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

 

№прил.	Название приложения
1	Схема детальной корреляции по линии скважин № 28, 220, 219, 210, 29.
2	Схема обоснования  ВНК по линии скважин № 29, 28, 33, 220,210.
3	Карта по кровле продуктивного пласта Ю2-3
4	Карта по подошве  продуктивного пласта Ю2-3
5	Карта эффективных  нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта Ю2-3
6	Карта эффективных  толщин продуктивного пласта Ю2-3
7	Детальный геологический  профиль

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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.