СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ
METHOD FOR DETERMINATION OF OIL-FILLED FORMATIONS

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины.
Известен способ определения компонентного состава и нефтегазонасыщенности терригенных пород коллекторов и определения подсчетных параметров, основанный на обработке данных различных комплексов геофизических исследований разрезов скважин (ГИС), включающий выделение в разрезе скважины интервалов коллекторов, определение их эффективных толщин, глинистости и характера распространения глинистого материала в породе (дисперсное, структурное, слоистое), полной и эффективной пористости, абсолютной и фазовой проницаемости, оценки нефтегазонасыщенности и состава извлекаемых из углеводородсодержащей породы флюидов, определение коэффициента вытеснения нефти и газа из продуктивных пластов ("Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов" / Под ред. Б.Ю.Вендельштейна, В.Ф.Козяра, Г.Г.Яценко, г.Калинин, НПО "Союзпромгеофизика", 1990, 261 с.).
Известный способ реализуется в соответствии с "Инструкцией по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна и испытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа", Москва, ВНИГНИ, 1987, 20 с.) и позволяет определить геологические характеристики только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов с применением при обработке показаний каротажа определенных для пород коллекторов частных теоретически обоснованных эмпирических петрофизических моделей и стохастических петрофизических связей, установленных на основе исследования отобранных из скважин в интервалах залегания пород коллекторов образцов кернов и анализа связей типа керн-керн, керн-ГИС и ГИС-ГИС.
Известный способ имеет ограничения при определении геологических характеристик пород в разрезе скважины, используется только для определения параметров пород коллекторов и не обеспечивает определение в полном объеме структурно-минералогической и флюидальной модели породы, а также не реализует оценку геологических характеристик пород неколлекторов в разрезе скважины.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным ГИС, включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств (B.C.Афанасьев, Г.А.Шнурман, В.Ю.Терентьев. Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным. Нефтепромысловая геофизика. Выпуск 5. Уфа, БашНИПИнефть, 1975, с.88-94 - прототип).
Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность песчано-алеврито-глинистых коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.
Недостатком известного способа является то, что он ориентирован на изучение свойств только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов.
Задачей изобретения является повышение детальности и достоверности определения по данным ГИС геологических характеристик пород, слагающих терригенную толщу - определение нефтенасыщенных пропластков.
Задача решается способом определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому анализируют каротажные кривые скважин в кровельной части продуктивного яруса, выявляют пласты с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу (ИК) не более 6-8 Ом·м и показаний на кривых нейтронного гамма каротажа (НГК) или нейтрон-нейтронного каротажа (ННК), составляющих 85% и менее от значений ниже расположенных пластов, среди выявленных пластов выбирают пласты без глинистых перемычек с пластами из карбонатных нефтенасыщенных пород и со значениями кажущихся удельных сопротивлений по ИК не менее 15 Ом·м, уточняют литологический состав выявленных пластов, при наличии в составе пород нефтенасыщенного песчаника делают вывод о терригенном происхождении данных пластов, уточняют значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, при превышении нижних границ коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности петрофизических коэффициентов для данного региона выявленные пласты относят к продуктивным.
Сущность изобретения
При интерпретации геофизического материала возникают проблемы по объяснению сравнительно низких показаний индукционного каротажа (6-8 Ом·м) в кровельной части турнейского яруса при мощности пород-коллекторов 1-4 м, ниже которых следуют разности карбонатных нефтенасыщенных пород без глинистой перемычки между пластами с удельными сопротивлениями, превышающими 15-20 Ом·м.
Проблема в том, что карбонатные породы (водоносные известняки) при значениях кажущегося удельного электрического сопротивления по ИК, равных 6-8 Ом·м, относят к водоносным, а располагаются они над нефтеносными пластами. При этом между ними отсутствует изоляционный глинистый пласт или пропласток, т.е. отсутствует глинистая перемычка между пластами. Получается, что ниже водоносных известняков без изоляционной глинистой перемычки сразу располагаются нефтеносные известняки. Это противоречит модели построения нефтяной залежи, согласно которой водоносные слои должны быть ниже нефтеносных.
Выше нефтеносных известняков непосредственно без перемычки располагаться водоносные известняки или песчаники не могут в силу большей плотности пластовой воды по сравнению с нефтью. Менее плотная нефть за счет гравитационного распределения размещается выше пластовой воды, как бы всплывает.
Объяснение этого парадокса кроется в следующем: литотип пород с удельным сопротивлением 6-8 Ом·м, залегающих на нефтеносных известняках, относится к нефтеносным терригенным породам (песчаникам).
Характеристика кровельной (аномальной) части турнейского яруса отмечается более низкими показаниями кривых НГК или ННК по сравнению с нижележащими нефтеносными известняками (на 15% и больше). Такие пласты широко развиты на Федотовской площади Ново-Елховского месторождения в зонах эрозионных врезов визейского возраста в отложениях турнейского яруса.
Правильный выбор литотипа коллектора при интерпретации позволит корректно определить его петрофизические параметры (коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, нефтенасыщенности) и тем самым позволит прирастить запасы нефти и вовлечь их в разработку. Так, при одних и тех же показаниях нейтронного гамма каротажа НГК-60 пористость кварцевого песчаника превышает пористость известняка на 4-5%. Это означает, что при определении коэффициента нефтенасыщенности по формуле Арчи большему значению коэффициента пористости при одинаковом удельном электрическом сопротивлении пласта будет соответствовать большее значение коэффициента нефтенасыщенности.
При коэффициенте пористости 9% и удельном электрическом сопротивлении 15 Ом·м по формуле Арчи коэффициент нефтенасыщения известняков турнейского яруса Ново-Елховского месторождения составляет 55%, это нижняя граница для промышленно-продуктивных пластов.
Коэффициент нефтенасыщенности (Кн) коллекторов определяется по известной формуле Арчи:
m/n
1/n
Кн=1-с/(Kn×Rn)
где С - коэффициент пропорциональности, равный:
RB
1/n
С=(a*b*)
a, b, m, n - коэффициенты, определяемые по керну;
m/n
m/n
Kn - коэффициент пористости пласта в степени .
1/n
1/n
Rn - удельное электрическое сопротивление исследуемого пласта в степени .
В лаборатории определяются электрические характеристики образцов керна - параметр пористости Рп и параметр насыщения Рн:
RВ
m
Рп=Rвп/=а/Kn
n
Рн=Rп/Rвп=b/Ков
где - Rп - удельное электрическое сопротивление исследуемого пласта в Ом·м,
Rвп - удельное электрическое сопротивление пласта при полном его водонасыщении в Ом·м.
RВ
- удельное электрическое сопротивление пластовой воды в Ом·м.
Критериями выделения пластов в нефтеносные в кровельной части турнейского яруса являются следующие:
1. Индукционный каротаж. Показания 6-8 Ом·м. Нижележащие без глинистой или уплотненной перемычки нефтеносные карбонатные коллекторы (известняки) имеют по данному методу удельные электрические сопротивления 15 и более Ом·м.
2. Нейтронные методы (нейтронный гамма-каротаж или нейтрон-нейтронный каротаж. Показания кровельной части меньше на 15 и более процентов по сравнению с нижележащей карбонатной толщей.
3. Ядерно-магнитный каротаж. Наличие индекса свободного флюида в данном пласте, а также в нижележащих нефтенасыщенных карбонатных породах. То есть пласт - коллектор и при испытании может отдавать содержащийся в порах флюид.
4. Подтверждение отбором керна терригенного происхождения литологии и характера насыщенности (т.е. нефтенасыщенности) пласта, залегающего без перемычки в кровельной части турнейского яруса в двух-трех скважинах на конкретном участке разрабатываемого месторождения нефти. При анализе керна определяются: литология, коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, нефте- и водонасыщенности отобранных пород.
5. Рассчитываются коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, нефтенасыщенности по петрофизическим алгоритмам, исходя из терригенного происхождения кровельной части пласта. При подтверждении значений рассчитанных петрофизических параметров (т.е. при близкой их сходимости) с данными анализа керна и при превышении их по величине граничных значений коэффициентов для данного региона делается вывод о том, что в кровельной части турнейского яруса размещены продуктивные песчаники.
Пример конкретного выполнения
В скважине №1 Федотовской площади Ново-Елховского месторождения по данным гидродинамических исследований скважин кровля турнейского яруса определена на глубине 1009,7 м.
Данные по скважине 1 приведены в таблице 1
В кровельной части турнейского яруса в интервале 1009,7-1011,6 м, по данным геофизических исследований скважин (ГИС), расположен карбонатный коллектор с пористостью 16%, нефтенасыщенностью 52% (по данным таблицы №1 такой пласт не является продуктивным по значению коэффициента нефтенасыщенности) и удельным сопротивлением 6 Ом·м. Ниже, в интервале 1011,6-1027 м расположен карбонатный нефтенасыщенный коллектор с пористостью 10,8%, нефтенасыщенностью 71,3%, удельным сопротивлением 19 Ом·м. По данным керна, интервал 1009,7-1011,6 м представлен нефтеносными песчаниками. Рассчитывают значения петрофизических параметров пласта песчаников в интервале 1009,7-1011,6 м по стандарту по интерпретации ГИС. Полученные значения: коэффициент пористости - 20%, коэффициент нефтенасыщенности - 62%. Т.е. коллектор в кровельной части турнейского яруса в интервале 1009,7-1011,6 м при правильном определении литологии переходит из разряда непродуктивных по коэффициенту нефтенасыщенности (коэффициент нефтенасыщенности - 52%) в разряд продуктивных (коэффициент нефтенасыщенности - 62%).
При расчете балансовых и извлекаемых запасов нефти по данной залежи получились следующие данные.
Коллектор карбонатный (известняк). Начальные балансовые запасы 80028 т, начальные извлекаемые запасы 18406 т, коэффициент нефтеотдачи 23%.
Коллектор терригенный (песчаник). Начальные балансовые запасы 133 380 т; начальные извлекаемые запасы 66690 т. Коэффициент нефтеотдачи 50%.
Т.е. после применения предложенного способа при правильном определении литологии коллектора извлекаемые запасы нефти возросли на 48284 т, а коэффициент нефтеотдачи вырос на 27%.
Применение предложенного способа позволит выявить ранее не выявляемые нефтенасыщенные пласты.