p align="left">Свита названа по р. Васюган на Западно-Сибирской равнине. Выделена В. Я. Шерихорой в 1961г. и входит в полуденную серию. Мощность свиты от 40 до 110 м. Свита содержит аммониты рода Quenstedticeras, фораминиферы видов Recurvoides scherkalyensis Lev., Recurvoides singularis Lutova, Ammobaculites tobolskensis Levina, Globulina alexandrae Dain; отпечатки мелких раковин брахиопод; отпечатки двустворок и белемнитов; пыльцу Classopollis, двухмешковую пыльцу хвойных растений, пыльцу Eucommiidites, Caytonia (Vitreispotes), споры тропических папоротников Motomisporifes phlebopteroites, Dipteridaceae, редкие остатки Yleichenia и др. (по материалам О. Н. Костеши). Отложения васюганской свиты согласно залегают на отложениях тюменской и вскрыты всеми скважинами описываемой территории. Свита четко выделяется в разрезах изучаемых скважин, хорошо прослеживается по латерали и подразделяется на две подсвиты, сложенные разнофациальными (преимущественно морскими) отложениями, сформировавшимися в процессе двух трансгрессий - келловейской (нижневасюганская подсвита), позднеоксфордской части верхнеюрско-валанжинской (верхневасюганская подсвита) -- и кратковременного периода континентального режима осадконакопления между ними.

Нижневасюганская подсвита сложена относительно глубоководно-морскими глинистыми породами - аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми с редкими, тонкими прослойками светло-серых алевролитов. Она хорошо выдержана по простиранию, мощность ее около 35 м. Это время наступления моря на сушу. Судя по литологическому составу и органическим остаткам (отпечатки раковин аммонитов, комплексы фораминифер Recurvoides scherkalyensis, Recurvoides singularis; споро-пыльцевые комплексы хорошей сохранности), проводя аналогию с современными морскими бассейнами, можно сделать предположение, что эта область относительно глубоководного шельфа.

Верхневасюганская подсвита преимущественно песчанистая содержит комплексы фораминифер Ammobaculites tobolskensis, Globulina alexandrae, отпечатки раковин брахиопод, двустворок плохой сохранности, палинокомплексы, видовой состав которых унаследован от келловейской флоры, но с уменьшением их количества и плохой сохранностью. Эти данные свидетельствует о существовании в то время мелководного морского бассейна. Подсвита представляет собой региональный нефтегазоносный горизонт Ю1, являющийся основным продуктивным объектом практически на всех месторождениях Томской области. В объеме горизонта на территории исследования выделяются пласты Ю11, Ю12, Ю1М и Ю13, каждый из которых продуктивен в той или иной скважине. Мощность подсвиты составляет около 65-70 м.

Пласт Ю13 образовался при слабой регрессии морского бассейна в прибрежно-морских условиях (по аналогии с современными морскими бассейнами, это область мелководного шельфа) -- крупный палеодельтовый комплекс. Об этом свидетельствуют остатки растительного детрита, которые вероятно были снесены речными потоками с близлежащей суши, зерна хлорита, остатки морской фауны плохой сохранности и форма кривой ПС (скв. 10P, 26Р, 25Р, 30Р Двуреченского и скв. 216Р, 214Р, 102 Крапивинского месторождений). Пласт Ю13 имеет в целом нехарактерны для юрских коллекторов Томской области аномально высокие фильтрационно-емкостные характеристики, по которым разделяется на две пачки: низкопроницаемую пачку Б, представляющую собой собственно дельтовые отложения и высокопроницаемую пачку А -- отложения баров. Пачка Б образовалась при спокойном гидродинамическом режиме и быстром процессе седиментации, при котором шла слабая проработка обломочного материала; отсюда и ухудшение коллекторных свойств. Об этом свидетельствуют неполная углефикация и хорошая сохранность растительных остатков, высокое содержание глинистого цемента в песчаниках. Пачка А, наоборот, образовалась при интенсивной проработке материала вследствие высокой гидродинамической активности среды седиментации; отсюда и повышенные фильтрационно-емкостные характеристики.

Выше по разрезу залегает межугольная ритмотолща (пласт Ю1М), которая сверху и снизу ограничена угольными пластами (углистыми аргиллитами). Отложения пласта сформировались в период континентального режима региона.

Верхнюю часть горизонта Ю1 составляет надугольная толща (пласты Ю12, Ю11), сформировавшаяся в период трансгрессии моря и представленная морскими фациями. Об этом свидетельствует литологический состав (породы, представленные переслаиваемыми аргиллитами темно-серыми, плитчатыми с редкими включениями пирита и песчаниками серыми мелкозернистыми неслоистыми глинистыми; алевролитами серыми с голубоватым оттенком, участками известковистыми с глауконитом), остатки морской фауны (отпечатки белемнитов) и форма кривой ПС.

Принимая во внимания эти данные, можно сделать вывод, что келловейская трансгрессия оказалась более мощной, чем верхнеюрско-валанжинская и, следовательно, верхневасюганская подсвита образовалась в более мелководных условиях.

Глава 3. Анализ основных уравнений оценки ФЕС и насыщения коллектора

а) Записать уравнения и построить графики.

Уравнения для Томской области:

Кп = 0,1006*апс + 0,091;

Рп = 1,493*Кп-1,6;

Кв = 1,005*Рн-0,626;

Уравнения для района - Каймысовский свод:

Кп=0,126апс+0,084

Рп=1,148Кп-1.67

Кв=0,93Рн-0.54

Уравнения для месторождения - Озерное:

Кп=0,1205апс+0,07;

Рп=0,922Кп-1.745;

Кв=1,023PH-0.64;

бпс - меняется от 0 до 1.

		Для Томской области	Для свода	Для месторождения
бпс	Рн	kп	Рп	kв	kп	Рп	kв	kп	Рп	kв
0	1	0,091	69,11838	1,005	0,084	71,84482	0,93	0,07	95,50692	1,023
0,25	2	0,11615	46,77664	0,65121	0,1155	42,21142	0,639627	0,100125	51,14277	0,656472347
0,5	4	0,1413	34,18475	0,421965	0,147	28,21772	0,439917	0,13025	32,31795	0,421266805
0,75	10	0,16645	26,30303	0,237775	0,1785	20,40357	0,268215	0,160375	22,47851	0,234355761
1	40	0,1916	21,00037	0,099834	0,21	15,55377	0,126873	0,1905	16,64616	0,09650665

Для зависимости Кп - бпс можно сделать следующие выводы. Получившиеся при построении графики, близки по своим значениям. Однако график, приведенный для месторождения, расположен ниже других. По месторождению пористость глин наибольшая, на что указывает коэффициент «b» в аналитическом выражении, чувствительность коэффициента пористости к глинистости - средняя (на что указывает средний угол наклона кривой, а также коэффициент «а» в уравнении).

Кривые, построенные для зависимости Рп - Кп, незначительно отличаются друг от друга для рассматриваемых участков. Однако кривая, построенная для месторождения лежит ниже всех остальных, следовательно и значения Рп для месторождения будут ниже. Как известно Рп прямо пропорционально связан с свп, значит, чем меньше параметр пористости, тем меньше и свп. Удельное сопротивление глинистого водонасыщенного коллектора в значительной степени зависит от соотношения электропроводности ДЭС, формирующегося в окрестности поверхности глин, и электропроводности свободного электролита, а также от объемного распределения этих компонентов. В большинстве случаев электропроводность ДЭС выше, что приводит к занижению свп глинистого коллектора водонасыщенной породы.

По зависимости Рн - Кв можно сказать, что все три зависимости схожи. По геометрии порового пространства, за которое отвечает коэффициент а, наиболее сложное по месторождению и области.

б) Что означает каждый из коэффициентов в уравнениях. Можно ли говорить о каких-то литолого-физических особенностей коллекторов Томской области и их различиях на отдельных месторождениях?

Кп = а*бпс + b;

а - коэффициент, указывающий на чувствительность коэффициента пористости к глинистости;

b - коэффициент, указывающий на пористость глин.

Рп = а*Кп-m;



а - коэффициент, изменяется от 0,4 до 1,6;

m - показатель цементации для неглинистых пород;

m = 1,3-1,4 - хорошо отсортированные пески и слабо сцементированные песчаники;

m = 1,8-2,0 - сцементированные песчаники и известняки с межгранулярной пористостью;

m < (1,8-2,0) - с трещиноватой пористостью;

m > 2,0 - с кавернозной пористостью.

Рн = а*Кв-n;

а - константа коллектора, коэффициент, указывающий на сложность геометрии пор (чем он больше, тем сложнее геометрия пор);

n - константа коллектора, показатель, характеризующий крутизну кривой, зависит от степени цементации;

1) межзерновые гидрофильные коллекторы:

n = 1,3-1,6 - глинистые терригенные;

n = 1,8-2,0 - хорошо сцементированные слабоглинистые терригенные и карбонатные;

2) коллекторы со сложной геометрией пор:

n = 1-1,3 - кавернозные породы;

n >> 2 - трещиноватые породы;

3) гидрофобные коллекторы:

n > 2 и тем больше, чем больше гидрофобность коллектора.

Поскольку в уравнениях есть различие в коэффициентах, значит, существуют различия в типах коллекторов, поэтому можно говорить о литолого-физических особенностях месторождения, коллекторов Томской области и их различиях.

По свободному члену в уравнении Кп (равном 0,091) можно говорить о том, что наибольшей пористостью обладают породы по области, но чувствительность коэффициента пористости к глинистости в этом случае наименьшая (коэффициент а в уравнении - наименьший).

в) Для граничных значений пористости коллектора горизонта Ю1 (10 - 20)% используя уравнения месторождения определите соответствующие им значения бпс, Кгл и Кпр, а также W, Рп при полном водонасыщении и при Кв = 0,5. Совпадает ли вычисленный интервал Кпр с приведенным в тексте?

Кп = 0,1205*?пс + 0,07; ?пс = (Кп - 0,07)/0,1205

Кгл=0,4346-0,3846?пс

lgКпр=3,27?пс - 1.261; Кпр = 10^(3,27*Кп - 1,261)

W= Кп· Кв

Рп=0,922Кп-1.745

kп	kв	бпс	kгл	Kпр*10-3 мкм2	W	Рп
0,1	0,5	0,248962656	0,338849	0,3573616	0,05	51,25437
0,2	1	1,078838174	0,019679	184,8420727	0,2	15,29092

Часть вычисленного интервала Кпр попадает в интервал, приведенный в тексте.

Глава 4. Анализ граничных значений параметров

а) Каким граничным значениям Кп, Кгл и Кпр соответствуют приведенные критерии коллектора по бпс?

Граничные значения:

- для газ - нет;

- для нефти бпс = 0,43.

Кп = 0,1205*?пс + 0,07 = 0,121815;

Кгл=0,4346-0,3846?пс = 0,269222;

lgКпр=3,27?пс - 1,261; Кпр = 10^(3,27*Кп - 1,261) = 1,396689924.

б) Метод сопротивления является единственным методом определения характера насыщения коллектора. Почему в критериях получения нефти сп зависит от бпс? Используя обобщенные алгоритмы, определите минимальное значение сп, выше которого порода, являющаяся коллектором, будет отдавать чистую нефть. Сравните с критерием нефти вашего месторождения.

Содержание глинистого материала в породе определяется коэффициентом бпс. Повышение глинистости увеличивает удельную поверхность, а значит, изменяется поверхностная проводимость. Коэффициент поверхностной проводимости зависит от содержания глинистого материала в породе и удельного сопротивления поровой воды.

Используя обобщенный алгоритм, определяем минимальное значение сп, которое вычисляется по следующей формуле: п2,4пс+3,4; так как критерий коллектора для нефти ?пс?0,43, а критерий получения чистой нефти - ?пс<0,65, которому соответствует приведенная выше формула для вычисления удельного сопротивления.

п2,4*0,43+3,4= 4,432 - минимальное значение п, выше которого порода, являющегося коллектором должна отдавать нефть. Данный критерий не подходит для Озерного месторождения, где сп?4,5 Ом*м.

в) Приняв, что структура порового пространства коллектора вашего месторождения аналогична одному из образцов Крапивинского месторождения, определите, при каких значениях Рн и сп из коллектора будут получены: чистая нефть, нефть с водой, вода с нефтью, чистая вода?

Номер образца 201/15.

Номер образца	Кв.св.	К*в	Кв.кр	К**в	Кпр*10-15м2	Кп	Рп
205/12	0,28	0,36	0,53	0,69	129,3	19,2	17,5

Рп = свп / св; свп = Рп*св; св = 0,075 Ом*м

свп=17,5*0,075= 1,3125 Ом*м

Кв=1,023*Рн-0.64; Рн=(1.023/Кв)1,5625;

Рн = снп / свп; снп = Рн*свп.

- чистая нефть: Рн= 7,57- 5,11; снп = 11,22- 7,57;

- нефть с водой: Рн = 5,11 - 2,79; снп = 7,57 - 4,14;

- вода с нефтью: Рн = 2,79 - 1,85; снп = 4,14 - 2,74;

- чистая вода: Рн < 1,85; снп < 2,74.

Глава 5. Емкостные показатели пород в прискважинной области

При интерпретации данных ГИС иногда возникают затруднения, связанные с расхождениями показателей свойств породы, оцениваемых по данным различных методов каротажа или по данным исследований, выполняемых в различное время.

Ранее уже отмечалось, что, в отличии от зарубежной технологии, в практике российского каротажа не всегда принимаются во внимание возможные изменения емкостных свойств пород в прискважинной области и связанные с этим расхождения показаний приборов.

Формирование - зон в прискважинной области пласта

При бурении горные породы подвергаются различным воздействиям, в результате которых свойства пород в прискаважинной области (-зоне) претерпевают различные изменения, характер и интенсивность которых определяются характеристкиками породы (литологический состав, пористость, характер насыщенности, глубина залегания и др.), условиями их вскрытия и временем с момента вскрытия бурением [3].

Ограничимся рассмотрением ситуаций, наиболее типичных для нефтенасыщенных терригенных пород. В коллекторах со значительным содержанием глинистого материала наиболее вероятно формирование в прискаважинной области зоны набухания (ЗН). Для песчаников, включая песчаники с незначительным содержанием рассеянной глины (kгл < 0,10 отн. ед.) в -зоне, кроме зоны проникновения (ЗП), возможно формирование зоны разуплотнения (ЗР) и зоны уплотнения (ЗУ). При формировании ЗН в - зоне глин увеличивается продольная электропроводимость (за счет ?kпв) и возрастает анизотропия. При формировании ЗР в -зоне песчаников увеличивается величина пористости (kп = kп + ?kп), а при формировании ЗУ увеличивается содержание рассеянной глинистости (kгл = kгл + ?kгл). Формирование ЗУ в продуктивных пластах сопровождается образованеием на периферии - зоны окаймляющей зоны (ОЗ) пониженного УЭЭС [5].

Установлено, что при бурении эксплуатационных скважин породы в прискважинной области в различной степени преобразуются, и только незначительная их часть (~ 2%) сохраняет свои свойства неизмененными |2). Изменения свойств породы (?kпв,? kП, ?kгл) в -зоне происходят с различной интенсивностью во времени (рис. 1), зависящей от стадий формирования измененных зон (начальная, промежуточные, заключительная). В заключительной стали формирование V-зоны характеристики породы в фиксированных слоях прискважннной области стабилизируются и в дальнейшем изменяются очень медленно, в том числе и толщина слоя -зоны (rv), включая толщину слоя ОЗ (r*). На заключительной стадии формирования V-зон величины УЭС и rv в прискважинной области, как правило, значительно отличаются (в 2 и более раз) от тех же величин на начальной стадии.

Все возможные ситуации состояния прискважинной области со сходными геометрическими размерами V-зоны (rv) можно условно разделить на четыре группы: А, B, C и Д Ситуации, при которых в прискважинной области отсутствуют измененные зоны (гу = 0), отметены к группе А. К группам В и Д отнесены ситуации, при которых соответственно rv > 0,4 м и rv < 0.2 м Все остальные ситуации отнесены к группе С (0,2 м ? rv ? 0,4 м) Установлено, что наибольшее число ситуаций относится к группе С (~60%). Ситуации, относящиеся к группе В, составляют 26%.

Наличие V-зон и емкостные свойства пород

Установить наличие или отсутствие V-зон в прискважинной области и достоверно оценить емкостные показатели пород можно при использовании определенного набора методов ГИС. Используемые измерительные установки и приборы должны по информационной глубинности исследовании удовлетворять специальным требованиям [4].

При наличии V-зон пористость нефтенасыщенной породы оценивают с учетом принадлежности исследуемой ситуации к той или иной группе (А, В, С, Д) Прежде всего устанавливают, к какой группе относится состояние прискважинной области исследуемого пласта Это можно сделать, например, по результатам обработки данных электрометрии (ЭМ), позволяющих установить характер изменения электрических свойств породы в прискважинной области.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты обработки данных ВИКИЗ позволяющие установить, как изменяются электрические свойства породы (рпv, рп* рп), и определить толщины слоев V-зоны (rv = 0,3 м) и ОЗ (r* = 0.08 м). Исследуемая ситуация по данным ЭМ относится к группе ситуаций С.

Значения УЭС усредненные для V-зоны (pпv = 22 Ом*м), относят к расстоянию r1 = 0,4 * rv, усредненные значения УЭС для ОЗ

(pп* = 14 Om*m) - к расстоянию r2 = (rv - 0,5* r*). Значение УЭС для неизмененной части пласта (рп - 32 Ом * м) относят к расстоянию r3 = 1,3*rv. Все параметры и показатели породы, которые будут в последующем определяться с использованием показателей рпv,рп*,рп, необходимо относить к вышеуказанным расстояниям соответственно r1, r2 и r3. Кроме данных ЭМ (рпv,рп*,рп, rv и r*) а рассматриваемом примере для определения емкостных показателей породы в пределах V-зоны и за ее пределами используют данные трех методов пористости нейтронного (НМ. WпНМ), гамма-гамма-плотностного (ГГМ, дпГГМ) и акустического (AM. tпАМ). Для учета возможного содержания в порах породы рассеянной глины (kгл) привлекают данные стандартных методов (ПС, ГМ и т. п.), а также используют петрофизические и статистические данные, например, значения остаточной водонасыщенностн (kпво), коэффициенты набухания (б) глин и др.

Для рассматриваемого примера результаты определения емкостных показателей породы в V-зоне и за ее пределами приведены в табл 1 и 2. Варианты графического представления результатов интерпретации данных полного комплекса методов ГИС, приведенных в табл. 1 и 2 показаны на рис. 3. Как следует из представленных данных, V-зона пласта в слое rv = 0,3 м содержит ЗП (?kпв = 0,04 отн. ед.), ЗУ (?kп = 0.04 отн. ед.). ЗУ (?kгл = 0,05 отн. ед.) и ОЗ толщиной r* = 0,08 м.

Полученные на момент проведении ГИС данные (табл. 1 и 2, рис. 3) надежно характеризуют состояние прискважинной области пород и позволяют с высокой достоверностью решать различные геолого-промысловые задачи.

V-зоны и добывные возможности коллекторов

При оценке продуктивных пластов данные ГИС позволяют устанавливать факторы, влияющие на их потенциальные добывные возможности.

В |2, 4, 5] рассмотрены отличительные особенности формирования ЗУ в V-зоне. Отмечено, что при внедрении глинистых частиц (?kгл) в поры коллектора в пределах V-зоны снижается эффективная пористость (?kпэф). Это происходит как за счет внедряющейся в пласт глины (?kгл), так и за счет воды, связываемой этой глиной. Следовательно, параметры ЗУ можно использовать для оценки снижения эффективной пористости в V-зоне: ?kпэф = (1 + б)* ?kгл, где б*?kгл = ?kПВОэф. В отличие от ЗУ, в ЗР (?kп) повышается эффективная пористость. В свою очередь, изменение эффективной пористости ведет к изменениям проницаемости и добывных возможностей коллектора. При формировании ЗУ добывные возможности уменьшаются в среднем в 1,6 раза [2].

Необходимо указать на принципиальные ограничения возможностей ГИС. заключающиеся в том, что рассеянная глина (kгл) в порах породы по УЭС (рпЭМ) и по нейтронной влажности (wпНМ) эквивалентна содержанию некоторого количества (kпв) пластовой воды или фильтрата бурового раствора. По этому установить наличие в прискважинной области ЗУ (?kгл) и достоверно оценить емкостные свойства породы лишь по данным комплекса ЭМ+НМ, в силу указанных ограничений, невозможно.

Результаты интерпретации только данных ЭМ+НМ содержат многочисленные неточности и погрешности. По этим данным V-зоне пласта для ситуации, рассмотренной в предыдущем разделе, выделяются только ЗП и ОЗ, емкостные показатели определяются неверно (табл.3 и рис. 4).

Заключение

Задача выделения коллекторов является составной частью задачи литологического расчленения, однако ввиду практической важности ее рассматривают как самостоятельную. Петрофизическая основа решения задачи--граничное значение Кп, Кгл и других параметров породы, характеризующее границу коллектор--не коллектор. Зная граничное значение Кпгр или Кглгр, проводят на диаграмме этого параметра, полученной для данного разреза способом кросс-плотов или каким-либо другим, линию, параллельную оси глубин, соответствующую Кпгр или Кглгр, после чего характеризуют его как коллектор или не коллектор.

Оценка характера насыщения коллектора и выделение продуктивного коллектора выполняются путем сравнения удельного сопротивления сп пласта-коллектора с его удельным сопротивлением свп при полном насыщении пластовой водой. Если сп < свп --коллектор водоносный; если сп > свп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным. Пласт считают продуктивным при условии сп > спкр н, где спкр н-- критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора. Величину спкр н и соответствующее значение Рнкр н устанавливают с помощью зависимости Рн= f(Кв), в соответствии с величиной Квкр н, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть--вода или газ--вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.

Список литературы

1. Геологическое строение и полезные ископаемые Западной Сибири: Новосибирская, Томская и Омская области.

Т.1. Геологическое строение. 1999. - 228 с.

Т.2. Полезные ископаемые. 1998. - 254 с.

2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.

Т.2. Западно-Сибирская нефтегазовая провинция. - 1996. - 352 с.

3. Нефтегазовая энциклопедия / под реакцией Вадецкого. - М.: Нефть и газ, 2002 г. (в трех томах).

Т.1. А - И; Т.2. К - П.

4. Добрынин В.М. и др. Петрофизика: учебник для вузов. М.: Недра, 1991.- 368 с.

5. Сваровская Н.А. Физика пласта. Учебное пособие. ТПУ, 2003. - 155 с.

6. Журнал «Каротажник» выпуск 75.

Страницы: 1, 2

Голосование

Как вы оцениваете работу нашего сайта? Отлично Хорошо Нормально Плохо Результаты