Изучение неоднородности продуктивных пластов средневерхнеюрских отложений участка № xii месторождения "Солнечное"

Федеральное агентство по образованию 
Государственное образовательное 
учреждение высшего профессионального образования 
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ  
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

 

Факультет –                 Институт природных ресурсов 
Специальность – Нефтегазовое дело 
Кафедра –                    Геологии и разработки нефтяных месторождений

 

 

 

ИЗУЧЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 
СРЕДНЕВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ УЧАСТКА № XII 
МЕСТОРОЖДЕНИЯ СОЛНЕЧНОЕ 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Студент, группа 2Б05                             ______________                            Пунгин А. А. 
                                                                        (подпись)  

Руководитель                                          ______________                             Пулькина Н.Э. 
                                                                      (подпись)

                                                                  ______________ 
                                                                          (дата)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Томск 2013 
Оглавление

 

 Введение

Целью данной работы является распознование каротажных диаграмм, определение общей и эффективной мощности. Также расчет коэффициентов необходимых для распознования полезности пласта.

Задачи работы тесно  связаны с целью. Основными задачами работы являются создание моделей нефтяного  месторождения и осуществление расчетов разработки на их основе.

На сегодняшний день геологическая неоднородность –  одна из важнейших характеристик  пород-коллекторов. Ее изучение позволяет  уточнить геологическую модель пласта, залежи или объекта разработки. Распределение неоднородности пород в пределах изучаемого объекта также имеет огромное значение для подсчета запасов нефти, проектирования и анализа разработки, а также контроля воздействия на пласт и выработки пластов.

На основе данных ГИС  создается количественное представление о свойствах нефтяного месторождения и его системе разработки. Система взаимосвязанных количественных представлений о месторождении и есть модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки.

Модель пласта – это система количественных представлений и его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки  месторождения.

Модель процесса разработки – это система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр.

Создание модели пласта на основе геофизических данных возможно при определенной последовательности геологических построений.

Исходным материалом послужила схема разбуривания скважин  на участке, номера профилей (приложение А), комплект каротажных диаграмм, составленных для варианта № XII (приложение Б)

 

1. Расчленение продуктивной части разреза скважин и выделение пластов-коллекторов на участке № XII месторождения Солнечное

 

Наиболее информативным  промыслово-геофизическим методом  для получения литологической информации при исследовании терригенных пород получил метод потенциалов поляризации.

Методы потенциалов (U_ПС) самопроизвольной поляризации горных пород основаны на изучении естественных электрохимических процессов, протекающих на границах между скважиной и породами, а также на границах между пластами различной литологии в разрезе скважины.

Диаграмма ПС не имеет  нулевой линии. Горизонтальный масштаб  зарегистрированный кривой ПС указывается  числом миллиВольт, приходящимся на отрезок 2 см. Знаками «+» и «-», помещаемыми  по краям этого отрезка указывается полярность кривой ПС. Отсчет берут справа налево.

На характер кривой ПС могут влиять такие факторы, как  минерализация пластовых вод, химический состав бурового раствора, масштаб  записи. Чтобы исключить влияние  этих факторов используются не абсолютные значения ПС в мВ, а относительные – αПС.

Как известно, αПСпредставляет  собой отношение значений кривой ПС изучаемого пласта к ее максимуму. Для этого на участке изучаемого  разреза скважины с максимальным абсолютным значением ПС выделяют два опорных пласта (рис. 8). Первым опорным пластом служат морские глины, характеризующиеся минимальным отклонением ПС. Линию глин принимают за нулевую. Вторым опорным пластом служат чистые неглинистые песчаники, обладающие высокой пористостью и проницаемостью. Они отражаются на кривой ПС максимальными отклонениями. По максимальному отклонению кривой ПС проводят вторую линию, параллельную первой.Линию песков принимают за единицу.

Расстояние между линиями  глин и песков разделяется на пять отрезков (через значение αПС= 0,2), а также проводится линия αПС = 0,5, принятая за условную границу (кондиционное значение αПС) между песчаными и алеврито-глинистыми породами.

Пласты, против которых  линия ПС располагается левее  линии кондиционного предела  αПС, относят к коллекторам.

Методику применения электрокаротажного материала скважин  для выделения пластов-коллекторов  разработал и опробовал В.С. Муромцев. Предложенная им схема интерпретации кривой ПС дает возможность устанавливать и прослеживать по данным каротажа пространственное размещение пород, образовавшихся в различных обстановках осадконакопления.

Границы пластов на кривой ПС соответствуют точки  перегиба. При мощности пласта, превышающей 3 диаметра скважины, границы пластов  составляют половину максимального отклонения амплитуды ПС. Чем меньше мощность пласта , тем больше смещаются границы пласта к максимуму кривой.

При изучении разрезов скважин  выделяются:

• общая толщина горизонта (пласта) – расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических границах, как разница между глубинами залегания подошвы и кровли пласта:

 

;

• эффективная толщина – общая толщина за вычетом толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта:

 

;

 

• нефтенасыщенная толщина (газонасыщенная) – это эффективная толщина пласта от кровли до поверхности водонефтяного (газо-водяного – для газовых залежей) контакта. Это суммарная толщина прослоев нефтенасыщенных коллекторов.

В чисто нефтяной зоне (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной (рис.7). В водонефтяной зоне пласта нефтенасыщенная толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК.

Выделение пластов  коллекторов

 

     Нефтегазоносность  верхнеюрской продуктивной толщи связана с отложениями васюганской свиты, в пределах которой выделены два продуктивных пласта: Ю₁²,Ю₁³.  На следующем участке выделены пласты-коллекторы по методике  В.С. Муромцева ( предел коллектора αПС=0,5), определены абсолютные отметки залегания проницаемой части пласта ( эффективную и нефтенасыщенную толщины), полученные данные занесены в таблицы 1 и 2 (приложения В и Г соответсвенно).

 

 2.  Поостроение геологических профилей

 

Для построения геологического профиля выбираем вертикальный масштаб 1 : 200, горизонтальный масштаб – 1 : 10 000. Сетка бурения эксплуатационных скважин на данном участке месторождения составляет 500 х 500 метров.

Вариант XII

Профиль 1 по линии скважин: 177 – 178 – 179 – 180

Профиль 2 по линии скважин: 181 – 182– 183 – 184

Профиль 3 по линии скважин: 185 – 186 – 187 – 188

Профиль 4 по линии скважин: 189 – 190 – 191 – 192

 

Построенные таким образом геологические  профили являются информационной основой для получения карт структурных поверхностей, толщин нефтесодержащих пород, свойств коллекторов и многих других, составляющих геологическую модель изучаемого объекта (Приложение Д). 

Абсолютная  отметка ВНК равна – 2694,4 м. 
3. Построение карт изопахит

 

 

Карты изопахит дают наглядное  представление о распределении мощностей продуктивного горизонта. Они показывают площадное распределение мощностей, которое закономерно или локально возрастает или уменьшается.

 

Характеристика  изменения мощностей пластов   Ю₁² , Ю₁³.

       

Пласт Ю₁²(Приложение Е)

Средняя мощность пласта составляет 11,5 метров. Мощность пласта изменятся от 7,5 м(скв.188) и до 14,1 м (скв.181) с протяжение от юго-востока до северо-запада. В скважинах №№  177 (14 м), 178 (13,4 м), 179(13,1 м),181 (14,1 м), 185(13,4 м), 186(13,4 м)наблюдается максимальная мощность пласта.

Минимальная отметка  мощности в скважине № 188 – 7,5 м, которая находится на самой юго-восточной части площади.

Пласт Ю₁³(Приложение Ж)

Средняя мощность пласта составляет 12,5 м. Мощность пласта изменятся от 9,7м(скв.178) и до 19,6 м (скв.187) с протяжение от северо-запада до юго-востока. Наблюдаются значительные изменения в скв. №№ 184,187,188,192. Если по этой скважине пласт Ю₁² имел мощность 7,8;8,3;7,5;7,7 м, то пласт Ю₁³ имеет мощность в данном районе 17,6;19,6;17,5;16,4 м. соответственно. В остальных скважинах также происходит значительное изменение мощности в пределах от 3 до 9. На электоркаротажной диаграмме, в скважине №183 отсутствует пласт Ю₁³.

Северо-западная и юго-западая часть площади имеет большую среднюю мощность.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Построение карт распространения коллекторов (αПС)

 

Карта распространения коллекторов  – карта, характеризующая изменчивость по площади залежи литологического  строения исследуемого пласта, на которой  отражены границы распространения коллекторов, границы коллекторов с резко различными эксплуатационными характеристиками.

Карты распространения коллекторов в дальнейшем будут использоваться для вычисления коэффициента литологической выдержанности К_л.в

Для построения карт используются данные таблицы 3.

Таблица 3 – значения  αПС по пластам.

№ скв	значения αПС по пластам
	Ю12	Ю13
177	0,15	0,5
178	0,8	0,67
179	0,56	0,55
180	0,9	1
181	0,65	0,72
182	0,2	0,6
183	0,96
184	0,53	0,7
185	0,7	0,88
186	0,7	0,88
187	0,9	1
188	0,55	1
189	0,51	0,71
190	0,5	0,8
191	0,5	0,82
192	0,52	1

Описание пространственного  распространения песчаных пластов-коллекторов  Ю₁² , Ю₁³ по площади участкаXII месторождения Солнечное.

 

В пласте Ю₁²(Приложение З) – по площади при средней мощности пласта 11,5 м наблюдается зона высокой песчанистости (αПС 1-0,8) в скважинах №178(0,8),180(0,9),183(0,96), 187(0,9). По участку (по классификации В.С. Муромцева) преобладают коллекторы V- IV класса: смешанные песчано-алеврито-глинистые породы. Исключением является скв.№177 (αПС 0,15) и скв.№182(αПС 0,2).

 

В пласте Ю₁³(Приложение И) – по площади при средней мощности пласта 12,5 м наблюдается увеличение значений песчанистости, по северо-западному направлению. В районе скважин №№ 180, 185,186,187, 188,190,191, 192 - наблюдается зона наиболее высокой песчанистости. Эти скважины представлены коллекторами I–II класса, то есть крупно- и среднезернистыми песчаниками. В оставшихся скважинах преобладают коллектора IV-III класса: песчаники разной фракции – от крупнозернистого до мелкозернистого (по классификации В.С. Муромцева).

5. Расчет коэффициентов, характеризующих  неоднородность продуктивных пластов

5.1. Коэффициент песчанистости

Коэффициент песчанистости  рассчитывается по формуле:

где h_эф – эффективная мощность пласта в отдельной скважине.

Под эффективной мощностью понимают суммарную мощность прослоев песчаника за вычетом прослоев непроницаемых пород.

h_общ – общая мощность пласта от его кровли до подошвы в той же скважине;

n – число скважин.

 

Пласт Ю₁² К_пес =  (3/13,4+1,6/13,1+3/11,4+2,4/14,1+1,8/14,1+2,6/12+ +3,3/13,4+3,3/13,4+4,2/8,3+1/7,5)/16 =0,14

Пласт Ю₁³ К_пес = (0,8/10+2,3/9,7+1,9/10,6+4,8/15,6+1,6/15,6+2,2/11,5+1,5/11,2+1,9/17,6+4,8/10,8+4,8/10,8+6/19,6+9,4/17,5+3/11,5+1,2/11+1,3/11+1,7/16,6+8,2/16,4)/16 =0,28;

 

5.2. Коэффициент расчлененности

Коэффициент расчлененности рассчитывается по формуле:

,

где:

l₁, l₂,… – число прослоев коллекторов в каждой скважине;

n – общее количество скважин.

В том случае, когда  эксплуатационный объект представлен  пластом песчаника, К_расчл = 1.

 

Решение:

Пласт Ю₁² К_расчл = (1+1+1+2+1+1+1+1+1)/16 = 0,625;

Пласт Ю₁³ К_расчл = (1+1+1+2+1+1+1+1+1+1+1+1+2+1+1)/15 = 1,13;

Вывод: Чем выше К_расчл и чем ниже К_пес, тем выше макронеоднородность пласта.

 

 

 

 

 

 

 

5.3. Коэффициент литологической связанности  (литологического слияния)

При фильтрации нефти  в пласте большое практическое значение имеет гидродинамическая связь  с соседними пластами или прослоями  того же пласта. Степень связи пластов  характеризуется коэффициентом  слияния пластов. Чем больше коэффициент слияния, тем больше и степень связанности коллекторов по вертикали. К_сл можно определить по количеству скважин в которых пласт монолитен