Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивного горизонта и их неоднородности

Средние значения параметров пород-коллекторов продуктивных пластов приняты на базе данных, приведенных в отчете по пересчету запасов нефти и газа (ПЗ-2013г), выполненном в 2013 г. В данной работе средние значения ФЕС и начальной нефтенасыщенности были обоснованы по керну, ГИС и по данным гидродинамических исследований скважин.

Результаты анализа керна

В процессе бурения керн был отобран в 17 поисково-разведочных и в 7 эксплуатационных скважинах (№№ 15, 16, 41, 42, 45, 47, 67). Проходка с отбором керна составила 1747 м, линейный вынос при этом составил 552,55 м, что соответствует 31,6% от проходки. В продуктивной части проходка составляет 999 м, вынос керна — 330,75 м, т. е. 33,1% от проходки.

Всего проанализировано 180 образцов, из них 127 образцов в пределах продуктивных юрских горизонтов: 45 определений по горизонту Ю-I и 82 образца по горизонту Ю-II. Кондиционными являются 112 образцов.

Для количественной интерпретации промыслово-геофизических материалов скважин использованы определения параметра пористости и параметра насыщения. Зависимости параметра пористости и параметра насыщения представлены уравнениями:

Рп=0,93Кп-1,94; Рн=Кв-1,96.

По лабораторным анализам образцов керна для обоснования граничного значения пористости установлена связь между проницаемостью и пористостью. При проницаемости 1мД принятое граничное значение пористости равно 12,5%.

Полученные значения параметра пористости, параметра насыщения, граничные значения пористости использованы при интерпретации ГИС.

По текстурно-структурным особенностям выделены следующие разности:

• — песчаники с различной степенью цементации: крепкосцементированные песчаники со значительным содержанием глинисто-карбонатного вещества и слабосцементированные песчаники;
• — алевролиты песчанистые, темно-серого цвета, мелкои крупнозернистые, слабокарбонатные, с включением ОРО;
• — алевролиты глинистые, содержание песчаной фракции в которых не превышает 7,5%;
• — пески и алевриты серые, мелкои крупнозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые.

Флюидоупоры представлены глинами темно-серого цвета, с включением слюды, ОРО, часто переслаиваются с алевритом и песчаником.

Тип коллектора — поровый.

Результаты анализа геофизических исследований скважин

В настоящей работе выполнена интерпретация материалов ГИС по девяти скважинам: №№ 167, 168, 169, 178, 179, 180, 181, 182, 183, не вошедшим в утвержденный отчет ПЗ-2013г. По остальным 20-ти скважинам, пробуренным с 2004 по 2013гг (№№ 121, 122, 123, 125, 143, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 163, 164, 165, 166), значения ГИС остались без изменения, как в подсчете запасов 2013 г.

Комплекс промыслово-геофизических исследований проведен в открытом стволе и в колонне:

Виды и объемы ГИС. Геофизические исследования в открытом стволе по скважинам: №№ 167, 168, 169, 178, 179, 180, 181, 182, 183 выполнялись компанией ТОО «БатысГеоЗерттеу», включающие следующие методы: ПС, КВ, БК, МБК, ИК, МКЗ, ГК, НГК, АК, ГГК-П, фотоэлектрический, ВИКИЗ, термометрия, инклинометрия, спектральный гамма каротаж (СГК). Качество материалов ГИС хорошее.

В обсаженных частях ствола скважины (в колонне) для определения высоты подъема цемента проводилась ОЦК (отбивка цементного кольца), для оценки определения качества цементирования колонн проводился АКЦ.

Для определения рабочих пластов-коллекторов и определения профиля поглощения в интервалах нагнетания был выполнен комплекс исследований приборами PLT. Комплекс исследований включал следующие методы: ГК, ЛМ (локатор муфт), ТМ (термометрия), ВЛГ (влагометрия), РИС (резистивиметрия), Ман (манометрия), ЭМДС (электромагнитная дефектоскопия), СТД (термокондуктивная дебитометрия), РГД (разноскоростная расходометрия). Для определения текущей нефтенасыщенности проведен ИННК (импульсный нейтрон-нейтрон каротаж), прибором АИНК-43.

Интерпретация ГИС. Интерпретация геофизических исследований проводилась при помощи программного обеспечения «Interactive Petrophysics». Обязательно осуществлялся контроль качества полученных геофизических замеров и внесение поправок за диаметр скважины, раствор, давление и температуру.

Глинистость определялась по методам ГК, ПС, и КпНГК-ГГК. При определении эффективной пористости использовались кривые ГГК; АК и КпобщНГК. Выделение эффективных толщин проводилось с учетом граничного значения, установленного по данным керна.

В основу определения коэффициента нефтегазонасыщенности положена зависимость Арчи, использованная в подсчете запасов 2013 г и утвержденная ГКЗ.

При интерпретации использованы сопротивления пластовой воды по I среднеюрскому горизонту — 0,028 Ом, по II среднеюрскому горизонту — 0,024 Омм.

В новой пробуренной скважине № 167 в горизонте Ю-II были опробованы пласты (с дебитами Qн=12,7мі/сут), которые в свою очередь обладали слабыми геофизическими характеристиками, где значение сопротивления в продуктивных пластах находится на уровне вмещающих пород (1,3−1,4 Омм). На основе статистических данных по опробованию и расчетной нефтенасыщенности (Кнг) их трудно признать продуктивными. В таких случаях, данные пласты не оценивались, так как значения Кнг не достигали граничного значения нефтенасыщенности.

Во вновь пробуренных скважинах метод ГК слабо расчленяет геологический разрез на глинистые и песчанистые разделы, вследствие радиоактивности полимиктовых песчаников. Точность определения количественных параметров продуктивных коллекторов во многом зависит от оценки глинистости. Для этих целей на месторождении Ботахан можно рекомендовать проведение спектрометрического гамма-каротажа.

Все материалы по новым скважинам добавлены в существующую базу данных по ГИС.

Сведения об изменении общей, эффективной, нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин приведены в таблице 1.1.

Полученные показатели неоднородности продуктивных пластов приведены в таблице 1.2.

В таблице 1.3 приведена характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности по лабораторным, геофизическим и гидродинамическим исследованиям.

Ниже приведены характеристики физических параметров и их неоднородности по каждому продуктивному горизонту.

Горизонт Ю-I. Горизонт вскрыт во всех пробуренных скважинах. Глубина залегания горизонта колеблется от 1186 до 1254 м. Горизонт состоит из 2-х пластов.

Ю-I, пласт 1. Коллекторы изучены керном по 16 образцам из 7 скважин (№№ 4, 6, 9, 13, 14, 23, 45).

Открытая пористость по лабораторным исследованиям изменяется от 0,194 до 0,311 доли ед., среднее значение 0,262 доли ед. Проницаемость изменяется от 9,9 до 359 мД, в среднем 89,8 мД. По результатам ГИС коэффициент открытой пористости в среднем составляет 0,296 доли ед., изменяясь от 0,19 до 0,35 доли ед., нефтенасыщенность в среднем составляет 0,655 доли ед., изменяясь от 0,47 до 0,89 доли ед.

Проницаемость по результатам гидродинамических исследований скважин в среднем составляет 113,3мД.

Общая толщина коллектора изменяется от 0,4 до 14,7 м и составляет в среднем 4,59 м, общая эффективная от 0,4 до 9,3 м при среднем значении 3,8 м, нефтенасыщенная изменяется от 0,4 м (скважина № 45) до 8,2 м (скважина № 161) среднее значение 3,57 м.

Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 0,9 доли ед. и в среднем составляет 0,65 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 4 и в среднем составляет 1,58.

Ю-I, пласт 2. Коллекторы изучены керном по 22 образцам из 11 скважин (№№ 4, 6, 7, 9, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 45).

Открытая пористость по керну изменяется от 0,183 до 0,309 доли ед., средняя — 0,27 доли ед., средняя проницаемость по керну составляет 147,7 мД.

По результатам ГИС пористость изменяется от 0,21 до 0,35 доли ед., средняя — 0,307 доли ед., нефтенасыщенность изменяется от 0,48 до 0,89 доли ед., средняя — 0,677 доли ед., по результатам гидродинамических исследований скважин проницаемость в среднем составляет 213,0 мД.

Общая толщина коллектора изменяется от 9,0 до 19,6 м, в среднем составляет 16,11 м, общая эффективная от 3 до 17,4 м, в среднем 12,63 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,1 м (скважина № 179) до 16 м (скважина № 42), в среднем составляет 10,09 м.

Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 0,9 доли ед. и в среднем составляет 0,73 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 2 до 7 и в среднем составляет 3,41.

Ю-II горизонт. Горизонт выделен в интервале 1358−1450м и прослеживается в 105-ти скважинах. Горизонт состоит из 2-х пластов.

Ю-II, пласт 1. Коллекторы изучены керном по 43 образцам из 15 скважин (№№ 1, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 41, 42, 47). Открытая пористость по лабораторным исследованиям изменяется в пределах от 0,154 до 0,301 доли ед., средняя пористость — 0,221 доли ед., проницаемость изменяется от 1,2 до 263,4 мД, средняя — 84,6 мД.

По результатам ГИС пористость изменяется от 0,20 до 0,36 доли ед., в среднем составляет 0,286 доли ед., нефтенасыщенность изменяется от 0,45 до 0,87 доли ед., в среднем составляет 0,558 доли ед.

По результатам гидродинамических исследований скважин проницаемость в среднем составляет 57,12 мД.

Общая толщина коллектора находится в пределах от 1,2 до 30 м при среднем значении 19,35 м, эффективная толщина изменяется в пределах от 1,2 до 16,6 м, в среднем составляет 8,38 м, нефтенасыщенная толщина изменяется по площади от 1,4 м (скважина № 155) до 14,8 м (скважина № 18), в среднем составляет 7,22 м.

Коэффициент песчанистости изменяется от 0,04 до 0,63 доли ед. и в среднем составляет 0,33 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 8 и в среднем составляет 4,15.

Ю-II, пласт 2. Горизонт охарактеризован 35 образцами коллектора из 13 скважин (№№ 1, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 16, 24, 47).

Открытая пористость по лабораторным исследованиям изменяется в пределах от 0,154 до 0,312 доли ед., средняя — 0,231 доли ед. Проницаемость изменяется от 1,7 до 350 мД, средняя — 40,9 мД.

По результатам ГИС пористость изменяется от 0,18 до 0,34 доли ед., в среднем составляет 0,255 доли ед., нефтенасыщенность изменяется от 0,45 до 0,78 доли ед., в среднем составляет 0,548 доли ед.

Гидродинамические исследования не проводились.

Общая толщина коллектора находится в пределах от 1,6 до 29,5 м при среднем значении 20,36 м, общая эффективная толщина изменяется в пределах от 1,5 до 18,4 м, в среднем составляет 9,61 м, нефтенасыщенная толщина изменяется по площади от 0,8 м (скважина № 152) до 18,4 м (скважина № 27), в среднем составляет 8,23 м. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,06 до 0,8 доли ед. и в среднем составляет 0,37 доли ед. Коэффициент расчлененности изменяется от 2 до 12 и в среднем составляет 4,93.

Коллекторские свойства, определенные разными методами, отличаются по своим значениям. Значение пористости по керну несколько ниже значения по ГИС. Данные по ГИС позволяют более достоверно судить о пористости коллекторов, так как количество определений и количество скважин, охваченных исследованием по ГИС намного больше, чем по керну.

Таблица 1.1 Характеристика толщин пластов.

Таблица 1.2 Статистические показатели характеристик неоднородности пластов продуктивных горизонтов.

Средние значения проницаемости по горизонтам, определенные по керну и по гидродинамическим исследованиям, близки по значениям.

Исходя из статистических показателей неоднородности пластов, можно сделать вывод, что коллектора характеризуются большой изменчивостью толщин пласта и расслоением на пропластки, количество которых по юрским горизонтам в целом колеблется в пределах от 1 до 12, а их толщина изменяется от 0,4 до 18,4 м.

Высокое среднее значение коэффициента песчанистости характерно для 2 пласта горизонта Ю-I и равно 0,73, для 1 пласта — 0,65; для 1 пласта горизонта Ю-II равно 0,33 и 0,37 для 2 пласта.

В единичных скважинах (№№ 67,74,75,77,83,143,144,155,162) с учетом результатов опробования выше пласта Ю-I-1 выделены нефтенасыщенные толщины от 1 до 2 м, которые при построении добавлены к коллекторам основного пласта. В остальных скважинах эта часть разреза более глинистая или водонасыщенная.

Таблица 1.3 Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности.