Подсчет запасов нефти и растворенного газа пласта Тл2-а месторождения №13 объемным методом

По результатам изучения тектонического строения месторождения  можно сделать выводы:

1. По генетическому типу 13 месторождение приурочено к прибортовой структуре облекания, в основании которой залегают рифовые тела верхнефранско-турнейского возраста.
2. Месторождение объединяет несколько малоамплитудных поднятий, разделенных прогибами. Наибольшим по размерам и по амплитуде является поднятие в районе скв. 131, где происходило наиболее интенсивное рифообразование.
3. Элементы 13месторождения сохраняют форму и размеры по основным отражающим горизонтам, выполаживаясь от более древних отложений к молодым.

4. Разрушительная речная  деятельность началась еще в  радаевское время и наиболее интенсивно проявилась в бобриковское время.

5. 13 структура во время осадконакопления не была единой, а представляла собой чередование малоамплитудных поднятий и прогибов.

 

 

 

Глава 3. Геологоразведочные работы

Геологические исследования в районе месторождения начались в 40-е годы. В последующие годы район работ был покрыт геологической  съемкой масштаба 1:50000 и 1:100000.

Из геофизических исследований на территории района следует отметить магниторазведку (1930), гравиразведку (1954), электроразведку (1950, 1952, 1954, 1963). В результате электроразведочных работ было выявлено общее погружение опорного электрического горизонта в западном направлении.

Структурно-поисковое бурение  на площади проводилось в 1965 г. На структурной карте, построенной по кровле артинского яруса, отмечается общее погружение пород в западном направлении. На фоне общего погружения достаточно четко выделяется 13 поднятие.

В 1967-1968 годах на территории района были проведены сейсморазведочные  работы, в результате которых по прослою гипсов в нижней части соликамского горизонта было подтверждено общее погружение пород на запад; по I, II, III отражающим горизонтам выявлено и подготовлено под глубокое бурение 13 поднятие.

Глубокое разведочное  бурение началось в 1969г. Бурение  скважин проводилось согласно проекта разведочного бурения. Первая глубокая скважина 131 была пробурена в 1969г. в сводовой части поднятия. Скважина вскрыла отложения вендского комплекса, показав промышленную нефтеносность тульских и радаевских отложений.

В период с 1969 по 1972 г. на 13 поднятии пробурено еще 4 скважины. Все скважины вскрыли вендские отложения. В результате разведочного бурения была подтверждена промышленная нефтеносность визейских и девонских отложений.

На дату пересчета запасов  фонд скважин 13 месторождения составил 5 скважин, общий метраж которых 11 650 м. Проектные и фактические забои скважин отличаются незначительно.

Конструкция скважин следующая:

1. Направление 11" - 11 3/4 "- 30-45 м
2. Кондуктор 8" - 8 5/8" -230-255 м
3. Эксплуатационная 5" - 5 3/4" колонна до глубины 2190-2360 м.

Опробованием в процессе поисково-разведочных работ охвачен  большой стратиграфический диапазон - от верейских до живетских отложений. Опробование испытателем пласта проведено в 13 скважинах, в колонне-в 10 скважинах.

В контуре нефтеносности  промышленных залежей находится 10 скважин  или 77% от числа пробуренных.

Во всех поисково-разведочных  скважинах был отобран керн с  целью изучения литологии, коллекторских свойств и установления стратиграфических границ.

Проходка с отбором  керна в пределах продуктивных пластов  составила 25% от общей проходки. Вынос  керна составляет 223,8 м или 36% от проходки с отбором керна. Освещенность керном нефтенасыщенных интервалов равна 35%,

Для изучения физико-химических свойств пластовых флюидов на месторождении отобраны пробы нефти: 21 глубинная (13 качественных) и 26 поверхностных (18 качественных) и 12 проб пластовой воды.

Во всех скважинах проведен стандартный комплекс ГИС.

Гидродинамические исследования проведены в 5 скважинах.

Сейсмические исследования на территории месторождения и в  непосредственной близости от него проводились  в 1982-94г. Общая длина сейсмопрофилей на территории месторождения 88259 км. Плотность сейсмопрофилей в среднем составляет 1,8 км/км² и неравномерна в пределах площади: в юго- восточной части она наименьшая. И тем не менее проведенные сейсмические работы уточнили и детализировали геологическое строение месторождения. По данным, полученным в результате проведенных сейсморабот и пробуренных скважин, построены карты по кровле маркирующих горизонтов, а на их основе - подсчетные планы и структурные карты для проведения пересчета запасов.

Подводя итог разведочным  работам на 13 месторождении можно  сделать следующие выводы:

1. 13месторождение подготовлено  под глубокое разведочное бурение  сейсморазведкой, проведенной в 1967-68 гг.

2. В результате проведенных  работ открыты залежи нефти  в 3 продуктивных пластах, запасы  их оценены по категориям С1 и С2.

3. Несмотря на редкую  сеть сейсмопрофилей 77% пробуренных скважин оказались продуктивными и находятся в контуре нефтеносности.

4. Применение пластоиспытателя для опробования отложений в процессе бурения облегчило выбор продуктивных горизонтов для испытания в колонне.

5. Опробование скважин  в колонне проводилось отдельно  для каждого объекта.

6. Опробованием в процессе  бурения охвачен большой стратиграфический диапазон отложений: от верейских до живетских. 
Глава 4. Геофизические исследования скважин (ГИС), методика и результаты интерпретации полученных данных.

4.1. Комплекс, объем и качество  ГИС

Комплекс геофизических  исследований скважин (ГИС) на 13 месторождении  проводился во всех пяти скважинах. ГИС  проводились для литологического  расчленения разреза, выделения  пластов-коллекторов, расчета коэффициента пористости и коэффициента нефтенасыщенности, отбивки ВНК, определения характера  насыщения.

На месторождении №13 были проведены следующие методы геофизических исследований:

• КС - кажущее сопротивление;
• ДС - диаметр скважины;
• ГК - гамма каротаж;
• НГК (ННКт) - нейтронный гамма-каротаж;
• МК - микрокаротаж;
• БК - боковой каротаж;
• МБК - микробоковой каротаж;
• АК - акустический каротаж;
• ИК - индукционный каротаж;
• БКЗ - боковое каротажное зондирование;
• ПС - метод собственной поляризации.

Так же представлены данные по инклинометрии (Таблица 4.2.3.1.).

 Данные занесены в таблицу 4.1.1:

 

 

 

 

Таблица 4.1.1

 

Комплекс геофизических  исследований

№скв.	Масштаб записи	ПС	КС	ДС	ГК	ННКт	БК	МБК	ИК	АК	БКЗ
131	1:500	-	+	+	+	+	+	+	+	+	+
132		+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
133		+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
134		-	+	+	+	+	+	+	+	+	+
135		-	+	+	+	+	+	+	+	+	+

Геофизический комплекс исследования отображён на рисунках        1-5. Геофизический комплекс исследования представлен каротажными диаграммами. При исследовании применялись буровые растворы с удельным электрическим сопротивлением от 0,1 до 2,1 Ом*м. Бурение осуществлялось в основном на пресном буровом растворе.

 

4.2. Выделение коллекторов  и определение эффективных толщин

Выделение коллекторов в  терригенных и карбонатных отложениях и определение эффективных толщин осуществлялось по качественным признакам  и количественным критериям геофизических, параметров.

4.2.1. Выделение  коллекторов по качественным  признакам

На 13 месторождении коллектора по качественным признакам выделялись по следующим методам:

• ННКт – терригенные коллектора на кривых нейтронного каротажа имеют повышенное значение интенсивности вторичного гамма излучения и плотности тепловых нейтронов относительно глин и других глинистых вмещающих пород.
• ГК – признаком коллектора на диаграммах ГК является низкое и среднее значение естественной радиоактивности относительно вмещающих пород.
• БКЗ – коллекторы выделяются по наличию радиального градиента сопротивлений (повышающего или понижающего).
• БК (МБК) – коллекторы на этих диаграммах характеризуются в карбонатном разрезе пониженными, а в терригенном повышенными значениями сопротивлений относительно вмещающих пород.
• ДС – признаком коллектора является уменьшение диаметра скважины.
• МК – породы-коллектора выделяются по положительному приращению (расхождению) кривых.
• ПС – обратные отрицательные потенциалы;

 

 

Выделение коллекторов и  определение их толщин проводилось  по всему комплексу геофизических  исследований скважин с учетом данных керна и результатов опробования  скважин. По результатам выделения коллекторов был построен сводно-статистический разрез и определены границы продуктивных пластов (Приложение 2).

 

4.2.2. Выделение  коллекторов по количественным  критериям геофизических параметров

Границы между коллекторами и неколлекторами характеризуются граничными (критическими) значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и связанными с этими свойствами граничными значениями параметров ГИС.

Породы-коллектора отличаются от вмещающих пород неколлекторов по величине коэффициента пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности. Обоснование граничных значений геофизических параметров (ΔI_γ, DI_НГ) осуществлялось по данным:

• выделения коллекторов по качественным признакам ГИС;
• лабораторных исследований керна с определением граничных значений К_П, К_ПР, К_ОВ.

Для терригенных пластов  визейского яруса (Тл_2-а, Тл_2-б, Бб) по результатам лабораторных исследований керна.

Проницаемость определялась в лабораторных условиях, при исследовании керна.

 

 

 

 

Граничные значения:

• r_нефти ≥ 5,4 Ом*м;
• r_воды ≤5,2 Ом*м;
• К_Пкр. = 11,6 %;
• ΔI_gкр. =0,31;

Выделению коллекторов по количественным признакам способствовало определение граничных значений геофизических исследований.

Результаты определения  предельных значений геофизических  параметров и  соответствующих им граничных значений ФЕС пород-коллекторов  на 13 месторождении приведены в  таблице 4.2.2.1.

таблица 4.2.2.1

Предельные значения геофизических параметров и коэффициентов  пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности

Пласт	Геофизический параметр	Критические значения ФЕС
	∆Iγ	Кп, %	Ков, %	Кпр, %
Тл2а	0,35	1,6	77,2	1,7

 

На основании этих данных прослои, характеризующиеся значениями меньше критических, в эффективные  толщины не включались.

 

 

4.2.3. Определение  эффективных толщин

Расчет абсолютных отметок  и определение эффективных толщин коллекторов с использованием данных инклинометрии (таблица 4.2.3.1).

таблица 4.2.3.1

Данные инклинометрии

Скважина 131			Скважина 132			Скважина 133			Скважина 134			Скважина 135
1330	62,97		1400	77,43		1380	58,85		1380	58,98		1300	1,09
1340	62,97		1410	77,46		1390	58,87		1390	59,18		1325	1,1
1350	62,98		1420	77,48		1400	58,9		1400	59,38		1350	1,1
1360	62,98		1430	77,5		1410	58,92		1410	59,37		1375	1,11
1370	62,98		1440	77,51		1420	58,93		1420	59,76		1400	1,12
1380	62,99		1450	77,53		1430	58,94		1430	59,94		1425	1,12
1390	62,99		1460	77,56		1440	58,95		1440	60,1		1450	1,12
1400	62,99		1470	77,58		1450	58,96		1450	60,24		1475	1,13
1410	63		1480	77,59		1460	58,97		1460	660,37		1500	1,13
1420	63		1490	77,6					1470	60,49		1525	1,13
1430	63		1500	77,62					1480	60,59
1440	63		1510	77,63
1450	63,01		1520	77,64
1460	63,01		1530	77,65
			1540	77,65
			1550	77,66