close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

bd000102912

код для вставкиСкачать
Асташкин Дмитрий Александрович
Разработка петрофизической модели неоднородных
Песчано-алевритовых пород-коллекторов с цель
П о в ы ш е н и я достоверности количественной
Интерпретации данных гис
( на примере некоторых месторождений западной и
восточной Сибири)
Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка
Горючих ископаемых
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
Кандидата геолого-минералогических наук
Москва-2005
Защита состоится 26.12.2005
гоо&'^ ^
Zbb'i^
Актуальность темы
тг77£
В последнее время в процессе поисковых и разведочных работ все
чаще приходится сталкиваться со сложно построенными неоднородными
коллекторами нефти и газа. Под термином неоднородность, в данном слу­
чае, понимается любая изменчивость породы (текстурно-структурная, ми­
неральная), приводящая к изменению фильтрационно-емкостных и физиче­
ских характеристик. Эта неоднородность существенно затрудняет построе­
ние геологической модели залежи и, как следствие, снижает достоверность
технологической модели. Очевидно, что изучение неоднородности необхо­
димо и на этапе подсчета геологических и извлекаемых запасов углеводо­
родов.
Основную роль при изучении неоднородности играют геофизиче­
ские методы в комплексе с достоверной литолого-петрофизической осно­
вой. Они, очевидно, несут наиболее полную и достоверную информацию
об изучаемом разрезе. В то же время распределение фильтрационноемкостных и литологических характеристик породы можно получить при
изучении кернового материала.
Макронеоднородность отложений, связанная с крупными чередо­
ваниями элементов геологического разреза, уверенно устанавливается и
оценивается по данным ГИС, а микронеоднородность фиксируется по ре­
зультатам исследования керна. В то же время микронеоднородность гор­
ных пород существенно влияет на показания каротажных методов и долж­
на учитываться при их интерпретации.
Таким образом, изучение неоднородности отложений, позволяю­
щее повысить достоверность результатов количественной интерпретации
данных ГИС и, как следствие, построения геологической модели залежи,
является актуальной и важной задачей.
В качестве объектов исследований были выбраны песчаноалевритовые отложения Западной и Восточной Сибири. Изучение макроне­
однородности было выполнено в разрезе неокомских отложений НижнеШапшинского нефтяного месторождения и в отложениях парфеновского
горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения. Эти два объ­
екта относятся к различным регионам, отложения существенно отличаются
по возрасту и составу. Продуктивные толщи этих месторождений пред­
ставлены пластами с ярко выраженной макронеоднородностью.
В качестве объекта, где наиболее четко проявляется микронеодно­
родность, были изучены породы-коллекторы викуловской свиты двух ме­
сторождений Красноленинского свода Западной Сибири - Каменного и ЕмЕговского.
(-•ос. ИАЦИОНА.ЛЬНАЯ
БИБЛИОТЕКА
J
С.П*тв«}%рг (5i/, I
щъ эш»7«1цу1^£);
iru«iwiOffl>i>iguuM>i«uMiWiiU«*UMlvl|Ayd^,
J49
На этих объектах автором были изучены вопросы изменения
структуры, текстуры и минерального состава пород и их влияние на фильтрационно-емкостные и физические свойства.
Цель исследования
Целью исследования является создание петрофизической модели
неоднородных песчано-алевритовых пород-коллекторов для повышения
достоверности количественной интерпретации данных ГИС.
Основные задачи исследования
1. Экспериментальное изучение фильтрационно-емкостных и
физических свойств песчано-алевритовых пород Нижнее-Шапшинского,
Ковыктинского, Ем-Еговского и Каменного месторождений в атмосферных
и пластовых условиях.
2. Выделение в разрезе продуктивных отложений типов пород,
характеризуюш,ихся различными масштабами неоднородности, и изучение
их литологических и петрофизических характеристик.
3. Разработка способов оценки литолого-физических свойств
микронеоднородных пород с целью получения петрофизических связей для
интерпретации данных ГИС.
4. Создание петрофизической основы интерпретации данных
ГИС неоднородных пород-коллекторов с целью повышения достоверности
обоснования параметров подсчета запасов.
Научная новизна
• Уточнен способ характеристики микронеоднородности терригенных пород по керну с использованием «параметра слоистости», харак­
теризующего не распределение глинистости в разрезе, а текстурную неод­
нородность пород.
• Оценено влияние состава и характера распределения цемента на
фильтрационно-емкостные свойства изучаемых пород.
• Установлены корреляционные зависимости между «параметром
слоистости», характеризующим текстурные особенности пород, и их физи­
ческими свойствами (относительная амплитуда ПС ttnc).
• Усовершенствована интерпретационная модель макронеоднородных разрезов для количественного определения основных подсчетных
параметров методами промысловой геофизики за счет учета неоднородно­
сти.
• предложена модель терригенных микронеоднородных отложе­
ний викуловскои свиты в качестве петрофизической основы интерпретации
данных ГИС и обоснования параметров подсчета запасов за счет учета не­
однородности.
Основные защищаемые положения
1.
2.
3.
4.
Макро- и микронеоднородность терригенных отложений требуют раз­
личного методического подхода к оценке основных подсчетных
параметров и принципов выделения в разрезе типов пород, основанных
на различиях в текстурно-структурном строении пород и фильтраци­
онно-емкостных свойствах.
Макронеоднородность
фильтрационно-емкостных
и физических
свойств песчано-алевритовых разрезов неокома Нижне-Шапшинского
и парфеновского горизонта Ковыктинского месторождений обусловле­
на изменением минерального состава, характера распределения и ко­
личества цемента.
Характер микронеоднородности разреза слоистых пород викуловскои
свиты Западной Сибири описывается с помощью «параметра слоисто­
сти», характеризующего не распределение глинистости в разрезе, а
текстурную неоднородность пород.
Предложенная петрофизическая модель слоистых микронеоднородных
пород викуловскои свиты позволяет повысить достоверность интер­
претации материалов ГИС для построения геологической модели и оп­
ределения подсчетных параметров месторождений Красноленинского
свода.
Методы решения поставленных задач
•
•
•
•
•
•
проведен анализ существующего состояния проблемы,
отобран керновый материал из продуктивных отложений четырех ме­
сторождений различных регионов,
проведены комплексные экспериментальные исследования по оценке
фильтрационно-емкостных и физических параметров пород в атмо­
сферных и пластовых условиях,
проведена научная обработка полученных результатов и установлены
основные петрофизические зависимости,
определены факторы, влияющие на достоверность корреляционных
зависимостей между петрофизическими свойствами пород,
обоснованы критерии выделения типов пород в неоднородных разре­
зах,
ч
аргументированы принципы создания петрофизических моделей мак­
ро- и микронеоднородных пород-коллекторов.
Практическая ценность
Предложенная методика комплексного определения петрофизиче­
ских характеристик макро- и микронеоднородных коллекторов повышает
достоверность оценки изучаемых параметров и позволяет повысить точ­
ность интерпретации фильтрационно-емкостных свойств ( Ф Е С ) по ком­
плексу ГИС.
Практическое использование полученных корреляционных зави­
симостей, характеризующих петрофизические свойства продуктивных от­
ложений, повышает достоверность и точность подготовки исходных пара­
метров для подсчета запасов углеводородов. Представленные в работе пет­
рофизические модели коллекторов викуловской свиты Ем-Еговского и Ка­
менного месторождений, были использованы при подсчете запасов углево­
дородов, принятом ГКЗ Роснедра в 2002 г.
Фактический материал
В основу работы положены результаты лабораторных исследова­
ний, выполненных автором лично и в соавторстве с сотрудниками лабора­
тории петрофизики ВНИГНИ. Лично автором был изучен керновый мате­
риал из более чем 20 скважин Ем-Еговского и Каменного месторождений, а
также керн из скв.151 Нижне-Шапшинского месторождения и нескольких
скважин Ковыктинского месторождения. Автором выполнены определения
основных ФЕС, в том числе: пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности. Выполнены детальные исследования определения электри­
ческого сопротивления, эффективной проницаемости, определения относи­
тельной фазовой проницаемости и критических значений водонасыщенности по кривым капиллярного давления, а также подсчет доли слоистой не­
однородности. Просмотрены и детально описаны породы в шлифах и на
растровом электронном микроскопе. Использованы данные геохимических
исследований. Проанализированы и обобщены данные гранулометрическо­
го и рентгено-структурного анализов, исследований при термобарических
условиях, результаты определения диффузионно-адсорбционной активно­
сти, естественно"й гамма-активности.
Реализация работы
Разработанная модель и результаты определения петрофизических
свойств горных пород использовались при подсчете запасов нефти в викуловских отложениях Ем-Еговского и Каменного месторождений.
Апробация работы
Основные положения диссертации освещены в 10 научноисследовательских отчетах ВНИГНИ и доложены на научно-практической
конференции во В Н И Г Н И (Москва, 27-29 ноября 2001г.), V (Москва,
2001г.) и V I (Москва, 2003 г.) международных конференциях "Новые идеи в
науках о Земле" в М Г Г А , седьмой международной конференции "Новые
идеи в геологии и геохимии нефти и газа" в М Г У (Москва, 2004г.).
Публикации
Основные положения и выводы диссертации представлены в 8
опубликованных работах.
Структура и объём работы
Работа состоит из введения, 4 глав, выводов и заключения. Объём
- 125 страниц, 8 таблиц, 35 рисунков. Список литературы включает 125
наименований.
Автор искренне благодарит своих научных руководителей д.г.-м.н,
профессора В.И. Петерсилье и к.г.-м.н. Э.Г. Рабица за научное руководство,
неизменное внимание и оценку получаемых результатов. Автор благодарен
всем сотрудникам лаборатории петрофизики ВНИГНИ за помощь при ра­
боте над диссертацией, в том числе: к.г.-м.н. Ю.Я. Белову, М.Ф. Веселову,
А.А. Дубкову, Е.А. Капрановой, Л.В. 1>Ландельберг, С П . Горбуновой, С В .
Гариной, Л.А. Кудрявцевой, Т.В.Флоренской. Автор признателен к.г.-м.н.
А.В. Синькову, Э.В. Диевой за ценные советы по выбору направлений ис­
следований и использование предложенной петрофизической модели мик­
ронеоднородных пород при интерпретации ГИС и обосновании подсчетных параметров. Автор благодарен д.г.-м.н. Т.Ф. Дьяконовой за любезно
предоставленную информацию и плодотворное сотрудничество, способст­
вовавшее решению поставленных перед автором задач.
Содержание работы
В главе 1 проводится обзор современного состояния изученности
проблемы исследований неоднородных пород-коллекторов.
В геологии вообще, и в нефтяной геологии в частности, вопросом
изучения неоднородности занимались многие исследователи. В связи с тем,
что понятие неоднородности и слоистости весьма различно по масштабу,
ясно, что эта проблема затрагивает различные разделы геологической нау­
ки.
Одна из первых работ, в которой наиболее конкретно сформулиро­
вано определение неоднородности пластов датируется 1962 годом, автор Е.И. Семин. В дальнейшем М.А. Жданов (1970), Сургучев М.Л., Баишев
Б.Т. (1963), Дмитриев Е.Я., Мелик-Пашаев B.C. (1963), Стасенков В.В. и
др. (1972), Хатчинсон К.А. (1961), Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. (1976),
O.K. Обухов (1964), М.В. Рацел (1968) освещали проблему неоднородности
в своих работах.
Наиболее полное определение неоднородности приводится в рабо­
те Л.Ф. Деменьтьева и др. (1980). Под макронеоднородностью авторами
понимается изменчивость свойств пласта, обуславливающих морфологию,
форму тела коллектора (толщина, литологическая связанность и другие).
Макронеоднородность определяется по данным геофизики и промысловых
исследований в скважине; в ряде случаев они могут дополняться исследо­
ваниями по керну. Микронеоднородность определяется по керну и харак­
теризуется изменчивостью коллекторских свойств, связанных с непостоян­
ством внутренней микроструктуры пласта.
При литологическом изучении продуктивных отложений всегда
отмечаются текстурно-структурные особенности строения пород. Неодно­
родность, по сути, изменение текстуры, структуры и минерального состава
пород. Одной из разновидностей текстурной неоднородности пород явля­
ется слоистость. Классификации текстур сложны и разнообразны, что обу­
словлено сложностью самих текстур. Наибольший вклад в их изучение вне­
сли: Ю.А. Жемчужников (1923, 1926 и др.), Н.И. Танатария (1938), Л.Н.
Ботвинкина (1962, 1965), Н.Б. Вассоевич (1950,1953, Справочник..., 1983),
М.С. Швецов (1948), С И . Талдыкин и др. (1954), Ю.И. Половинкина
(1966), А.И. Васильева (1970), Е.З. Бурьянова и др. (1987), Г.Э. Рейнек и
Н.Б. Синпс (1981).
В литературе посвященной интерпретации результатов ГИС при­
нято, что слоистость связана исключительно с глинистостью. Многочис­
ленные исследования были посвящены влиянию различных глинистых ми­
нералов на электрические, электро-химические свойства пород и их естест­
венную радиоактивность. Вопросам интерпретации ГИС для сложных не­
однородных коллекторов по;;вящены работы Б.Ю. Вендельштейна (1960,
1969, 1972, 1978, 1991), Р.А. Резванова(1978), В.Н. Дахнова (1960, 1972,
1975) и др.
Так в работе Дахнова В.Н. (1960), отмечается, что коэффициент
нефте- и газонасыщения микронеоднородного коллектора, определенный
по методу сопротивлений, без учета слоистой глинистости равен коэффи­
циенту нефте- и газонасыщения его песчаной части, характеризующему
промышленное нефтенасыщение коллектора.
Вендельштейн Б.Ю. и Резванов Р.А. (1978) предлагают использо­
вать параметр Хгла характеризующий относительное содержание по мощно­
сти глинистых прослоев в слоистом глинистом коллекторе. Ими предложе­
ны формулы, с помощью которых должна проводится коррекция значений
при определении основных подсчетных параметров - эффективная толщи­
на, пористость, нефтенасыщенность. К сожалению, в этих работах, речь
идет только о глинистых прослоях, в то время, как известно, слоистость
может быть выражена не только за счет увеличения содержания глинистых
минералов, но и за счет других факторов, например изменения грануломет­
рического состава пород, типа и состава цемента, изменения содержания
углистого растительного детрита и т.д. Практически для всех расчетов по
Хгл, предложенных в работе Б.Ю.Вендельштейна, необходимо знать удель­
ное электрическое сопротивление глинистых прослоев. Если для макронеоднородного разреза такую информацию добыть легко, то для условий
микронеонородных пород это весьма проблематично. Тем не менее, дан­
ный подход и алгоритмы решения задачи обоснования параметров подсче­
та запасов в условиях слоистого коллектора являются, по сути, единствен­
ными и четко обоснованными.
Влияние неоднородности на формирование фильтрационноемкостных и физических свойств пород-коллекторов описано в работах
Е.А. Романова (1981, 1985, 1988); В.Г. Мамяшева и др. (1988); А.В. Дахно­
ва (1998), В.Н. Орлова (1998); Фармановой Н.В., Костериной В.А., Логишинец И.Г. (2000); Извекова Б.И., Мальшакова А.В., Ефимова В.А. (1991,
1996, 2000); Кропотоваа Е.П., Федорцова И.В., Коровиной Т.А. и др (2002);
Семенова В.В., Патваканяна Е.В., Чухланцева С.А. (2002).
Е.А. Романовым (1985) на примере пород с «рябчиковой» тексту­
рой (Самотлорское месторождение) была предложена петрофизическая
модель, которая учитывает переменные свойства песчано-алевритовых и
глинистых прослоев и линз. В работе Фармановой Н.В., Костериной В.А.,
Логишинец И.Г. (2000) в качестве объекта исследований выступают юр­
ские терригенные отложения полуострова Ямал, которые характеризуются
различной по масштабу слоистостью. Выделять слоистые разности предла­
гается по удельному электрическому сопротивлению и акустическому ме­
тоду. В большинстве подобных работ при интерпретации ГИС в слоистых
10
породах используются положения и алгоритмы, разработанные Б.Ю. Вендельштейном.
В работах Мальшакова А.В. и Ефимова В.А. (1991) петрофизическая модель слоистых пород основывается на теории неупорядоченных
систем (теория перколяции). В результате авторы позиционируют свою
работу, как возможность создавать петрофизические модели и на их основе
получать наиболее достоверные методики интерпретации результатов гео­
физических исследований скважин.
С целью получения наиболее полной информации по керну и соз­
дания достоверных зависимостей типа «керн-ГИС» в тонкослоистых кол­
лекторах предлагаются методы профильного анализа (Кропотова Е.П., Федорцов И.В.,'Коровина Т.Д. и др (2002); Семенов В.В., Патваканян Е.Р.,
Чухланцев С.А. (2002)). Профильные методы исследования полноразмер­
ного керна позволяют охарактеризовать разрез не только в петрофизическом аспекте, но и в литологическом, что для сложных коллекторов являет­
ся достаточно важным фактором.
Проанализировав эти и другие работы, можно отметить, что
большинство их посвящено изучению влияния структуры пород (тип и со­
став цемента, зернистость) и минерального состава на фильтрационноемкостные и петрофизические свойства, а влияние текстурных особенно­
стей, в частности слоистости, начали изучать только в последнее время.
На современном этапе поисковые и разведочные работы выполня­
ются, в основном, на объектах со сложнопостроенными и низкопроницае­
мыми коллекторов. Эти коллекторы характеризуются различной по мас­
штабу неоднородностью, обусловленной литолого-фациальными условия­
ми седиментации. Все это приводит к ухудшению корреляции фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров, а также создает различные
проблемы интерпретации данных ГИС; все это обуславливает необходи­
мость учета влияния литологических параметров на петрофизические.
Глава 2 посвящена изучению петрофизических параметров макронеоднородных пород-коллекторов.
В качестве первого объекта исследований были выбраны неокомские терригенные отложения пласта АСц Нижне-Шапшинского месторож­
дения, расположеного в пределах Салымского свода Западной Сибири. Они
представлены алевролитами от песчанистого до мелкозернистого. Иссле­
дования проводились на керне скважины №151, пробуренной на западном
участке месторождения. Продуктивный пласт АСц в этой скважине доста­
точно четко выделяется по каротажным диаграммам в интервале глубин
2389-2408М.
Для оценки характера и степени влияния литологических особен­
ностей строения пород на щ. фильтрационно-емкостные (ФЕС) и петрофи-
Рис.1. Выделение типов пород в продуктивной толще на основе комплексного анализа литологииеских, петрофизических и геофизических данных
вклейка к стр. 11
11
зические свойства, были выделены три литофизических типа. Сравнитель­
ная характеристика свойств этих типов представлена в следующей таблице
и на рис. 1.
тип
I
и
1П
Кп,%
от-до
сред.
9.4-15.7
11.8
1.5-7.9
4.5
7.9-20.3
14.5
Кпр, м Д
от-до
сред.
0.06-0.52
0.21
0.02-0.1
0.03
0.22-9.92
1.50
Г р а н у л о м е т р и ч е с к и й анализ, %
^--общ»
%
от-до
сред.
О-О.б
0.21
12-19.1
16.2
0-9.1
4.3
Песчаная
фракция
от-до
сред.
1.8-13.1
5.23
16.7-27.2
23.4
0.5-25.4
14.1
Алеврит.
Фракция
от-до
сред.
40.9-65.1
51.6
52.1-69.0
60.4
38.3-65.5
55.8
Пелитовая
фракция
от-до
сред.
31.8-57.3
43.1
12.7-20.7
16.2
19.1-43.0
30.1
KQBJ
%
от-до
сред.
70.5-98.2
88.2
60.3-98.4
85.3
23.4-47.5
37.6
Первый тип выделяется по темно-серому цвету породы, характер­
ной слоистости и плитчатому типу скола. Этот тип породы представлен
переслаиванием алевролитов (разнозернистый, сильно глинистый, полевошпат-кварцевого состава) и аргиллитов. По результатам гранулометри­
ческого анализа видно, что содержание алевритовой фракции для всех ти­
пов приблизительно одинаково, однако содержание песчаной фракции в
первом типе ниже, а содержание пелитовой составляющей выше, чем для
других типов. Карбонатность у первого типа практически отсутствует.
Второй тип представлен алевролитами мелкозернистыми, песчани­
стыми, сортированными, состоящими из угловатых зерен полевошпаткварцевого состава с карбонатным цементом, от 10 до 20%. Данный тип
обладает наименьшими значениями пористости и проницаемости. Преоб­
ладающая фракция имеет алевритовую размерность, а содержание пелито­
вой фракции меньще чем у других типов. Второй тип отличается высокой
карбонатностью. Таким образом, хотя породы второго типа и отличаются
хорошей сортировкой, nec4aHHQT0CTbro и небольшим содержанием пелито­
вой фракции, что в общем случае приводит к улучшению фильтрационноемкостных свойств, в данном случае кальцитовыи цемент существенно
снижает Ф Е С .
Третий тип - алевролит светло-серый мелкозернистый, песчани­
стый, с угловатыми зернами полевошпат-кварцевого состава с глинистокарбонатным цементом (менее 10%). По результатам гранулометрического
анализа видно, что для третьего типа преобладающая фракция алевритовая,
так же отмечается повышенная песчанистость по сравнению с первым ти­
пом.
12
Анализируя результаты гранулометрического анализа, необходимо
отметить, что ни сортировка, ни размерность зерен не оказывают решаю­
щего влияния на фильтрационно-емкостные характеристики пород. Что
касается карбонатности, то провести четкую, функциональную зависимость
изменения фильтрационно-емкостных свойств пород от количества каль­
цита для пород I и I I I типа не представляется возможным.
Исследования показали, что минеральный состав обломочной час­
ти у всех типов одинаков (полевошпат-кварцевый), минеральный состав
глин то же один (гидрослюдисто-каолинитовый). Теперь отличия: второй
тип хорошо сортированный, массивный, а I и III типы слабо сортированные
и с тонкой слоистостью. В первом типе цемент глинистый, преимущест­
венно норового типа, его количество 15-20%. Во втором типе цемент кар­
бонатный, пойкилитовый - 20%. В третьем типе цемент карбонатноглинистый, глинистого цемента до 10-15% (преимущественно пленочный),
а карбонатного - 1-5% (заполнения пор). Таким образом, результирующее
влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород оказывают мине­
ральный состав, структура и количество цемента. Из таблицы видно, что I и
I I I типы весьма схожие по пористости, проницаемости и гранулометриче­
скому составу, существенно различаются по коэффициенту остаточной
водонасыщенности.
При исследовании пород в установке, моделирующей термобари­
ческие условия пласта, выявлено, что наибольшая сжимаемость характерна
для пород с глинистым цементом порового типа, а минимальная сжимае­
мость отмечается у пород с карбонатным пойкилитовым цементом.
Таким образом, продуктивный разрез неокомских отложений
Нижне-Шапшинского месторождения является макронеоднородным. Гете­
рогенность пород фиксируется по материалам ГИС (рис.1). При создании
петрофизической модели пород необходимо учитывать, как влияют разли­
чия в литологическом строении пород на их физические свойства. Доста­
точно часто петрофизические зависимости и сопоставления имеют единый
характер для литологически разнородных пород. Очевидно, что для созда­
ния петрофизической модели макронеоднородных отложений имеет смысл
выделять различные типы, только если соблюдаются следующие условия.
1. Уравнения петрофизических зависимостей для каждого типа
различны, т.е. свойства их характеризуются не плавным переходом, а дис­
кретно.
2. Существует возможность распознавания этих типов по материа­
лам ГИС.
Если хотя бы одно из этих условий не выполняется, то при интер­
претации используется квазиоднородная модель пород.
Одной из основных проблем интерпретации данных ГИС является
получение достоверной информации о нефтегазонасыщенности пород. При
ои
\t
-
\
ITT
1
—
\
-~
„3 — —
1
^
-~
■
— - -- --
®^
"
■
|
1
\ ©
ЛГ\
IU
4н
CL,
1
Т 1
|||
ТТ
t
Q
О
1
"*~
<
^
HI
i© Q ^ #
11D - J — ~
'Шж
щш
&ji
jsO
ч
тЩ
в
®1
4
1
1~ТТ
' 1
111
0.06 0.080.1
Jи
||[
1
II
м11
1
I^MgH
0.2
1—
0.4
1 гт"п '1 гТт
0.6 0.8 1
Кв
® -1 тип
® - П тип
Рис.2. Зависимость Рн=1(Кв) для вьщеленных типов пород.
Ковыктинское месторояодение, парфеновский горизонт
вклейка к стр.13
13
этом в качестве обучающего аппарата интерпретации используются петрофизические зависимости типа Pn=f(Kn), P„=f(KB).
В данном случае петрофизическая модель пород месторождения
позволяет интерпретировать пласт как квазиоднородный, т.к. изменение
физических свойств на перечисленных зависимостях не носит дискретный
характер, т.е. для всех трех типах пород получены единые петрофизические
связи.
Вторым объектом, где была реализована методика выделения литофизических типов пород при создании петрофизической основы интер­
претации материалов ГИС было Ковыктинское месторождение. Газонасы­
щенная залежь Ковыктинского месторождения приурочена к продуктив­
ными песчаниками парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты
нижнего кембрия. Разделение коллекторов на литофизические типы было
основано на комплексе петрофизических и литологических исследований.
Литофизические типы были кластеризованны по следующей методике.
Первоначально по базовой выборке образцов с измеренными петрофизическими свойствами и изученной литологией производилось разде­
ление пород на литотипы. Для каждого литотипа рассчитывался набор ос­
новных петрофизических-зависимостей. Проводилась коррекция типизации
и количества выделенных литофизических типов. Оценивался литологический параметр, оказывающий решающее значение на литофизическую ти­
пизацию пород. Повторялась процедура расчета петрофизических зависи­
мостей для всех изученных образцов с учетом проведенной кластеризации.
Породы продуктивного горизонта были дифференцированы на два
типа:
тип
1
II
Грамулометрический анализ, %
Кп,%
Кпр, м Д
от-до
сред.
от-до
сред;
7.9-21.5
15.2
4.8-18.9
13.2
2.5-142.5
19.9
0.09-31.3
1.2
Песчаная
фракция
от-до
сред.
66.9-82.1
72.6
63.0-79.8
72.8
Алеврит.
фракция
от-до
сред.
7.2-22.0
13.8
5.9-19.5
12.2
Пелитовая
фракция
от-до
сред.
10.7-15.9
13.6
11.3-19.1
15.0
Ков, %
от-до
сред.
13.3-37.4
26.0
21.9-ПА
42.8
Минералогический состав обломочной части выделенных типов
практически идентичен. Оба типа представлены песчаниками от мелко- до
крупнозернистыми, с различной сортировкой и степенью окатанности. В
первом типе преобладает пленочный хлоритовый цемент крустификационной структуры, а так же содержится небольшое количество сульфатдоломитового цемента порового типа. Во втором типе пород количество
цемента увеличивается, появляется мусковит, тип цемента становится пре­
имущественно поровым. Получить функциональное сопоставление глини-
14
стости с пористостью не удается, коэффициент корреляции низкий, г=0.20.
Это связано с тем, что изменяется не только количество, но и минеральный
состав, и характер распределения цемента. Различие фильтрационноемкостных свойств данных типов резко проявляется по значениям остаточ­
ной водонасыщенности. Дискретность свойств пород обнаруживается так­
же и на зависимости Р„=Г(Кв) - рис.2.
В разрезе по ГИС выделенные типы четко разделяются по харак­
терным показаниям Г К в скв.67 (рис.3). Исследования спектральной гаммаактивности образцов показали, что повышенные значения для пород второ­
го типа обусловлены увеличением доли изотопа К-40 и связаны с измене­
ниями количественного и минерального состава цементирующего материа­
ла.
В данном случае, для повыщения достоверности обоснования подсчетных параметров интерпретацию ГИС, по крайней мере при определе­
нии газонефтенасыщенности, необходимо проводить с учетом макронеоднородной петрофизической модели.
В связи с тем, что Ковыктинское месторождение относится к рай­
ону, в котором возникают вопросы о засолонении пород, были проведены
специальные исследования, направленные на изучение влияния легко рас­
творимых компонентов на фильтрационно-емкостные и петрофизические
свойства пород. На герметизированном керне из скважины, пробуренной
на ИБР, были проведены на не отмытом и отмытом от солей керне сле­
дующие основные исследования: остаточная водоиасыщенность экстракционно-дистиляционным методом, открытая пористость, абсолютная газо­
проницаемость, остаточная водоиасыщенность методом полупроницаемой
мембраны, пористость и интервальное время пробега продольной волны в
термобарических условиях, моделирующих пластовые (рис.3). В процессе
изучения песчаников ранее был выявлен различный генезис образования
соли. Принципиально наличие соли в породе может быть связано с двумя
факторами.
Первый - когда соль является одним из компонентов цемента; в
этом случае соль, как растворимый компонент, - это часть породы в ее
естественном состоянии. Пласт "засолоненного" песчаника выделяется в
скв.67 в интервале 3322-3324 м.
Второй фактор связан с техногенным засолонением пород в интер­
вале проницаемых пород в скважинах, пробуренных на высокоминерализо­
ванных промывочных х<идкостях ПЖ.
Конечно же и в скв.67 отмечается некоторое растворение пород не
только в "засолоненном" интервале. Это связано с выпадением в пустотном
пространстве керна соли из остаточной воды, имеющей минерализацию до
340 г/л.
тэ
НИЖНИЙ к е м б р и й
s
OJ
C>J
fe
о
ю
.
S
1
и>
и#
W
1л
.
,
.
_ _
S
.
1
_
U)
ы
W
S
,
,
.
, 4
,
1
1
\ \
^H
11
!
U)
и
Ь»
ел
,
,
i
[
.
W
U»
Ы
о
,
1
V - -.
1
,
1
.
1
Глубина, M
I^J^,^^-^...^.^^^,.^,^....-^,...^^
,
,
,
,
1 , ,
:-x-:-:{-:vX
■
.vy.v.;.;-;-;
i
вынос керна
t,
1
i b—i
i
i
i
l
— i — ^ —
Ц—
l
^x> ^
!
i
?:■:■;••:■:•:■>
Jn
1
i
^5
'
r^\
1
i
i
1
jN-'-'- ^
:
'
f^^~"
1
'V-''
i
i
'
i
1
J
i
\ л
'VJi
1T i
1
1
Ш
i _ i
H
Ф"
тЛ-к^
V, -CI
Ш
i^
\
i
!
я
./
F^
1 — *
в
чвГ- a '
* ^
r^i
1
L l
\
1
,-^/ Ч J % 1
/
j L
!g: f
V
i
^
*
MK л
i«,
V^r
j V
*
i
i
1
1
1
i
1
^
1
i
!
'
'
i
i
1
i
» i
1
1
J1-iui
!
^
!
i
i
«
SL.
ft
' I I '
*1f^
Ж "H r
л
в
f-fle
f^ -^ ЩР
H
^ B|
1
^Ш
•xvtev:
■.v.i^^^v
XvKX-:
>
-)
О
ы
О
И
re
Н
О
ifil
§
7s
f
t
Г"
ro
1 e»
> m
1
j
i
—3t( 1
-TO
j
t
_
Щ
в
>
-Ш—
| | .■чм
Itel
i
s
i
-sis s
:^
_N
Ю
Lg
P
s
-SBS
- i=^
-у^ ®
o^
-J
• '
-s
Й
if
:
S ;
\ if
-
1
ТSЗ
Ly
_-* Ш 1
\
.v.v>.v_v.-
^ Щ
■vv
1
к
ы
SC
П- i ? t
Hl\-
>
■.■/.•л??.-.
* ■
Щ
^ = о2
ю
- Э - 1^
•'■'••■Sj''-
о
►&
i T s
г ~|-5
ы
я2
Я
Г" ^
-s
::::X'-'-':'\
■::::fe:v
HKvX
_
И
s sa
]
i^'^V
i| i
si
^8
-I^
1
li
1
-SI
--i 1
!
•'■"■''■[£■■•'■
^
j-S 1
si-
j
ib^
■:^■^:^x•^x
Щ,
-8 ®
i
!
'^Bv
i
■■■■•■■■р-'-
о
о
S
"
^ И^ c5
-8@
—tn
j
и
о
о
н
^
£
5
S
1
1
r^
i
L
ю
СР
- 6 |
~3
1
■■:■:■>}:■>:■:■>
R
1 ^
О
§
1
i
'*.'::?л>
1
kJS;
-S^
i
1
^
"'1
в
^-
i
я
1
-s|!
Hfe:-:
( -^ч.
1
PI i \ /
i
Ш1
[
■':■:■:•:•
Й
1 !
1
i и
■*t
o^-o j * 5
\i y ? \ 4
Щ|^
V
\
t—f
■"j
i
ii
.v.-bv.-
ff
I
i
•-•"-iC^
1
в 1
i_
i
к
1 и
1
fr «Ч*<j j r - f1
я
bJ
\
1
*5^
/N
> \
Ч\ / N i i
1
хШ;-:
[
1 1
i
\
t
!
11
1
i
1
'
J
1
j
-J.
1 у
i 1
\ \
С и с т е м а , отдел
1
Ы
UJ
■ел
Э1
s
|
s о
© "^
p" rt
»
a
15
Ясно, что при выполнении петрофизических исследований необ­
ходимо учитывать различие в характере засолонения. В засолоненных ин­
тервалах отмывка от солей приведет к искусственному завышению Ф Е С и,
как следствие, оценки запасов углеводородов.
В заключении следует подчеркнуть, что макронеоднородные про­
дуктивные толщи достаточно уверенно выделяются и оцениваются мето­
дами ГИС. При исследовании микронеоднородности, которая фиксируется
по каротажу лишь интегральными характеристиками вследствие недоста­
точной вертикальной разрешающей способности практически всех видов
ГИС, необходимо реализовывать иной методический подход.
Глава 3 посвящена изучению петрофизических параметров микро­
неоднородных слоистых пород викуловской свиты на примере ЕмЕговского и Каменного месторождений Красноленинского свода ХантыМансийского АО.
В фациальном отношении отложения викуловской свиты относятся
к условиям мелководного бассейна закрытого типа со слабым гидродина­
мическим режимом. Породы пластов В К р В К з имеют преимущественно
алевролито-песчаный состав и характеризуются сложной текстурной неод­
нородностью. В частности, их отличительной особенностью является мезои микрослоистостое строение пород. Породами-коллекторами на ЕмЕговской площади являются мелко- и тонкозернистые алевролиты, а на
Каменной площади - мелкозернистые песчаники и крупно- и мелкозерни­
стые алевролиты.
При исследовании кернового материала из продуктивных горизон­
тов Ем-Еговского и Каменного месторождений установлено, что породы
практически повсеместно имеют неоднородную текстуру. Основные типы
текстур следующие: горизонтальная слоистость, от мм до см; пологоволнистая, иногда перекрестная, мульдообразная слоистость,
В результате проведенных литологических исследований было ус­
тановлено, что прослои выделяются из основной породы за счет повышен­
ного содержания крупных удлиненных частиц углистого растительного
детрита (УРД) и уменьшения количества и иногда размера зерен кварца.
Для количественной характеристики качественных литологических
признаков автором был введен коэффициент, характеризующий неодно­
родность пород, названый по аналогии с уже существующим параметром
слоистой глинистости - «параметром слоистости» (Хсл)- Подобная терми­
нология позволяет не связывать текстуру пород только с глинистым мате­
риалом, другими словами слоистость может быть выражена прослоями
различного минерального состава. Кроме того, зачастую наибольшее влия­
ние на петрофизические и фильтрационно-емкостные параметры оказыва-
16
ют не вариации минерального состава, а структурно-текстурные особенно­
сти пород.
«Параметр слоистости» х^л выражается отношением толщины про­
слоев Ьсл к общей толщине керна Н, т.е. Хм = Кл^Л- Измерение толщин вы­
полняется инструментально на керне. Для некоторых образцов со сложной,
неясной или нарушенной слоистостью Хсл определялся соотношением сум­
марной площади прослоев и линз с общей площадью образца.
Конечно, визуальный подсчет доли слоистых прослоев довольно
субъективен и требует определенных навыков у исследователя. Однако
вариации оценок, как правило, происходят в рамках одного типа, и это по­
зволяет использовать «параметр слоистости» как количественную характе­
ристику литологических особенностей пород и использовать его для созда­
ния петрофизической модели, адекватной сложности изучаемого объекта.
Для оценки степени влияния слоистости на фильтрационные свой­
ства пород на полноразмерном керне были проведены измерения зондовой
проницаемости. По результатам этих работ установлено, что даже весьма
тонкая и слабовыраженная слоистость снижает проницаемость.
Автором установлено, что из фильтрационно-емкостных характе­
ристик слоистость оказывает наибольшее влияние на проницаемость по­
род. Из физических характеристик ее влияние максимально проявляется на
удельном электрическом сопротивлении пород.
Анализ величин удельного сопротивления викуловских отложе­
ний, полученных на образцах керна стандартного размера при естественной
насыщенности пород перпендикулярно и параллельно напластованию, под­
тверждает их микронеоднородность (слоистость). Это проявляется в ани­
зотропии электрических свойств пород, которая наиболее характерна для
отложений Ем-Еговского месторождения, отличающихся от аналогов Ка­
менного месторождения преимущественно алевролитовым составом и
большей степенью неоднородности.
Учитывая интегральный характер показаний ГИС в микронеодно­
родных отложениях, можно сказать, что влияние слоистости проявляется в
соотношении величин удельного электрического сопротивления пород,
найденных по данным каротажа и измеренных на образцах керна с естест­
венной насыщенностью. На наличие в пласте прослоев указывает заниже­
ние значений удельного сопротивления пород по материалам ГИС относи­
тельно данных керна, величина которого определяется контрастностью
значений удельного сопротивления прослоев и вмещающих пород, опреде­
ляемых их водонасыщенностью.
В дальнейшем была проведена типизация пород по комплексному
анализу литологических, петрофизических и геофизических материалов с
целью выявления распознаваемых по ГИС типов пород. При выделении
Хит
тип
I
II
III
IV
%
min-max
сред.
Ем-Еговское месторождение
А
К,,,
Кпр,
%
мВ
мД
min-max min-max min-max min-max
сред.
сред.
сред.
сред.
Ctnc
Xcnj
^OD»
%
min-max
сред.
тип
%
min-max
сред.
0-15
5.8
Нпс
Каменное месторождение
А
Кп,
^^пр)
_мД
min-max
сред.
0.82-1
0.93
мВ
min-max
сред.
6.3-13.0
9.0
%
min-max
сред.
19.5-27.7
24.0
12.3-192.4
40.4
min-max
сред.
'т-да)
К
%
min-max
сред.
14.1-27.3
21.6
0-15
Ю.б
0.71-1
0.89
5.2-13.8
8.3
22.9-29.1
27.1
11.8-58.5
22.5
17.2-28.8
22.6
I
20-30
10.2-15.8
12.7
20.9-28.6
25.3
9.4-42.2
16.9
14.7-39.5
27.6
II
20-30
25.6
0.66-0.87
0.78
11.2-18.8
14.4
19.7-26.9
23.2
3.5-42.0
10.9
26.8-41.8
25.7
0.64-0.83
0.75
40-60
48.8
0.44-0.62
0.52
16.3-21.8
19.3
22.5-26.4
24.2
1.3-11.9
5.01
33.5-50.9
43.0
0-0.44
0.29
21.8-34.6
26.2
20.5-24.7
22.0
0.66-4.1
1.89
58.0-87.1
66.0
55-95
74.8
0-0.35
0.18
28.2-42.8
36.2
16.1-20.5
70-100
77.9
III
0.1-4.5
0.75
53.8-95.8
76.6
17.4
32.4
Таблица 1. Распределение петрофизических свойств для выделенных типов пород викуловской свиты
вклейка к стр.17
17
типов основным определяющим фактором были текстурные особенности
строения пород, в частности тип и характер слоистости (табл.1).
Для Ём-Еговского месторождения характерны четыре основные
типа: первый тип пород характеризуется массивной текстурой, второй - это
породы с тонкой полого-волнистой слоистостыо, третий - переслаивание
алевролитов глинистых темно-серого цвета с тонкой неясно выраженной
горизонтальной слоистостью, часто со следами биотурбации и алевролитов
светло-серого цвета с тонкой четкой горизонтальной, направленно изме­
няющейся слоистостью, четвертый - алевролиты глинисто-углистые темносерого цвета с неясно выраженной горизонтальной слоистостью, которая
выделяется за счет способности породы к расщеплению (сланцеватая,
плитчатая текстура).
На Каменном месторождении выделяются три типа, причем пер­
вые два коррелируются с одноименными типами Ем-Еговского месторож­
дения, а третий тип, представленный глинисто-углистыми алевролитами
темно-серого цвета с различными, часто нарушенными текстурами (частая
горизонтальная, волнистая, текстуры сингенетичного оползания, следы
биотурбации), является промежуточным между III и IV типами ЕмЕговского месторождения.
Автором для распознавания в разрезе коллекторов выделенных ти­
пов было предложено использовать метод ПС. Для этого вначале на образ­
цах керна были выполнены определения диффузионно-адсорбционной
активности (Ада).
Полученные результаты Ада были пересчитаны в значение относи­
тельной амплитуды потенциалов собственной поляризации сссп по уравне­
нию:
_ / д
max
д
л /(А
»»>:. А
™"\
где Ада'™'' - среднее максимальное значение Ада, Ад,""" - среднее
минимальное значение, Ад, - текущее значение.
Полученные значения a^ были сопоставлены с «параметром
слоистости» и получены следующие уравнения:
Хсл=106.1-105.4асп г=0.97, п=78 - Ем-Еговское месторождение,
Хел=92.1-91.7асп г=0.98, п=48 - Каменное месторождение.
Указанные уравнения были использованы для дифференциации
разреза по «параметру слоистости» по каротажу (метод ПС). Распознавание
типов пород по другим методам ГИС практически невозможно (рис.4). Ин­
терпретация материалов ГИС для обоснования параметров при подсчете
запасов викуловской свиты Ем-Еговского и Каменного месторождений с
использованием предложенной автором петрофизической модели было
выполнено А.В.Синьковым. Отчет по подсчету запасов был рассмотрен и
принят ГКЗ Роснедра.
18
В
соответствии с установленной петрофизической моделью
микронеоднородных коллекторов викуловских отложений их эффективная
толщина должна определятся с учетом «параметра слоистости». В пластахколлекторах величина эффективной толщины рассчитывается по
выражению
Нэф=Ноб1цХ(1-Хсл)>
где Нобщ - общая толщина выделенного прослоя коллектора, Хсл - доля
толщины слабопроницаемых слойков в прослое коллектора, которая
находится описанным способом через аоп с помощью связи, полученной по
результатам измерений Ада и Хш на образцах керна.
Аналогично слоистая неоднородность учитывается при определе­
нии пористости по методу ГГКП.
Наиболее значимо влияние слоистости при определении коэффи­
циента нефтегазонасыщенности. Учет слоистости на удельное электриче­
ское сопротивление здесь реализуется стандартным образом путем оценки
сопротивления неслоистых ("чистых") разностей:
Рп.ч=(1-ХслУ(1/рп-Хсл/Рп.сл).
где: Рп.,| - удельного сопротивления неслоистых пород, рп - удель­
ное сопротивление пласта и рп.сл- сопротивление слоя.
Для автора в данных расчетах принципиально не само уравнение
для определения удельного электрического сопротивления, а разработан­
ный им подход к оценке параметра слоистости ХслВеличина водонасыщенности пород по полученным сопротивле­
ниям находилась по выражению:
Кв.чист
-у Р в ' " " ' ' ' К-п,чист
' Рп.чист
'
где р„ - удельное сопротивление пластовой воды; а, Ь, ш, п, коэф­
фициенты связей относительного сопротивления от пористости Pn=f(Kn) и
параметра насыщенности от насыщенности Рн=Г(К|,).
Важно указать, что связь Pn=f(Kn) впервые для пород викуловской
свиты была построена в термобарических условиях, моделирующих пла­
стовые.
Таким образом была определена нефтенасыщенности пластовколлекторов викуловской свиты для скважин Каменного и Ем-Еговского
месторождения с учетом микронеоднородного строения разреза. При этом
автор особое внимание в работе уделил оценке достоверности полученных
данных. Для этого были выполнены петрофизические исследования по
оценке характера насыщенности.
Оценка характера насыщенности по разрезу в работе была выпол­
нена с использованием разработанной во ВНИГНИ технологии, при кото­
рой на основании капилляриметрических исследований получают инфор­
мацию о критических значениях водонасыщенности К^* и К^** (Кд* - во-
Ем-Еговское месторояадение, скв. 141
УЭС
дс
а ПС
|1тип I
гк—
мки-
таздзд
шз—
JJJJ.JL.
ПК
у 1^ 1^г^ амза)
БК
10 20 а)
«
м
БМК
, Р.У.У.Т ,1°
(Ml&bfivfibufiM
ы
Рис.4. Выделение типов пород по методу аПС с учетом предложенной
петрофизической модели микронеоднородных отложений викуловской
свиты
вклейка к стр.18
а)
oU
KoB
4L)
(«/m »
ZU
—ятШ!
S
n-19^-^1
•
С^ R—
°
'^^
PI ,
^Lfc!=Ui=ai.
^ ^ ,1,1^■ •^• ^
Л
4
^^13^
KB*
'lixki b f « / H »
:^®
KB**
H
z
eo()f
^It,
1
0.26
0,24
0.28
6)
0.3
0.32
Кпч, д.ед.
0.34
0.36
OU
KoB
1шфп!4
s
л ^'^
0
8 -,
ex
eodi
v
М|^Ш
1
M
i
■Hie)
'tm,
m
KB*
KB**
eodt
i i.
0.24
0.26
0.28
Результаты испытаний;
0.3
0.32
Кпч, д.ед.
0.34
0.36
■-нефть #-нефгь+вода
Д-вода
Рис.5. Сопоставление прогноза характера притока с учетом (а) и без
учета (б) влияния слоистости на проводимость пород с результатами
испытаний продуктивных пластов викуловскои свиты
вклейка к стр. 19
донасыщениость, при которой обеспечивается безводный приток нефти;
принимается, что безводным считается приток, в котором доля водь!
f„<0.01; К,,** - водонасыщенность, при которой в притоке практически
лишь вода, f|,>0.99).
Методика получения информации о критических значениях водонасыщенности заключалась в следующем. После проведения капилляриметрических измерений строились кривые зависимости водонасыщенности от капиллярного давления, которые были пересчитаны в кривые отно­
сительной фазовой проницаемости по известным формулам Бурдайна. Для
нахождения критических значений водонасыщенности использовали урав­
нение движения фаз в многофазном потоке, устанавливающее зависимость
доли флюида от соотношения вязкостей и проницаемостей.
По величине отношений фазовых проницаемостей по нефти и воде
на кривых относительной фазовой проницаемости было найдено соответ­
ствующее этому отношению значения К„*, К„**.
По данным исследования керна возможна оценка К^ не только в
зоне предельного, но и в зоне непредельного нефтенасыщения над ВНК.
Для этого полученная экспериментальным путем зависимость водонасы­
щенности от капиллярного давления перестраивается в график распределе­
ния водонасыщенности по высоте залежи.
Полученная описанным способом связь пористости и водонасы­
щенности в зависимости от положения пласта над уровнем В Н К была пе­
рестроена автором в номограмму удельного электрического сопротивления
и пористости. На эту связь были нанесены величины коррелируемых пара­
метров (рп.ч и Кп) для испытанных в колонне пластов (рис.5а). При неучете
микронеоднородного характера строения пород, т.е. при использовании
нескорректированных величин сопротивления ( p j прогноз характера при­
тока противоречит данным испытаний (рис.56). Как видно из рисунка ин­
тервалы получения безводных притоков нефти (красные точки) находятся
на номограмме в водяной или водонефтяной зонах.
Таким образом, проведенные исследования позволяют утверждать,
что в условиях микронеоднородности отложений, связанных со слоисто­
стью пород, достоверггае установление характера и оценка нефтенасыщенности по данным ГИС достижимы при учете влияния слоистой неоднород­
ности пород, оцениваемой по результатам изучения керна.
В работе приведен сравнительный анализ результатов обработки и
интерпретации данных ГИС при учете микронеоднородности толщ и без
этого учета по данным массовой обработки материалов ГИС по скважинам
Ем-Еговского месторождения выполненной в ЦГЭ.
В результате сравнения линейных запасов, рассчитанных для мо­
дели квазиоднородного и микронеоднородного коллектора, установлено
следующее. Суммарные эффективные толщины Нзф при использовании
20
квазиоднородной модели в среднем завышена на 16%, а коэффициент нефтенасыщениости К „ занижен в среднем на 29%. Таким образом, за счет
использования микронеоднородной модели коллектора линейные запасы
могут увеличиться на 7.4%.
Заключение
1.Проведена типизация пород-коллекторов по комплексному ана­
лизу литологических, астрофизических и геофизических материалов с це­
лью повышения достоверности геологической модели залежей нефти и газа
и подсчета запасов углеводородного сырья.
2.В результате работ установлено, что макро- и микронеодород­
ность терригенных отложений требуют различного методического подхода
к оценке основных подсчетных параметров и принципов выделения в раз­
резе типов пород, основанных на различиях в их текстурно-структурном
строении и фильтрационно-емкостиых свойствах.
З.Макронеоднородность фильтрационно-емкостных и физических
свойств изученных песчано-алевритовых разрезов неокома НижнеШапшинского и парфеновского горизонта Ковыктинского месторождений
обусловлена изменением минерального состава, характера распределения и
количества цемента.
4.Характер микронеоднородности слоистых пород викуловской
свиты Западной Сибири описывается с помощью «параметра слоистости»,
характеризующего не распределение глинистости в разрезе, а текстурную
неоднородность пород. Полученная с использованием этого параметра петрофизическая модель позволяет повысить достоверность интерпретации
материалов ГИС при определении коэффициента нефтенасыщенности и
оценке характера насыщенности коллекторов.
Публикации по теме диссертации
1. Асташкин Д.А., Попов Ю.А., Коробков Д.А., Ромушкевич Р.А.,
«Корреляционные связи между теплопроводностью, пористостью и прони­
цаемостью пород Ем-Еговского месторождения». Тезисы докладов. 5 меж­
дународная конференция «Новые идеи в науках о Земле», Изд. М Г Г А ,
2001, Этом, 210 с.
2. Асташкин Д.А., Рабиц Э.Г., Белов Ю.Я, Особенности петрофизической модели для достоверной оценки характера и величины нефтена­
сыщенности продуктивных слоистых отложений викуловской свиты Красноленинского свода. Тезисы докладов научно-практической конференции.
27-29 ноября 2001 г., ВНИГНИ, Москва. - М.: ВНИГНИ, 2001, с.114-115.
21
3. Асташкин Д.А,, Рабиц Э.Г. Тонкослоистые коллектора продук­
тивных отложений Западной Сибири. Сборник. Прогноз, поиски, разведка
и разработка месторождений нефти и газа. - М.: В Н И Г Н И , 2002.-244 с.
4. Асташкин Д.А., Рабиц Э.Г. Петрофизические исследования
тонкослоистых коллекторов отложений викуловской свиты Красноленинского свода. Тезисы докладов. 6 международная конференция «Новые идеи
в науках о Земле», Изд. МГГА, 2003, 3 том, 193 с.
5. Асташкин Д.А., Белов Ю.Я., Флоренская Т.В. Особенности
строения глинистых пород-коллекторов нижнемаруямской подсвиты Саха­
лина. Тезисы докладов. 6 международная конференция «Новые идеи в нау­
ках о Земле», Изд. М Г Г А , 2003, 3 том, 194 с.
6. Асташкин Д.А. Влияние структурно-текстурных особенностей
строения пород на фильтрационно-емкостные и петрофизические свойст­
ва. НТЖ «Геология нефти и газа», 2004г., № 1 , с.14-22.
7. Асташкин Д.А. Оригинальная петрофизическая модель тонкос­
лоистых коллекторов продуктивных отложений Западной Сибири. Тезисы
докладов. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа, седьмая Меж­
дународная конференция, М., ГЕОС, 2004, с.37-39.
8. Асташкин Д.А. Экспериментальное определение остаточной
водонасыщенности пород-коллекторов, в которых содержатся легко рас­
творимые компоненты. НТЖ «Геология нефти и газа», 2005г., №6.
Подписано в печать 23.11.05. Формат 60x84/16
Печать офсетная. Печатных листов 1.4. Тираж 100 экз.
Заказ № 16
Картлитография В Н И Г Н И
105118, Москва, ш. Энтузиастов, 36
РНБ Русский фонд
2006-4
23315
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
1 844 Кб
Теги
bd000102912
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа