Промыслово-геологическое изучение залежи для подготовки к подсчету запасов и разработке

Российский  Государственный Университет

нефти и газа имени И.М. Губкина

Кафедра промысловой  геологии

Курсовой  проект

По  курсу «Нефтегазопромысловая геология»

на  тему «Промыслово-геологическое изучение залежи

для подготовки к подсчету запасов и разработке»

Научный руководитель:

Н. Р Исянгулова

Выполнил: ст. группы

ГП-08-1,

Цзоу Лунцин

Москва 2011 г.

Содержание

Список графических приложений 3

Введение 4

Общие сведения о месторождении 5

Стратиграфия 5

Выделение коллекторов  по качественным признакам ГИС 5

Определение характера  насыщения коллекторов 7

Режим залежи 7

Детальная корреляция 8

Определение границ и формы залежи 10

Заключение 11

Список литературы 11

1. Список графических приложений

2. Введение

Цель данного  курсового проекта  заключается в  составлении и анализе статической промыслово-геологической модели залежи изучаемого месторождения.

Решаемая задача: создать геологическую основу для  подсчета запасов углеводородов  и предварительного обоснования  основных технологических решений  по системе разработки залежи на изучаемом  месторождении. Для решения поставленной задачи в данной работе используется программа «AutoCorr». С помощью нее осуществляются детальная корреляция и геологическое моделирование залежи.

Курсовое проектирование выполняется на основе материала  собранного в ходе  I производственной практики по Сергинскому месторождению.

 Данные по  рассматриваемому месторождению  включают в себя:

- каротаж по 12 скважинам в формате LAS- файлов;

- схема расположения  скважин в формате LST-файла;

- инклинометрия  по 12 скважинам;

- технологическая  схема разработки месторождения.

3. Общие сведения о месторождении.

Сергинское  месторождение расположено в 16 км к северу от г.Нягани в пределах Октябрьского административного района, Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области. Месторождение Открыто в 1997 г. (скважина № 25Р). Лицензия № 01090 НЭ на право пользования недрами лицензионного участка Сергинский выдана ОАО «РИТЭК» 30 сентября 1999г.

4. Стратиграфия

Литологическое  и стратиграфическое описание разреза  Сергинского месторождения и в целом лицензионного участка дано по результатам поискового и разведочного бурения (с учетом данных по разрезам эксплуатационных скважин) и материалов сейсморазведки. Расчленение разреза основано на региональных стратиграфических схемах мезозойско-кайнозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

В геологическом  строении района, куда входит территория Сергинского лицензионного участка, по материалам бурения установлены  различные комплексы: от палеозойских до современных включительно.

5. Выделение коллекторов по качественным признакам ГИС

Собственно глины и  аргиллиты, называемые также «чистыми» глинами и аргиллитами,  это породы с содержанием собственно глинистой фракции (< 0,01мм) не менее 40-45%. Подчеркнем, что максимальное содержание глинистой фракции в тонко отмученных чистых глинах в неоком-юрских отложениях не превышает 65-75%, остальная часть твердой фазы их представлена преимущественно мелкоалевритовой фракцией.

Для выделения чистых глин и аргиллитов в разрезах поисково-разведочных и эксплуатационных скважин были использованы следующие критерии:

a_пс < a_пс* = 0,15.         

В отдельных случаях  в качестве дополнительных условий  рассматривались следующие:

DJ_гк*³ 0,8- 0,85 и        

r_мпз = (r_мгз ± D) < 5*r_р.        

В приведенных условиях a_пс* – граничное значение относительной амплитуды ПС для «чистых» глин и аргиллитов; r_мпз и r_мгз – показания микропотенциал и микроградиент зондов (D – допуски в различии показаний их принимались на уровне 8 %); r_с – УЭС промывочной жидкости в скважине; DJ_гк* – граничное значение двойного разностного параметра ГК для глин и аргиллитов. Учитывалось также условие r_бк < r_бк*, где r_бк* – граничное значение показаний зонда БК против глин устанавливаемое по каждой скважине.

При толщине пласта менее h < 1,8м и значениях a_пс вмещающих пластов более a_пс > 0,5 вводились поправки в амплитуду ПС на влияние ограниченной толщины пластов.

При толщинах прослоев менее h < 0,4-0,6м информативность методов ПС, ГК а также НКТ снижаются и выделение глин осуществляется по данным кавернометрии и микрозондирования. Для разделение глин и аргиллитов привлекают дополнительные условия:

d_с > d_н +1,0, для глин и        

d_н  < d_с < d_н   + 1,0, для аргиллитов.       

Здесь d_с и d_н  – фактический и номинальный диаметры скважины (в см).

Плотные карбонатизированные песчано-алевритовые  породы – это породы с базальным карбонатным цементом, содержание которого составляет более 18-20%. Обычно максимальное содержание аутигенного карбонатного материала не превышает 35-42%. Карбонатность отдельных плотных прослоев в рассматриваемом разрезе достигает 45-55%. Предполагается, что такое высокое содержание карбонатного материала обусловлено частичным аллотигенным его происхождением. Для выделения рассматриваемых плотных пород использованы следующие критерии:

r_бк > r_бк,пл, (r_мбк > r_мбк,пл)  и      

DJ_нк > DJ_{нк,пл ,}         

где r_бк,пл  и r_мбк,пл – граничные значения кажущегося УЭС для плотных пород по БК и МБК, DJ_нк,пл – соответствующее граничное значение показаний НК (двойного разностного параметра НК) для плотных пород, устанавливаемые по каждой скважине. В качестве дополнительных использовались данные методов микрозондирования и другие известные признаки. В рассматриваемом разрезе встречаются плотные песчаники с карбонатно-сидеритовым цементом. Как правило, они относятся к неколлекторам. На фоне указанных выше критериев такие породы выделяются повышенной, более 2,70-2,75 г/см³ плотностью по ГГК-П при низкой, менее 6-7 мкР/ч, радиоактивности.

Угли выделяли по следующим условиям:

DJ_нк <DJ_нк,гл и          

DJ_гк <DJ_гк,пл ,         

где DJ_нк,гл и DJ_гк,пл - соответственно минимальные значения двойных разностных параметров DJ_нк и DJ_гк в глинах и плотных породах.

Битуминозные аргиллиты (актуально для вышележащих отложений баженовской свиты) выделяются по следующим условиям:

DJ_гк ³DJ_гк,гл, при         

DJ_нк <DJ_нк,гл или r_к  > r_к,гл,        

где DJ_нк,гл - минимальные значения DJ_нк в глинах и DJ_гк,гл - максимальные  значения DJ_гк в нормальных глинах, r_к и r_к,гл, - кажущиеся значения сопротивлений (КС) по данным БК (ИК) и соответствующие максимальные значения их для «нормальных» глин по данным этих же методов.

После выделения перечисленных  типов пород, остальная часть  разреза представляет собой разнообразие песчано-алевритовых пород, включающее породы-коллекторы. При обычной технологии буровых работ, нормальном состоянии ствола скважины и комплексе ГИС, включающем запись микрозондирования, коллекторы выделяют по прямым качественным признакам: по наличию положительных приращений на диаграммах микрозондов и наличию глинистой корки. При отсутствии такой возможности или при снижении информативности методов микрозондирования и кавернометрии коллекторы выделяют по косвенным количественным признакам, обычно по граничному значению амплитуды ПС – a_{пс, гр}.

В рассматриваемом разрезе песчано-алевритовые породы представлены преимущественно мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами в разной степени слоистыми и глинистыми, встречаются уплотненные разности, обусловленные их повышенной карбонатностью.

6. Определение характера насыщения коллекторов.

После выделения  коллекторов в разрезах скважин  и оценки их пористости было выполнено  разделение их по характеру насыщенности на продуктивные и водоносные. Это  разделение проводилось способом критических  значений удельного электрического сопротивления, полученных при сопоставлении УЭС пласта, относительной амплитуды ПС и результатов испытаний. Дифференциация рассматриваемого сопоставления по данным испытаний позволила разделить его на три области. Границы их характеризуются следующими критическими значениями УЭС:

r_п* = 2,7a_пс + 10,1;         

r_п** = – 0,9a_пс + 11,3;   

Выше линии r_п* по испытаниям была получена безводная нефть, ниже линии r_п** – вода, между линиями r_п* и r_п** расположены пласты, давшие при испытании нефть с водой – эта область неопределенности результатов испытаний расположена вблизи ВНК.

Из приведенных уравнений  следует, что уровень критических  сопротивлений для нефтенасыщенных  пород составляет от 11,0 до 12,8 Омм, а  для чисто водонасыщенных – менее 10,4 Омм. Таким образом, вновь подтверждается слабая дифференциация водоносных и продуктивных коллекторов. Расчетное значение УЭС водонасыщенного коллектора с пористостью 0,18 должно составить около 3,3-3,5 Омм, что существенно меньше наблюдаемых фактических величин.

Оценка характера насыщенности пород осуществлялась по следующей  схеме:

Определялось удельное электрическое сопротивление rп неизмененной части пласта-коллектора. Полученные значения rп  сравнивали с критическими значениями rп*,

rп**, при этом возможны следующие варианты:

rп > rп* – коллектор нефтеносен;

rп < rп** – коллектор водоносен;

rп** <rп < rп* – коллектор насыщен нефтью с водой, либо его насыщение не ясно, т.к. он попадает в зону неопределенности. При таком сопротивлении невозможно по ГИС определить характер насыщения.

При решении рассматриваемой  задачи учитывалось, что погрешность  определения rп составляет около 20 %, а в тонких пластах (мощностью меньше двух метров) она значительно выше. Учитывалась также возможность завышения получаемого при интерпретации сопротивления при очень высоком сопротивлении вмещающих пластов (плотные, карбонатные породы) или при карбонатизации пластов-коллекторов. В таких случаях характер насыщения определяется из соображений о геологическом строении залежи и положении контактов.

Пласты со смешанным  притоком (нефть + вода) слабо отличаются от продуктивных нефтеносных пластов. Тем ни менее, приведенные выше критерии обеспечивают оценку характера насыщения  рассматриваемых пород.

7. Режим залежей

Режим залежей  в большей степени зависит от характера распространения коллекторов. Продуктивные пласты Сергинского месторождения представлены переслаиванием проницаемых разностей с глинистыми. По площади коллекторы развиты повсеместно. Толщина их увеличивается на склонах структур. Режим залежей – упруговодонапорный.

8. Детальная корреляция

С целью детального изучения строения продуктивных горизонтов, а именно характера распространения  песчаных пластов и непроницаемых  пропластков, на основании промыслово-геофизического материала, проведена детальная корреляция разрезов всех продуктивных скважин по принципу параллельного прослеживания песчаных и глинистых пропластков, отражающих ритмичность осадкообразования.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части  разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции – обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту. При этом должны быть решены задачи  выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношения залегания проницаемых и не проницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта, положения стратиграфических и других несогласий в залегании пород и др.

При детальной корреляции за основу берутся материалы ГИС, которые комплексируются с данными, получаемыми при исследовании керна, опробовании скважин и др.

При детальной  корреляции выделяются в разрезе  репера и реперные границы. Репером называются достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающейся от выше- и нижележащих пород и чётко фиксируемый на диаграммах ГИС. Чётко фиксируемая синхроничная поверхность пласта принимается в качестве реперной границы.

Хорошими реперами считаются пачки и прослои, представлены глинами, так как имеют чётко выраженные граничные поверхности.

Детальную корреляцию необходимо начать с выделения реперов  и реперных границ, которые позволяют  установить характер напластования  пород в изучаемом разрезе.

Выделение реперов проводили на основе анализа диаграмм  ПС и ГК. По методу ПС глина характеризуется положительной аномалией, соответственно, в разрезе всех скважин четко выделяются два глинистых пласта - репер 1 – глины нижнего мела и репер 2. Толщина их  достигает ~ 5-10 м. Глубина залегания кровли репера 1 колеблется от 2225 (скв. 29) до 2240 м (скв. 210).

Подошва исследуемого горизонта выделяется  по кровле глин (репер 1). Кровля  исследуемого горизонта выделяется  по подошве глин (Репер 2).

При количественной оценке неколлекторов возникают проблемы оценки пористости маломощных прослоев глинистых алевролитов, которые по a_пс не достигают критических значений, но четко выделяются по ГК (граничные значения приведены выше). В этих случаях вводилась поправка за мощность прослоя. Четкая количественная оценка неколлекторов обусловлена требованиями программы построения геологической модели пластов.

Детальная корреляция в данной работе выполнялась с  помощью программы «AutoCorr». Программа предусматривает проведение детальной корреляции в два этапа.

На первом этапе  строится корреляция всех пар скважин  по всему коррелируемому разрезу. При  этом обеспечиваются применение при  выборе корреляционных пар скважин  принципа триангуляционных сетей и  постоянная проверка получаемых результатов с включением в процесс уже откоррелированных скважин. При неправильном соединении интервалов разрезов программа вносит коррективы.

После завершения автоматической корреляции и уменьшения средней ошибки до 1,67 м была произведена нарезка пластов в соответствии с отбивкой пластов в скважине №208. При корреляции использовались следующие методы: ПС (метод потенциалов собственной поляризации), ГК (гамма-метод), Sat (определяющий насыщение в породах-коллекторах).

 Данные методы  проводились во всех скважинах и являются наиболее информативными при выделении коллекторов и неколлекторов геофизическим методом. ГК является одним из основных методов, используемых для оценки глинистости в осадочных горных породах. Высокие показания ГК соответствуют глинистым породам. Для пласта-коллектора, ПС имеет отрицательную аномалию.

На втором этапе, программа обеспечивает процесс  проверки их согласованности и строит схему детальной корреляции.

9. Определение границ и формы залежи

В результате работы были построены структурные карты по кровле и по подошве залежи-пласта Ю2-3(графические приложения 3, 4).

Водонефтяной  контакт проводится по подошве нефтяной зоны по скважине №28. Водонефтяной контакт находится на абсолютной отметке -2203,5 м (графическое приложение 2).

На структурную карту кровли наносится внешний и внутренний контуры нефтеносности. В данной работе изучалась только часть месторождения, поэтому о типе залежи сказать что-либо сложно

Следующие карты, которые были построены в ходе работы, эффективных толщин (приложение 6) и нефтенасыщенных толщин (приложение 5), дельты ВНК.

На основе карты Дельта ВНК строится карта  нефтенасыщенных эффективных толщин.

Карта эффективных  толщин строилась с учетом выделенных коллекторов. Учитывалась мощность всех прослоев-коллекторов. Эффективные толщины колеблются в пределах от 3.8 м (скв. 201) до 20 м (скв. 202). Максимальные значения встречены в северной части карты, а минимальные – в западной.

При построении карты нефтенасыщенных эффективных  толщин учитывали мощность всех эффективных прослоев-коллекторов, насыщенных нефтью. На карте нанесены внешний и внутренний водонефтяные контакты. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах   от 3.8 м (скв. 201) до 20 м (скв. 202) (графическое приложение 5).

После построения вышеперечисленных карт, изучаемая часть залежи была подготовлена для подсчета запасов.

Заключение

В ходе промыслово-геологического моделирования с использованием программы «AutoCorr» с использованием полученной в ходе практики информации по пласту Ю2-3 Сергинского месторождения была проведена детальная корреляция в 12 скважинах, определен характер насыщения пород коллекторов, определена отметка ВНК, построены карты кровли, подошвы, эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин.

При выполнения задания был использованы кривые ГИС(интерпретации геофизических исследований), результаты лабораторных анализов керна при глубинных и поверхностных условиях, а также литературные источники.

Расчленение разрезов скважин по комплексу ГИС и  детальная корреляция разрезов скважин, в результате которой была определена отметка ВНК (-2203,5м).

Природный режим  залежи –упруговодонапорный.

В результате проделанной  работы была изучена и подготовлена залежь (пласт Ю2-3) к подсчету запасов.

Список  литературы

1. Чоловский  И.П., Иванова М.М., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология залежей углеводородов. – Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.
2. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Копылов В.Е., Кузнецова Г.П., Староверов В.М., Брагин Ю.И. Методические рекомендации ч.1. Детальная корреляция геологических разрезов скважин и подготовка геологической основы для моделирования залежей УВ. Москва, 2004 г.

3. Конспект лекций по курсу «Нефтегазопромысловая геология».