Методика разработки нефтегазового пласта АС11

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Литолого-петрофизическая характеристика пород-коллекторов пласта АС11

Пласт АС11 является основным продуктивным объектом на месторождении. Стратиграфически он относится к отложениям барремского возраста, входит в состав черкашинской свиты и залегает выше пимской пачки глин, являющейся реперным корреляционным горизонтом для этого района.

Пласт охарактеризован керном во всех пробуренных скважинах. Но в скважинах 3204,3208 и 3214 пласт охарактеризован керном наиболее полно и по всему разрезу Максимальный объем лабораторных литолого-петрофизических исследований керна проведен в скважине 3214.

Изучение каротажных диаграмм и кернового материала показало неоднородность строения пласта Карбонатно-глинистый прослой мощностью до 1 - 1.5 метров делит тело пласта на две почти равные по толщине части -пласты АС111 (верхний) и АС112 (нижний), которые в свою очередь тоже осложнены сериями карбонатно-глинистых прослоев невыдержанных по площади.

В пределах пласта АС111 наблюдается чередование прослоев более крупнозернистых и лучше отсортированных песчаников с менее крупнозернистыми, переходящими в алевролит (по описанию шлифов), хуже отсортированными, более слюдистыми и более карбонатизированными песчаными разностями. Эта литологическая неоднородность пласта обусловила неравномерное нефтенасыщение: нефтенасыщенные, хорошо проницаемые песчаные прослои чередуются со слабо перенасыщенными, и без видимого нефтенасыщения алевритовыми, глинисто-карбонатными слоями. Смена регрессивного цикла накопления осадков на трансгрессивный сопровождалась внутриформационным размывом, который виден по керну в скважине 3214 в подошве пласта АС111.

Сложное строение пласта обусловлено взаимодействием тектонических и фациальных процессов в период осадконакопления. Последующая неравномерная карбонатизация осадка способствовала усилению неоднородности коллекторов. Все это сформировало характерные литологические особенности пород пласта и обусловило их коллекторские свойства.

Литологически породы пласта АС111 представлены преимущественно мелкозернистыми песчаниками. Но нестабильные условия осадконакопления обусловили периодическое обогащение пород то обломками среднепесчаной размерности, то, наоборот, алевритовой фракцией. Прослои средне-мелкозернистого песчаника могут встретиться в разных частях разреза пласта, но больше тяготеют к центральной и подошвенной его частям. В этих прослоях размер обломочного материала меняется в пределах 0,05--0,45 мм в диаметре, преобладают обломки размером 0,12--0,15 мм, примесь среднепесчаной фракции достигает 30 - 35%. Б целом же содержание обломочного материала составляет 80 - 95%. Отсортированность хорошая до средней. В мелкозернистых алевритовых песчаниках преобладает размер обломков диаметром - 0,10 - 0,12 мм. 0,08 - 0,12 мм, в зависимости от содержания алевритовой примеси, которая составляет 25 - 35%. Отсортированность обломочного материала хуже и содержание его на породу составляет 80 - 95%.

Минеральный состав обломочных зерен по классификации Шутова колеблется в пределах 25 - 45%, полевого шпата - 35 - 55%, обломков пород 15-25% (21%), слюд - 0-75%. Полевые шпаты представлены калишпатами и плагиоклазами. Преобладают плагиоклазы среднего и основного состава. Широко распространены полевые шпаты, в значительной степени подвергшиеся процессам выветривания, выщелачивания, карбонатизации. По-видимому, эти процессы протекали как в период транспортировки обломков, так и при диагенетическом преобразовании пород. Обломки пород представлены преимущественно кремнистыми разностями, встречаются обломки основной массы эффузивов, сланцы кварц - серицитового состава и осадочные тонкозернистые и глинистые разности.

Среди слюд преобладает биотит.

Обломки полевого шпата встречаются по всему разрезу пласта АС111,но чаще приурочены к наиболее проницаемым пропласткам.

В пределах пласта прослеживается чаще один, иногда два и более маломощных невыдержанных по площади прослоя песчаников с базальным карбонатным цементом, в которых содержание кальцита достигает 35%.

Отложения пласта AC112 отличаются от пород пласта АС111 , в основном, своим текстурно-структурным характеристикам.

Литологически породы пласта AC11Z представлены мелкозернистым алевритовым песчаником, крупнозернистым и разнозернистым алевролитом. Почти во всех скважинах наблюдается закономерное улучшение коллекторов вверх по разрезу. В этом же направлении улучшается структура пород. Как постепенно переходят в подстилающие аргиллиты.

Песчаники довольно однородны, в то время как для алевролитов характерна слоистость, подчеркнутая глинистым и слюдистым материалом. Содержание обломков в песчаниках высокое - 85 - 95%. Размер обломочных зерен колеблется в пределах 0,02 - 0,25 мм, преобладают зерна размером 0,10 - 0,12 мм. Как правило, всегда присутствует примесь алевритового материала (до 30% и выше). Отсортированность обломков средняя, иногда до плохой. Изредка могут встретиться прослои песчаника, обогащенного не только алевритовым материалом, но и мелкими линзочками и обломками глины, что свидетельствует о наличии кратковременных внутриформационных размывов и пере отложений осадка.

Минеральный состав породообразующих обломков, песчаников и алевролитов мало чем отличается от пласта АС111. Заметно повышено содержание слюдистых минералов, особенно в алевролитах. Глинистая же составляющая песчаников и. особенно, алевролитов существенно отличается как по содержанию, так и по составу глинистых минералов. По данным рентгеноструктурного анализа лишь около половины от глинистой фракции составляет каолинит - 52% (3-87%), на долю другой половины падает хлорит --33% (5-57%) и гидрослюда - 13% (3-47%). Максимальное содержание смешаннослойных минералов не превышает 6 -11 %. а чаше составляет 1 - 3%.

При увеличении содержания глинистой составляющей растет доля хлорита и гидр о слюды в составе глинистой фракции пород. Отдельные прослои незначительной толщины (до 0,5 м) обогащены карбонатным материалом. Прослоями порода обогащается углистым детритом, изредка встречаются и более крупные остатки обугленных растительных обломков.

Таким образом, фациально-седиментационный фактор обусловил основные различия в литологических характеристиках пластов АС111 и AC112 , которые в свою очередь повлияли на коллекторские свойства пород пластов и их нефтенасыщенность.

Открытая пористость изменяется от 14,4 до 26,4% и в среднем равна 20,9%. По продуктивной и водонасыщенной частям разреза емкостные свойства практически одинаковы: средние значения пористости составляют соответственно 21,0% и 20,»%.

По фильтрационным свойствам коллекторы пласта АС111 в основном, относятся к III (частость 38,7%) и IV (частость 56,1%) классам по классификации А.А. Ханина. Проницаемость в среднем по пласту составляет 119x10'3, по нефтенасыщенной и водоносной зонам пласта средние значения Кпр составляет 143*10'3 мкм2 и 56*10'3 мкм2 соответственно.

Коллекторские свойства пласта АС11Z изучены по разрезам всех пробуренных скважин. Лишь в одной из них (скв. 3204) встречены нефтенасыщенные коллектора.

Открытая пористость пород этой части пласта варьирует от 15,3% до 23,9% и в среднем равна 20.0%. По нефтенасыщенной части разреза пласта она несколько выше, чем по водоносной и составляет соответственно 21,2% и 19,6%.

Проницаемость пород изменяется от 1,6 до х 10 "э мкм! т.е. разрез пласта представлен породами III - V классов, в пласте АС112 преобладают породы с Кпр до 30x10 -3 мкм2 - их 61,5%. доля пород с повышенной проницаемостью (более 100*10* м«*-||1 класс) невысокая - 14,8%, тогда как по пласту АС111 частость таких пород существенно отличается: низкопроницаемых меньше -19,4%. а породы III класса встречены чаще - 38,7%. Поэтому и среднее значение Кпр в пласте АС112 получилась ниже, чем по пласту АС111, и равно 30x10 мкм2.

Отличия в фильтрационно-емкостных характеристиках пород отразились и на характере зависимости между основными петрофизическими параметрами коллекторов обоих пластов.

На фильтрационно-емгастные параметры неравнозначно влияет гранулометрия пород. Так, на пористость влияние размерности зерен (при низких содержаниях цементирующего вещества) довольно слабое (R = 0.29). Как песчаники, так и алевролиты могут иметь пористость до 20--21% при разных значениях проницаемости и до полутора раз - по водоудерживающей способности пород. При этом разница может доходить до порядков цифр по проницаемости и до полутора раз - по водоудерживающей способности.

На величину пористости гораздо в большей степени, чем гранулометрия, влияет содержание цементирующего материала в породе, особенно карбонатного (R = --0,78). Самое заметное влияние карбонатизации на проницаемость прослеживается в диапазоне ее изменения 10 - 20%, Дальнейшее увеличение содержания карбонатного материала в породе уже существенно не влияет на коллекторские свойства, так как порода, практически, перестает быть коллектором.

Каолинит характерен для лучших коллекторов, с низким содержанием глинистого цемента. То есть, чем коллектор лучше, тем в его глинистой составляющей больше каолинита. При ухудшении коллекторских свойств растет не только содержание глинистой компоненты в породе, но и ее хлорит-гидрослюдистая составляющая. Состав глинистых минералов более значимо влияет на водоудерживающую способность пород, так как именно они определяют удельную поверхность пор и ее состояние.

Основной продуктивный объект па месторождении пласт АС11 по многим параметрам сопоставим с одноименными пластами на соседних площадях как по генетическим признакам, так и по литологическим характеристикам. Что касается коллекторских свойств пород, то они на Назаргалиевском месторождении существенно превосходят аналогичные пласты на соседних Биттемской и Камынской площадях.

2. Седиментологическое обоснование модели резервуара

Создание геологической модели пласта-резервуара возможно лишь при достаточно детальных литолого-палеогеографических исследованиях, т.к. геологическое строение какого-либо определенного комплекса отложений определяется физико-географической обстановкой осадконакопления.

Для палеогеографических реконструкций важно изучение состава и размеров разного рода включений механических, сингенетических минералов.

Количество разрезов продуктивных пластов, охарактеризованных керном, мало и недостаточно для установления литотипов-коллекторов и их изменчивости по разрезу. Альтернативой керновым данным является метод электрометрической геологии (по B.C. Муромцеву), который по форме каротажных кривых (ПС и ГК) пластопересечений позволяет провести типизацию разрезов по фациальному признаку и трассировании зоны развития пород-коллекторов какой-либо одной фациальной принадлежности по латерапи с примерно сходными фильтрационно-емкостными свойствами.

Характер и теснота петрофизических связей керн-геофизика показывают, что эти виды каротажа достаточно объективно отражают литолого-петрофизические свойства пород-коллекторов разреза. Установлены достаточно тесные связи Lnc с пористостью и проницаемостью коллекторов, между Lnc и количеством песчаной фракции, степенью отсортированное обломочных зерен; между радиоактивностью и глинистостью коллекторов.

Динамические уровни водной среды седиментации устанавливаются обычно по степени сортировки, максимальным и средним размерам обломочных зерен терригенных пород. Постольку между сортировкой, размерами зерен и ФЕС пород во всех случаях устанавливается прямая и достаточно тесная зависимость, то при отсутствии кернового материала гидродинамическая активность водной среды накопления песчано-алевритового пласта оценивается величиной Lnc, которая тем больше, чем энергичнее была динамика воды при осадконакоппении.

Изучение каротажных диаграмм и кернового материала позволило сделать вывод, что по генезису пласт АСц (АСц1 и АСц2) Наэаргалеевского месторождения относится к баровым прибрежным комплексам с характерными для них признаками: треугольной формой кривых ПС, с четкой кровлей, с уменьшением зернистости к подошве пласта, с изменением текстурных особенностей сверху вниз по разрезу от массивных и однородных до слоистых и нарушенных следами сползания и смятия осадков, следами донных животных. Вниз по разрезу увеличивается содержание прослоев глин.

3. Промыслово-геофизические исследования

При разведке нефтяных и газовых месторождений и оценке в них запасов используют результаты изучения керна, а также данные промыслово-геофизических исследований скважин. Особое развитие получили методы электрометрии скважин, которые в комплексе с другими методами позволяют выделять в разрезе проницаемые пласты коллекторы, получать информацию о строении и свойствах коллекторов нефти и газа.

Промыслово-геофизические исследования на территории месторождения проектируются согласно «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах» с учетом специфики проведения ГИС в районах деятельности ОАО «Сургутнефтегаз».

Основной целью проведения геофизических исследований является получение исходной информации для решения следующих геолого-технических задач:

- литологическое расчленение, определение покрышек и корреляции исследуемого геологического разреза.

- выделение в разрезе коллекторов, оценка характера их насыщения, определение водонефтяных (8НК) и газонефтяных (ГНК) контактов.

- определение подсчетных параметров для обоснования объёма запасов углеводородов (пористость, эффективные толщины, коэффициент продуктивности, емкостно-фильтрационные характеристики ласта, коэффициенты расчлененности, песчанистости, глинистости, выделение заводняемых интервалов, оценка текущей, остаточной нефтенасыщенности, оценка характера притока, коэффициента вытеснения) и других параметров выработки запасов и т.д.

- изучение теплового поля земли, определение температуры, геотермического градиента пород; температуры бурового раствора, вечномерзлых пород, выделение зон аномальных пластовых давлений.

- оценка технического состояния ствола скважины, определение диаметра, толщины глинистой корки, каверн, желобов, сальников сопротивления бурового раствора, пространственного положения ствола скважины и ее забоя.

- определение высоты подъема цемента за колонной, оценка качества цементирования колонн и их технического состояния, толщины стенок эксплуатационной колонны, положения муфт, центрирующих фонарей, пакеров и т.д.

- производство взрывных работ в скважинах с целью проведения перфорации колонны, интенсификации притоков и ликвидации аварий.

- сопровождение и определение качества испытания скважин.
Стандартный каротаж включает кривые кажущегося сопротивления и ПС, проводится потенциал - зондом А=0.5 м. Метод применяется для литологического расчленения и корреляции разрезов скважин.

Боковое каротажное зондирование проводится комплексом последовательных градиент- зондов с размерами АО; 0.45; 1,05; 2,25; 4,25; 8,5 и одним обращенным - 2,25 м. Метод применяется для определения удельного электрического сопротивления пластов, сопротивления и диаметра зоны проникновения с целью выделения в разрезе коллекторов, оценки их характера насыщения, фильтрационно-емкостных свойств и количественного определения нефтенасыщения.

Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование применяется для определения удельного электрического сопротивления пластов, сопротивления и диаметра зоны проникновения с целью выделения в разрезе коллекторов, оценки их характера насыщения и количественного определения нефтенасыщения. Метод позволяет оценить характер насыщения маломощных коллекторов и при заводнении нагнетаемыми водами.

Исследование методом потенциалов собственной поляризации проводятся с целью выделения коллекторов, оценки глинистости, фипьтрационно-емкостных свойств пород, литологического расчленения и корреляции разрезов скважин.

Индукционный каротаж применяется для определения удельного сопротивления пластов рп < 30 - 40 Омм. выделения в разрезе коллекторов оценки их характера насыщения и количественного определения нефтенасыщения Метод позволяет определять рп в маломощных прослоях, а также в скважинах, бурящихся на непроводящих растворах.

Микрозондирование применяется для детального корреляции разрезов скважин и выделения проницаемых прослоев.

Микробоковой каротаж проводят в скважинах с целью детального расчленения разрезов скважин и выделения коллекторов.

Боковой каротаж применяется для определения удельного сопротивления пласта в сочетании с индукционным каротажем или отдельными зондами спектрометрии. Наиболее эффективен метод в скважинах, бурящихся на соленых растворах, и в пластах высокого сопротивления.

Резистивиметрия применяется для определения удельного электрического сопротивления бурового раствора и для контроля технического состояния скважин.

Радиоактивные методы (ГК+КНК) предназначены для определения естественной радиоактивности и водородосодержания горных пород (НК). Компенсационный нейтрон - нейтронный каротаж применяется для выделения газонасыщенных пластов.

Гамма - гамма плотностной каротаж применяется для определения плотности и коэффициента пористости продуктивных пластов.

Волновой акустический каротаж применяется для определения плотности и пористости пород, привязки данных сейсморазведки к разрезу бурящихся скважин.

Термометрию проводят с целью изучения теплового поля земли: определение температуры, геотермического градиента пластов; температуры бурового раствора и вечномерзлых пород, технического состояния скважины и высоты подъёма цементного раствора.

Испытатель пластов на трубах проводят с целью определения характера притока и гидродинамических параметров пласта.

Спектрометрический гамма - каротаж применяется для определения литологического состава пород.

Для контроля технологических параметров процесса строительства скважин используется: инклинометрия (ИН) и геолого-технологические исследования (ГТИ): детальный механический каротаж (ДМК), каротаж по давлению (КД), фильтрационный каротаж (ФК), индикация веса бурильного инструмента (ВИ) и газовый каротаж (ГЗК), гидродинамический каротаж (ГДК).

Для контроля параметров технического состояния скважин используется: кавернометрия (KB), цементометрия (АКЦ, ГГМ), локация муфт (ЛМ), метод изотопов, резистивиметрия, термометрия.

Дефектометрия проводится для определения технического состояния скважин, оценки толщины стенки эксплуатационных колонн, определения глубины установки заколонных пакеров, центрирующих фонарей.

Инклинометрия применяется для определения пространственного положения ствола скважины, абсолютных отметок продуктивных и реперных пластов.

Кавернометрия проводится для определения объемов затрубного пространства, выделения коллекторов.

Цементометрия проводится с целью определения высоты подъема и качества схватывания цементного раствора за колонной. Скважины в нефтегазовых залежах исследуются комплексом радиоактивных (ГГМ) и акустических методов (АКЦ).

Локация муфтовых соединений и перфорационных отверстий проводится для привязки муфт колонны, интервалов перфорации к геологическому разрезу, определения забоя скважины.

Метод изотопов используют с целью определения высоты подъема цементного раствора за направлением, за кондуктором, за эксплуатационной колонной и технического состояния скважин.

Геофизические исследования скважин подразделяются на общие, выполняемые в масштабе 1:500, и детальные, выполняемые в масштабе 1:200. Детальные исследования проводятся в интервале залегания перспективных и продуктивных пластов. В разрезе скважин может быть один и более интервалов детальных исследований, в который необходимо включить хотя бы один выдержанный водонасыщенный пласт и покрышки (глины) со стороны кровли и подошвы интервала исследований, используемых в качестве опорного пласта.

Выше между интервалами детальных исследований проводятся общие исследования. В качестве самостоятельной операции в интервале детальных исследований могут проводиться промежуточные каротажи.

С целью сохранения эффективности методов ГИС запрещается применение новых буровых растворов, действие которых на информативность методов ГИС не изучено.

Перфорация объектов проводится с привязкой по ГИС независимо от величины интервалов перфорации, толщины пластов и глубины его зал контролем интервала перфорации.

Обязательный комплекс привязки и контроля интервала перфорации включает: гамма-каротаж, локацию муфт и перфорационных отверстий, термометрию.

Обязательный комплекс исследований испытания объектов включает: гамма-каротаж, локацию муфт и перфорационных отверстий, высокочувствительную термометрию, термодебитометрию, влагометрию. резистивеметрию и плотностнометрию.

Для изучения характера насыщения и гидрогеологических параметров продуктивных пластов, изучения нефтеносности перспективных горизонтов предусматривается опробование и испытание объектов, как в открытом стволе,

Выбор объектов испытания производится по результатам отбора керна и промыслово-геофиэических исследований.

Тип перфоратора и плотность прострела определяются с учетом литологических особенностей пластов и их ко л лекторских свойств.

Выделение коллекторов и определение эффективной мощности пород-коллекторов.

Задача выделения эффективной мощности пород-коллекторов в продуктивных пластах Назаргалеевского месторождения решалась по результатам комплексной интерпретации промыслово-геофизических и геологических материалов, с учетом качественных и количественных признаков. К прямым качественным признакам коллектора, основанным на формировании зоны проникновения в породах коллекторах и формировании глинистой корки, относятся:

- наличие глинистой корки на стенке скважины, устанавливаемое по диаграммам каверномера,

- наличие положительных приращений при невысоких показаниях кривых микрозондирования;

- наличие радиального градиента сопротивлений по данным БКЗ БК МБК.

Коллектора характеризуются средними значениями замеров ГК НКТ АК (дТ), и ГГКп. На кривых ПС напротив коллекторов отмечается отрицательная аномалия потенциалов собственной поляризации.

Размещено на Allbest.ru