Определение начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации

Введение

Актуальность проблемы.

При подсчете запасовдля определения подсчетных параметров широко используются методы ГИС. Но зачастую геофизики сталкиваются с трудностями по обоснованию этих параметров для достижения основной цели-утверждения1 запасов в ГКЗ. Основная проблема связана с недоизученностью мелких и средних месторождений по данным петрофизических исследований по керну и глубинным-пробам нефти.

Наибольшие трудности возникают при определении по" данным электрического каротажа коэффициента нефтегазонасыщенности.

Отсутствие информации о зависимости параметра насыщения от водонасыщенности Р&bdquo- =f (Кв) по петрофизическим исследованиям, как правило, характерно при открытии новой залежи, при недостаточном отборе керна, при невозможности по отобранному керну получить искомую зависимость (гидрофобизированные коллекторы, низкопоровые коллекторы со вторичной пористостью). Достоверное определение начальной нефтегазонасыщенности в таких случаях, сдерживается отсутствием методических разработок по оценке нефтегазонасыщенности терригенных и карбонатных коллекторов в. условиях ограниченной петрофизической информации по керну.

Учитывая, что в последние годы в связи с сокращением бурения новых скважин на большинстве территорий иместорождений отбор и исследование керна не выполняется, задача разработки методики определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации по керну является своевременной и актуальной.

Цель работы — научное обоснование возможности определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений углеводородов в условиях ограниченной петрофизической информации.

Основные задачи исследований.

1. Анализ геолого-промысловой эффективностиприменяемых методик: определенияначальнойнефтегазонасыщенности по данным ГИС, керна и опробования, в открытых и обсаженных: скважинах терригенных и карбонатных коллекторов;

2. Анализпетрофизической информациии- региональных базданных для обоснования доказанных аналогий.: по применению* обобщенных зависимостей;

3:. Исследование обобщенных закономерностей' взаимосвязи? данных ГИС, коэффициента начальной, нефтегазонасыщенности? и емкости — коллекторов-: терригенных и карбонатных разрезов-, с учетом трещиноватости и гидрофобности.

4. Опробование разработанного способа определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации.

Методы решения поставленных задач.

1. Систематизация, обобщение и анализнаучно-техническойинформации— и технологических, достижений при оценке начальных запасовуглеводородного сырья.

2. Систематизация научно-технической информации по региональнымбазам данныхшетрофизических зависимостеюи-параметрам ФЕС коллекторов:

3: Теоретическое и. экспериментальное изучение взаимосвязи начальной нефтегазонасыщенности коллекторовс данными методов ГИС, керна, опробования.

4. Опробование разработанной методики при подсчете запасов нефтегазовых месторождений].

Основные защищаемые положения:

1. В условиях ограниченной петрофизической: — информации по керну определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится на основе обобщенных петрофизических зависимостей, полученных для групп аналогичных залежей, приуроченных к единым геологическим условиям.

2. При недостатке петрофизических исследований определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится по зависимости Ро=Р>/Ре=1/(построенной по данным ГИС и промысловым исследованиям.

3. Установлено наличие трещинных коллекторов в карбонатных породах девонского возраста, имеющих общую пористость ниже 0.04, и оценен их нефтенасыщенный объем.

Научная новизна.

1. Впервые были установлены обобщенные петрофизические зависимости типа «керн-керн», необходимые для, оценки фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности для групп месторождений, расположенных в пределах Саратовской иУльяновской областей, объединенных на основе — единства стратиграфии, литолого-фациальных и тектонических условий образования, глубины залегания коллекторов.

2. Разработан способ' оценки' нефтегазонасыщенности коллекторов на основе получения зависимости типа «ГИС-ГИС» по данным ГИС и промысловым исследованиям при отсутствии и/или недостатка петрофизической информации.

3. Впервые в карбонатных породах девонских отложений с общей пористостью меньше 0.04 установлено наличие трещиноватых коллекторов.

Практическая ценность.

В результате исследований разработаны методические рекомендации по обобщению петрофизических зависимостей для месторождений Саратовской и Ульяновской областей, которые были одобрены Экспертно-техническим советом ФГУ ГКЗ и переданы для использования в ОАО «Саратовнефтегаз» и ОАО «Ульяновскнефть».

Предложенные разработки позволили повысить точность определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации.

Разработанные способы определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов были опробованы при подсчете и пересчете запасов углеводородов на следующих месторождениях: Северо-Мастерьельском (каменноугольные отложения серпуховского яруса), Восточно-Рогозинском (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинциии на Карпенском (отложения кунгурского яруса), Лузянинском (отложения ардатовского горизонта), Куликовском и Белокаменном (малевский горизонт), Комаровском в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Апробация работы. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции^ «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов», Казань 2007 г., на П-ой межвузовской молодежной1 научно-практической конференции «Геоперспектива-2008», Москва 2008 г.

Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий на основе обобщенных петрофизических зависимостей по месторождениям Саратовской и Ульяновской областей, рассмотрены и утверждены Экспертно-техническим Советом ФГУ «FK3» (10.06.2009г.) и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в шести печатных работах по/геме диссертации.

Личный вклад. В? основу диссертации положены исследования и работы, выполненные автором в ОАО «Сибнефть» 2004;2006 г. г., и в ООО «Научно-Техническом Центре РуссНефть» с 2006 г.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 158 страницах, включая 104 рисунков, 6 таблиц и список литературы из 72 наименования.

Результаты исследования, приведенные в данной главе, посвящены обоснованию и выбору петрофизической связи «керн-керн» и «ГИС-ГИС» РП=/(КП) и Р"=^/(КВ), необходимых при оценке коэффициента нефтегазонасыщенности К"г по данным методов сопротивления в условиях ограниченной петрофизической информации.

Недостаток информации о начальной нефтегазонасыщенности коллекторов на исследуемых месторождениях возникает, как правило, в следующих наиболее распространенных случаях:

• месторождение находится на стадии поиска и/или начала разведки;

• месторождение по сути недоразведано и/или данные ГИС, керна, опробования получены очень давно и по разным причинам малоинформативны (в том числе при наличии гидрофобности и/или трещиноватости).

Определение емкостных параметров как терригенных, так и карбонатных коллекторов, как правило, особых затруднений не вызываетиспользуются стандартные методики, применяемые в данном регионе, или универсальные. Так, например, в карбонатном разрезе физические характеристики известняков и доломитов известны и достаточно устойчивы, например, интервальное время, плотность твердой фазы и т. п. Алгоритмы определения емкости коллекторов основаны на решении системы линейных уравнений для трех методов каротажа — НТК, АК, ГГКП. В терригенном разрезе, например, на месторождениях Западной Сибири в региональном плане ситуация еще более простая — пористость определяется из корреляционной связи СП с пористостью [37, 38] и/или по универсальным методикам В. Х. Ахиярова, Д. А. Кожевникова и др.

Определение нефтегазонасыщенности в открытом стволе, как правило, проводится по данным комплекса методов электрического сопротивления и пористости: с использованием характерных для исследуемых отложений зависимостей по данным только керна (связи типа керн-керн), или, связей типа «РИС-керн». В данной главе рассматривается авторская, адаптивная методика определениянефтенасыщенности коллекторовпри отсутствии петрофизических связей типа «ГИС-керн», однако^ предполагается? наличие информации по опробованию пластов или хотя бы наличие: априорной информации о заведомо водонасыщенных пластах. Такие определения' остро необходимы, прежде всего, при выдаче оперативных заключений в поисковых скважинах, когда необходимо оценить характер насыщения и выделить межфлюидные контакты, а также в условиях полного отсутствия керна при оперативных подсчетах запасовили, невозможности его использовать из-за неадекватности лабораторных измерений (гидрофобные коллекторы).

3il". Применяемые алгоритмы определения нефтенасыщенности.

В практике определения нефтенасыщенности для прогнозирования УЭО водонасьпценного пласта: обычно используют следующие эмпирические математические модели неглинистых коллекторов в виде одномерных- (Арчи* - Дахнова) и многомерных связей- (М.М. Элланский, Б.Н. Еникеев) для глинистых коллекторов [15⁶⁹]:

1) модель параметра" пористости. Рп=аКп" ш (1), вместо которой" часто используют следующие линейные уравнения: .

Рп=а+Ь*Кп (2), In РГ1=1п Аш *1пК&bdquo- (3);

2)модель — параметра насыщения Рн=вКв" п (4), вместо которой используют уравнения:

Рн=а+Ь*Кв (5), In Р"=1п В — п*1пКв (6);

3)модель сопротивления пласта рп = (G* рв)/(Кпш*Квп) (7), вместо которой используют следующие модели:

Рп = (С* рв)/(Кп*Кв)к (8),.

In Рп = С In рвm*lnKn-п*1пКв (9), In рп = С In рв — k*In (К&bdquo- * К&bdquo-) (10);

Где рв-сопротивление пластовой водыр"-сопротивление пластаКп— коэффициент пористости-^{-коэффициент} водонасыщенностит— коэффициент цементации- «-коэффициент, характеризующий смачиваемость. Все: коэффициенты определяются из петрофизических зависимостей типа «керн-керн», «ГИС-керн» по. результатам лабораторных исследований.

Впервые модель зависимости относительного сопротивления Р0 от объемной влажности юв, объединяющая параметры Рп и Рн, была предложена Ф. И. Котяховым и В. Н. Дахновым [12,30].

В последние годы достаточно1 эффективно используется петрофизическая зависимость относительного сопротивления Р0 от объемной^ влажности сов, объединяющий параметры Рп и Рн. Данную зависимость можно получить пересчетом через уже имеющиеся связи РП=^(К") и Р0=У (сов), но. при этом возрастает погрешность оценки нефтенасыщенности, чем при непосредственном определении объемной влажности и сопротивленияна керне. Зависимость Р0 = 1/со," также? выходит из «закрепленной» гипотетической точки «воды» Кп = юв = 1, а величина «п», рассчитывается по фактическим данным статистически. Определение нефтенасыщенности.

1 /п производитсяиз следующего уравнения: K, f=(Kn-coB)/Kncou=(pB/p"). Отсутствие керна (или невозможность использовать эти исследования) сразу приводит к неопределенности решенийоб оценке характера насыщения коллекторов и нефтегазонасыщенности.

3.2. Алгоритм адаптивного способа определения? нефтегазонасыщенности.

Предлагаемый автором способ основан на следующем допущении — продолжением зависимости УЭС от пористостиявляется зависимость УЭСрп от объемной влажности — сов (единая закономерность), т. е т=п. Такое предположение впервые было высказано В. Н. Дахновым в работе [15] -результаты приведены на рис. 3.1.

В этом случае выявление коэффициентов этой линейной (в логарифмических координатах — lg Кп и lg рп) закономерности — известных «а» и «п» в заведомо водонасыщенной части разреза (ниже ВНК, ГВК), позволяет получить зависимость р,/рв=а/((й^п справедливую для продуктивной части разреза. В случае, если а=1, требования к количеству опорных пластов снижается (достаточно выделить априорно водоносные интервалы) и проверка указанной закономерности производится по совпадению УЭС пластовой воды — рв, определенной по результатам опробования с УЭС воды, определенной как результат аппроксимации зависимости р,/рв= l/fcoj" в область сов = Кп = 1 (вода). Таким образом, для реализации предлагаемой методики должны, выполняться, одно первое или два условия (ограничения):

• необходимое «т=п»;

• достаточное «а=1» (достигается максимальная достоверность).

— Прототипом разработанной методики послужили подходы, реализованные для выделения нефтегазонасыщенных коллекторов на основе распределения водоносных и продуктивных коллекторов на зависимости параметра пористости Рп от пористости Кп и/или УЭС от К,&bdquoпредложенные Л. Б. Берманом, Б. Ю. Венделыптейном, B.C. Нейманом [8,11,12,25].

Рис. 3.1. Зависимость параметра Рп=рВгУрв от коэффициента пористости Кц и объемной влажности для различных типов песчано-глинистых пород и районов. I — слабо сцементированные песчаники миоценовых отложений Гольф-КостаII — слабои среднесцементированные песчаники девонских отложений Западного ПриуральяIII — слабои среднесцементированные песчаники и алевролиты палеогеновых отложений Северного КавказаIVэоценовый песчаник Вилькокс (США) — V — олигоценовый сцементированный песчаник Гольф-КостаVI — мелкои среднезернистые песчаники различной цементации додевонских (предположительно, силурийских) отложений Западного ПриуральяVII — сцементированный песчаник отложений района ЛуизианыVIII — сцементированный песчаник отложений провинции Иллинойс.

3.3. Выполнение необходимых и достаточных условий (ограничений) адаптивной методики.

В работе [22] на примере сеноманских отложений — крупнейших газовых месторождений Западной Сибири (Уренгойское ГКМ, Ямбургское ГКМ и др.) показано, что наиболее достоверные определения начальной газонасыщенности песчаников, глинистых песчаников и алевролитов в диапазоне пористости 0.18 — 0.4 достигаются из зависимости р,/рв—а//(coj" при условии а=1 и Кп=сов=1 (гипотетическая точка «воды»). По тщательно привязанному керну, при изменении минерализаций от 18 до 6 г/л в пределах продуктивной сеноманской толщи в результате уникальных исследований керна из скв, 41 Ямбургского ГКМ и скв 110 Уренгойского ГКМ, пробуренных на РНО, авторами работы были обоснованы значения объемной dD Суперкоплвспзр |-1 Улучшенный коллектор гитп Хэроший коллектор СЕЛ Ухудшеикьй коплен тор Лереслаив&ие Сигъчоглыистьй 1=34? и 48 ^—41 Ямбург.

— 48 Ям бургУренгой 110 влажности и УЭС и получена зависимость рп /рв = /(oj, выходящая из единицы (р&bdquo- /рв — 1- й) в = 1): рп /рв = <ов 181. Необходимо заметить при этом, необычайно широкий спектр изменения емкостных свойств продуктивных коллекторов в разрезе, за счет рассеянной и слоистой глинистости (см. рис. 3.2).

Рис. 3.2. Гистограмма распределения пористости по керну и результаты группирования в сеноманских отложениях Ямбургского ГКМ (скв.41, 48) и Уренгойского ГКМ (скв.110).

Из представленных данных по терригенным коллекторам Западной Сибири следует, что при пористости коллекторов более 0.18 (К&bdquo->0.18) наиболее вероятна модель Р0- (от.

Рассмотрим результаты, полученные автором в результате обобщения лабораторных исследований на керне по большому количеству месторождений (-45) по Саратовской области. Изучены связи РП=/(КП), РН=/(КВ) и Р (г!/(а>в) для карбонатных и терригенных пород изучаемых месторождений. Уравнения этих зависимостей приведены в таблице 3.1. Как видим, коэффициенты т и п в этих уравнениях близки, при этом значение коэффициента «а» в большинстве моделей равно 1.

Заключение

.

В' результате теоретических расчетов' опытно-методических исследованиис разработаны способы определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности в условиях отсутствия или, недостатка петрофизической информации, которые включают в себя следующие части:

1. При обобщении петрофизических зависимостей по керну в пределах групп месторождений (Саратовской, и Ульяновской.- областей), выделенных по? критериям — объединенная стратиграфия— отложений-, расположение месторождений в соответствующей: зрне региональной литолого-фациальной схемы, приуроченности^ к соответствующему тектоническому блоку и для терригенных отложений — глубины залеганиядостигается: достоверное определение нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС с погрешностью не: более 10%.

2. Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий подготовленныена основе обобщенных «петрофизическихзависимостейно месторождениям Саратовской и.

Ульяновской областей" апробированы на Экспертно-техническом.

Совете ФГУ «ГКЗ» и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

3. Предложен способ? определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности на основе адаптивного выбора петрофизической зависимости по данным комплексаГИС (Электрометрии и методов? пористости) и результатам опробованияоснованный' на представлении оi>единойзакономерности Рlc=f (К&bdquo-) и. Р0=^/(а)в), которыйапробирован приподсчете запасов следующих месторождений: Северо-Мастерьельского (каменноугольные отложения серпуховского * яруса), Восточно-Рогозинского (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинциии Карпенского (отложения кунгурского яруса), Лузянинского (отложения ардатовского горизонта), Куликовского и Белокаменного (малевский горизонт), Комаровского в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

4. По данным исследования керна карбонатных трещинных и межзерново-трещинных коллекторов было установлено наличие коллекторов в девонских отложениях с пористостью < 0.04, а также была оценена трещинная емкость.