Промыслово-геологическое изучение залежи для подготовки к подсчету запасов и разработке

При детальной  корреляции выделяются в разрезе  репера и реперные границы. Репером называются достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающейся от выше- и нижележащих пород и чётко фиксируемый на диаграммах ГИС. Чётко фиксируемая синхроничная поверхность пласта принимается в качестве реперной границы.

Хорошими реперами считаются пачки и прослои, представлены глинами, так как имеют чётко выраженные граничные поверхности.

Детальную корреляцию необходимо начать с выделения реперов  и реперных границ, которые позволяют  установить характер напластования  пород в изучаемом разрезе.

Выделение реперов проводили на основе анализа диаграмм  ПС и ГК. По методу ПС глина характеризуется положительной аномалией, соответственно, в разрезе всех скважин четко выделяются два глинистых пласта - репер 1 – глины нижнего мела и репер 2. Толщина их  достигает ~ 5-10 м. Глубина залегания кровли репера 1 колеблется от 2225 (скв. 29) до 2240 м (скв. 210).

Подошва исследуемого горизонта выделяется  по кровле глин (репер 1). Кровля  исследуемого горизонта выделяется  по подошве глин (Репер 2).

При количественной оценке неколлекторов возникают проблемы оценки пористости маломощных прослоев глинистых алевролитов, которые по a_пс не достигают критических значений, но четко выделяются по ГК (граничные значения приведены выше). В этих случаях вводилась поправка за мощность прослоя. Четкая количественная оценка неколлекторов обусловлена требованиями программы построения геологической модели пластов.

Детальная корреляция в данной работе выполнялась с  помощью программы «AutoCorr». Программа предусматривает проведение детальной корреляции в два этапа.

На первом этапе  строится корреляция всех пар скважин  по всему коррелируемому разрезу. При  этом обеспечиваются применение при  выборе корреляционных пар скважин  принципа триангуляционных сетей и  постоянная проверка получаемых результатов с включением в процесс уже откоррелированных скважин. При неправильном соединении интервалов разрезов программа вносит коррективы.

После завершения автоматической корреляции и уменьшения средней ошибки до 1,67 м была произведена нарезка пластов в соответствии с отбивкой пластов в скважине №208. При корреляции использовались следующие методы: ПС (метод потенциалов собственной поляризации), ГК (гамма-метод), Sat (определяющий насыщение в породах-коллекторах).

 Данные методы  проводились во всех скважинах и являются наиболее информативными при выделении коллекторов и неколлекторов геофизическим методом. ГК является одним из основных методов, используемых для оценки глинистости в осадочных горных породах. Высокие показания ГК соответствуют глинистым породам. Для пласта-коллектора, ПС имеет отрицательную аномалию.

На втором этапе, программа обеспечивает процесс  проверки их согласованности и строит схему детальной корреляции.

9. Определение границ и формы залежи

В результате работы были построены структурные карты по кровле и по подошве залежи-пласта Ю2-3(графические приложения 3, 4).

Водонефтяной  контакт проводится по подошве нефтяной зоны по скважине №28. Водонефтяной контакт находится на абсолютной отметке -2203,5 м (графическое приложение 2).

На структурную карту кровли наносится внешний и внутренний контуры нефтеносности. В данной работе изучалась только часть месторождения, поэтому о типе залежи сказать что-либо сложно

Следующие карты, которые были построены в ходе работы, эффективных толщин (приложение 6) и нефтенасыщенных толщин (приложение 5), дельты ВНК.

На основе карты Дельта ВНК строится карта  нефтенасыщенных эффективных толщин.

Карта эффективных  толщин строилась с учетом выделенных коллекторов. Учитывалась мощность всех прослоев-коллекторов. Эффективные толщины колеблются в пределах от 3.8 м (скв. 201) до 20 м (скв. 202). Максимальные значения встречены в северной части карты, а минимальные – в западной.

При построении карты нефтенасыщенных эффективных  толщин учитывали мощность всех эффективных прослоев-коллекторов, насыщенных нефтью. На карте нанесены внешний и внутренний водонефтяные контакты. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах   от 3.8 м (скв. 201) до 20 м (скв. 202) (графическое приложение 5).

После построения вышеперечисленных карт, изучаемая часть залежи была подготовлена для подсчета запасов.

Заключение

В ходе промыслово-геологического моделирования с использованием программы «AutoCorr» с использованием полученной в ходе практики информации по пласту Ю2-3 Сергинского месторождения была проведена детальная корреляция в 12 скважинах, определен характер насыщения пород коллекторов, определена отметка ВНК, построены карты кровли, подошвы, эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин.

При выполнения задания был использованы кривые ГИС(интерпретации геофизических исследований), результаты лабораторных анализов керна при глубинных и поверхностных условиях, а также литературные источники.

Расчленение разрезов скважин по комплексу ГИС и  детальная корреляция разрезов скважин, в результате которой была определена отметка ВНК (-2203,5м).

Природный режим  залежи –упруговодонапорный.

В результате проделанной  работы была изучена и подготовлена залежь (пласт Ю2-3) к подсчету запасов.

Список  литературы

1. Чоловский  И.П., Иванова М.М., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология залежей углеводородов. – Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006.
2. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Копылов В.Е., Кузнецова Г.П., Староверов В.М., Брагин Ю.И. Методические рекомендации ч.1. Детальная корреляция геологических разрезов скважин и подготовка геологической основы для моделирования залежей УВ. Москва, 2004 г.

3. Конспект лекций по курсу «Нефтегазопромысловая геология».