Т.С. Рычкова
ОАО НК "Таркосаленефтегаз"
В настоящее время в разработку все больше вовлекаются месторождения с небольшими запасами углеводородов. Зачастую такие месторождения слабо изучены, характеризуются сложным строением залежей и низкими коллекторскими свойствами.
Освоение небольших месторождений требует значительных капитальных вложений. Слабая изученность малых месторождений выражается в недостаточности накопленного геолого-геофизического материала полученного при разведке месторождений, плохом качестве имеющихся материалов, не полной и некачественной интерпретации этих данных.
Большая часть запасов в подобных месторождениях сосредоточена в пластах с эффективной нефтенасыщенной мощностью менее 3-4м, с высокой степенью изменчивости коллекторских свойств, залежи осложнены наличием газовых шапок и близко расположенными водонасыщенными горизонтами. Все это приводит к неверному представлению о строении залежей, коллекторских свойствах пластов их неоднородности и ошибочной модели распространения углеводородов. В связи с этим потребность в большом количестве вариантов, большей свободе технологических решений и вместе с тем уменьшение финансовых и других потерь в результате ошибочных действий, особенно на стадии ввода в пробную эксплуатацию месторождения стоит очень остро.
Южно-Пырейное месторождение находится на стадии доразведки. При подготовке данных для построения геологической модели возникли вопросы по качественной и количественной оценке притока. Почти во всех скважинах либо состав притока не соответствует характеру насыщения по ГИС, либо дебит не соответствует коллекторским свойствам. По полученным данным производился расчет параметров, который брался за основу для составления карт и подсчетных планов. С целью получения новых более точных данных о продуктивных пластах для построения геологической модели, составления проекта доразведки, а в дальнейшем составления эффективной технологической схемы разработки Южно-Пырейного месторождения первым этапом работ стала повторная интерпретация ГИС.
Необходимость проведения таких работ возникла вследствие неоднозначности результатов испытания разведочных скважин на Южно-Пырейном месторождении, не сформировавшейся геологической модели месторождения, неясности проектных решений, а также из-за осложнений при освоении разведочных скважин старого фонда.
Примеры расхождений данных ГИС по скважинам, результатам испытания и подсчетным планам :
· Коллекторские свойства по ГИС не соответствуют данным испытания;
· Не точно определена эффективная мощность пласта;
· Абсолютные отметки интервала испытания соответствуют нефтенасыщенному коллектору в других скважинах, а при испытании получена вода;
· Не определен источник поступления воды в интервал испытания;
В связи с вышеперечисленными причинами для построения более точной и информативной геологической модели Южно-Пырейного месторождения была произведена переинтерпретации материалов геофизических исследований разведочных скважин. Переинтерпретацию ГИС производило ОАО "Пурнефтеотдача".
Для обработки и интерпретации данных ГИС использовались следующие программные продукты:
· программа "ЭКАР"- оценка качества методов электрометрии и ИК (поточечная и попластовая) и корректировка диаграмм;
· программа "ГеоПоиск" (Институт кибернетики НАНУ) - определение удельного электрического сопротивления пласта и зоны проникновения, определение коэффициентов пористости, проницаемости, водонасыщенности.
Методика интерпретации ГИС состоит из:
· выделения коллекторов;
· оценки их характера насыщения;
· определения пористости и нефтенасыщенности.
Выделение коллекторов в пластах БУ на месторождении проводилось по общепринятой методике по качественным признакам с использованием всего комплекса ГИС. По микрозондам, каверномеру, ПС выделялись коллекторы, границы которых уточнялись по фокусированным методам. Вмещающие плотные и глинистые пласты исключались из эффективных толщин по диаграммам МК, БК, МБК, КВ, РК и АК.
Оценка насыщения коллекторов продуктивных отложений основывалась на определении УЭС пласта и сравнении его с критическими величинами, выше которых при испытании получены безводные притоки нефти. Удельное электрическое сопротивление пластов определялось по комплексу БКЗ-БК-ИК по общепринятым методикам. Данные испытания для всех опробованных пластов подтверждают оценку насыщения по ГИС.
После проведенной переинтерпретации данных геофизических исследований был выявлен ряд объектов ранее не учтенных и соответственно не вошедших в подсчет запасов. Выявленные объекты ранее не испытывались.
Одной из таких скважин стала скважина N216 (рис.1) Южно-Пырейного месторождения. При повторной интерпретации данных ГИС было определено, что пласты ранее охарактеризоранные как неколлектор продуктивны. Эффективная мощность выявленных пластов составила от 1,1 до 6 м. Сравнительная характеристика параметров пласта полученных при интерпретации данных ГИС с соседними скважинами приведена в таблице 1.
Таблица 1
| Скв. | Пласт | Нэф., м | Кпор,% | Кпр,мД | Кнг,% | Кгл,% | Дебит, м3 | Насыщение по ГИС |
| 216 | БУ 16-02 | 6 | 16,6 | 6 | 63,5 | 13,3 | Не испытан | нефть |
| 215 | БУ 16-02 | 6,4 | 15,1 | 12,3 | 59,1 | 20 | 16,68 | нефть |
| 216 | БУ 20-1н | 2,2 | 13,4 | 1,2 | 61,1 | 57 | Не испытан | нефть |
| 209 | БУ 20-1н | 9,8 | 15,5 | 4,7 | 75,4 | 12,8 | 155 | нефть |
| 227 | БУ 20-1н | 5,6 | 13,5 | 0,5 | 63,9 | 27,4 | 12,24 | нефть |
Ранее скважина N216 не вошла в подсчет запасов углеводородов ни по одному из продуктивных пластов. После проведенной переинтерпретации ГИС прирост запасов нефти по категории С2 составил 0,9 млн. тонн.
Повторная интерпретация геофизических данных позволила уточнить насыщение выявленных объектов, выделить ранее не выделенные объекты в продуктивных пластах и подготовить уточненную базу геофизических данных для построения геологической модели.
|
БУ 16-02 |
БУ 20-1н |
Рис.1. Структурные карты продуктивных пластов Южно-Пырейного месторождения.
Список литературы
Для подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://www.laboratory.ru/
Похожие работы
... , в основном, хорошего качества. Расхождение в показаниях не превышает 5%. Кавернограммы преимущественно хорошего качества, погрешность измерения диаметров скважин не превышает 1,5 см [10]. 6. ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Основными задачами при изучении геологического разреза нефтяных и газовых скважин является: 1) расчленение разрезов на пласты ...
... нового типа аппаратуры - автономного прибора акустического каротажа АК-Г, было принято решение о его испытании и широком применении при геофизических исследованиях в горизонтальных скважинах Федоровского месторождения Западной Сибири. Автономный скважинный прибор акустического каротажа АК-Г предназначен для измерений параметров распространения продольной и поперечной волн в скважинах, включая ...
... контур с аэратором, который представляет собой сосуд или трубку с большим числом мелких отверстий, обеспечивающих барботирование газовоздушной смеси через буровой раствор. Рис. 1. Схема газометрии скважин. / — дезагазотор: / — желоб буровой; 2 — корпус дегазатора; 3 — электродвигатель дегазатора; 4 — лопастная вертушка; // — газовоздушная линия от дегазатора к станции;. /// — суммарный ...
... (кимберлиты, лампроиты) и сопровождающихся процессами брекчирования, катаклаза, милонитизации и метасоматоза. Наиболее крупные глубинные разломы, прослеживающиеся на Шангулежской площади - Присаянский глубинный разлом, отделяющий структуру Восточного Саяна от Сибирской платформы, и субпараллельный ему Очкосовский, осложняющий восточную границу Бирюсинского купола. 4.2 Ураноностность площади. В ...
0 комментариев