Комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважин с целью оценки нефтеносности разрезов Игольско-Талового месторождения (Томская область)

АННОТАЦИЯ

В выпускной квалификационной работе рассмотрены: общая, проектная, специальная и технико-экономическая части, в которых отражена изученность, а также особенность строения Игольско-Талового месторождения.

Общая часть содержит сведения о географическом положении, климатических особенностях Томского района, а также дана характеристика и его геологическое строение.

В проектной части производится выбор района работ, комплекса геофизических методов, применяемых на данном месторождении, и его обоснование. Рассматривается методика и техника проведения геофизических исследований в скважинах, методика калибровки оборудования и интерпретация геофизических данных.

В специальной части проекта производится построение модели пласта Ю₁² Игольско-Талового месторождения.

Технико-экономическая часть включает главы, которые отражают организационно-экономические вопросы проведения геофизических работ, расчет и обоснование стоимости проекта, а так же применяемые мероприятия по обеспечению экологической устойчивости и безопасности жизнедеятельности при выполнении работ.

THE SUMMARY

In final qualifying work are considered: the common part, the design project part, a special part and technical and economic part in which the level of scrutiny is reflected, and also feature of structure Igolsko-Talovogo`s site.

The common part contains data about a geographical position, climatic features of Tomsk area, and also the characteristic and its geological structure.

In the design project part is choose an area of works, a complex of the geophysical methods applied on the site, and its substantiation is made. There is considered method of application and verification technique of geophysical researches in well, a technique of calibration of the equipment and interpretation of geophysical data.

In a special part of the project, the model of layer Ю₁² IgolskoTalovogo`s site is constructed.

The Technical and economic part includes chapters which are reflected organizational-economic questions of carrying out of geophysical works, calculation and a substantiation of value of the project, and also applied provisions for the needs of the ecological stability and products safety at the time of accomplishment of works.

Задание на дипломное проектирование Аннотация

The summary

Геологическое задание Контракт № 5512

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономический очерк района

1.2 Геолого-геофизическая изученность

1.3 Геологическое строение района

1.3.1 Стратиграфия

1.3.2 Тектоника

1.3.3 Нефтеносность

1.4 Петрофизическая характеристика продуктивных пластов Игольско-Талового месторождения

1.5 Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор участка работ

2.2 Априорная ФГМ объекта

2.3 Выбор методов и обоснование геофизического комплекса

2.4 Методика и техника проведения геофизических работ

2.5 Метрологическое обеспечение работ

2.6 Интерпретация геофизических данных

2.6.1 выделение коллекторов по прямым и качественным признакам

2.6.2 выделение коллекторов по количественным признакам

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Модель пласта Ю12 Игольско-Талового месторождения по данным фазовых проницаемостей и электрического параметра насыщения

3.1.1 Относительные фазовые проницаемости и развитие обводнения притока

3.1.2 Расчет относительной фазовой проницаемости З.2 Актуальная зарубежная публикация на тему ВКР: «Общие сведения о нефти»

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Организационно-экономический раздел

4.1.1 Технико-экономическое обоснование продолжительности работ по проекту

4.2 производственная и экологическая безопасность при проведении геофизических работ

4.2.1 Производственная безопасность

4.2.1.1 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

4.2.1.2 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению

4.2.2 Пожарная и взрывная безопасность

4.2.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

4.2.4.Экологическая безопасность

4.3 Смета расходов на проектируемые работы Список использованной литературы Приложения МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РФ Территориальное агентство по недропользованию по району Томской области УТВЕРЖДАЮ Руководитель территориального агентства по Томской области

_______________

«____» ____________ 2009 г.

Раздел плана: геофизические работы в скважинах.

Полезное ископаемое: нефть.

Наименование объекта: Игольско-Таловое месторождение.

Местонахождение объекта: Томская область Источник финансирования: ООО «Томскнефть ВНК».

Геологическое задание

на проведение геофизических исследований в скважинах Цель работ: литологическое расчленение разреза и выделение пластов коллекторов. Определение фильтрационно-емкостных свойств и оценка характера насыщения на Игольско-Таловом месторождении.

Геологическое задание на проведение геофизических исследований в скважинах предприятию ООО «ТомскГазпромГеофизика», комплексной партии № 12. Интервал исследования в продуктивной части скважин — в масштабе 1:200.

Геологические задачи:

1. Литологическое расчленение разреза и выделение пластов коллекторов;

2. Оценка характера насыщения;

3. Определение коллекторских свойств;

4. Определение водонефтяного контактов.

Методы исследования:

Стандартный каротаж (КС), метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), боковой каротаж (БК), микробоковой каротаж (МБК), индукционный каротаж (ИК), резистивиметрия, боковое каротажное зондирование (БКЗ), микрокаротажное зондирование (МКЗ), кавернометрия, радиоактивный каротаж (ГК, НКТ), кавернометрия и инклинометрия.

Последовательность работ:

1. Составление проектно-сметной документации;

2. Транспортировка;

3. Полевые работы (каротаж);

4. Камеральные работы (интерпретация).

Форма отчетности: письменный отчёт, графический материал в виде каротажных диаграмм и заключение по скважинам.

Начало работ «____» _________ 2009 года.

Окончание работ «____» _________ 2009 года.

Начальник отдела региональной геологии

«____» _________ 2009 года.

Контракт № 5512

на проведение геофизических работ на Игольско-Таловом месторождении г. Стрежевой «____» __________ 2009 г.

ООО «ТомскГазпромГеофизика», именуемое в дальнейшем «Подрядчик», в лице Генерального директора ________________________, действующего на основании Устава предприятия, с одной стороны, и Компания ОАО «Томскнефть ВНК», именуемое в дальнейшем «Заказчик», в лице Генерального директора ________________________, действующего на основании Устава компании, с другой стороны, заключили настоящий контракт о следующем:

1. Предмет контракта.

1.1. Предметом настоящего договора является проведение геофизических работ на Игольско-Таловом месторождении, скважины № 1306, 1408, 3002.

1.2. Работа по настоящему контракту выполняется в соответствии с программой исследований и геологическим заданием, утвержденными Заказчиком.

Работы, не предусмотренные настоящим контрактом, но необходимые для его исполнения, оформляются Дополнительным соглашением.

1.3. Заказчик может вносить необходимые изменения в контракт или прекращать действие контракта при условии оплаты подрядчику фактически выполненных работ.

2. Стоимость работ и порядок расчетов.

2.1. За выполненную в 2009 году работу согласно настоящему контракту Заказчик уплачивает Подрядчику 146 833,924 рублей в соответствии с утвержденным сторонами Протоколом соглашения о договорной цене.

2.2. Ежемесячное авансирование окончательный расчет за выполненные работы по объекту производится в соответствии с действующей инструкцией «О финансировании геологоразведочных работ и кредитовании геологических организаций», с дополнениями и изменениями к ней.

3. Требования к качеству отчетной продукции.

3.1. При завершении объекта Подрядчик представляет Заказчику акт сдачи-приемки работы с приложением к нему материалов, предусмотренных в геологическом задании. Геологическая или научная информация, содержащаяся в отчетах, или иной отчетный материал должны соответствовать требованиям государственных стандартов и особым условиям, устанавливаемым контрактом.

3.2. Заказчик в течение 20 дней со дня получения акта сдачи — приемки работы и приемки отчетных материалов обязан направить Подрядчику подписанный акт сдачи-приемки работ или мотивированный отказ.

3.3. В случае несоответствия результатов работ установленному контрактом заданию, сторонами составляется двухсторонний акт с перечнем необходимых доработок. Подрядчик обязан произвести необходимые исправления без дополнительной оплаты.

Если при приемке выполненных работ будет выявлена необходимость доработки или изменения отдельных условий по требованию Заказчика, эти работы производятся по дополнительному соглашению с указанием срока их выполнения и стоимости.

4. Ответственность сторон.

4.1. Подрядчик по требованию Заказчика своими средствами и за свой счет в срок, согласованный с Заказчиком, устраняет недостатки, допущенные по его вине при выполнении работ.

4.2. Санкции не освобождают стороны от выполнения принятых обязательств по контракту.

5. Особые условия и специальные вопросы.

5.1. В случае недостаточного финансирования работ, объемы работ корректируются ежеквартально с учетом индексации.

5.2. Геологическая информация, полученная в результате работ по настоящему контракту, является собственностью государства.

5.3. По вопросам, не предусмотренным настоящим контрактом, стороны руководствуются действующим законодательством Российской Федерации.

6. Срок действия контракта и юридические адреса сторон.

6.1. Срок действия настоящего контракта устанавливается с

«____» __________ 2009 г. по «____» __________ 2009 г.

6.2. Юридические адреса и платежные реквизиты сторон.

ЗАКАЗЧИК: ОАО «Томскнефть ВНК»

Юридический адрес: .

Платежные реквизиты:____________________

ПОДРЯДЧИК: ООО «ТомскГазпромГеофизика»

Юридический адрес: ____________________

Платежные реквизиты:____________________

6.3. К настоящему контракту прилагаются: геологическое задание на выполнение работ, сметно-финансовый расчет и протокол соглашения о договорной цене.

Подрядчик Заказчик Генеральный директор Генеральный директор

_____________ ____________

(подпись) (подпись) ВВЕДЕНИЕ Динамика добычи нефти в Томской области характеризуется как падающая, что обусловлено следующими факторами:

— значительной выработкой многих крупных, уникальных высокопродуктивных месторождений и их высокой обводненностью;

— вводом в разработку месторождений, в основном, с трудно извлекаемыми запасами нефти, характеризующимися высокой геологической неоднородностью и требующих существенного увеличения капитальных вложений в их освоение;

— значительным сокращением поисково-разведочных работ;

Необходимость использования геофизических исследований скважин обуславливается тем, что с их помощью можно детально расчленить геологический разрез, с достаточной точностью определить фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов.

Использование ГИС, как более дешевых методов, по сравнению с бурением, позволит эффективно разрабатывать месторождение, повысить добычу нефти и газа.

Главная задача дипломной работы состоит в том, чтоб наглядно представить значимость и целесообразность применения комплекса методов геофизических исследований скважин (ГИС) для разработки месторождения. Для достижения этой цели, на примере Игольско-Талового нефтяного месторождения, подробно будет рассмотрен каждый метод в отдельности. Затем будет выбран комплекс методов, в дальнейшем применяемый на данном месторождении, ведь только комплексное использование методов позволяет получить полную информацию о перспективности и целесообразности разработки и дальнейшей эксплуатации месторождения.

Выбор комплекса методов ГИС для данного месторождения будет производиться исходя из геологического строения района, преследуемой цели (разведка это будет или разработка), а также исходя из основных результатов геофизических работ прошлых лет.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономический очерк района работ В административном отношении Игольско-Таловое месторождение находится в Каргасокском районе Томской области. Территория района месторождения представляет собой расчлененную, сильно заболоченную равнину, с абсолютными отметками поверхности земли от +95 до +195 м.

Основной водной артерией является река Васюган, судоходная для судов малого тоннажа. Судоходный период длится с конца апреля до середины октября. Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха колеблется от -45°С (зимой) до +30°С (летом). Промерзаемость грунта составляет 0,8−1,6 м, болот около 0,4 м.

Ближайшим населенным пунктом является п. Майск, расположенный в 25 км северо-восточнее Игольско-Талового месторождения. Транспортировка добываемой на месторождении нефти в магистральный нефтепровод Александровское-Анжеро-Судженск проводится по нефтепроводу Игольско-Таловое-Герасимовское-Лугинецкое. Доставка грузов осуществляется автотранспортом с основных и перевалочных баз снабжения, расположенных в г. Стрежевой и вахтовом поселке Пионерный (в районе Катыльгинского месторождения). На месторождении имеется вахтовый поселок, две вертолетные площадки, ремонтные службы. В соответствии с рисунком 1.1 до района работ проходит бетонная дорога, соединяющая Игольско-Таловое месторождение с Каймысовской группой разрабатываемых нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Западно-Катыльгинское), а также вахтовым поселком Пионерный и г. Стрежевой.

Обеспечение строительства внутрипромысловых работ, кустовых оснований проводится за счет привозного гравия из Томска и использования местных песков, добываемых из пойменно-террасовых отложений р. Чертала.

Энергоснабжение Игольско-Талового месторождения осуществляется от подстанции 110/35/5 2Х25 МВА.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста, для технических нужд, эксплуатационного бурения используют подземные воды сеноманского водоносного комплекса.

Рисунок 1.1 — Обзорная карта района работ

1.2 Геолого-геофизическая изученность месторождения

Определение степени изученности месторождения в целом проведено по соотношению запасов УВ категорий С₁ и С₂. Количество недоразведанных запасов категории С₂, в целом по месторождению составляет всего 8.8%. Однако в пределах месторождения имеется небольшой, сложно построенный, литологически ограниченный нефтенасыщенный пласт Ю₁^МУ, степень изученности которого до сих пор остается низкой. Следует отметить, что доля запасов по категории С₁ этого пласта составляет всего 1,8% от запасов категории С₁ от всего месторождения, в тоже время доля запасов по категории С₂ пласта Ю₁^МУ составляет 61% от всех запасов месторождения этой категории (рисунок 1.2.1 и 12.2). Это указывает на то, что на достаточно хорошо изученном крупном месторождении имеется небольшое «белое пятно», изучение которого ведется одновременно с заканчиванием разбуривания южной части Игольской площади. Именно поэтому месторождение в целом можно считать подготовленным для промышленного освоения, т.к. добывные возможности и запасы УВ, свойства нефти и газа и другие особенности разработки изучены с полнотой, достаточной для технико-экономического обоснования решения о порядке и системе разработки.

Построение геологической модели месторождения Настоящая работа базируется на построенной детерминированной геологической модели Игольско-Талового месторождения. При построении трехмерной геологической модели использовалась технология и программное обеспечение компании «Landmark Graphics Company» (LGC).

Рисунок 1.2 1 Структура запасов нефти Игольско-Талового месторождения Рисунок 1.2.2 Структура запасов газа Игольско-Талового месторождения На основе 2-х мерной модели, созданной в ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» при проведении подсчета запасов УВ, проведена ее конвертация с ученом вновь полученных данных. В первую очередь выполнено перестроение гридов структурных карт, карт мощностей, которое проведено с учетом данных по результатам бурения новых скважин на Игольской площади в 2002;2003 гг. Дополнительно проведенная интерпретация геофизического материала по новым скважинам позволила увеличить количество скважин, использованных при построении атрибутов свойств пластов в геологической модели. Латеральный размер ячеек выбран таким образом, чтобы межскважинное расстояние пробуренной части делилось минимум на 10. Более детальное разделение приводило к значительному увеличению времени расчетов гридов и, практически, к невозможности 3D визуализации. Менее детальное — к незначительному сглаживанию неоднородности продуктивных пластов. Гриды использовались для построения каркаса геологической модели. Каркас модели имеет размеры 435 897 латеральных ячеек в 22 слоях, которые построены пропорционально мощности геологических пластов горизонта Ю₁ васюганской свиты.

Загрузка в модель данных по отметкам пластов в скважине проведена таким способом, который позволяет исключить, либо свести к минимуму, возможность ошибок данных инклинометрии и значительных искривлений эксплуатационных скважин. Перед построением атрибутов по свойствам пластов проведена проверка положения точек пластопересечения скважина-пласт. Литологическое моделирование резервуара проведено при помощи построения атрибутов песчанистости, пористости и проницаемости по данным поинтервальной интерпретации материалов ГИС с шагом 0,2 м. Насыщение резервуара проведено по аналогичному принципу с использованием алгоритма среднеквадратичного усреднения значений в областях интерполяции. Тем не менее, предпринята попытка, показать распространение пористости по пласту Ю₁² Игольской площади в созданной модели на рисунке 1.2.3.

На построенной геологической модели месторождения, были оценены подсчетные параметры и начальные балансовые запасы нефти. Сопоставление полученных результатов с принятыми на ГКЗ МПР запасами нефти Игольско-Талового месторождения в целом по пластам показывает (таблица 1.2.1) корректность выполненных построений. Отклонение расчетных балансовых запасов от утвержденных не превышает 5% по пластам Ю₁² Игольской и Таловой площадей. Несколько иная картина наблюдается по пласту Ю₁^МУ. Здесь значительное расхождение в запасах объясняется уточнением строения резервуара. Как уже отмечалось выше, при подсчете запасов к категории запасов С₂ относилась большая часть площади. Однако при эксплуатационном бурении на пласт Ю₁² скважин кустов 26 и 33 Игольской площади было обнаружено отсутствие коллектора по пласту Ю₁^МУ в пределах категории С₂, практически во всех скважинах. Это факты явились основанием для выделения новых, не совпадающих с принятыми при подсчете запасов, зон распространения замещения пласта Ю₁^МУ. Таким образом, с помощью построенной модели выделены новые, меньшие по площади и толщине зоны, которые при проведении подсчета запасов были отнесены к категории С_2. В модели их учет не проведен, поэтому очевидно значительное расхождение. Однако для подтверждения адекватности созданной модели был выполнен подсчет запасов по пласту Ю₁^МУ в пределах категории С₁, где подсчет и утверждение запасов проведено по пробуренным скважинам. Здесь отклонение расчетных балансовых запасов, от утвержденных немного более 2%, что подтверждает корректность геологического моделирования.

Таблица 1.2.1 Сопоставление начальных балансовых запасов и подсчетных параметров, утвержденных и полученных на созданной модели Игольско-Талового месторождения

Основные выводы Обобщая всю собранную геологическую информацию по Игольско-Таловому нефтяному месторождению, следует отметить, что в целом на данной стадии разработки, месторождение имеет высокую степень изученности.

Изучение особенностей геологического строения месторождения велось планомерно на протяжении всего периода эксплуатации. Проведенные сейсморазведочные работы покрывают исследуемую площадь высокой плотностью сети наблюдений (до 1.8 погонных км/км²). Эксплуатационное разбуривание Игольской площади месторождения проведено более чем на ѕ. Высокий процент (более 95%) оцифрованного и переобработанного материала по ГИС среди пробуренного фонда, использован при создании трехмерной геологической модели. Характеристики и свойства коллекторов, а также состав флюидов на исследуемых площадях аналитически исследованы в достаточно полной мере для разрабатываемого пласта Ю₁² Игольской площади. Нижележащий пласт Ю₁^МУ Игольской площади и пласт Ю₁² Таловой площади менее освещены информацией. Недостаток изученности этих залежей должен быть компенсирован, проводимыми в процессе разработки дополнительными исследованиями для получения требуемых параметров, позволяющих переводить запасы в промышленные категории.

В целом выполненные геологические построения, основанные на информации, являются основой для последующих гидродинамических расчетов и обоснования технико-экономических вариантов разработки месторождения в целом.

1.3 Геологическое строение района

1.3.1 Стратиграфия Геологический разрез Игольско-Талового месторождения слагается (снизу) образованиями фундамента доюрского возраста, несогласно перекрываемыми отложениями осадочного чехла. Расчленение мезокайнозойского разреза проведено по материалам ГИС по общепринятой для юго-востока Западной Сибири стратиграфической схеме, утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 году в г. Тюмени, уточнявшейся и дополнявшейся в последующие годы. При расчленении разреза использованы реперные геолого-геофизические горизонты регионального и зонального уровня. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен в графическом приложении № 1. Литологическое описание разреза выполнено по результатам бурения разведочных скважин на Игольско_Таловом и Карайском месторождениях, а также использованы данные по соседним площадям.

Палеозойская эраPz

На Игольско-Таловом месторождении отложения палеозойской группы вскрыты в скважинах 1 и 2 Игольских и 17 Таловой. Глубины вскрытия различные — 3207,3186 и 3335 м.

Литологически вскрытые породы представлены эффузивами, дацит-андезитовыми порфиритами, кварцевыми диоритами интенсивно карбонатизированными, долеритами.

Вскрытая толщина палеозойских отложений составляет 105 м.

Мезозойская эраMz

Триасовая системаТ Рисунок 1.2.4 Геологический разрез продуктивных отложений Игольско-Талового месторождения Отложения триасовой системы на Игольско-Таловом месторождении выделяются по данным скважин 1, 2 Игольских и 5, 17 Таловых.

По внешним признакам и литолого-фациальному составу отложения триаса не отличаются от вышележащих отложений тюменской свиты, поэтому интервалы их залегания в разрезе скважин можно выделить только условно.

По литологическому составу отложения триаса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. По разрезу встречаются прослои углей. В скважине 2 Игольской определялся комплекс спор и пыльцы, который позволяет вмещающие породы отнести к средне-позднетриасовому возрасту (Ткачева Л.Г.).

Юрская система Нижне-среднеюрский отдел Байос-батский ярус Тюменская свита Тюменская свита слагается частым переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников преимущественно серых и темно серых и углей. Осадки свиты формировались в континентальных условиях.

Толщина отложений тюменской свиты составляет 284−384м.

Верхнеюрский отдел Келловей-оксфордский ярус Васюганская свита Отложения свиты залегают трансгрессивно на отложениях тюменской свиты. По литологическим особенностям васюганская свита разделяется на две подсвиты: нижневасюганскую, преимущественно глинистую, и верхневасюганскую, преимущественно песчаную. Формирование отложений свиты происходило в морских, прибрежно-морских условиях, возможно, с перерывами или кратковременными переходами в континентальные условия в верхней ее части.

В кровле свиты почти повсеместно залегают маломощные песчаники барабинской пачки. Песчаники глауконитовые, зеленоватые, обладают повышенной радиоактивностью. Толщина пачки не превышает 3 м.

В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю₁: пласты Ю₁² и Ю₁^МУявляются промышленно нефтеносными в пределах игольской площади и пласт Ю₁² в пределах Таловой. Толщина свиты изменяется от 69 до 117 м.

Киммериджский ярус Георгиевская свита-J₃ gr

Георгиевская свита на месторождении распространена отдельными участками, представлена темносерыми, темными, плотными аргиллитами. Формирование отложений свиты происходило в условиях начала трансгрессии кимериджского моря. Средняя толщина свиты 4−8 м.

Волжский ярус Баженовская свитаJ3 bg

В пределах месторождения отложения баженовской свиты залегают на отложениях васюганской либо георгиевской свит и формировалась в условиях максимальной трансгрессии. Отложения свиты представлены темно-бурыми до черных битуминозными аргиллитами плитчатыми, плотными, с остатками детрита. Эти отложения являются хорошим маркирующим горизонтом. Толщина свиты — 26−31м.

Вышележашие меловые отложения (куломзинская, тарская, киялинская, алымская, покурская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты), палеогеновые и четвертичные отложения представлены терригенным песчано-глинистым разрезом, согласно перекрывающим юрские породы.

Меловая система — К Меловая система является наиболее значительной по толщине (1830−2060м) осадочных пород в составе платформенных отложений. Представлена она всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отделов. В составе системы выделяется восемь свит.

Палеогеновая система — Р Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу вверх): талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен) и чеганская (в.эоцен+н.олигоцен), а континентальная толща выделяется в некрасовскую серию (ср.+ верх, олигоцен). Общая толщина палеогеновых отложений составляет 290−300м.

Четвертичные отложения — Q

Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевритами и песками. Толщина отложений — 30−50м.

1.3.2 Тектоника Согласно «Тектонической карте мезозойско-кайнозойского чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты» месторождение приурочено к Игольскому куполовидному поднятию, положительной структуре второго порядка, расположенной в южной части Нюрольского прогиба. Структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку размером 55×25−15 км и амплитудой 75 м. Поднятие оконтуривается сейсмоизогипсой по отражающему горизонту IIа -2680 м и расчленяется на две локальные складки четвертого порядка — Игольскую и Таловую. Отделенные друг от друга неглубокой седловиной (10−15м). Наиболее крупной из них является Игольская брахиантиклиналь северо-восточного простирания, размером 25×15км и амплитудой 65 м (по изогипсе_2680 м). Она состоит из двух куполов: юго-западного — размером 12,8×11,2 км и северо-восточного — размером 7,2×3,3 км. Их амплитуды по изогипсе отражающего горизонта IIа -2650м составляют 35 м. Таловая структура имеет северо-западное простирание, по изогипсе 2680 м разделяется на две складки: северо-западную брахиантиклиналь размером 15×9км с максимальной амплитудой 30 метров и юго-восточную антиклинальную складку субмеридионального простирания размером 8×5км с амплитудой 15 метров.

Изучение особенностей геологического строения месторождения планомерно велось на протяжении всего периода эксплуатации. Так в период с 1985 по 1993 г. г. после проведения сейсморазведочных работ МОГТ ОАО"Сибнефтегеофизика" было выполнено в объеме более 800 п.км., что позволило увеличить плотность сети наблюдений до 1.8 пог. км/км². Эксплуатационное разбуривание месторождения так же позволило значительно уточнить структурный план месторождения. Были составлены структурные карты по отражающему горизонту IIa ОАО. В 1999 г. отделом сейсморазведки института ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» была построена структурная карта по кровле васюганской свиты Игольской части месторождения, а в 2002 г. уточнены структурные построения Талового участка.

1.3.3 Нефтеносность Игольско-Таловой площади связана с регионально нефтеносным горизонтом Ю₁ васюганской свиты. В кровле свиты почти повсеместно залегают песчаники барабинской пачки. Песчаники глауконитовые, зеленоватые, обладают повышенной радиоактивностью. Толщина пачки не превышает 3 м. В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю₁: Ю₁⁴, Ю₁³, Ю₁^МУ, Ю₁², из которых два пласта Ю₁² (Ю₁⁰ по старой индексации) и Ю₁^МУ являются промышленно нефтеносными.

Нефтеносность пласта Ю₁^му была выявлена в процессе эксплуатационного разбуривания. Пласт имеет ограниченное распространение в южной части Игольской структуры. Кроме того, как коллектор, замещается в центральной части зоны распространения, поэтому залежь имеет форму кольца. Размеры залежи составляют 8,3Х1,7- 4,8 км, высота — 55 м.

Опробование пласта Ю₁^му проведено в скважинах 2Р, 9Р, 271. При опробовании разведочных скважин 2 и 9 (на стадии поисково-разведочного бурения) были получены: приток жидкости (нефть+пл.флюид) — 2,42 м³/сут. (Hдин-1977м) из них 20% нефти (скв.2) и приток нефти с водой 0,569 м³/сут (Ндин.= 1493 м), из них нефти 68,3% в скважине 9 (результаты испытаний представлены в таблице 1.3.3.1). При испытании в эксплуатационной скважине 271 из интервала 2757,6_2764,6 м (-2624−2631м) получен приток нефти дебитом 8,1 м³/сут.

При бурении эксплуатационных скважин основного объекта (пласта Ю₁²) вскрывая пласт Ю₁^МУ практически повсеместно обнаруживается отсутствие коллектора. Так из 48 пробуренных скважин при строительстве кустов №№ 26 и 33 только в четырех (№№ 232, 253, 415, 1147) по материалам интерпретации ГИС пласт Ю₁^МУ представлен проницаемыми песчаниками, причем в двух последних — водонасыщенным.

Перечисленные факты свидетельствуют, что пласт Ю₁^МУ имеет сложное литологическое строение. Замещение песчаного тела глинистыми разностями происходит даже на незначительном расстоянии. В результате этого при подготовке материалов для подсчета запасов нефти по пласту ¾ запасов отнесены к категории С₂, а по результатам дальнейшего вскрытия пласта доля зоны отсутствия коллектора увеличивается, что приводит к значительному уменьшению площади, относимой к данной категории запасов.

В зоне развития коллекторов пласт, по описанию керна, представлен песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, средней крепости, слоистыми за счет присутствия растительного детрита. Сравнивая с вышележащим пластом Ю₁², данный пласт обладает более низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Таблица 1.3.3.1 — Результаты испытания разведочных скважин

При подсчете запасов водонефтяной контакт при испытании не был вскрыт. Поэтому он условно принимался по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 9 на абсолютной отметке -2661м. По данным интерпретации ГИС в скважине 386 пласт водонасыщен, а кровля вскрыта на отметке -2663м, что не противоречит условно принятому ВНК.

По результатам эксплуатационного бурения впервые в 2000 году на Игольско_Таловом месторождении по пласту Ю₁^МУ подготовлены промышленные запасы нефти категории С_1, а также запасы нефти категории С₂ с учетом эксплуатационных и разведочных скважин 9 и 2, которые были приняты для расчетов (таблица 1.3.3.2).

Песчаники пласта Ю₁² Игольской площади выдержаны в целом по площади месторождения и имеют сложную литолого-физическую характеристику, как по площади, так и по разрезу. Детальным изучением особенностей строения нефтяного пласта Ю₁² Игольской площади занимались многие исследователи. По комплексу литологических и морфологических признаков коллектора, была создана геологическая модель продуктивного резервуара, которая достаточно хорошо описывается седиментационной обстановкой свойственной барам дальней зоны. С позиции принятой модели в теле коллектора, аналогично барам дальней зоны, отмечается наличие внутрирезервуарных латеральных экранов (аккреционных поверхностей), которые представлены прослоями карбонатизированных песчаников. По характеру их площадного распространения было выделено два типа. Первый сложен относительно «однородными» коллекторами. Во втором присутствует серия прослоев карбонатизированных песчаников, наличие которых позволяет отнести этот тип разреза к «слоистому».

Лабораторией нефтегазопромысловой геофизики института ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» были выполнены определения типов коллекторов и их фильтрационных характеристик в разрезе продуктивного пласта Ю₁² Игольской площади. Авторами выделено три литологических типа коллекторов.

Первый тип коллектора обычно приурочен к кровельной части пласта, представлен мелко-среднезернистыми песчаниками слабоглинистыми, известковистыми, иногда в разрезе отдельных скважин встречаются песчаники крупнозернистые без глинистых и известковистых разностей.

Таблица 1.3.3.2 — Запасы нефти и растворенного газа, принятые для расчетов

Второй тип коллектора чаще всего приурочен к подошвенной части продуктивного пласта и представлен: песчаниками мелкозернистыми, крепко сцементированными, с прослоями известняков; слоистость породы обусловлена переслаиванием известковистых и глинистых разностей, а также чередованием алевролито-песчаников с песчано_глинистыми и глинисто-песчаными алевролитами.

Третий тип коллектора выделяется в связи с тем, что в неоднородных разрезах встречается значительное количество карбонатных прослоев, — разуплотненный тип, который, как правило, приурочен к кровельной или подошвенной части карбонатных прослоев.

В разрезах продуктивных пластов встречаются как все типы коллекторов, так и усеченные разрезы. Улучшение коллекторских свойств пласта происходит от подошвы к кровле. В большинстве скважин переход от одного типа к другому происходит не через глинистые разделы, а с постепенным ухудшением коллекторских свойств.

Практически для всех скважин, охарактеризованных керном, в коллекторах Игольско-Талового месторождения карбонатизация получила достаточно широкое развитие. По данным промысловой геофизики в объеме продуктивного пласта отмечается наличие плотных карбонатизированных песчаных прослоев.

Гипсометрически пласт вскрыт на абсолютных отметках 2598,55 — 2707,39 м. Размеры залежи 25×6_15км, высота 62−68м. В разведочных скважинах (таблица 1.3.3.1) дебиты нефти составляют 8,9 м³/сут. (скв. № 12), 36,7 м³/сут (скв. № 5) на 4 мм штуцере. В эксплуатационных скважинах от 4,2 до 46,2 т/сут на 4 мм штуцере. В то время как, максимальные дебиты эксплуатационных скважин после проведения интенсификации притоков (проведение ГРП, заглубление насосов) превышали 200т/сут. Начальное пластовое давление находилось в пределах 27,6- 28,6МПа.

Водонефтяной контакт вскрыт разведочными скважинами №№ 18 и 24 Игольской площади, где получены притоки нефти с водой (нефти₄, 0 м³/сут, воды₂, 3 м³/сут) на динамическом уровне 1063 м в скважине № 18 и 7,2 м³/сут нефти и 0,8 м³/сут воды на 4 мм штуцере в скважине № 24.

При утверждении запасов УВ в ГКЗ водонефтяной контакт принят на С-З склоне залежи в районе скважины № 18 на абсолютной отметке _2682 м, а на Ю-В борту залежи в районе скважины № 24 на абсолютной отметке -2676 м.

В пределах Талового участка залежь нефти в пласте Ю₁² вскрыта скважинами 1,2,3,7,6,26. После проведения детализационных сейсмических работ Игольская и Таловая структуры разъединились по сейсмоизогипсе -2680 м. Ранее эта сейсмоизогипса была оконтуривающей для этих структур.

Результаты бурения скважины № 26 в 1986 году подтвердили структурные построения по залежи Таловой площади. Пласт Ю₁² скважиной вскрыт в интервале 2802,4 -2806,8 м (а.о.-2662,8 -2667,2м). Опробование пласта проведено в интервале 2801−2809м (а.о.-2661,4−2669,4м). При этом получен приток нефти дебитом 55,8 м³/сут через 8 мм штуцер. Кроме того из пласта отобран керн, по которому определены коллекторские свойства: пористость 17,2%, проницаемость 46,9%. Эти данные позволили перевести запасы нефти из категории С₂ в категорию С₁.

Продуктивный пласт Ю₁² в пределах Таловой залежи представлен песчаниками мелко-среднезернистыми, среднесцементированными, полимиктовыми.

Водонефтяной контакт на Таловой залежи условно принят по кровле водоносной части пласта в скважине 11(а.о -2682м) и по подошве нефтенасыщенной части пласта в скважине 7 (а.о.-2683м). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,4 м до 5,79 м (таблица 1.3.3.3). Опробование пласта проведено во всех скважинах. Наиболее продуктивными являются скважины 3 и 26, где дебиты нефти составили 45,8 м³/сут и 55,8 м³/сут соответственно на 8 мм штуцере. Залежь нефти пластовая сводовая. Размеры залежи составляют 12×6−11км, амплитуда 33 м.

Структурные постороения по продуктивным пластам Игольско-Талового месторождения основываются на всех вышеперечисленных исследованиях и с учетом результатов эксплуатационного бурения проведенного до октября 2003 года. Так структурная карта по кровле пласта Ю₁², а по кровле пласта Ю₁^МУ в зоне развития коллекторов на Игольской площади.

Средние значения общей, эффективной толщины продуктивных пластов месторождения и толщин непроницаемых пропластков рассчитывались как среднеарифметические значения. Нефтенасыщенная толщина нефтяной и водонефтяной зон рассчитывалась как средневзвешенная с учетом площади распространения обозначенных зон. Результаты расчетов характеристик толщин продуктивных пластов приведены в таблице 1.3.3.3.

Таблица 1.3.3.3 — Характеристика толщин продуктивных пластов

Общая толщина пласта Ю₁² Игольской площади в нефтяной зоне пласта изменяется в пределах от 1,8 до 10,59 м (среднее значение 5,2м), нефтенасыщенная от 0,7₇, 8 м (средневзвешенное значение 4,0м), эффективная от 0,7₇, 8 м (среднее значение 4,0 м). В водонефтяной зоне среднее значение общей толщины составляет 6,3 м, при интервале изменения 4,19−8,16 м, а эффективной — 4,7 м (интервал изменения 2,79−6,71м). В то время как, средневзвешенное значений нефтенасыщенной толщины в зоне распространения водонефтяной части площади равно 2,4 м, при интервале изменения 1,42−4,21 м. В целом по пласту общая толщина пласта составляет 5,3 м, изменяясь в пределах от 1,8 до 10,59 м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,0 м, изменяясь от 0,7 до 7,9 м. Эффективная толщина пласта Ю₁² Игольской площади в целом по пласту составила 4,0 м, при интервале изменения 0,7−7,9 м, толщина непроницаемых разделов в среднем составляет 1,4 м, изменяясь в интервале 0,39−5,06 м.

Пласт Ю₁² Таловой площади. Общая толщина в нефтяной зоне 4,7 м, изменяясь в интервале 3,16−6,79 м, а в целом по пласту составляет 4,4 м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составило 3,9 м, при интервале изменения 2,4−5,79 м. Эффективная толщина в нефтяной зоне в среднем составляет 4,1 м, а в целом по пласту 3,5 изменяясь от 1,2 м до 6,39 м. Толщина непроницаемых разделов в нефтяной зоне меньше, чем в целом по пласту. В нефтяной зоне она составила в среднем 0,9 м, а по пласту в целом 1,3 м.

Пласт Ю₁^МУ Игольской площади, также не вскрыт в водонефтяной зоне. Общая толщина пласта в нефтяной зоне составляет 7,0 м, а в целом по пласту 5,9 м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,6 м, изменяясь от 2,37 м до 10,6 м. Эффективная толщина в среднем в нефтяной зоне и по пласту в целом равна 5,8 м, минимальное значение равно 2,37 м, а максимальное 10,6 м. Толщина непроницаемых разделов составляет в среднем: в нефтяной зоне 1,8 м, а по пласту в целом 3,2 м. 8]

1.4 Петрофизическая характеристика продуктивных пластов Игольско-Талового месторождения Переинтерпретация промыслово-геофизических исследований в скважинах Игольско-Талового месторождения проведена более чем в 95% эксплуатационных и разведочных скважин. Такое значительное количество результатов позволили рассчитать статистические показатели характеристик неоднородности: коэффициент песчанистости и коэффициент расчлененности пластов месторождения (таблица 1.4.1).

Как очевидно, рассчитанные коэффициенты показывают, что выявить наиболее неоднородный по строению среди всех продуктивных пластов невозможно. Так пласт Ю₁² Игольской площади имеет наименьший коэффициент песчанистости показывающий, что в разрезе пласта доля непроницаемых прослоев занимает у него большую часть, чем у остальных пластов, в тоже время он обладает и наименьшим коэффициентом расчлененности, показывающим его наибольшую однородность, по сравнению с другими. Кроме того, различная плотность наблюдений не позволяет провести адекватную оценку неоднородности пластов.

Таблица 1.4.1 — Статистические показатели характеристик неоднородности

Коллекторские свойства пласта Ю₁² Игольской площади определялись по результатам лабораторного исследования керна, гидродинамическим и промыслово-геофизическим исследованиям. При интерпретации данных промыслово-геофизических исследований для получения наиболее достоверных значений расчет проводился по пропласткам, имеющим толщину два и более метра. Для определения коллекторских свойств пласта были использованы критические значения коллектора Кп0,11, Кпр1,62мД. В результате чего значительная часть определений осталась неучтенной. Тем не менее, при определении коэффициента открытой пористости, где в качестве основного метода использовались данные НКТ, полученные значения имеют удовлетворительную сходимость, как между собой, так и с определениями по керну. Так определения по керну коэффициента открытой пористости проводились в 30 скважинах (463 определение), интервал изменения коэффициента открытой пористости 13₁₉, 5%, а определенного по ГИСу-13,9₂₀, 3% (таблица1.4.2). Среднее значение коэффициента открытой пористости пласта Ю₁² в пределах Игольской площади при подсчете запасов, прошедших утверждение в 2003 году в ГКЗ, составляет 18%.

Проницаемость продуктивного пласта Ю₁² Игольской площади определялась по данным гидродинамических, геофизических исследований в скважинах и лабораторных определений по керну. Определение коэффициента проницаемости по керну из нефтенасыщенной части коллектора проводилось по 332 образцам. Интервал изменения проницаемости этих образцов составляет 2,0−85,8 мкм²_*10^-3. Среднее значение 32,85мкм²_*10^-3. По результатам гидродинамических исследований в 24 скважинах проведенных в период с 1978 по 1999 гг. среднее значение проницаемости составляет 20.5мкм²_*10^-3, при интервале изменения параметра 1.0₉₇.0мкм²_*10^-3. Материалы интерпретации ГИС дают наиболее достоверную информацию, т.к. во-первых, рассматривается значительная часть фонда скважин (343 скв.), а во-вторых, проницаемость пласта оценивается в зависимости от пористости, при непосредственной увязке с данными лабораторных исследований керна. В результате чего, количество учтенных определений, при расчете среднего значения (43,01мкм²_*10^-3), составило 361. Диапазон изменения коэффициента проницаемости рассчитанного по геофизическим данным составляет 9,0₈₁, 8 мкм²_*10^-3 (таблица 1.4.2).

Таблица 1.4.2 — Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности