Комплекс геофизических исследований скважин для изучения фильтрационно-емкостных свойств и насыщения коллекторов на Мыльджинском газонефтяном месторождении (Томская область)

дипломная работа

1.4 Физические свойства горных пород и петрофизические характеристики. ФГМ объекта

В разрезе Мыльджинского месторождения промышленная нефтегазоностность занимает большую часть отложений юрского возраста. Эти отложения разделяются на нижне- и среднеюрские песчано-глинистые образования местами угленосные, и верхнеюрские образования морского генезиса (глинистые и алевролитовые породы). Меловые отложения представлены морскими и озёрно-аллювиальными фациями, со следующими физическими параметрами - м/с, г/.

Эоценовые и нижнеолигоценовые отложения сложены двумя комплексами осадков: нижний - кремнистый, верхний - глинистый и алевролитовый. Олигоценовые континентальные алевролито-глинистые отложения характеризуются следующими физическими параметрами: м/с; .

Диабазовые порфиры, кварцевые диориты, карбонатизированные долериты палеозойского возраста характеризуются значениями Омм и мВ, что позволяет выделить их методами КС и ПС.

Отложения триасовой и юрской системы тюменской свиты представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников (преимущественно серых и тёмно-серых) и углей. По удельному сопротивлению отложения хорошо дифференцируются из-за частого переслаивания плотных и проницаемых пластов; мВ. Кровля тюменской свиты хорошо выделяется по подошве аргиллитовой пачки васюганской свиты, у которых , мВ. Верхняя часть васюганской свиты представлена песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами, которые характеризуются более высокими значениями , и мВ. Уголь в юрских отложениях характеризуется высокими значениями сп=90 - 300 , очень низкими значениями радиоактивности и мВ.

Образования баженовской свиты представлены тёмно-бурыми (до чёрных) битуминизированными плотными глинистыми аргиллитами. Эти отложения уверенно выделяются методами КС, ПС и ГК, в связи с высокими значениями , г=50 и более мкР/ч и мВ.

Отложения куломзинской свиты представлены толщей аргиллитов с линзами и прослоями алевролитов и песчаников. В нижней части отложения характеризуются низкими значениями и мВ. Лишь в верхней части наблюдается незначительная дифференциация по и .

Тарская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов характеризующихся резкой дифференциацией по кривым и ; , мВ.

Комплекс пород киялинской свиты представлен частым переслаиванием зелено-цветных и пёстро-цветных комковатых глин, алевролитов и песчаников, которые характеризуются низким и незначительной дифференциацией по потенциалу естественного электрического поля мВ.

Отложения нижней части алымской свиты, сложенные алевролитами и песчаниками, отмечаются высокими значениями , и высокими мВ. В верхней части свита, сложена тёмно-серыми глинами, которые характеризуются низкими и мВ.

Отложения покурской свиты слабо дифференцируются по и составляют , мВ.

Отложения кузнецовской, ипатовской, славгородской, ганькинской свит сложены, в основном, серыми глинами, которые характеризуются низкими значениями , равного 2-3,5 и мВ.

Кайнозойские отложения представлены преимущественно глинистыми разностями, имеющие значения УЭС равные 5-7 , а потенциал ПС - 2-5 мВ.

Четвертичные отложения представлены песками желтовато-серыми, разнозернистыми, суглинками и глинами желтовато-серыми толщиной до 50 метров.

Обобщенные сведения физических свойств горных пород, слагающие геологический разрез месторождения Западной Сибири представлены в таблице 1.

Таблица 1 Физические свойства основных разновидностей горных пород, слагающие геологический разрез

Породы

Плотность

у (г/см3)

Сопротивление, сп (Ом*м)

Радиоактивность, г (мкр/ч)

Скорость, хр (м/с)

Глины

2,1-2,4

2-40

6-14

1200-2500

Песчаники

2,2-2,5

2-30

3-8

1500-5500

Плотный карбонатизир. песчаник

2,3-2,7

15-240

4-7

3000-6000

Аргиллиты

2,3-2,6

2,5-7

5-12

5000-7500

Алевролиты

2,4-2,7

1,8-18

8-11

1500-4500

Угли

1,2-1,9

100 и более

0,5-3

1000-2500

Известняки

2,6

50-2400

2-8

3000-7100

Физико-геологическая модель продуктивной части

Мыльджинского месторождения

В разрезе юрских отложений вскрыты пласты Ю11, Ю12, Ю13-4 и Ю2-3. При сопоставлении разрезов можно отметить, что пласты мало отличаются по эффективным мощностям и фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), которые рассчитывались по составленным петрофизическим уравнениям и зависимостям для коллекторов Мыльджинского месторождения и по обобщенным алгоритмам для Средне-Васюганского мегавала (см. табл. 2 и 3), но существенно различаются по характеру и степени насыщения коллекторов.

В целом горизонт Ю1 характеризуется невысокой расчлененностью равной 7-10 и, сравнительно, высокими значениями коэффициентов песчанистости от 0,455 до 0,591. Пористость коллекторов изменяется в скважине от 0,115 до 0,194, средневзвешенное значение составляет 0,175. Проницаемость коллекторов изменяется в скважине от 0,6 до 85,9 мД, средневзвешенное составляет 36,6 мД. Нефтегазонасыщенность изменяется от 0,324 до 0,831, средневзвешенное значение составляет 0,645.

Коллектор в пласте Ю11 характеризуется низкими ФЕС: hэфф=0,8 м, Кп=0,130-0,140, Кпр=1,6-2,0 мД, но высоким Кнг=0,694-0,759. При удалении на 55,0 м (по кровле пласта) от условного уровня контакта, принятого на абсолютной глубине -2329.2 м водонасыщенность этого пропластка составила Кв=0,306, что ниже минимально возможных значений 0,409 и свидетельствует о присутствии только минерально связанной воды. По своим параметрам этот песчаник интерпретируется как газонасыщенный:

по методике разделения коллекторов по зонам нефтегазонасыщенности, построенной на основе расчетов коэффициентов водонасыщенности с учетом капиллярых давлений и фазовых проницаемостей этот прослой попадает в зону с предельно возможной для него нефтегазонасыщенностью и по характеру насыщения газонасыщен с отсутствием свободной воды в поровом пространстве;

по методике оценки характера насыщения и обводненности коллекторов по их удельному электрическому сопротивлению, водонасыщенности и пористости, построенной с учетом фазовых проницаемостей этот коллектор газонасыщен и находится далеко за пределами зоны обводнения (рис. 8).

Пропластки коллекторов в пласте Ю12 выявлены во всех рассматриваемых скважинах. При этом количество песчано-алевролитовых тел изменяется от 3 до 5 с общей эффективной мощностью от 2,2 до 5,5 м. Фильтрационно-емкостные свойства невысокие: пористость изменяется от 0,125 до 0,176 (средневзвешенное значение 0,147), проницаемость от 0,6 до 14,8 мД (средние значения 6,3 мД). Коэфициенты нефтегазонасыщенности изменяются от 0,355 до 0,672, и зависят не только от коллекторских свойств, но и в большей степени от расстояния до условного уровня ГВК. Свидетельством тому являются трехмерные распределения коллекторов по удельным электрическим сопротивлениям, относительным амплитудам ПС и высотам над условным уровнем ГВК (рис. 9). Только у прослоев, расположенных на удалении от контакта более 50м сп зависит только от ПС (точки с красноватыми оттенками), что является признаком их "предельного" насыщения для условий Мыльджинского месторождения.

Выявленные закономерности позволили построить зависимости удельных электрических сопротивлений, исправленных за глинистость от расстояний до условного уровня ГВК не более 40 м (рис. 10) и удельных электрических сопротивлений от относительной амплитуды ПС для коллекторов, удаленных от контакта более 45м (рис.11).

Рис. 8. Оценка характера насыщения и прогноз обводненности пластов

Рис. 9. Распределение коллекторов по удельным электрическим сопротивлениям, относительным амплитудам ПС и абсолютным высотам над условным уровнем ГВК

Необходимо отметить, что зависимость с учетом расстояния до ГВК построена на основе скважин с известными уровнями контакта (скв. №№129, 132 и 211), а по остальным скважинам он определялся по наилучшей сходимости параметров и составил для скв.№110-2290 м, скв.№№108,111-2310м, скв.№№104, 113, 115, 116, 117, 118-2320м, скв.№107-2321, скв.№№ 211, 131-2329м. По зависимости Rп=F(ПС) с учетом условного ГВК возможна оценка степени насыщения коллекторов (зоны "предельного" насыщения) и выделение карбонатизированных прослоев, обладающие завышенными сопротивлениями, например, к таким следует отнести отдельные пропластки скважин №№111, 113, 116, 121 (см. рис. 11). Естественно, что представленные зависимости не охватывают весь спектр параметров, влияющих на Кнг, например, песчанистость разреза до ГВК: чем выше коэффициент Кпесч., тем меньше по толщинам переходная и зона остаточного водонасыщения и, соответственно резче переход к предельно насыщенной зоне.

Делись добром ;)