Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
µнии запасов по Лянторскому месторождению в геофизической экспертизе было обращено внимание эксперта-геофизика на необходимость изучения нефтегазоносности пачки глинистых коллекторов
АС7-8, залегающих непосредственно над продуктивной толщей пластов АС9-11 и отдельной от них глинистой перемычкой толщиной 4-10м, а в ряде скважин перемычка имеет толщину не более 1 м.
Опробование пластов АС7-8 осуществлялось в неблагоприятных структурных условиях на погружениях крыльев Лянторской (скв.80) структуры.
Для выяснения характера насыщения были рассмотрены материалы ГИС в интервале пластов АС7-8 по всем разведочным скважинам.
В ряде слоев коллекторов, входящих в состав пластов АС7-8 встречаются слои толщиной 1-2м. c оп=0.7-0.45. Эти слои относительно чистых коллекторов непосредственно контактирует с более глинистыми коллекторами, которые имеют п=3-4 омм, характерные для водоносных пород.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что пачка пластов АС7-8 не представляет интереса на площади Лянторского месторождения для поиска в них залежей нефти и газа.
Пласт АС9 характеризуется наиболее широким контуром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44 м. Нефть залегает в виде оторочки кольцеобразной формы, которая окаймляет чисто газовые зоны. Запасы нефти пласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чисто нефтяная зона выделяется условно при рассмотрении пласта АС9 отдельно от пласта АС10.
Пласт АС9 на большей части площади имеет монолитное строение со средним коэффициентом песчанистости 0,73 и расчлененностью 2,2. В крыльевой зоне структур часто отмечается глинизация кровельной и подошвенной части пласта.
Глинистые разделы внутри пласта АС9 на уровне ГНК незначительные по толщине (1-3м), по площади распределены хаотично, подгазовая зона характеризуется контактным залеганием нефти и газа. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 19,5 м, составляя в среднем 4,6 м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 м при среднем значении 6,8 м. Проницаемая часть пласта сложена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами, среднее значение открытой пористости и проницаемости соответственно составляет 24,3% и 301х10-3 мкм2 (по керну).
В пласте АС10 содержится более половины запасов нефти Лянторского месторождения. Нефть в пласте залегает в виде оторочки, подстилающей газовую шапку и подпираемой подошвенной водой. Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС10 связаны с водонефтяной и газо-водонефтяной зонами.
Строение пласта АС10 изменчиво по площади. При среднем значении коэффициента песчанистости 0,74 и расчлененности 4,1 в центральных частях поднятий коэффициент песчанистости увеличивается до 0.8-0.9, расчлененность уменьшается до 1.1. В крыльевой части структур количество глинистых прослоев внутри пласта увеличивается.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22 м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м, составляя в среднем 8,0 м. Подгазовая зона характеризуется наибольшими значениями нефтенасыщенной толщины и контактным залеганием нефти и газа - на 94,6% площади толщина глинистого раздела на уровне ГНК менее 4-х м. Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,8% и 387-10-3 мкм2 (по керну).
Пласт АС11 продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективная толщина достигает 30 м и более. Средневзвешенный по площади и разрезу коэффициент песчанистости составляет 0,57 при расчлененности 5,0. Нефть в пласте АС11 подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют. Основная доля запасов нефти приходится на газо-водонефтяную и водонефтяную зоны. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 21,1 м, составляя в среднем 5,6 м. Проницаемая часть пласта АС11 представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта является более или менее однородным, отсутствуют как прослои высокопроницаемых песчаников, так и глинистых алевролитов. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,7% и 254х10-3 мкм2 (по керну).
Залежь пластов АС9-АС11 является основным объектом разработки на месторождении. В его разрезе выявлены также небольшие нефтяные залежи в пласте БС8 вартовской свиты и в пластах БС16-20 ачимовской толщи мегионской свиты нижнего мела, запасы нефти которых не превышают 0,3% запасов месторождения. Эти залежи в разработку не введены.
С глубиной изменение плотности и пористости довольно неравномерно; наибольшие изменения характерны для глубин 0-3км. Среди терригенных осадочных пород песчаники всегда характеризуются несколько меньшей плотностью по сравнению с глинистыми породами.
Это прослеживается как для молодых отложений, так и для более древних.
Комплекс ГИС:
пластМКЗАКГКБКЗИКБКНКТГГКПКВБС8+++++++-+пористость пласт коллектор
3. Интерпретация данных
.1 Определение Кп
В предприятии с помощью петрофизических данных были получены следующие зависимости для определения коэффициен