Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения коллекторов

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазового дела

Кафедра геофизики

Специальность Геофизические методы поисков и разведки МПИ

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой

________________ __________________

(подпись) (ф.и.о.)

___________ г.

Выпускная квалификационная работа

по программе инженерной подготовки

Тема:

КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ФЕС И НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ

АННОТАЦИЯ

Цель работы: оценка ФЕС и насыщения коллекторов Самотлорского месторождения.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия.

Проект состоит из четырех частей: общей, проектной, специальной, технико-экономической.

В общей части дается характеристика района работ в географо-экономическом плане. Приводятся данные о геолого-геофизической изученности района. Кратко описывается геологическое строение с описанием стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности. В заключении приводится анализ результатов прошлых лет.

В проектной части обосновывается выбор участка работ и методов ГИС. Описывается методика геофизических исследований скважин. Рассмотрены вопросы камеральной обработки и интерпретации материалов.

В специальной части рассмотрена Информативность метода ВИКИЗ при изучении песчано-глинистых разрезов.

В технико-экономической части производится расчет всех запроектируемых объемов работ, технико-экономических показателей, сметной стоимости работ, мероприятия по охране труда и технике безопасности, по охране природы.

Сметная стоимость проектных работ.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Географо-экономический очерк района работ

1.2. Краткая геолого-геофизическая изученность

1.3. Геологическое строение района

1.3.1.Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3.2. Тектоника

1.3.3. Нефтегазоностность

1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические комплексы

1.5. Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

1.5.1. Объем и комплекс геофизических исследований скважин

1.5.2. Методика интерпретации материалов ГИС

2. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Выбор участка работ

2.2. Априорная ФГМ объекта и задачи работ

2.3. Выбор методов исследований и их задачи

2.4. Методика и техника проведения работ

2.4.1. Физические основы методов геофизического исследования

2.5. Метрологическое обеспечение проектируемых работ

2.6. Камеральные работы

2.7. Интерпретация геофизических данных

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ (спецглава) Информативность метода ВИКИЗ при изучении песчано-глинистых разрезов

3.1. Основные геолого-геофизические задачи, решаемые методом ВИКИЗ

3.2. Основы теории. Сигналы ВИКИЗ в неородных средах

3.3. Аппаратура, её сертификация и метрологическая поверка

3.4. Качественная оценка геологического разреза

3.5.Основы количественной интерпретации

СИСТЕМА ОБРАБОТКИ И КОЛИЧЕСТВЕННОЙ

И ИТЕРПРETAЦИИ И MCDC ВИКИЗ

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Организационно-экономический раздел

4.2. Производственная и экологическая безопасность при производстве геофизических работ

4.2.1. Производственная безопасность

4.2.1.1.Анализ опасных факторов и мероприятий по их устранению

4.2.1.2.Анализ вредных факторов и мероприятий по их устранению

4.2.2. Пожаробезопасность

4.2.3. Экологическая безопасность

4.2.4. Безопасность в чрезвычайных ситуациях

4.3. Сметные расчеты по видам работ Список использованной литературы

Введение

Целью данной работы является уточнение геологической модели строения Самотлорского месторождения на основе комплексной интерпретации всей геолого-геофизической и промысловой информации, подсчет запасов нефти и растворенного газа, создание технологической схемы разработки в ходе доразведки месторождения Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород стали основными при подсчетах запасов нефти и газа.

В последние годы промыслово-геофизическая информация широко используется при проектировании разработки месторождений нефти и газа, а также при контроле и анализе процесса разработки, т.к. обеспечивает получение всех основных параметров, необходимых для подсчета запасов.

Для определения подсчетных параметров в нашей стране и за рубежом используются многочисленные способы обработки геофизической информации. Значительная их часть физически обоснована и объективно учитывает реальные возможности геофизических методов и точность измерений геофизических параметров серийной аппаратурой. Их применение правомерно и дает надежную геологическую интерпретацию. Наряду с этим используются и методики, не имеющие четкой физической основы, применение которых не обеспечивает требуемой точности геологической интерпретации и дискредитирует огромные возможности геофизики. Нередко наблюдаются случаи недостаточного учета всей геолого-геофизической информации при интерпретации геофизических материалов и использования моделей коллектора и петрофизических связей, правильных по существу, но не соответствующих типу изучаемого коллектора. Это приводит к существенным ошибкам при оценке запасов нефти и газа.

1. Общая часть.

1.1. Географо-экономический очерк.

Самотлорское нефтяное месторождение — крупнейшее в Западной Сибири и России — находится в Нижневартовском районе ХантыМансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска (Рис. 1.1).

Географически район месторождения приурочен к водоразделу р. Оби. Территория месторождения сильно заболочена. Растительность представлена смешанными лесами, с преобладанием хвойных пород.

Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь (-50°), самым теплым — июль (+30°).

По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 400 мм. Высота снегового покрова на открытых участках составляет 0.8−1.0 м, а на заселенных -1.6 и более метров. Толщина ледяного покрова колеблется от 40 до 80 см.

Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсуствуют. Ближайшие населенные пункты — г. Нижневартовск, г. Мегион и другие — расположены на берегу р. Оби.

Плотность населения низкая, коренное население — ханты и манси — ведет полукочевой образ жизни, занимается оленеводством, рыболовством и охотой.

В пределах месторождения имеются дороги с бетонным покрытием, по которым круглогодично возможно движение всех видов транспорта.

1.2. Геолого-геофизическая изученность района работ.

На исследуемой территории к настоящему времени выполнен значительный объём геофизических работ, включающих магниторазведку, гравиразведку, региональные и площадные сейсморазведочные исследования.

Геофизическим работам предшествовала государственная геолого-геоморфологическая съёмка масштаба 1:1 000 000, проведённая в 1949;1952 г. г., и бурение опорных скважин. Результаты этих исследований, когда были установлены общие закономерности геологического строения региона, послужили основой для проведения дальнейших, более углублённых геолого-геофизических работ. Площадные сейсмические работы МОВ осуществлялись в 1957;1966 г. г. Глубокое поисковое бурение с целью обнаружения залежей нефти и изучения геологического строения началось с 1961 года.

1.3. Геологическое строение месторождения

1.3.1.Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: доюрских образований и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Осадочные породы общей толщиной до 3 км залегают на размытой поверхности доюрского складчатого основания (рис. 1.2).

Номенклатура свит и пачек, слагающих разрез месторождения, не претерпела каких-либо существенных изменений по сравнению с данными отчета 1987 г. Поэтому ниже дается краткая характеристика стратиграфических подразделений.

Доюрские образования

Палеозойский структурный этаж вскрыт разведочными скв. 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинисто-слюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.

Юрская система

Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены континентальными отложениями тюменской свиты, толщина которой достигает 220−250 м.

Верхний отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты) представлен преимущественно морскими осадками. Васюганская свита (келловей-оксфорд) литологически делится на две части. Нижняя — сложена аргиллитами и имеет толщину до 30 м. Верхняя часть, имеющая толщину до 45 м, представлена преимущественно песчано-алевролитовыми породами, с которыми связана нефтеносность (горизонт ЮВ₁).

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с прослоями известняков и включениями глауконита. Толщина свиты — до 4 м.

Баженовская свита, сложена битуминозными аргиллитами толщиной около 20 м.

Меловая система

Меловая система представлена всеми стратиграфическми единицами.

Нижний мел сложен отложениями мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) литологически делится на четыре части. Нижняя — сложена аргиллитами. На них залегает ачимовская толща, представленная тонким и весьма сложным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В составе толщи выделяется до 9 пластов, индексируемых сверху вниз от БВ₁₄ до БВ₂₂, из которых 4 последних в пределах Самотлорского месторождения содержат промышленные запасы нефти. Толщина ачимовской толщи достигает 80 м. Выше залегают преимущественно песчаные породы, в составе которых выделяются пласты БВ₈ — БВ_12. Промышленно-нефтеносными являются пласты БВ₈ и БВ₁₀. В пределах Самотлорского месторождения с мегионской свитой связаны отложения клиноформенного комплекса. Толщина отложений свиты: 326 — 370 м.

Вартовская свита подразделяется, на две подсвиты. С ней связан в пределах всего месторождения шельфовый этап осадконакопления. В основании нижней подсвиты отложения представлены переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов, слагающих пласты БВ₇ и БВ_6. Пласт БВ₇ нефтеносен. Разрез верхней части подсвиты представлен также чередованием разнозернистых песчаников, алевролитов и глинистых пород, образующих до пяти самостоятельных пластов, из которых в трёх (БВ₀, БВ₁, БВ₂) содержатся промышленные залежи нефти. Общая толщина нижней подсвиты, составляет около 240 м.

Верхняя подсвита вартовской свиты подразделяется на две части. В составе нижней части выделяется три песчаных пласта АВ₈, АВ₇ и АВ₆, с которыми связаны залежи нефти и газа. Верхняя часть подсвиты, характеризуется существенно большей песчанистостью, причем выделяемые в её разрезе пласты АВ₄₋₅ и АВ₂₋₃ имеют значительные эффективные толщины (свыше 50 м) и улучшенные коллекторские свойства песчаников и крупнозернистых алевролитов. Общая толщина вартовской свиты до 400 м.

Алымская свита состоит из двух частей. Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами и выделяется в разрезе как пласт АВ₁, который в подошвенной части представлен менее глинистыми разностями (пласт АВ₁³), а в кровельной части более глинистыми и тонкозернистыми разностями пород сложной текстуры (пласт АВ₁¹⁻²). Верхняя подсвита, сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Общая толщина отложений алымской свиты достигает 80−85 м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках (пласт ПК₁) залегает газовая залежь. Толщина свиты до 720 м.

Отложения верхнего мела представлены преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит толщиной 250−300 м.

Палеогеновая система

Состоит в нижней своей части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280−320 м. Выше залегают континентальные осадки — переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Их толщина составляет от 235 до 240 м.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы представлены супесями, суглинками, песками, торфом, залегающими на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м.

1.3.2. Тектоника

Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты (рис1.3.), в пределах которой выделяют три структурных этажа.

Нижний — соответствует палеозойскому и допалеозойскому времени, соответствует геосинклинальному этапу развития.

Средний — пермо-триасового времени, формировался в период парогеосинклинали.

Верхний — мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировавшийся в платформенных условиях длительного погружения фундамента.

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой -2350−2375 м и имеют амплитуды 50−100 м.

По кровле горизонта БВ₁₀ Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2200 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них — собственно Самотлорская структура оконтурена изогипсой -2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее: 12×15 км, амплитуда — около 70 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части — до 2⁰2'. По кровле горизонта БВ₈ в структурном плане Самотлорского поднятия намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ₁₀. Более существенные изменения структурного плана отмечаются по кровле самого верхнего продуктивного горизонта АВ₁, согласно которому Приобская, Белозерная, Нижневартовская и Мартовская структуры практически сливаются с Самотлорской, оконтуриваясь с севера и востока изогипсой -1690 м, на западе и юго-западе — изогипсой — 1660 м, оставаясь «раскрытыми» в сторону Аганского и Мегионского поднятий. Углы наклона крыльев достигают 1⁰45', амплитуда по отношению к западному крылу — около 110 м, восточному и северному — 160 м. В целом Самолотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32 40 км, амплитуду — около 150 м.

В результате переинтерпретации материалов был выявлен ряд малоамплитудных поднятий (Солнечная, Южно-Вильентовская, Ловинская, Турская, Санчинская, Западно-Черногорская, Ижевская). В рамках данной работы построение структурных карт по опорным и целевым горизонтам проводилось комплексом Mapping, включающим подпрограммы увязки сейсмической информации (to) по горизонтам, построение карт изохрон, скоростей, структурных поверхностей. Структурные сейсмические карты по группе пластов БВ, ЮВ₁ и кровле баженовской свиты строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «Б» и соответствующей скоростной модели среды. Структурные карты группы пластов АВ строились на основе карты изохрон по отражающему горизонту «М». Несмотря на разнородность сейсмического материала (от однократного МОВ с аналоговой записью до современных съемок 3Д МОВ ОГТ), увязанные карты изохрон имеют дисперсию ± 2.5 мс, что при средней скорости 3.5 км/с приводит к погрешности определения глубин ± 8.75 м. С учетом погрешности определения скоростей, минимальная погрешность определения глубин может быть оценена в ± 10 м. Данные сейсмических структурных построений использовались для определения абсолютных отметок структурных поверхностей между скважинами при их невысокой плотности, а также в краевых частях месторождения, не освещенных данными бурения. В отличии от ранее принятых методик (графики схождения глубин по данным ГИС и сейсморазведки) строились карты разницы между структурными отметками по ГИС и сейсморазведки. Карты невязок вычитались из структурных сейсмических поверхностей, что позволили получить практически нулевые невязки в точках положения скважин и повысить точность сейсмических построений в межскважинном пространстве.

Месторождения:

146 — Южно-Ярайнерское,

152 — Восточно-Покачёвское 2,

173 — Южно-Выинтойское,

175 — Селивоникское, 1

77 — Повховское,

205 — Южно-Повховское,

210 — Южно-Сардаковское,

219 — Могутлорское,

220 — Рославльское,

225 — Западно-Муготлорское

3,228 — Южно-Рославльское,

231 — Новоаганское,

233 — Чухлорское,

234 — Восточно-Покачёвское 1,

239 — Щучье, 242 — Северо-Егурьяхское,

243 — Курраганское,

245 — Егурьяхское,

246 — Голевое,

247 — Южно-Егурьяхское,

248 — Южно-Курраганское,

250 — Гуньеганское,

252 — Малоключевое 1,

254 — Большое-Самотлорское,

255 — Аганское,

258 — Восточно-Никольское,

259 — Малочерногорское,

260 — Никольское,

261 — Западно-Аганское,

262 — Среднечерногорское,

263 — Черногорское 2,

266 — Малое Южно-Аганское,

267 — Ершовое, 269 — Руфьеганское,

270 — Северо-Ватинское,

272 — Южно-Аганское,

274 — Западно-Сороминское,

276 — Северо-Сороминское,

278 — Сороминское,

279 — Северо-Тарховское,

280 -Южно-Тарховское,

281 — Западно-Тарховское,

283 — Западно-Пылинское,

284 — Пылинское,

289 — Северо-Ореховское 3,

291 — Северо-Ореховс-кое 2,

295 — Рямное,

296 — Хохловское,

297 — Северо-Ермаковское,

299 — Фобосское, 3

02 — Восточно-Ореховское,

303 — Чехлонейское,

346 — Варьеганское,

348 — Ваньеганское,

349 — Айеганское,

356 — Восточно-Валюнинское,

359 — Вонтерское,

367 — Западно-Варьеганское,

379 — Ининское,

389 — Маловарьеганское, 3

91 — Новомолодежное,

393 — Малоключевое 2,

394 — Лорьеганское,

395 — Мыхлорское,

396 — Малоновогоднее,

409 — Северо-Варьеганское,

410 — Саем-Тахское,

427 — Тагринское,

432 — Ставропольское,

438 — Тюменское,

439 — Тульеганское,

452 — Эниторское,

454 — Южно-Варьеганское,

455 — Южно-Вэнгапурское,

461 — Северо-Молодёжное,

463 — Южно-Эниторское,

499 — Аригольское,

501 — Максимкинское,

506 — Валюнинское,

512 — Узунское,

513 — Верхнечерногорское,

515 — Восточно-Охтеурское,

532-Западно-Новомолодёжное Структурные карты по кровлям и подошвам коллекторов строились по всем скважинам путем вычитания толщин от стратиграфических поверхностей до кровель и подошв соответствующих пластов.

В результате данной методики структурных построений установлено, что залежь пласта АВ₁¹⁻² раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ₁³ залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе -1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе -1685 м. Залежь пласта АВ₂₋₃ раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м.

Анализ выполненных структурных построений по Самотлорскому месторождению полностью подтвердил вывод об унаследованном характере развития структур в нижнемеловых и юрских отложениях на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. До времени формирования пласта АВ₈ коэффициент соответствия структур, рассчитанный по методике, изложенной в работе, составлял 0.996−0.999. Это определило совпадение структурных планов по многим пластам названных отложений при незначительном выполаживании их вверх по разрезу (рост структуры по отложениям баженовской свиты за данный период геологического времени составил 23 м). В период формирования пластов группы АВ₇-АВ₁ активизация конседиментационных тектонических процессов и масштабные сдвиговые тектонические движения оказывали существенное влияние на формирование структурного плана и песчано-глинистых тел. В результате сдвиговых процессов коэффициент соответствия структур уменьшился до 0.982. Процессы сдвиговой тектоники в пределах Самотлорского месторождения, являвшегося масштабной динамически напряженной зоной, испытывающей сдвиг и сжатие, привели к формированию складок волочения с простиранием с юго-востока на северо-запад, большого числа локальных структур III-IV порядков, основного Самотлорского поднятия. Последующая (постседиментационная) сдвиговая тектоническая активность привела к смещению блоков в северо-восточном и юго-западном направлениях.

1.3.3. Нефтегазоностность

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ₀ поделен два подобъекта БВ₀¹ и БВ₀², выделены объекты БВ₃, БВ₄, БВ₇¹, БВ₇², БВ₁₆, БВ₁₇₋₁₈. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов. Число подсчетных объектов составляет 26.

Ниже приводится краткая характеристика залежей с учётом данных, полученных в процессе доразведки и бурения эксплуатационных скважин за период 1987 — 2000 г. Для удобства изложения материала объекты рассматриваются сверху вниз, а индексация залежей осуществлена по выделенным структурным поднятиям с её сохранением по материалам подсчета запасов 1987 г.

Подавляющее большинство выделенных залежей нефти и газа отнесено к пластовому сводовому типу. Термин «массивная» применен к залежам с подошвенной водой, или вскрытым одной-двумя скважинами, в которых условный ВНК принимался по подошве «самого низкого» нефтенасыщенного интервала. В случаях значительного по площади экранирования залежей зонами отсутствия пород-коллекторов они относились к структурно-литологическому типу.

Особо следует остановиться на трудностях, встреченных при обосновании первоначального положения ВНК многих залежей, которые в основном связаны с повышенным залеганием водонасыщенных прослоев. Главными природными факторами этого явления, с учетом накопившегося опыта подсчета запасов нефти многопластовых месторождений, являются: линзовидное залегание таких прослоев, тонкослоистый характер строения подсчетных объектов в конкретных скважинах и повышенная глинизация разреза пластов, обусловившая получение притоков воды при положительной характеристике их по данным ГИС. Нередко, особенно в слабо разбуренных залежах, ВНК в общепринятом понимании установить не удавалось, поэтому он принимался по усредненным абсолютным отметкам подошвы нефтенасыщенных интервалов. Для таких залежей использовался термин «условный раздел нефть-вода» .

При сравнении параметров залежей одних и тех же по номенклатуре пластов как группы АВ, так и БВ, с данными по подсчету запасов 1987 года, следует иметь в виду, что при выполнении настоящей работы изменились стратиграфические разбивки между пластами и горизонтами. Таким образом, сравнение площадей и средних параметров отдельно по пластам носят отчасти условный характер.

При геометризации залежей в настоящем отчете использовались практически все разведочные и эксплуатационные скважины, поэтому линии контуров, ограничивающих газовые и нефтяные залежи, значительно более дифференцированы, чем ранее выполненных работах по подсчету запасов.

Залежь газа пласта ПК₁

Залежь приурочена к кровле покурской свиты сеноманского яруса и занимает сводовую часть Самотлорского месторождения. Залежь вскрыта значительным числом скважин. Газонасыщенность уверенно определяется по временным замерам РК. Газоводяной контакт (ГВК) принят на абсолютной отметке -845 м. по данным ГИС и результатам опробования пласта в единственной скв.1г, в которой из интервала а.о. -839,3- - 841,1 м был получен свободный приток газа 518,7 тыс.т.

Залежь массивного типа, её размеры: 6,0×4,0 км, высота — 24 м.

В связи с отсутствием новых данных запасы по залежи не пересматривались.

Залежи горизонтов группы АВ

Эта группа включает ряд разнохарактерных в геолого-промысловом отношении горизонтов и пластов: АВ₁, АВ₂₋₃, АВ₄₋₅, АВ₆, АВ₇ и АВ₈. Наиболее значимыми среди них являются первые три, образующие единую и уникальную по своим размерам нефтегазовую залежь с обширной газовой шапкой. Три последующих пласта имеют второстепенное значение в силу своего ограниченного развития по площади и небольших толщин.

Особенности геологического строения определили характер распределения коллекторов и положения ВНК залежей. В целом, отложения пластов АВ₂₋₈ формировались в условиях обширной мелководной дельтовой равнины. Наиболее резкая латеральная изменчивость разреза характерна для отложений пластов АВ₆₋₈, что привело к формированию относительно изолированных шнурковых песчаных тел, нефтяные и газовые залежи в которых сформировались в результате последующих тектонических процессов. Следовательно, залежи этих пластов относятся к структурно-литологическим. Резкое латеральное замещение песчаных тел явилось причиной формирования изолированных залежей, связанных с постседиментационными локальными структурными поднятиями. Отдельные нефтенасыщенные песчаные линзы в силу описанных выше особенностей геологического строения могут встречаться на разных абсолютных отметках. Следовательно, ВНК залежей будут «неустойчивыми» (свойственно индивидуальным залежам). Покрышкой являются весьма тонкослоистые пачки, глинистый материал которых образует покровные отложения.

Существенные изменения связаны со временем формирования отложений пласта АВ₄₋₅. В это геологическое время происходило интенсивное поступление обломочного материала с большой долей песчаной фракции. Процесс седиментации сопровождался активизацией тектонических процессов, на фоне которых отложения авандельты и дельты проградировали с юго-востока на северо-запад. Песчаные тела представлены фациями авандельты (массивные песчаники), дельтовых каналов и устьевых баров. Поскольку поступление песчаного материала было обильным, то повсеместно имеется гидродинамическая связь в латеральном направлении. По вертикали гидродинамическая связь менее совершенна из-за наличия локально развитых глинистых прослоев. Активность процессов седиментации существенно снизилась в конце времени формирования пласта АВ₄₋₅, в которое на территории месторождения была развита обширная дельтовая равнина, пересекаемая отдельными, но достаточно мощными, вероятнее всего субаэральными, дельтовыми каналами.

Отложения пласта АВ₂₋₃ связаны с активным осадконакоплением в условиях дельтовой равнины, где отложения представлены фациями шнурковых песчаных дельтовых каналов, баров и фациями тонкослоистого разреза, залегающими между шнурковыми телами. Песчанистость разреза относительно высокая, следствием которой является наличие вертикальной и горизонтальной связности разной степени совершенства.

Отложения пласта АВ₁³ представлены переходными фациями, формировавшимися при углублении морского бассейна, уменьшении доли песчаных фракций в поступающем обломочном материале, активизации сдвиговой тектоники, формировавшей складки волочения северо-западного простирания.

Процессы углубления моря и сдвиговой тектоники наибольшее влияние оказали на формирование отложений пласта АВ₁¹⁻². Глинистые песчаники здесь представлены фациями покровных отложений. Мощные песчаные тела на востоке месторождения образовались на завершающей стадии формирования пласта АВ₁¹⁻² в результате лавинной седиментации.

В результате описанных тектоно-седиментационных процессов сформировалась единая гидродинамическая система для пластов АВ₁₋₅, имеющая один ВНК и ГНК.

Залежи пластов БВ₀ — БВ₇

В стратиграфическом отношении эти пласты относятся к нижней части вартовской свиты нижнего мела. Среди 8 пластов, выделяемых в её разрезе, промышленно нефтеносными на Самотлорском месторождении являются БВ₀¹, БВ₀², БВ₁, БВ₂, БВ₇¹ и БВ₇².

Пласты БВ₀-БВ₇ формировались в условиях неглубокого моря в краевой части шельфа (пласт БВ₇) и шельфовой равнины. Отложения пласта БВ₇² откладывались при кратковременной трансгрессии, сместившей область наиболее активной седиментации на восток. В это время на территории Самотлорского месторождения песчаный материал представлен фациями разрозненных песчаных валов, имевших простирание с юго-запада на северо-восток. Песчаные валы разделены обширными полями глинистых отложений. В результате сформировались литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов. Дистальная часть области активной седиментации в виде отдельных песчаных тел встречена практически на всей восточной границе месторождения. В описанных условиях продуктивными являются отдельные песчаные линзы, имеющие разные положения ВНК.

Последовавшая регрессия моря привела к проградации области активной седиментации на территорию месторождения. Для отложений пласта характерен четко выдержанный регрессивный характер разреза. Разрез наиболее опесчанен в кровле пласта, эффективные толщины возрастают с юго-востока на северо-запад. В настоящее время в пласте открыта одна залежь. Тем не менее, геологическое строение пласта свидетельствует об имеющихся перспективах новых открытий.

Дальнейшее осадконакопление разреза связано с активной седиментацией, аналогичной описанной выше для отложений пластов АВ₆-АВ₈. Характерным является наличие в разрезе шнурковых песчаных тел во вмещающем (по латерали и по вертикали) тонкослоистом разрезе, отложения которого с одной стороны вмещают локальные песчаные линзы, с другой стороны имеют невысокую проницаемость вплоть до ее отсутствия. Ширина шнурковых тел уменьшается вверх по разрезу. Следствием такого строения разреза, как и в описанных выше отложениях пластов АВ₆₋₈, является наличие большого количества залежей с разными положениями ВНК.

Залежи пласта БВ₈

В стратиграфическом отношении пласт залегает в кровельной части мегионской свиты нижнего мела. В его разрезе сосредоточены значительные запасы нефти, которые содержатся в пластах БВ₈⁰, БВ₈¹, БВ₈² и БВ₈³. Корреляция трёх последних пластов оказалась затруднительной в силу их высокой прерывистости, что и определило их объединение в единый объект подсчета запасов.

Отложения пласта формировались в условиях шельфа после перерыва, связанного с отложением глин в кровле пласта БВ₁₀. Отложения пластов

БВ₈¹⁻³ представляют собой генетически связанную толщу, сложенную отложениями потоковых фаций (простирание с юго-востока на северо-запад) и баровых тел. Особенность формирования разреза обусловлена постепенным перемещением области наиболее активной седиментации песчаных тел с юго-восточной половины месторождения в северо-западную, что, по-видимому, связано с тектоническим режимом. Песчанистость разреза высокая, залежь пластового типа. Наличие областей с пониженными эффективными толщинами и последующие тектонические процессы создали условия для формирования отдельных залежей нефти, положение которых контролируется замкнутыми изогипсами структур третьего и четвертого порядков, а положения ВНК — положением залежей на структуре второго порядка. Соответственно, в центральной части Самотлорского поднятия положения ВНК выше, чем в его краевых частях.

Формирование пласта Б₈⁰ определялось трансгрессией и последующим заполнением осадочного бассейна обломочным материалом, поступавшим с востока. Область наибольшей песчанистости отложений пласта расположена за восточной границей лицензионного участка. В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной.

Залежи пласта БВ₁₀

Связанная с этим пластом залежь нефти разбурена по проектной эксплуатационной сетке, что позволило, с одной стороны, детализировать её геологическое строение, с другой, — в целом подтвердить принятые ранее её тип и положение ВНК.

Залежь на большей части площади пластово-сводового типа. В западной части залежь экранируется обширной зоной замещения коллекторов. В северной половине месторождения отмечается преимущественное опесчанивание верхней части горизонта, в южной половине — нижней. По этой причине залежь пласта БВ₁₀ разделена на два подсчетных объекта: БВ₁₀⁰ и БВ₁₀¹⁻². Высокие вертикальная и латеральная неоднородности разреза, характерные для клиноформенного этапа формирования разреза, явились причиной частых изменений уровня ВНК в пределах от -2160 м на востоке до -2190 — -2000 м на остальной части месторождения. В южной части месторождения положение внешнего контура нефтеносности остается весьма условным.

Связь отложений пласта БВ₁₀ с завершающим этапом клиноформенной седиментации обусловила формирование «черепичных» фаций (пласт БВ₁₀¹⁻²) и фаций «черепичных» отложений и передовой части шельфа (пласт БВ₁₀⁰). В пласте БВ₁₀⁰ области развития «черепичных» фаций и фаций передовой части шельфа разделены областью замещения песчаных тел на глины. В северо-западной половине площади песчаные тела либо развиты в ограниченном объеме, либо полностью отсутствуют. В данной седиментационной обстановке следует ожидать наличие изолированных песчаных линз — литологических ловушек, имеющих разные ВНК.

Залежи ачимовской толщи

Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алвролитовых и глинистых пород, которое обусловило своеобразное фазовое состояние содержащихся в их пустотном пространстве флюидов. Большинство залежей нефти, выявленных в разрезе ачимовской толщи, относится к так называемым объектам с непредельным характером насыщения, следствием которого является частое получение притоков воды (особенно при высоких депрессиях) при испытании интервалов с положительной характеристикой по ГИС и достаточно быстрое обводнение залежей при положительных испытаниях.

Среди множества пластов, выделяемых в разрезе ачимовской толщи, промышленно нефтеносными являются пласты БВ₁₆, БВ₁₇₋₁₈, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ₂₁₋₂₂.

Фондаформенные отложения (ачимовская пачка) наиболее сложно построены в разрезе Самотлорского месторождения. Они представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации. Наиболее активными процессы седиментации песчаного материала были в период формирования отложений пластов БВ₁₉ и БВ₁₆. В пределах месторождения во всех пластах, кроме БВ₁₆, отложения конусов выноса представлены полным набором фаций — питающие каналы, разветвленные каналы, устьевые бары, покровные отложения. Клиноформа наступала с юго-востока, соответственно, проградация конусов выноса имела место в том же направлении. Полифациальный характер отложений ачимовской пачки явился следствием наличия большого количества залежей нефти на разных уровнях глубин. По нашему мнению в ачимовских отложениях еще предстоят открытия новых залежей.

Залежи пласта ЮВ₁

По этому пласту произошли наибольшие изменения в отношении открытия новых и приобщения ранее выявленных залежей нефти. Промышленно нефтеносными в разрезе являются пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁², которые на отдельных залежах сливаются в единый объект.

Песчаные тела пласта ЮВ₁ распространены в пределах месторождения практически повсеместно. Данное обстоятельство обуславливает наличие залежей нефти в пределах локальных структур третьего-четвертого порядков, оконтуренных замкнутыми изогипсами. Локальные структуры являются осложнениями структуры второго порядка. Следовательно, ВНК локальных юрских залежей будут снижаться по мере удаления от купола Самолорского поднятия. Таким образом, успешность поиска залежей нефти в юрских отложениях определяется точностью построения ее структурного плана по кровле коллектора, поверхности ВНК этих залежей соответствуют положению наиболее глубокой замкнутой изогипсы.

1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические комплексы

Для контроля за разработкой залежи и успешной эксплуатации необходимо изучить коллекторские и физические свойства горных пород, вскрытых скважиной. Знание состава пород, их строения и распределения по площади продуктивного пласта позволяет рационально располагать эксплуатационные скважины, намечать мероприятия по воздействию на продуктивный пласт, а также следить за техническим состоянием скважин.

В табл. 1.4.1 — 1.4.5 приведены свойства, которыми обладают породы на данном месторождении.

Таблица 1.4.1 — Плотность

Таблица 1.4.2 — Удельное электрическое сопротивление

Таблица 1.4.3 — Естественная радиоактивность

Таблица 1.4.4 — Диэлектрическая проницаемость

Таблица 1.4.5 — Скорость

1.5. Анализ основных результатов геофизических работ прошлых лет

1.5.1. Объем и комплекс геофизических исследований скважин

После пересчета запасов в 1987 г. на Самотлорском месторождении было пробурено 5525 скважин, из них разведочных 92. В комплекс геофизических исследований скважин, утвержденный Миннефтепромом в 1984 г, входят методы:

— стандартный каротаж;

— боковое каротажное (электрическое) зондирование (БК3, БЭ3);

— индукционный каротаж (ИК);

— боковой каротаж (БК);

— микрозондирование (МКЗ);

— микробоковой каротаж (МБК);

— кавернометрия (КВ);

— радиоактивный каротаж (ГК, НКТ, НГК);

— акустический каротаж (АК);

— плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П);

— резистивиметрия;

— инклинометрия;

— цементометрия (ОЦК, АКЦ).

В скважинах также проводились исследования с целью уточнения интервалов перфорации.

Основные регламентированные различия в комплексах ГИС эксплуатационных и разведочных скважин состоят в следующем:

— исследования МК3, МБК, КВ в эксплуатационных скважинах делают при углах наклона ствола скважины до 15⁰;

— радиоактивные методы НК и ГК в эксплуатационных скважинах делают в обсаженном стволе, а в разведочных скважинах — в открытом;

— в эксплуатационных скважинах НК выполняется в модификации НКТ, в разведочных — в модификации НГК и только в последние годы — также в модификации НКТ;

— исследования акустическим и гамма-гамма — плотностным методами не входят в обязательный геофизический комплекс эксплуатационных скважин;

— в наборе зондов БКЗ эксплуатационных скважин не предусмотрены исследования большим 8-ми метровым зондом.

По всему фонду скважин (5525), пробуренных начиная с 1987 г., выполненный комплекс в цифровом виде есть по 5487 скважинам. По 38-ми скважинам, что составило 0,7% от всего фонда, отсутствуют материалы ГИС в цифровой базе данных по следующим причинам:

— 13 скважин — аварийные, были ликвидированы без выполнения ГИС;

— по 1 скважине полностью забракованы материалы геофизических исследований;

— по 13 скважинам нет исходных материалов в ОАО ННГФ;

— 11 скважин — горизонтальные, материалы не оцифрованы.

Список этих 38 скважин с указанием причин отсутствия геофизических материалов приведен в таблице 1.5.1. Анализ выполнения комплекса геофизических исследований по методам представлен в таблице 1.5.2.

Таблица 1.5.1

Список скважин Самотлорского месторождения, пробуренных после 01.01.87 г.,

по которым отсутствуют материалы ГИС

Стандартный каротаж включает запись потенциал-зондом (ПЗ) А 0,5М6N или

А 0,5М11N с одновременной записью кривой потенциалов собственной поляризации

(СП). Стандартный каротаж в продуктивной части разреза в масштабе глубин 1:200 полностью выполнен в 4455 скважинах (81%). Масштаб записи кривой потенциал-зонда 2,5 Омм/см; СП- 12,5 мВ/см. Применяемая аппаратура Э-1 и К-3.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) выполнено последовательными градиент-зондами размерами АО=0,45; 1,05 м; 2,25 м; 4,25 м и одним обращенным зондом (ОГЗ) размером 2,25 м в 5479 скважинах (99,6%). В 8-ми скважинах БКЗ не выполнен и в 16-ти — выполнен частично, в 4-х скважинах из них забракованы зонды 0,45; 1,05 м и 4,25 м (табл. 1.5.2). Масштаб записи кривых КС₂, 5Омм/см. Применяемая аппаратура — Э.1, К-3.

Таблица 1.5.2

Анализ выполнения геофизических исследований по методам

в скважинах Самотлорского месторождения,

пробуренных после 01.01.87 г.

Индукционный метод (ИК) выполнен в 2972 г скважинах (54%), в 3-х скважинах материалы ИК забракованы (табл. 1.5.2). Масштаб записи ИК 25 мСим/м/см, аппаратура ИК-100, ПИК-1М, КАС, АИК-М, зонды 4ФО, 75; 4И1; 6Ф1. Качество первичных материалов удовлетворительное. В 20-ти скважинах выполнено индукционное зондирование 5-ю зондами разной глубинности аппаратурой ВИКИЗ. Качество материалов хорошее.

Боковой каротаж (БК) выполнен в 2978 скважинах (54,1%), в 4-х скважинах материалы забракованы (табл. 1.5.2.). Кривые записаны в логарифмическом масштабе, аппаратура Э-1, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Микрозондирование (МКЗ) проведено 2637 скважинах (47,9%), в 5-ти скважинах материалы МКЗ забракованы (табл. 1.5.2.). В эксплуатационных скважинах микрозондирование выполняется при угле наклона ствола в интервале детальных исследований не более 150. Запись проводится микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал-зондом А0,05 М. Масштаб записи 2,5Омм/см. Аппаратура Э-2, МДО. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Микробоковой метод (МБК) выполнен в 179 скважинах (3,3%). Масштаб записи 2,5Омм/см, аппаратура Э-2, К-3. Качество материалов хорошее и удовлетворительное.

Кавернометрия (КВ) выполнена в 2720 скважинах (49,8%), в 4-х скважинах материал забракован (табл. 1.5.2.). Запись КВ проводится в скважинах с углами наклона ствола в интервале детальных исследований не превышающих 15⁰. Масштаб записи 2см/см. Качество материалов удовлетворительное.

Радиометрические исследования включают гамма-метод (ГК), который зарегистрирован в 5498 скважинах (99,9%), и нейтронный метод (НМ), выполненный в 5491 скважине (99,8%). Забракованы материалы ГК в 2-х скважинах, материалы НК ;

в 4-х. Запись кривых РК производилась аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, РКС-3.Для записи НКТ применялись источники нейтронов Ро-Ве мощностью 9,114 106 нейтрон/сек. Скорость регистрации 350−800м/ч при постоянной времени интегрирующей ячейки 6−12с.

Материал, в основном, удовлетворительного качества. Эталонировка аппаратуры РК — на низком уровне, что сказалось на точности определений К_п по радиоактивным методам.

Акустический каротаж (АК) выполнен в 78 скважинах (1,4%). Запись производилась аппаратурой СПАК-4. Число исследованных скважин недопустимо мало, что приводит к сложностям в оценке пористости коллекторов.

Гамма-гамма-плотностной метод (ГГК-П) выполнен в 73 скважинах (1,3%). Запись производилась аппаратурой СГП. Использовался источник Сs-137 мощностью 5,46,310⁹ А /кг. Скорость регистрации 200 м/ч. Также как и по АК, число скважин с исследованиями ГГМ очень мало, что сказывается на качестве интерпретации материалов ГИС.

В итоге по скважинам, пробуренным после 01.01. 1987 г., самый высокий процент невыполнения стандартного комплекса геофизических исследований приходится на индукционный и боковой методы (по 46% невыполнения), затем — на микрометоды и кавернометрию (52 и 51% невыполнения соответственно). Основными причинами недовыполнения комплекса являются следующие: плохая подготовка скважин к геофизическим работам, низкое качество ремонта приборов, отсутствие необходимого количества аппаратуры и приборов, большое число наклонно-направленных скважин с углами искривления ствола более 15⁰.

Имеющийся комплекс ГИС на Самотлорском месторождении вполне достаточен для решения качественных задач — выделения продуктивных коллекторов, оценки характера их насыщения, включая обводнение нагнетаемой водой. Однако, для количественного определения подсчетных параметров коллекторов в комплексе ГИС фактически отсутствует метод пористости, и это создает определенные трудности при интерпретации геофизических материалов.

В таблице 1.5.3. приведены основные петрофизические уравнения, использованные при интерпретации материалов ГИС, даны граничные значения параметров для выделения коллекторов и оценки характера насыщения, указаны величины термобарических поправок в значения пористости для всех продуктивных пластов.

Таблица 1.5.3

Основные петрофизические константы и уравнения для определения ФЕС коллекторов по продуктивным пластам Самотлорского месторождения