Геологическое строение аксаковского месторождения

Номер		Размер	Средняя нефтенасыщенная толщина, м		Доля ВНЗ	Отметка
Залежи	Тип залежи	длина х			в общем объеме	ВНК,
		ширина, км			залежи	м
		высота, м
			НЗ	ВНЗ
1	Пластовая, структурная	1,7 х 1,0 8,9	2,6	1,7	1,7	0,87

      При опробовании свабированием продуктивной пачки СТкз в эксплуатационной скв. 2 в интервале перфорации по а.о. -1275,9 -1278,8 м был получен приток нефти (7,5 м³/сут) с водой (1,1 м³/сут). С сентября 2010 г. скважина пущена в эксплуатацию с начальным дебитом по нефти 2,1 т/сут и обводненностью 43%. На второй месяц работы скважины обводненность продукции достигла 88%. На дату подсчета текущий дебит составляет 0,3 т/сут, обводненность – 93%, за период работы с сентября по декабрь 2010 г. скважина отобрала 93 т нефти и 265 м³ воды.

     В июле 2010 г. закончена строительством эксплуатационная скв. 4. По данным ГИС карбонаты турнейского яруса, вскрытые на глубине 1731,0-1737,7 м  водонасыщены, а.о. кровли пачки составляет -1287,2 м, это на 13,5 м ниже, чем в скв. 416ЛИС. Для уточнения характера отдачи 24.07.10 г. было произведено испытание пачки СТкз в интервале а.о.        -1284,8 -1289,7 м. При средней депрессии на пласт 134,6 атм за 132 мин открытого периода установлен приток минерализованной воды активностью 2 м³/сут без признаков нефти. Позже, учитывая отрицательные результаты ИПТ карбонатов турнейского яруса, их низкий гипсометрический уровень, скв. 4 была ликвидирована.

     При оперативном анализе условный контур нефтеносности залежи 1 пачки СТкз принимался на а.о. -1283,9 м и соответствовал кровле водоносного коллектора в скв. 54ШКА.

 

          На текущую дату подсчета непосредственно ВНК по данным ГИС в скважинах не подсечен. Исходя из новых данных, полученных по скважинам в результате эксплуатационного разбуривания, а также учитывая данные эксплуатации скв. 416ЛИС и 2, ВНК залежи принимается на отметке -1282,6 м и соответствует подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 416ЛИС. Обоснование положения ВНК залежи 1 пачки СТкз приведено в таблице (3), схема обоснования ВНК представлена на рисунке (11).

Рисунок 11. Распределение результатов опробования скважин при обосновании ВНК залежи 1 пачки СТкз

 

 

 

 

     4 Промыслово геофизические исследования скважин

     4.1 Перечень  методов ГИС

     Промышленная нефтеносность Аксаковского месторождения приурочена к карбонатным отложениям турнейского яруса.

     В фонде месторождения числятся четыре скважины. Две из них исследовались на глинистом растворе с удельными сопротивлениями 0,75 и 2,0 Ом^.м и плотностью 1,1 г/см³, и две на полимерном растворе, с удельными сопротивлениями 1,38 и 1,5 Ом^.м. Скважины пробурены долотом диаметром 216 мм, скважина 54 ШКА – диаметром 300 мм.

     Удельное сопротивление пластовых вод определено по данным химических анализов проб воды. Оно составляет 0,05 Ом^.м в отложениях турнейского яруса.

Геофизические исследования проводились в масштабе глубин 1:500 по всему разрезу и 1:200 в интервалах продуктивных отложений. В масштабе 1:500  проводились стандартная  электрометрия (КС и ПС) и радиометрия (ГК, НГК). Сведения об объемах ГИС  и применяемых типах аппаратуры в интервале продуктивных отложений представлены в таблице (4).

Таблица 4

Сведения об объеме геофизических  исследований в интервалах продуктивных отложений

Метод	Тип аппаратуры	Отложения турнейского яруса
		кол. скв.	кол. исслед.	% от числа скв.
1	2	3	4	5
Ст. каротаж (КС ПС) 1:200	Э-1 Э-4 К-3	4	4	100
БКЗ	Э-1 Э-4 К-3	4	4	100
МКЗ	А 005М А 0025N- М 0025N	4	3	75
БК	К-1А	4	3	75
ИК	АИК-3 6Ф1	4	3	75
НГК ГК (1:200)	СРК-1, ДРСТ-3	4	3	75
МБК	-	4	3	75
Инклинометрия	КИТ	4	4	100
Кавернометрия	ПФ-73М	4	4	100

     В целом, проведенный комплекс ГИС достаточно полный, и дает возможность выделить в разрезе пласты – коллекторы, провести качественную и количественную оценку их емкостных свойств.

     Техническое качество материалов ГИС удовлетворительное и отвечает требованиям

 «Технической инструкции  по проведению геофизических  исследований  в скважинах».

     4.2 Выделение  коллекторов

     Задача выделения карбонатных коллекторов, решалась с помощью прямых качественных и косвенных количественных признаков. К качественным  признакам относятся следующие:

     - отрицательная аномалия кривой самопроизвольной поляризации;

     - средние значения на кривой НГК;

     - пониженные показания кривой ГК;

     - повышенные  значения интервального времени по методу АК.

     К прямым качественным признакам относятся следующие:

     - сужение диаметра скважины относительно номинального (наличие глинистой корки);

     - наличие положительных приращений на диаграмме микрозондирования (рмпз> рмгз);

     - наличие градиента удельного сопротивления, определяемого БКЗ.

     По данным ПС, МКЗ, РК, кавернометрии из эффективных толщин были исключены глинистые прослои.

     Если по данным ГИС признаки, отличающие коллекторы, были нечеткими, выделение производилось с привлечением данных анализа керна, СКО и результатов опробования.

     Дополнительно были привлечены количественные признаки - граничные  или критические значения пористости – Кп,гр.

     Способ определения Кп,гр с помощью построения кривых распределения по приточным и бесприточным объектам не рассматривался, из-за недостаточного количества данных для построения корректных статистических связей «опробование - геофизика», а так же из-за малого количества скважин. Для выбора граничного значения Кп были привлечены определения Кп,гр по всем месторождениям Башкортостана. В среднем граничные значения по Башкирии по данным отложениям составляют 8,0%. Таким образом, Кп,гр на Аксаковском месторождении принят равным 8,0%.

     Также, авторами была сделана попытка применить метод нормализации, основанный на сопоставлении кривой удельного электрического сопротивления rп реальных пород с вычисленной кривой rвп, полученной с учетом диаграммы одного из методов пористости. Для наших условий в качестве rп используется кривая БК. Роль диаграммы метода пористости играет кривая НГК.

     4.3 Определение  удельного электрического сопротивления  пород

     Для определения удельного электрического сопротивления карбонатных коллекторов ρ_п использовались данные метода БК.

     Ввиду недостаточного количества опробованных в колонне объектов и малого числа скважин интегральные распределения ρ_п для нефтеносных и газоносных прослоев в отложениях турнейского яруса не строились. Характер насыщения определялся по нормированию кривых БК по НГК, результатам опробования, работы скважин и абсолютной

 глубине залегания  пластов.

     4.4 Определение  коэффициента пористости карбонатных  коллекторов турнейского яруса

     Для определения коэффициента пористости использовались методы НГК, АК, ПЛГГ. Основным методом определения пористости карбонатных коллекторов турнейского яруса в данной работе является нейтронный гамма-каротаж.

     В основе определения пористости по НГК заложены основные палетки DJнгк = f(Кп) (ВНИИЯГГ). В качестве опорных выбраны пласты, выдержанные по площади месторождения и устойчивые по физико-литологическим свойствам. Для данных отложений - это четко выраженные в разрезе скважин плотные известняки заволжского горизонта в скв. 416ЛИС с водородосодержанием 2,7% (Jнгк, mах) и максимально размытые глины бобриковского горизонта (Jнгк, min). Пористость плотных известняков устанавливалась по данным анализа керна.

     Водородосодержание глин принималось равным 25 – 40% в зависимости от диаметра каверны. В регистрируемую интенсивность вторичного гамма-излучения первоначально вносились все поправки – за влияние вмещающих пород, мощность пласта, скорость движения прибора, за естественную радиоактивность. После введения поправок определяется водородосодержание изучаемых пластов, исходя из показаний в опорных средах.

     В связи с тем, что по НГК определяется общее водородосодержание породы независимо от структуры пустотного пространства и характера жидкости в породе, для определения открытой пористости необходимо из общего водородосодержания вычесть водородосодержание, обусловленное влиянием химически связанной воды в глинах.

     Введение поправки за влияние глинистости осуществляется вычитанием избытка эквивалентной влажности Wгл = Кгл · Wсв. Wсв - объёмное содержание связанной воды в глинистой фракции, принимаемое для глубин залегания наших исследуемых пластов равным 0,25 м³/м³.

     Глинистость Сгл определяется в каждом пласте по зависимостям DJгк = f(Сгл) (по Ларионову), перестроенным для соответствующих опорных пластов: чистые известняки по разрезу с минимальной гамма - активностью и размытые глины верейского яруса с массовой глинистостью 70%. Переход к Кгл осуществляется по формуле (1):

     Кгл=Сгл · (1-Кп)                                                                                                            (1)

     При использовании для градуировки принятых значений опорных пластов была достигнута удовлетворительная сходимость вычисленных значений Кп по ГИС с лабораторными данными по керну Кп,керн. Результаты сравнения Кп по ГИС и Кп по керну приведены в таблице (5).

Таблица 5

Сопоставление пористости коллекторов  пачки СТкз по керну и НГК

Номер скв.	Пачка	Интервал		Кп, керн %	Кп ,ГИС %
		отбора керна, м	по ГИС, м
416ЛИС	СТкз	1634,0-1642,0	1639,0-1640,0	5,3/2	5,3
416ЛИС	СТкз	1642,0-1650,0	1644,0-1645,0	4,2/2	5,5
416ЛИС	СТкз		1647,0-1649,0	8,0/1	8,0

 

     Пористость по АК была оценена по уравнениям среднего времени для чистых и глинистых коллекторов (формула 2):

                                                                                             (2)

     Учитывая сложность пустотного пространства и факт отсутствия исследований акустических свойств на образцах керна, константы ΔТск и ΔТгл в уравнении (2) принимались по литературным данным, в качестве основного метода определения Кп использовался метод НГК.

     На рисунке  (12) представлены результаты сопоставления коэффициентов пористости по данным акустического метода с величинами пористости, определенными по нейтронному гамма-методу. Хорошее совпадение результатов наблюдается для поровых известняков. Область занижения (выделенная на рисунке контуром) Кп,ак по сравнению с Кп,нгк соответствует интервалам, представленным известняками порово-кавернового типа. Из-за литологической неоднородности (невозможно определить DТск), сложности пустотного пространства (наличие каверновой составляющей), метод АК применялся на качественном уровне. 

            

Рисунок 12 Сопоставление значений коэффициента пористости по НГК, Кп,нгк% и коэффициента пористости по АК, Кп,ак% для турнейского яруса