куполов изменяется от 17,3 до 44,8 тыс.т/год, в то время как минимальный объем добываемых попутных вод, перспективный для промышленного извлечения микрокомпонентов, согласно рекомендациям ВСЕГИНГЕО, должен быть не ниже 250 тыс. т/год. Учитывая, что в пластовых водах содержится только один элемент (Br) c кондиционным содержанием, перспективным для промышленного извлечения, объем добываемой попутно с нефтью воды незначителен, использовать воды пласта В1 Обошинского месторождения для промышленной утилизации нецелесообразно.
Краткая характеристика материалов, реагентоа и устройств, планируемых к применению на Обошинском месторождении пласт А3
Интерпретация комплекса промыслово-геофизических исследований осуществлялась по общепринятой методике, с учетом анализа кернового материала и результатов опробования пластов.
Все рассматриваемые коллекторы относятся к межзерновому типу. По макроскопическому описанию пород в карбонатных коллекторах (пласты А4, В1) отмечаются трещиноватость и кавернозность, но в целом емкость и проницаемость определяются межзерновыми порами. Основными качественными признаками пород-коллекторов являются: отрицательная аномалия ПС, сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным за счет образования глинистой корки, положительные приращения на диаграммах микрозондов (к гз к пз) при невысоких значениях их показаний, наличие зоны проникновения или радиального градиента сопротивлений в пласте по данным БКЗ, низкие и средние значения интенсивности гамма-излучения радиационного захвата. Кроме качественных, использовался также количественный признак коллекторов – критическое значение пористости Kп. Критическим считалось значение пористости соответствующее проницаемости 1 мД. Принятые граничные значения пористости приведены в табл. 3.4.
При выделении эффективных интервалов в карбонатных пластах А4 и В1 наибольшее значение придавалось методам РК, БК. При выделении эффективных интервалов в терригенных пластах Б2, А3, Д1`, Д1 предпочтение отдавалось методам ПС, РК, кавернометрии, а также микрозондированию (при наличии качественных диаграмм МЗ). Определение пористости по промыслово-геофизическим исследованиям
Выполненный комплекс ГИС и созданное петрофизическое обеспечение интерпретации позволяют решать задачу определения пористости по данным НГК. Зависимости коэффициента пористости от двойного разностного параметра НК и ГК Кп(dJнк,dJгк) получены экспериментально-расчётным способом. Для учёта минерального состава песчаников пластов А3, Б0, Б2, ДI и ДI зависимости для них были пересчитаны с учётом литологической поправки.
Суммарное водородосодержание нефте–водонасыщенной глинистой породы, оцениваемое по НГК(Кпнк), в общем случае может быть представлено суммой коэффициента открытой пористости (Кп), объемного содержания химически связанной воды (Wx) и приращения пористости (dКпcr), обусловленного различием плотности глинистых минералов и пористой среды эквивалентного водородосодержания [44]: Кп = К"пк -KW W -dKn6 (3.1) Учитывая отсутствие определений по керну параметров глин и их объемного содержания, оценка глинистости по двойному разностному параметру ГК проведена по обобщенной зависимости двойного разностного параметра ГК от глинистости для Самарской области, эмпирическое выражение которой m=0,8 dJ (3.2) где dJгк - двойной разностный параметр по кривой ГК, исправленной за влияние аппаратурных погрешностей и условий измерения, 0,8 - глинистость опорного пласта глин.
При расчете двойного разностного параметра в качестве опорного пласта с нулевой Кгл задавались показания ГК в чистых известняках башкирского или турнейского яруса, в качестве пласта с Кгл=0,8 - показания ГК в верейских глинах:
В терригенном разрезе в формулу определения коэффициента пористости вводилась поправка за водородосодержание кварца: dKt -=WM (1-l; -Ёш), (3.3) где Wкв нейтронная пористость кварца оцененная по аппроксимации для серийной аппаратуры НГК по данным Семеновым Е.В. [88, 44] WM =0,025+ 0,075 Ё1; .4) Зависимость относительной амплитуды ПС от коэффициента пористости Кп(пс) не определялся из-за отсутствия соответствующей зависимости на керне, сложности учета многочисленных влияющих факторов на амплитуду ПС (толщина пласта, УЭС пласта, зоны проникновения, раствора и вмещающих пород, диаметр скважины и зоны проникновения), а также влияния возможного обводнения (месторождение разрабатывается с 1979 года). Определение проницаемости по геофизическим данным Определение коэффициента проницаемости осуществлялось с использованием зависимостей Кпр(Кп) для карбонатных пластов А4, В1 и для терригенных пластов А3, Б0, Б2, ДI и ДI.
Дополнительные промыслово-гидродинамические исследования были проведены ЦНИЛом ОАО «Самаранефтегаз» по пласту А3 Западного купола (в скважине 95), по пласту А4 Западного купола (в скважинах 30бис и 86) и по пласту Д1/ (в скважине 161).
С учетом достаточного количества каменного материала, проницаемость продуктивных пластов А3 Западного, А4 Западного, Б0 Западного и Б2 Западного куполов принималась по данным анализа нефтенасыщенного керна. По пласту В1 с учетом равенства принятых средних значений пористости на Западном и Восточном куполах, расчет проницаемости производился по объединенной выборке керновых данных, дополненных результатами анализов водонасыщенного керна. Пласт А4 на Восточном куполе охарактеризован всего 4 определениями проницаемости по керну (на Западном куполе 66 определений). Поэтому, в отличие от подсчета запасов, проницаемость пласта на Восточном куполе оценивалась и принималась по корреляционной зависимости между пористостью и проницаемостью, построенной по объединенным керновым данным.
Для пластов Б2, Д1/, Д1в и Д1ср Восточного купола, из-за неудовлетворительной освещенности или полного отсутствия керновых данных и недостаточного объема промыслово-гидродинамических исследований, в настоящей работе оставлены значения проницаемости, принятые при подсчете запасов по зависимостям между параметром насыщения и проницаемостью, построенным на основании сопоставления 159 промыслово-геофизических и керновых данных. Для аналитических оценок проницаемости, необходимых при построении фильтрационных моделей залежей Обошинского месторождения были обработаны собственные керновые данные продуктивных пластов А3, А4, Б0, Б2 и В1, дополненные по пласту В1 данными близлежащих Радаевского и Дерюжевского месторождений. По пластам девона, практически не освещенным керном (1 определение), уравнения обобщенных корреляционных зависимостей проницаемости Кпр от пористости Кп были получены обработкой керновых данных пласта Д1 близрасположенных Боголюбовского и Ганинско-Янгульского месторождений. Вследствие близости структурно-генетического типа пород пластов Д1/ и Д1 оценку проницаемости пород пласта Д1/ рекомендуется производить по корреляционной зависимости построенной для пласта Д1 (табл. 3.5).