Материал: Геология пласта

Коллекторами нефти и газа в сеноманских отложениях являются песчаники слабосцементированные как однородные, так и горизонтально-слоистые. В песчаниках преобладающие размеры обломков 0,10-0,16 мм, сортировка материала средняя, обломки полуокатанные. По составу скелетной части песчаники аркозовые и близкие к полимиктовым, кварца и полевого шпата примерно в равных количествах, обломков пород от 10% до 25%, слюды - 2-3%. Зерна кварца в большинстве с пылеватыми включениями, полевые шпаты представлены плагиоклазами и калиевыми разностями. Органические остатки представлены редкими бесструктурными чешуйками углистого детрита, бурые, довольно крупные в среднем их количество составляет 3-4%. Цемент пленочно-поровый, его количество до 10-12%. Отмечается значительное количество пустых пор различной размерности, пленки сплошные и прерывистые, различные по толщине, по составу хлоритовые и гидрослюдисто-хлоритовые, поры заполнены каолинитом и хлорит-гидрослюдистым материалом. Аутигенные минералы представлены пиритом в виде единичных плохораскристаллизованных зерен, лейкосеном в виде единичных примазок. Коллекторы имеют межзерновой тип порового пространства.

Гранулометрический состав пород ПК1-3, определенный по шлифам, изменяется от мелко- до среднезернистых фракций. Крупнозернистая фракция (d3 от 1 до 0,25 мм) составляет - от 1% до 10%. Преобладает, в основном, мелкозернистая песчаная фракция (d3 от 0,25 - 0,1 мм) - от 1-10% до 20-30% и алевритовая фракция (d3 от 0,1 - 0,01 мм) - от 15-30% до 40-75%. Пелитовая фракция составляет от 6-8% до 35%. Диапазоны изменения и средние значения гранулометрических фракций показаны в таблице 2.3.

Объемная плотность δп образцов пород ПК1-3 изменяется в пределах - от 1,6 до 2,95 г/см3 со средним значением для коллекторов δп=1,9 г/см3 (рис. 2.2д).

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта ПК1-3 в настоящее время изучены на 156 образцах из 8 скважин, из них коллекторов - 111 образцов (таблица 2.3).

Коэффициент открытой пористости Кп измерен на 156-ти образцах. Среднее значение Кп коллекторов по керну составляет 29,8%, диапазон - от 21,5 до 41% (таблица 2.3, рис.2.2а).

При насыщение водой наблюдаеться увелечинение пористости образцов. ОБусловленно оно наличе разбухающего глинестного цемента и проявляеться с ростом гилинистости, т.е. с уменьшение пористости. Пример сопостовление пористости по гелию и поводе приведен на рисунки 11 (условно) из него следуют что при пористости больше 34-35% пористости по гелию и по воде совподают. С уменьшение пористости до 22-23% пористость по воде в среднем 3-4% превышает пористоть по гелию. Дальнейшее уменьшение пористости обусловлено присутствием карбонатного цемента, не разбухающего цемента. Пористость в карботанизированых писчаников в воде практически равна пористости по гелию. На рисунки 2.1 красным цветом приведена наиболее вероятная зависимости Кпо воде от Кп по гелию, по преставлению Мамяшева В.Г.(спец)часть

Рис 2.1 Сопоставление пористости по гелию и по воде.

Коэффициент абсолютной проницаемости Кпр измерен на малой выборке - 12 образцов (таблица 2.3). По коллекторам среднее значение Кпр составляет 70,3 мД при диапазоне от 12,6 мД до 165 мД (таблица 2.3, рис. 2.2б). Выборка образцов керна с замерами Кпр не является представительной, поэтому и статистические характеристики по этому параметру требуют уточнения.

Рис.2.2. Характеристика распределения физических свойств пород пласта ПК1-3 Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений

а)Кп; б)Кпр; в)Кво; г)Скарб; д)dп

Коэффициент остаточной водонасыщенности Кво измерен на еще меньшей выборке образцов керна - всего замерен Кво на 8-ми образцах, в коллекторах - 1 образец. Диапазон изменения Кво меняется в пределах 25,2-38,8%, со средним значением 31,4%.

Породы-неколлекторы пласта - это, в основном, алевролито-глинистая порода, представленная тонким переслаиванием аргиллитов и алевролитов с мощностью прослоев 1-2 см. В алевролито-глинстой породе основная глинистая масса выполнена гидрослюдой, алевритовый материал в количестве до 35%, мелкозернистый песчаный матриал - до 10%. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, плотные, алевролиты светло-серые с коричневатым оттенком за счет нефтенасыщенности, глинисто-карбонатные, крепкие. Алевролиты по соотношению породообразующих минералов аркозовые с примерно равным содержанием кварца и полевого шпата, обломки пород единичные, также незначительны и чешуйки биотита и мусковита. Цемент глинистых пород пленочно-поровый.

Встречаются довольно мощные уплотненные прослои, представленные мелкозернистыми песчаниками, крепкосцементированными карбонатным цементом, и прослоями известняка. Основная карбонатная масса в известняке выполнена (по данным термовесового анализа) сидеритом (до 50%) и мелкозернистым кальцитом с примесью доломита (до10%).

2.1.3 Петрофизическая характеристика коллекторов пласта ПК1-3

Выборка исследованного керна по пластам ПК составляет 178 (таблица 2.2). Распределения петрофизических и литологических параметров, построенных по этой выборке керна, представлены на рис.2.2, а в таблице 2.3 даны статистические характеристики параметров по обобщенным результатам анализов керна. В табл. 2.4 приведена информация по исследованным образцам керна по параметрам. Из таблицы видно, что проведен большой объем работы, но из-за бессистемности исследований только незначительная часть образцов керна охвачена всеми анализами. Это существенно снижает значимость выполненных петрофизических исследований.

Таблица 2.4

Объем изученности керна из пластов ПК1-3 Западно-Мессояхского и Восточно Мессояхского месторождений

Анализ основных петрофизических зависимостей выполнен по результатам сопоставления параметров, полученных в результате стандартных исследований керна, -коэффициентов пористости Кп, проницаемости Кпр, остаточной водонасыщенности Кво, объемной плотности δп, карбонатности Скарб и глинистости Сгл. Зависимости между петрофизическими и литологическими свойствами, также как и описание керна и шлифов, позволяют судить о модели коллектора.

Зависимость остаточной водонасыщенности Кво от пористости Кп для пластов группы ПК (рис. 2.3а) практически невозможно проанализировать из-за малой выборки керновых исследований с замерами Кп и Кво.

Зависимость проницаемости Кпр от коэффициента пористости Кп для пластов группы ПК, представленная на рис 2.3б, не может являться характеристикой данного объекта из-за недостаточности керновых исследований. На график зависимости разным цветом нанесены точки керна из разных пластов этой группы. Все точки показывают общую закономерность изменения коэффициента проницаемости от коэффициента пористости. Уравнение зависимости Кпр=f(Кп) использовалось при оценке Кп по значениям коэффициента пористости в процессе обработки данных ГИС.

Зависимость проницаемости Кпр от остаточной водонасыщенности Кво в пластах ПК недостаточно керновых исследований для корректного анализа связи Кпр~Кп, но тенденция увеличения Кпр с уменьшением Кво прослеживается (рис.2.3в)..

Зависимость объемной плотности δп от коэффициента пористости Кп для пластов группы ПК (рис. 2.3г) имеет достаточно высокую тесноту связи в интервале значений Кп, соответствующих коллекторам (Кп>21,5%). В интервале значений Кп, соответствующих неколлекторам, есть точки, выпадающие из общей тенденции. Точки, имеющие низкие значения плотности и достаточно высокие значения Кп могут быть связаны с присутствием углистого материала. Точки с высокими значениями плотности и низкими значениями Кп, выпадающие из общей тенденции, связаны с повышенной карбонатностью исследованного образца.

Сопоставление гранулометрического состава пород с коллекторскими свойствами. Определение гранулометрического состава пород сделано только по шлифам. Анализ связей позволил сделать следующие выводы.

Содержание песчаной фракции достаточно четко напрямую коррелируется с коэффициентами пористости и проницаемости по пласту ПК. С остаточной водонасыщенностью связь Спесч обратная.

Влияние на коэффициент пористости коллекторов содержания алевритовой фракции неоднозначное для всех изучаемых объектов. Обратная зависимость от содержания алевритовой фракции наблюдается с Кпр, и прямая - с Кво, во всех продуктивных пластах. Увеличение содержания алевритовой фракции существенно снижает фильтрационную характеристику пород, практически не влияя на емкостную.

Содержание пелитовой фракции хорошо коррелируется с коэффициентами проницаемости (обратная зависимость) и остаточной водонасыщенности (прямая зависимость) пород (рис.2.4). Эти связи показывают, что коллектор по типу межзерновый во всех объектах, т.к. изменение пористости и проницаемости происходит в зависимости от степени заполнения пор глинистым и алевритовым материалом.

Влияние карбонатности, представленной сидеритом, кальцитом, доломитом и их промежуточными разностями, на ФЕС весьма значительно и совместно с глинистостью является определяющим.

Модель коллектора продуктивных пластов по результатам имеющейся информации по керну следующая. В продуктивном пласте ПК коллектор представлен песчаниками с межзерновым типом порового пространства. Это означает, что изменение емкостных свойств коллектора определяется степенью заполнения пор скелета глинисто-алевритовым, глинисто-карбонатным материалом; на изменение фильтрационных свойств дополнительно влияет неоднородность породы по размерам поровых каналов.

Обоснование граничных значений петрофизических параметров коллекторов.

Для пласта ПК1-3 из-за недостаточности керновых данных и отсутствия скважин, пробуренных на РНО, установить граничные значения петрофизических параметров не представляется возможным. Поэтому величины граничных значений Кп,гр и Кпр,гр для отложений сеномана были взяты по данным базовых скважин (скв.41 Ямбургская и скв.110 Уренгойская), которые являются основными для северной группы месторождений, куда относятся Западно- и Восточно-Мессояхские месторождения (рис.2.6). Граничные значения равны: Кп,гр=21,5%, Кпр,гр=0,6мД. Данные граничные значения установлены для газонасыщенных коллекторов.

Рис.2.6. Сопоставление коэффициентов пористости и проницаемости с Кп,дин и Кп,эф для установления граничных значений параметров по данным анализов керна в сеноманских отложениях по данным подсчета запасов :

-керн из скважин на РНО (скв.41 Ямбургская, скв.110 Уренгойская); 2- керн из скважин на РВО (Уренгойское и Медвежье месторождения).

Для нефтенасыщенных коллекторов граничное значение коэффициента пористости получено по связи Кп=f(αсп). При αсп,гр=0,25 (см.ниже) получено значение Кп,гр=22,7% (рис.2.7). Граничное значение коэффициента проницаемости получено по уравнению Кпр=f(Кп) для отложений сеномана (Таблица2.6). При Кп,гр=22,7% получается равным Кпр,гр=1мД. (Таблица 2.5)

Таблица 2.5

Граничные значения «коллектор-неколлектор» петрофизических параметров для продуктивного пласта ПК Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений.

Таблица 2.6

Основные петрофизические зависимости и константы для продуктивного пласта ПК1-3 Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений по данным подсчета запасов.

2.2 Комплекс техника и методика геофизических исследований скважен

.2.1 Технические условия проведения ГИС

В рассматриваемом районе работ на дату 01.12.2008 года пробурено 13 скважин Западно-Мессояхского и 26 скважин Восточно-Мессояхского месторождений. Месторождения характеризуются значительным этажом нефтегазоносности - от сеноманского до юрского возраста. Максимальные глубины, вскрытые скважинами на Западно-Мессояхском месторождении - скв.4 (3202 м), скв. 16 (2789 м), скв. 32 (2701 м); на Восточно-Мессояхском - скв.2 (3204 м), скв. 51 (3014 м), скв. 73 (3056 м).

Условия проведения ГИС в рассматриваемом районе работ отличаются особенностями геологического плана: характерно наличие большого количества продуктивных пластов неравномерно распределенных в разрезе месторождений; локализация залежей отдельных пластов в самостоятельных тектонических блоках; многофазное состояние углеводородов большинства залежей; резко неоднородное строение продуктивных пластов.

Пластовые давления и температуры

Термобарическая характеристика разреза Западно и Восточно-Мессояхского месторождений приведена на рисунке 2.8. При построении термобарической характеристики учитывались данные по измерению пластовых давлений и температур, полученных при испытании пластов в колонне.