Алгоритмы и системы обработки и интерпретации данных геоинформационных систем

РОССИЙИСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА ИМ.И.М.ГУБКИНА

КАФЕДРА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО ПРЕДМЕТУ

«АЛГОРИТМЫ  И  СИСТЕМЫ

ОБРАБОТКИ  И  ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС»

на тему:

«Определение подсчетных параметров коллекторов

по данным ГИС на примере рифейских отложений 198 скважины Юрубчено-Тохомского месторождения»

Выполнила:                                                                      студентка гр.ГИ-07-4

    Иванова А.П.

Проверил:                                                                                    доцент Городнов А.В.

Москва 2011г.

Содержание

Введение

Глава 1. Геологическая характеристика Юрубчено-Тохомского месторождения и инфраструктуры района.

1.1 Стратиграфия

1.2 Тектоника

1.3 Нефтегазоносность

Глава 2. Комплекс ГИС

Глава 3. Методика определения подсчетных параметров коллекторов.

3.1. Выделение коллекторов и литологическое расчленение разреза.

3.2. Оценка геофизических параметров.

3.3. Определение пористости и глинистости коллекторов

Глава 4. Результаты интерпретации данных ГИС.

Заключение

Список литературы

Введение

Целью курсовой работы является получение необходимых профессиональных навыков и знаний в области компьютерной обработки и интерпретации данных геофизических методов исследования  скважины №198 Юрубчено-тохомского месторождения, разрез которой представлен карбонатными отложениями рифейчского возраста на примере работы с  программным комплексом «КАМЕРТОН».

В ходе выполнения работы необходимо:

1.       Оценить материалы комплекса ГИС;

2.       Выделить коллекторы и определить наличие флюидальных контактов по ГИС;

3.       Определить параметры коллекторов нефти и газа по данным ГИС;

4.       Сравнить параметры, полученные по ГИС, с параметрами, полученными при исследовании керна;

5.       Оценить методики определения параметров коллекторов

Глава 1. Геологические особенности Юрубчено-Тохомского месторождения.

1.1 Стратиграфия

Промышленная нефтегазоносность рифейских карбонатных природных резервуаров доказана на западе Сибирской платформы в пределах Байкитской антеклизы и прилегающих территорий. К ним приурочены залежи УВ в пределах Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского, Терского месторождений. Природные резервуары рифейского карбонатного комплекса достаточно широко распространены, имеют различный стратиграфический объем и не вскрываются на полную мощность. Из-за недостаточности кернового материала, различной степени денудации рифейских отложений, выходящих на эрозионную поверхность, а также в связи с неоднозначностью палеонтологических данных рифейский разрез трудно поддается стратификации и корреляции.

Отложения рифея образуют нижний структурно-тектонический этаж осадочного чехла региона, который залегает на архейско-нижнепротерозойском кристаллическом фундаменте. Верхняя граница определяется поверхностью регионального углового несогласия с вендскими отложениями. Своеобразием рифейских отложений является платформенный облик их формаций, отсутствие магматических проявлений и интенсивной складчатости.

Тохомская фациальная подзона

В западной части Камовского свода выделяется Тохомская фациальная подзона, характеризующаяся минимальной мощностью отложений рифея. Разрез рифейских отложений сложен делингдэкэнской, вэдрешевской, юрубченской, каланской, чавичинской свитами. Отложения чавичинской свиты являются аналогом джурской свиты Енисейского кряжа.

Нижний рифей

Делингдэкэнская свита (2940-3208 м, скважина Юрубченская 30) по данным Краевского и Мельникова залегает на породах кристаллического фундамента. По их же данным следует, что породы свиты в скважинах 9 и 6 Юрубченской площади непосредственно перекрывают гранито-гнейсы фундамента и кору выветривания. Представлена свита светло-розовыми, розовато-серыми и красновато-розоватыми полевошпат-кварцевыми мелко- и тонкозернистыми песчаниками. Возраст свиты, по данным Е.М. Хабарова– нижнерифейский. Вскрытая мощность 215 м. В свите встречены долериты мощностью 47м.

Средний рифей

Вэдрешевская свита (2825-2940м, скв. Юр-30) несогласно залегает на нижележащих отложениях и сложена преимущественно аргиллитами темно-серыми и черными, темно-коричневыми, красно-коричневыми , которые в верхней части переслаиваются с известняками и доломитами. В средней части разреза, вскрытого в скважине Юрубченская 30, залегает пласт красноцветных строматолитовых известняков. В других скважинах этот пласт не встречается. По данным Наговицина (2001) отложеня свиты относятся к аимчанию (средний рифей). Мощность свиты 115 м.

Юрубченская свита (2290-2825м, скважина Юрубченская 30) залегает на нижележащих породах несогласно. Разрез сложен из трех подсвит. Нижняя подсвита представлена кремовыми песчаными доломитами с прослоями песчаников. Мощность песчаников может достигать 20 м. Средняя подсвита представлена строматолитовыми доломитами с прослоями кремней. Верхняя подсвита сложена фитогенно-обломочными, иловыми и глинистыми породами. Выходящие на предвендскую эрозионную поверхность каверново-трещиннык доломиты свиты являются продуктивными горизонтами Юрубченского месторождения. Свита относится по возрасту к керпыльскому горизонту среднего рифея. Мощность свиты около 500 м.

Верхний рифей

Каланская свита  (2270-2361 м, скважина Юрубченская 100) представлена глинистыми доломитами с редкими прослоями аргиллитов, в западном направлении глинистость уменьшается и в значительном количестве появляются строматолитовые доломиты. Мощность свиты 90 м.

Чавичинская свита (2177-2270м, скважина Юрубченская 100) подверглась в значительной степени предвендскому размыву и незначительные по мощности породы представлены фитогенными, глинистыми и обломочными доломитами. Вскрытая мощность свиты достигает 90 м.

Каверново-трещинные доломиты каланской и чавичинской свит являются продуктивными уровнями на Юрубченском и Терском месторождениях.

Литологическая характеристика пород скважины Юрубчено-Тохомская-198.

В разрезе скважины Юрубчено-Тохомская-198 по керновому материалу были выделены следующие основные литологические типы карбонатных пород рифейского возраста:

1.                  Доломит строматолитовый с реликтовой кружевной структурой.

2.                  Доломит комковато-сгустковый (грейнстоун).

3.                  Доломит интракластовый (обломочный).

4.                  Доломит желваковый

5.                  Доломит строматолитовый слоистый.

6.                  Доломит разнокристаллический.

7.                  Доломит микрокристаллический.

8.                  Доломит крупнокристаллический.

9.                  Ангидрито-доломит.

10.               Доломит алевро-песчаный.

В литотипе 5 были выделены следующие подлитотипы:

5.1 Доломит тонкослоистый (ламинитовый).

5.2 Доломит комковато-слоистый.

5.3 Доломит горизонтально-слоистый кружевной.

5.4 Доломит неяснослоистый.

Между выделенными литотипами существуют переходные разности.

Исследования проводились на керне, распиленном вдоль длинной оси.

Для данного интервала характерны большое количество стилолитовых швов, интенсивное окремнение, перекристаллизация, доломитизация и кальцитизация; образование тектонических трещин и сутуро-стилолитовых зон, вкупе делящих породу на отдельные блоки. Сутуро-стилолитовые швы развиты интенсивно, как правило, они служат границами между породами различных литологических типов. Существует определенная стадийность вторичного минералообразования.

Также отмечаются прослои и присыпки терригенного глинисто-алевритового и алевро-песчаного материала, количество терригенных примесей достигает 5-25%.

Рис. 1. - Особенности морфологии пустотного пространства и особенности его распределения по разрезу. Красным – сутуро-стилолитовые швы, синим – тектонические трещины. Юрубченская площадь. Фотография в дневном свете

Образовавшиеся в результате интенсивного тектонического воздействия системы трещин, относящиеся к различным генерациям, характеризуются практически идентичной пространственной формой и ориентировкой – взаимно перпендикулярные прямые продолжительные (рис. 1.). Следы залеченных субвертикальных тектонических трещин параллельны плоскостям по большей части открытых (стенки трещин ровные, без минерального выполнения) и, реже, частично минерализованных трещин более поздних генераций. Напряжения и деформации носили различный характер. Породы подвергались как сжатию, так и растяжению, о чем свидетельствует, в частности, наличие субвертикальных стилолитовых швов с характерной минерализацией. Субгоризонтальные стилолитовые швы развиты в разрезе довольно широко(5-15штук на метр) и, в большинстве случаев, характеризуются наличием пустот с незаполненным внутренним пространством (рис. 1.). Горизонтальные швы приурочены к поверхностям внутриформационных перерывов, фиксируемым появлением интракластовых доломитов. Причем стенки пустот инкрустированы халцедоном, который фиксирует и закрепляет интракласты доломитов. Гидродинамическая связь трещин и зон развития стилолитовых швов подтверждается наличием многочисленных  взаимных пересечений.

1.2 Тектоника

По системе геологического нефтегазового районирования Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в пределах Байкитской нефтегазоносной области в составе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении местрождение приурочено к центральной части Камовскоого свода Байкитской антеклизы. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция расположена в западной части Якутии, в севевном и центральном районах Красноярского края, в западном и северном районах Иркутской обл. Географически провинция занимает часть Среднесибирского плоскогорья. Планомерные поиски нефти и газа начаты в 1948. Первое (Марковское) нефтегазовое месторождение открыто в 1962. К 1995 открыто 16 месторождений. Пл. 2,8 млн. км2. Включает Северо-Тунгусскую, Анабарскую, Южно-Тунгусскую, Катангскую, Непско-Ботуобинскую, Западно-Вилюйскую, Северо-Алданскую, Ангаро-Ленскую, Присаяно-Енисейскую и Байкитскую нефтегазоносные области. Наиболее значительные, месторождения: Среднеботуобинское, Верхневилючанское, Даниловское, Верхнечонское, Марковское, Ярактинское (в основном нефтегазоконденсатные). Нефтегазоносны рифейские, вендские и кембрийские отложения на глубине 1,5-3,5 км. Залежи пластовые сводовые и пластовые литологически ограниченные. Рабочие дебиты скважин средние. Нефть лёгкая, сернистая, малопарафинистая. Свободные газы метановые, обычно жирные, с низким содержанием азота и углекислого газа.

Рис. 2. Ленно-Тунгусская нефтегазоносная провинция.

Тектонически провинция занимает большую часть Сибирской платформы (без Алданского щита и Вилюйской синеклизы). Фундамент платформы добайкальский, гетерогенный. Платформенный чехол представлен 4 крупными комплексами терригенных, карбонатных и карбонатно-галогенных отложений: рифейским, венд-нижнепалеозойским, верхнепалеозойско- триасовым и мезозойско-кайнозойским. B сев.-зап. p-нах провинции широко развиты интрузии траппов. Мощность чехла в наиболее прогнутых участках достигает 9 км. B осадочном чехле установлен ряд крупных антеклиз (Непско-Ботуобинская, Байкитская и др.), синеклиз (Тунгусская и др.), сводов (Непский, Сурингдаконский и др.), впадин.

Байкитская (Байкитско-Хетская) антеклиза, оконтуривается по фундаменту изогипсой 4500 м, площадь ее 250 тыс.км². Характер взаимоотношения структурных планов осадочного чехла сильно искажен сетью пластовых и секущих интрузий. В целом, для антеклизы характерно уменьшение амплитуды от фундамента вверх по разрезу. На ее территории на юге выделяется Байкитский мегасвод.

Байкитский мегасвод – наиболее изученная структура антеклизы, площадью порядка 120 тыс.км² и амплитудой по фундаменту до 1500 м. Контрастность структур меньшего порядка, осложняющих мегасвод, уменьшается с юга на север. Поверхность фундамента в южной части отличается дифференцированным горст-грабенообразным строением. Преобладают элементы северо-восточного простирания. Осадочный чехол, в целом, представлен терригенно-карбонатными, частично  соленосными отложениями рифея и нижнего палеозоя. На севере мегасвода в верхней части разреза появляются верхнепалеозойско-триасовые терригенные и туфогенно-эффузивные породы, на юге выделяется Камовский свод, который по кровле непско-тирского комплекса оконтуривается изогипсой -2000 м. Размеры его в этом контуре (150-250)х350 км, амплитуда до 500 м. По отложениям осадочного чехла свод ассиметричен. Его северный склон более пологий, чем южный. По поверхности фундамента свод характеризуется резкой дифференциацией блоков – абсолютные отметки изменяются от -2000 до -4000 м. Структура фундамента контролируется разломами преимущественно северо-восточного простирания. Предполагается наличие грабенообразных прогибов рифейского заполнения. Рифейские образования дислоцированы в антиклинальные складки и несогласно перекрываются почти горизонтально залегающими отложениями венда. На территории Камовского свода выделяются Тайгинское и Куюмбинское куполовидные поднятия.

Тайгинское куполовидное поднятие расположено в южной части Камовского свода. С юго-востока и северо-запада оно ограничено грабенообразными вытянутыми зонами, с северо-востока и северо-запада оно ограничено грабенообразными вытянутыми зонами, с северо-востока и юго-запада – оконтуривается изогипсой -4000 м по поверхности фундамента. Поднятие ассиметричное, с более крутым юго-восточным склоном. Амплитуда – до 150 м.

Куюмбинское куполовидное поднятие осложняет северную часть Камовского свода. Южная его граница проводится по грабенообразному прогибу, а северная, западная и восточная оконтуриваются изогипсой – 1900 м. Размер поднятия 120х160 км, простирание северо-западное, амплитуда по фундаменту до 1000м, по осадочному чехлу 200-300 м. В пределах поднятия широко развиты разломы северо-восточного простирания, обусловившие блоковую структуру фундамента, а также дифференциацию по мощности базальных рифейских горизонтов.

1.3 Нефтегазоносность

Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными (песчаники) отложениями вендского и рифейского возрастов. Извлекаемые запасы Юрубчено-Тохомского месторождения составляют по категории С1 – 64,5 млн тонн нефти, С2 – 172,9 млн тонн, газа (С1+С2) – 387,3 млрд кубометров. Плотность нефти составляет 0,850 г/см3 или 34° API. Содержание серы составляет 0,2 %. Содержание парафина составляет 1 %.

Юрубчено-Тохомское - крупное нефтегазоконденсатное месторождение в России. Геофизические параметры пластовой воды, нефти и газа представлены в таблице 1. По данным «Роснефти» по данному месторождению абсолютные отметки глубин ГНК на АО 2023 м, ВНК на АО 2072 м.

Таблица 1

Глава 2. Комплекс ГИС

Геофизические исследования скважин на месторождении использовались для решения следующих геологических задач:

- литологическое расчленение разреза, стратиграфическая привязка по глубине, определение глубин залегания и толщины пластов;

- корреляция разрезов скважин с целью изучения строения месторождения, структуры геологических объектов, характера их фациальной изменчивости, построение различного рода профилей и карт;

- выделение коллекторов, изучение особенностей их распространения по площади месторождения, оценка характера их насыщения, определение фильтрационно-емкостных  свойств.

Достоверность решения перечисленных задач зависит от полноты выполненного комплекса ГИС и качества геофизического материала.

Комплекс геофизических работ выполнялся в соответствии с утвержденным обязательным комплексом для разведочных скважин в открытом стволе, а также для эксплуатационных скважин, в т.ч. и в закрытом стволе.

В скважинах Юрубчено-Тохомского месторождения в интервалах продуктивных пластов проведен следующий комплекс промыслово-геофизических исследований:

-  5-зондовый индукционный AIT;

- Стандартный комплекс ГИС PEx (ГК, ННКт, ГГКп, ГГМс, ДС);

- Гамма-спектрометрия HNGS (ГК-С);

- гамма-гамма плотностной и спектрометрический каротаж (ГГКп, ГГМс);

- волновой дипольный АК Sonic Scanner

Качество данных оценено в таблице 2. Влияние овализации ствола скважины и централизации природы особенно велико в отложениях вендского возраста, в то время как для интерпретации акустических данных в рифейских отложениях они пригодны, но стоит учитывать возможные ошибки, которые возникают напротив интервалов разрушения стенки скважины( по каверномеру).

Таблица 2

Все полученные в результате обработки данные перед этапом интерпретации были увязаны по глубине к привязочной кривой ГК.

Проведены петрофизические исследования на керне Юрубчено-Тохомского месторождения в лаборатории «Тверь Геофизика» как на образцах цилиндрической формы, так на полноразмерных и полнопараллельных.

На  цилиндрах  измерены:

-          коэффициенты пористости (Кп) по газу и водонасыщением;

-          объемная плотность (δоб.) на сухих и влажных образцах;

-          минералогическая плотность (δмин.);

-          коэффициенты проницаемости  (Кпр абс.) по газу и на влажных образцах (Кпр эф);

-          коэффициенты остаточной водонасыщенности (Кво) по капилляриметрии;

-          удельные электрические сопротивления (УЭС) при 100%насыщении водой с ρв=0.049Омм.

На полноразмерных образцах измерены:

-          коэффициенты пористости по газу;

-          коэффициенты проницаемости  по газу перпендикулярно напластованию (Кпр перп.) и параллельно напластованию (Кпр пар.1,2,3) в трех плоскостях.

На полнопараллельных образцах измерены:

-          коэффициенты пористости (Кп) по газу и водонасыщением;

-          минералогическая плотность (δмин.);

-          коэффициенты пористости (Кп ТБУ) в термобарических условиях;

-          акустические параметры (Тр и Тs);

-          параметр пористости(Рп АУ и Рп ТБУ) и удельное электрическое сопротивление(УЭС АУ и УЭС ТБУ);

-          коэффициенты проницаемости  по газу перпендикулярно напластованию (Кпр перп.) и параллельно напластованию (Кпр пар.1,2,3) в трех плоскостях.

Минералогия образцов изучалась как по взаимодействию породы с кислотой (доломит и нерастворимый остаток - НО%), так и по данным термонализа ТА в лаборатории РГУ нефти и газа.

Глава 3. Методика определения подсчетных параметров коллекторов.

3.1. Выделение коллекторов и литологическое расчленение разреза.

Согласно результатам петрофизических и литологических исследований породы рифейских отложений представлены низкопористыми породами, пористость блока в этих породах непроницаема и насыщена пластовой водой.  Рифейские отложения в разрезе данной скважины сложены преимущественно доломитами, с незначительным содержанием глин, окремнение может достигать 20-35%. Изучение образвов методом термоанализа позволило установить невысокое в среднем единицы процентов содержание магнезита.

Таким образом, коллекторами в рифейских отложениях 198 скважины Юрубчено-тохомского месторождения можно считать лишь породы, имеющие вторичное (трещинное или каверновое) поровое пространство. Коллектора данного типа в карбонатном разрезе не выделяются по прямым качественным признакам, и , как и литология, будут определяться по результатам комплексной интерпретации нескольких методов ГИС.

3.2. Оценка геофизических параметров.

Значения используемых геофизических параметров представлены в таблице 3.

Кривые ИК записаны в значениях уэс (Ом*м) с учетом поправки за скин-эффект. В значения кривых радиометрии внесена поправка за время интегрирующей ячейки (симметричность относительно центра пласта).

Таблица 3

3.3. Определение пористости и глинистости коллекторов

По гамма-спектральному каротажу отмечается повышенное содержание урановой составляющей в отложениях рифея, что связано с присутствием битумов. Следовательно, повышенные показания интегрального ГК в части исследуемого интервала, в первую очередь в потенциальных коллекторах, не связаны с глинистостью разреза. Определить причину повышенных показаний интегрального ГК позволяет спектральный ГК (содержание калия, тория, урана); для оценки глинистости в таких условиях наиболее целесообразно применение радиоактивности по торию и калию.

Методика расчета ГК ториевой и калиевой компоненты

CKal=OPEN ( IN, "HFK_концентрация калия" )

CU=OPEN ( IN, "HURA_концентрация урана" )

CTh=OPEN ( IN, "HTHO_концентрация тория" )

GK=OPEN ( IN, "GR" )

GR=OPEN ( OUT, "GR Th+K",CURVE )

d=DEPTHES(CKal)

FOR i=1 TO d.SIZE

GR(d[i])=GK(d[i])*(CKal(d[i])+CTh(d[i]))/(CKal(d[i])+CTh(d[i])+CU(d[i]))

NEXT

END

Далее, используя стандартную обработку,  по кривой GR Th+K рассчитана объемная глинистость Кгл. Опорные пласты по кривой GR Th+K выбраны: «в чистом пласте» в интервале минимального значения соответствующего согласно остальным методам ГИС плотному пласту, в «глинистом пласте» напротив интервала максимальных показаний глинистого пласта в рифейских отложениях.

Рассчитана Кп бл по показаниям ИК с максимальной глубинностью, AHF90, записана в единицах Ом*м.

p = OPEN(IN, "AHF10")

K = OPEN(OUT, "Кп бл", STEP)

d = DEPTHES(p)

FOR i=1 TO d.SIZE

K(d[i])=(p(d[i])/0.04/5089)^(1/(-1.8937))

NEXT

END

Используя палетку Шлюмберже, показаний ГГКП и Wннмт. Палетка оцифрована в программе plt.exe по двум параметрам: С дол и Кп общ. Обучены с использованием программы mbp01_04.exe.

Далее использована методика пользователя для расчета Сдол и С кварцита        С кв=1-Сдол

И рассчитана пористость Кп об.

Методика расчета Cдол по палетке ГГК-W

pl = OPEN(IN, "Пластовая RHOZ_Плотность")

w = OPEN(IN, "Пластовая HTNP_1_%")

cd= OPEN(OUT, "Сдол", STEP)

palet = LOAD_PLT("палетка Cдол по ГГП-W.xyp")

d = DEPTHES(pl)

FOR i=1 TO d.SIZE

cd(d[i])=palet(w(d[i]),pl(d[i]))

IF cd(d[i])>100 THEN cd(d[i])=100 ENDIF

NEXT

END

Кросс-плот ГГК-W. Шифр кривых – С дол от 100 до 0 сверху-вниз

Методика расчета С кварцита из Cдол

Cd= OPEN(IN, "Сдол")

Ckv = OPEN(OUT, "Скв", STEP)

d = DEPTHES(Cd)

FOR i=1 TO d.SIZE

Ckv(d[i])=100-Cd(d[i])

NEXT

END

Методика расчета Кп общ по палетке

pl = OPEN(IN, "Пластовая RHOZ_Плотность")

w = OPEN(IN, "Пластовая HTNP_1_%")

Kp= OPEN(OUT, "Кп об", STEP)

palet = LOAD_PLT("Общая пористость по ГГК_W.xyp")

d = DEPTHES(pl)

FOR i=1 TO d.SIZE

Kp(d[i])=palet(w(d[i]),pl(d[i]))

NEXT

END

Кросс-плот ГГК-W. Шифр кривых – Кп общ от 0 до 10 % слева направо.

Значения Кп общ отрицательны в большей части отложений. Поэтому была рассчитана пористость по АК по стандартной методике и использована методика построения объемной модели по параметрам представленным в таблице 4.