Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Разработка интерпретационной и петроупругой моделей пород-коллекторов многокомпонентного состава и сложной структуры емкостного пространства Куляпин Павел Сергеевич

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Куляпин Павел Сергеевич. Разработка интерпретационной и петроупругой моделей пород-коллекторов многокомпонентного состава и сложной структуры емкостного пространства: диссертация ... кандидата Геолого-минералогических наук: 25.00.10 / Куляпин Павел Сергеевич;[Место защиты: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина].- Москва, 2016.- 136 с.

Содержание к диссертации

Введение

ГЛАВА 1. Этиопатогенез, диагностика и лечение геморроя в сочетании с транссфинктерными свищами прямой кишки .10

1.1. Этиопатогенез и особенности клинического течения 10

1.2. Диагностика и хирургическое лечение .15

ГЛАВА 2. Материал и методы исследования

2.1. Клиническая характеристика больных 31

2.2. Методы исследования 38

ГЛАВА 3. Результаты клинико-лабораторных и инструментальных методов исследований 46

3.1. Результаты клинико-лабораторных и инструментальных методов исследований 46

3.2. Предоперационная подготовка больных .53

ГЛАВА 4. Хирургическое лечение геморроя в сочетании с транссфинктерными свищами прямой кишки .59

4.1. Разработанные хирургические методы лечения .60

4.2. Ближайшие результаты лечения 80

4.3. Отдаленные результаты лечения 86

Заключение .93

Выводы .108

Практические рекомендации .109

Список литературы .

Введение к работе

Актуальность работы

В последние годы в рамках выполнения геологоразведочных работ с целью увеличения ресурсной базы страны всё большее распространение приобретают методы динамического анализа сейсмических данных, в том числе с применением технологии сейсмической инверсии.

Необходимыми предпосылками выполнения таких работ являются создание методической базы прогноза коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и изучение влияния различных геологических и петрофизических факторов, в том числе состава и структуры емкостного пространства пород, на упругие свойства с целью оценки перспектив и возможностей выделения коллекторов с помощью методов сейсмической инверсии. Особые трудности представляет решение обратных задач геофизики применительно к породам с многокомпонентным минеральным составом и сложной трещинно-порово-каверновой структурой емкостного пространства.

Мотивацией к проведению настоящего исследования являлось отсутствие для подобных объектов научно-обоснованной интерпретационной модели, позволяющей в полной мере учесть особенности многокомпонентного минерального состава и структуры емкостного пространства горных пород при комплексном изучении их разномасштабными методами – от анализа шлифов и образцов керна до обоснования критериев прогноза коллекторов по сейсмическим данным.

При изучении таких коллекторов исследователи всё чаще сталкиваются со
сложными задачами оценки свойств коллекторов нефти и газа. В области
методического обоснования интерпретации данных геофизических

исследований скважин осложняющим фактором часто является то, что количество неизвестных (определяемых минеральных компонент, слагающих скелет горных пород, коэффициента пористости) превышает количество имеющихся в наличии методов ГИС. Также решение задачи может осложняться наличием трещинной и каверновой компонент ёмкости коллекторов.

Выделение коллекторов по результатам сейсмической инверсии требует обоснования критериев их прогноза, что реализуется при моделировании упругих свойств на основании результатов интерпретации данных ГИС.

Анализом скважинных данных в разрезе баженовской свиты на протяжении долгих лет занимаются разные исследователи, что отражено в многочисленных публикациях по этому вопросу. Мотивацией для настоящей работы явилась необходимость разработки петрофизической модели для интерпретации материалов фонда скважин с ограниченным комплексом ГИС, но широким комплексом исследований керна, скважин с расширенным комплексом методов, а также создания основы для прогноза коллекторов по сейсмическим данным с помощью моделирования упругих свойств горных пород.

При интерпретации данных ГИС в отложениях баженовской свиты актуальным является вопрос, какие интервалы способны отдавать флюиды без специального воздействия, а какие – при использовании методов интенсификации притока, например, гидроразрыва пласта. Вопросам изучения коллекторского потенциала пород баженовской свиты, их минерального состава на основе построения объёмной литологической модели и оценке хрупкости пород по данным комплекса ГИС посвящено настоящее исследование.

Актуальной является задача построения объёмной литологической модели
в карбонатном разрезе, породы которого сложены большим количеством
минералов и характеризуются сложной трещинно-порово-каверновой

структурой емкостного пространства. Для того чтобы осуществить прогноз коллекторов по результатам сейсмической инверсии, необходимо обосновать модель карбонатного коллектора и, в первую очередь, учесть влияние минерального состава пород на упругие характеристики.

Важным для порово-каверновых карбонатных пород является вопрос
влияния типа ёмкости на упругие характеристики при их изучении
разномасштабными методами (исследование керна, геофизические

исследования скважин, сейсморазведка), в том числе в зависимости от частоты упругих колебаний акустических методов исследований. Эта задача также решалась в рамках настоящей работы.

Решение обозначенных задач представляется значимым этапом, обеспечивающим снижение неопределённостей и рисков при проведении геологоразведочных работ на месторождениях с подобными типами коллекторов нефти и газа.

Объектами исследования являются нефтематеринские породы

баженовской свиты и её аналоги в пределах района Большого Салыма,
Красноленинского и Сургутского сводов Западно-Сибирской нефтегазоносной
провинции и порово-каверновые карбонатные коллекторы подсолевого
комплекса, приуроченные к осинскому, усть-кутскому, преображенскому
горизонтам нескольких месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы Лено-
Тунгусской нефтегазоносной провинции в Восточной Сибири. Разработанная
интерпретационная модель была опробована в карбонантные разрезе
пермокарбона, где преобладают порово-каверновые коллекторы, и девона, где
преобладают трещинные коллекторы, одного из месторождений Тимано-

Печорской нефтегазоносной провинции.

Общими для всех изучаемых объектов является многокомпонентный минеральный состав и сложная структура емкостного пространства, представленная вторичной трещинно-каверновой компонентой, поэтому, несмотря на геологические различия, реализованные в настоящем исследовании методические подходы при создании интерпретационной и петроупругой моделей были едиными.

Цель работы – разработка интерпретационных и петроупругих моделей,
которая включала методическое обеспечение интерпретации данных

геофизических исследований скважин (ГИС) и моделирование упругих свойств горных пород, что было направлено на повышение достоверности прогноза коллекторских свойств по материалам комплекса скважинных и сейсмических исследований в условиях коллекторов многокомпонентного состава и сложной структуры емкостного пространства.

Основные задачи исследования

  1. Анализ петрофизических свойств и коллекторского потенциала изучаемых объектов с целью выявления предпосылок прогноза коллекторов по данным комплекса геолого-геофизических методов.

  2. Изучение состава нефтематеринских пород баженовской свиты и венд-нижнекембрийских карбонатных отложений Восточной Сибири по данным геофизических исследований скважин и результатам исследований керна.

  3. Разработка интерпретационной модели для оценки состава матрицы и структуры емкостного пространства путём комплексного анализа имеющихся геолого-геофизических данных. Интерпретация материалов ГИС, включающая оценку пористости, глинистости и минерального состава твердой части пород с помощью инверсионного метода решения обратной задачи ГИС, характера и степени насыщения пород. Построение объёмной модели горных пород изучаемых объектов по результатам интерпретации скважинных данных.

  4. Обоснование теоретических моделей для оценки упругих параметров по данным комплекса ГИС в условиях изучаемых объектов. Анализ предпосылок прогноза коллекторов в поле упругих параметров (акустический и сдвиговый импедансы, отношение скоростей Vp/Vs и др.). Разработка процедур контроля качества моделирования.

  5. Содержательный анализ результатов моделирования упругих свойств, включающий анализ возможностей выделения различных классов пород, в том числе коллекторов, в поле нескольких упругих параметров; изучение влияния петрофизических характеристик пород на упругие свойства – формулировка заключения о перспективах выделения коллекторов по сейсмическим данным в условиях рассматриваемых отложений. Анализ ограничений и допущений применяемых алгоритмов моделирования упругих свойств.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовался комплекс геолого-
геофизической информации, включавший результаты региональных
геологических изысканий, петрографического и петрофизического изучения
керна, материалы геофизических и гидродинамических исследований скважин.
Решение поставленных задач выполнялись в 20 скважинах – для разреза
баженовской свиты, и в 15 скважинах – для подсолевого комплекса Непско-
Ботуобинской антеклизы.

При обработке материалов ГИС использовалось стандартное программное обеспечение: Microsoft Excel, PowerLog (CGG). Автором предложен комплексный алгоритм интерпретации скважинных данных, который может применяться для пород с многокомпонентным составом матрицы и сложной структурой емкостного пространства.

Интерпретационная модель для изучения пород-коллекторов (рис. 1), реализованная в настоящей работе, требует привлечения данных исследований керна для обоснования методики интерпретации данных ГИС и последующего контроля качества получаемых результатов. По итогам комплексной интерпретации скважинных данных строится объёмная модель горных пород, которая служит входным параметром для последующего моделирования упругих свойств, позволяющего выполнить прогноз коллекторов по сейсмическим данным с использованием технологии сейсмической инверсии.

Итерационная настройка методики интерпретации данных ГИС и параметров моделирования проводится до тех пор, пока не будут выполнены критерии контроля качества, основанные на сопоставлении получаемых результатов с данными исследований керна, и достигнуто соответствие между зарегистрированными упругими параметрами и результатами моделирования.

Таким образом, реализуется полный цикл работ, включающий этапы разномасштабных исследований: от лабораторного анализа образцов керна до прогноза коллекторов по сейсмическим данным.

Риc. 1. Алгоритм интеграции геолого-геофизических данных при создании интерпретационной и петроупругой моделей пород-коллекторов нефти и газа

Научная новизна

  1. Усовершенствована интерпретационная модель пород баженовской свиты, позволившая определить минеральный состав и пористость в разрезах скважин с расширенным и ограниченным комплексом ГИС на основе инверсионного метода решения обратной задачи ГИС.

  2. Предложен способ прогноза целевых объектов в разрезах нефтематеринских пород баженовской свиты для проведения гидроразрыва пласта с целью интенсификации работы залежей нефти на основе петроупругой модели и геомеханического анализа по данным ГИС.

  3. Разработана и опробована интерпретационная модель порово-каверновых карбонатных коллекторов осинского, усть-кутского и преображенского горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы, позволяющая по данным ГИС определить их коллекторские свойства, вещественный состав, степень засолонения и структуру емкостного пространства.

  4. Впервые обоснованы количественные критерии прогноза коллекторов подсолевого комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы по упругим характеристикам для выполнения сейсмической инверсии.

  5. Определены условия применимости и ограничений методических подходов при моделировании упругих свойств горных пород, характеризующихся многокомпонентным минеральным составом и сложной структурой емкостного пространства.

Защищаемые положения

  1. Интерпретационные модели нефтематеринских пород баженовской свиты и подсолевых карбонатных отложений Непско-Ботуобинской антеклизы, позволяющие определить их многокомпонентный минеральный состав, в основе которых лежит применение инверсионного метода решения обратной задачи ГИС.

  2. Петроупругие модели горных пород, характеризующихся многокомпонентным минеральным составом и вторичной ёмкостью, направленные на прогноз коллекторов нефти и газа по результатам инверсии сейсмических данных.

  3. Обоснованы граничные величины упругих параметров карбонатных пород подсолевого комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы для выделения коллекторов при последующем анализе результатов инверсии сейсмического волнового поля.

Публикации

Результаты научных изысканий, выполненных автором в рамках диссертационной работы, были представлены (совместно с Т.Ф. Соколовой, Ю.С. Синякиной, М.В. Шумилиной, Д.А. Филатовым) на шести научно-практических конференциях и семинарах. По теме диссертационного исследования в соавторстве с Т.Ф. Соколовой, Н.В. Царевой, В.А. Костериной опубликовано шесть статьей, три из которых – в журналах списка ВАК.

Результаты изучения баженовской свиты Западно-Сибирской НГП представлены: на совместном семинаре EAGE/SPE «Геолого-геофизический мониторинг процесса разработки» (2013 г.), 15-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2013», школе-семинаре «Петрофизическое моделирование осадочных пород» – «Петромодель 2013».

Результаты исследований порово-каверновых коллекторов Непско-
Ботуобинской антеклизы Лено-Тунгусской НГП Восточной Сибири
представлены: на 4-й Международной научно-практической конференции для
геологов и геофизиков «Нефтегазовая геология и геофизика-2014» в
г. Калининграде, международной научно-практической конференции «Тюмень
2015: Глубокие горизонты науки и недр», технической конференции SPE
«Разработка месторождений с карбонатными отложениями – новые рубежи»
(2015 г.).

Практическая ценность и личный вклад

Разработанные алгоритмы интерпретации материалов ГИС и

моделирования упругих свойств внедрены в схему работ в рамках опытно-промышленной эксплуатации Северо-Даниловского лицензионного участка ОАО «НК «Роснефть». Практическое использование результатов научно-исследовательской работы, выполненной в соавторстве, было рассмотрено на научно-практическом совещании ОАО «НК «Роснефть», проводившемся на базе ТННЦ в г. Тюмень 26-28 ноября 2014 г., и представлено на технической конференции SPE «Разработка месторождений с карбонатными отложениями – новые рубежи» 30-31 марта 2015 г.

Автором выполнялся комплексный анализ результатов исследований керна, интерпретация данных ГИС, моделирование упругих свойств изучаемых объектов с последующим обоснованием критериев прогноза коллекторов по сейсмическим данным.

Приводимые в главе 5 примеры демонстрируют использование полученных результатов при реализации сейсмических инверсий и последующего геологического анализа не являются трудом автора диссертации и публикуются с разрешения исполнителей работ – специалистов компании «СЖЖ Восток»: М.В. Шумилиной, А.А. Данько и других.

Объём и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения; содержит 136 страниц, 68 рисунков и 10 таблиц. Список литературы включает 152 наименования, в том числе 52 – на английском языке.

Благодарност и

Искреннюю благодарность за постоянную поддержку и внимание хочу выразить своему научному руководителю Татьяне Федоровне Соколовой.

Также хочу поблагодарить коллег: к.г.-м.н. Д.В. Кляжникова (ООО «ГПБ
Ресурс»), М.В. Шумилину (CGG Vostok), Д.А. Филатова (ООО «РН-
КрасноярскНИПИнефть»), Ю.С. Синякину (ООО «РН-Шельф-Арктика»),
В.В. Исаеву, А.В. Гайдука, А.В. Митюкова, М.В. Галкина, А.И. Керусова,
А.А. Данько, И.А. Бабенко (ООО «РН-Эксплорейшн»), Д.В. Михайлова (ПАО
«ВЧНГ»), Д.М. Макухо, А.В. Сизых (ООО «Газпромнефть НТЦ»),

Michael Yuehui Xiao (PhD, ExxonMobil), Andy May (Kinder-Morgan), Jeffrey Baldwin (Chesapeake Energy), Jrgen Schn (Honorary Professor at Montanuniversitt Leoben), С.Л. Федотова, З.И. Газарян, К.Е. Филиппову, Т.В. Некрасову, Lucia Levato, Sara Pink-Zerling, Elisa Smith, Eugene Iwaniw, Salvador Rodriguez, Fred Jenson, Ted Holden (CGG), за плодотворное сотрудничество и ценные советы по теме диссертационной работы.

Автор глубоко признателен профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, особенно д.т.н., профессору Валентину Вадимовичу Стрельченко, д.г.-м.н., профессору Галине Михайловне Золоевой, к.г.-м.н., доценту Андрею Васильевичу Городнову, к.г.-м.н., доценту Валерию Николаевичу Черноглазову, к.г.-м.н., старшему преподавателю Марии Сергеевне Хохловой за ценные рекомендации и замечания при обсуждении работы.

Хочу выразить признательность тем людям, которые помогали мне на разных стадиях выполнения работы: Андрею Владимировичу Яминскому, Павлу Саркисову, Lawrence Marte, Christopher Schotten. Хочу поблагодарить редактора Людмилу Дмитриевну Овчининскую за профессиональную помощь. Также благодарю родителей и старшего брата за добрые советы и поддержку.

Диагностика и хирургическое лечение

В преображенском горизонте чаще всего выделяются два регрессивных цикла примерно равной мощности, разделенные между собой относительно более глинистой перемычкой. По данным регионального геологического изучения А.В. Гайдуком и др. [22] в пределах изучаемой территории были выделены зоны распространения верхнелиторальных и супралиторальных отложений в нижней и верхней части разреза. Отложения, тяготеющие к верхней литорали, представлены оолитовыми, оолит-пизолитовыми или зернисто-косослоистыми доломитами без видимых прослоев или примеси глин. При преобладании субаэральных отложений над литоральными не выделяются оолитовые и оолито-пизолитовые тела. Преображенский горизонт в пределах палеовыступов фундамента имеет массивное строение с преобладанием оолитовых, микрофитолитовых и обломочных разностей, что является индикатором накопления материала в активных гидродинамических обстановках.

Усть-кутский горизонт

Породы горизонта представлены доломитами хемогенными, неяснослоистыми, строматолитовыми (местами окремнёнными), а также глинисто-карбонатными породами, с включением ангидрита, заполняющего каверны или в виде отдельных слойков.

Согласно концепции А.В. Гайдука и О.А. Альмендингер [21], подтвержденной результатами бурения последних лет, наибольшие перспективы связаны с высокопористыми коллекторами, вскрытыми скважинами в пределах палеовыступов фундамента. В них усть-кутский горизонт имеет массивное строение с преобладанием оолитовых, микрофитолитовых и обломочных разностей, что является индикатором накопления материала в активных гидродинамических обстановках [22]. В пределах таких зон, помимо первичных структурно-текстурных особенностей, выделяется значительно меньшее засолонение породы в сравнении с остальными территориями.

За исключением скважин, пробуренных в пределах палеовыступов фундамента, разрез нижне-усть-кутских отложений характеризуется четко выраженным цикличным строением, обусловленным изменениями относительного уровня моря. Смена супралиторальных карбонатно-глинистых отложений литоральными зернистыми связана с углублением бассейна седиментации, изменением гидродинамического режима, восстановлением относительно нормальных морских условий в этой части бассейна. Накопление мощных пачек зернистых (оолитовых, оолит-пизолитовых, пизолитовых, интракластовых) отложений отмели могли изолировать более мелководные участки и сформировать зоны с преимущественным развитием водорослевых отложений. После резкого падения уровня моря отложения были выведены под поверхность размыва и подвержены карстованию.

В разрезе верхне-устькутских отложений наиболее перспективными с точки зрения коллекторских свойств являются верхнелиторальные фации с преимущественным развитием зернистых отложений (оолитовые, оолит-пизолитовые, пизолитовые) и более глубоководные отложения строматолитовых построек [22].

Осинский горизонт сложен, в основном, доломитами различных цветов и оттенков: от светло-серых до тёмно-коричневых, слабоизвестковистыми, нередко, окремнёнными, мелкозернистыми, субгоризонтально слоистыми, за счёт чередования литологических разностей, трещиноватыми, кавернозными, участками линзовидными. Нередки включения линз белого ангидрита, средней крепости. Отмечаются также коричневато-серые известковистые и ангидритизированные кавернозно-пористые доломиты, часто засолонённые со слабой пропиткой органическим веществом. Пористость и кавернозность развиты в линзочках крупнозернистых доломитов, каверны редкие, обычно до 2 мм, часто с пористым окаймлением и нередко выполнены галитом.

Исходя из анализа строения разрезов осинского горизонта по изученным скважинам предполагается, что начало развития осинского бассейна ознаменовалось широкой трансгрессией и, соответственно, формированием теплого бассейна с относительно нормальной солёностью. На фоне небольших колебаний относительного уровня моря шло широкое развитие органогенных построек. Постепенно в связи с частичной изоляцией бассейна происходит его обмеление, местами обмеление сопровождается повышением гидродинамической активности. В условиях изоляции также происходит и повышение солёности бассейна, что в дальнейшем приводит к засолонению.

Проведенные А.В. Гайдуком и др. [22] исследования показывают, что с точки зрения прогнозного распределения пористости, максимальные значения могут быть приурочены к зоне развития биогермных массивов, где преобладающим типом ёмкости будут пустоты доломитизации и выщелачивания. Высокими значениями коэффициента пористости могут характеризоваться отложения мелководно-отмельной зоны. В зоне распространения более глубоководных отложений количество проницаемых прослоев и эффективная мощность, вероятно, будет значительно сокращена, а отдельные притоки могут быть связаны с пропластками органогенно-водорослевых пород, а также с локальными зонами трещиноватости.

Как показывают А.В. Сизых и М.А. Тугарова [84], вторичные процессы оказывают ключевое влияние на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) карбонатных коллекторов подсолевого комплекса месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы. На основании исследований керна изучалось влияние следующих процессов: засолонение, перекристаллизация, доломитизация, выщелачивание, стилолитизация, окремнение. По результатам проведенного исследования наиболее важным процессом, оказывающим влияние на коллекторские свойства пород, является засолонение, ухудшающее ФЕС.

Механизмам засолонения емкостного пространства пород подсолевого комплекса Восточной Сибири посвящено множество публикаций. А.В. Сизых [83] отмечает, что «наиболее важными вторичными изменениями в изучаемых карбонатных породах являются перекристаллизация и выщелачивание, положительно влияющие на ФЕС, и засолонение, значительно снижающее пористость и проницаемость. Стоит отметить, что развито два вида засолонения: раннедиагенетическое и эпигенетическое». В.С. Воробьев и Я.С. Истомина [20], рассматривая механизмы засолонения пород подсолевого комплекса, делают следующее заключение: «Подавляющее большинство исследователей считают, что галит является вторичным минералом, поступившим в вендские отложения из вышележащих пластов в качестве рассола и дальнейшем кристаллизовавшийся из него. И.А. Кальвин и А.С. Анциферов доказывают, что наиболее интенсивное выпадение солей происходило в результате снижения температур при региональных подъемах платформы и неоднократных оледенениях территории». Изучению засолонения терригенных коллекторов венда Восточной Сибири по комплексу методов ГИС посвящена работа О.Г. Никифоровой [78].

Изучение структуры емкостного пространства пород разреза осуществлялось несколькими способами: непосредственным визуальным макроописанием колонки керна, а также исследованием стенки ствола скважины с помощью микросканера.

Результаты исследования [65] позволили сделать вывод о преобладании вторичной ёмкости пород, преимущественно её каверновой составляющей, как это показано на примере подосинских отложений (пласт Б2) в одной из изучаемых скважин (рис. 3.3). Естественная трещиноватость в карбонатных отложениях венд-нижнекембрийского возраста на данных участках проявляется лишь в виде единичных коротких проводящих и залеченных трещин. Также развитие естественной трещиноватости отмечено в отложениях фундамента и трещин техногенной природы в осинском горизонте.

Методы исследования

Исследования электрических свойств на образцах керна характеризуют только матричную ёмкость пород. При последующем анализе данных ГИС и оценке коэффициента нефтегазонасыщенности выполнялся учёт каверновой составляющей вторичной ёмкости. Ввиду этого обстоятельства, не рекомендуется последующее выполнение большого объёма исследований по изучению электрических параметров на образцах керна, поскольку настройка алгоритмов выполняется косвенно с учётом вторичной ёмкости пород.

Важными в изучаемых порово-каверновых карбонатных породах являются исследования образцов керна методом ядерно-магнитного резонанса [49, 54, 55]. Исследования выполнялись по следующей схеме: 1) отбор стандартных образцов; 2) экстракция образцов; 3) их рассаливание; 4) определение минерального состава пород методом рентгеновской дифракции; 5) определение Кп, Кпр, объёмной и минералогической плотности, удельного электрического сопротивления (УЭС) пластовой воды и ФБР; 6) исследования образцов методом ЯМР при Кв=100%; 7) прокачка фильтрата бурового раствора до стабилизации процесса и определение УЭС в атмосферных условиях; 8) исследования образцов методом ЯМР при заполнении пустотного пространства смесью воды и фильтрата бурового раствора (ФБР); 9) выдерживание образца в течение 2 суток и определение УЭС в атмосферных условиях; 10) исследование керна методом ЯМР. Основная цель проведенных исследований заключалась в изучении динамики спектра инкрементной пористости при смешивании пластовой воды и ФБР в пустотном пространстве образцов керна. На первом этапе проводились ЯМР исследования при 100%-ной водонасыщенности образцов пластовой водой. Затем через образец прокачивался ФБР до стабилизации фильтрации, далее проводилась ЯМР съёмка образца. После этого образец при текущей насыщенности выдерживался в течение 2 сут. Затем проводилась съёмка ЯМР (моделирование времени от момента вскрытия пласта до записи каротажных кривых).

Полученные спектры ЯМР фильтратов в свободном объёме показали их одномодальное распределение. Времена поперечной релаксации в ФБР превышают времена поперечной релаксации в буровых растворах на порядок. Время Т2 ЯМР спектра смеси пластовой воды и ФБР через короткий промежуток времени от начала смешивания незначительно увеличилось. Последующее ЯМР исследование образцов после выдержки с текущим насыщением в течение 2 сут показало, что спектр еще больше сместился в область больших времен релаксации, но остался одномодальным.

Пластовая вода изучаемых карбонатных горизонтов имеет аномально высокие величины минерализации, достигающие 300450 г/л, представляя собой пересыщенный рассол. При смешивании только лишь солей NaCl и CaCl2 для получения модели пластовой воды такой концентрации в лабораторных условиях добиться не удается, при изготовлении модели требуется точное соблюдение химического состава и ряда технологических процедур.

При длительном хранении проб пластовой воды, отобранной из скважин, под действием времени и солнечных лучей из рассола стал выпадать железистый осадок (по устному свидетельству С.Ю. Рудаковской, начальника отдела в лаборатории «Арктик-ГЕРС», г. Тверь). Химический анализ пластовой воды подтвердил наличие соединений железа (табл. 3.1).

Отдельного рассмотрения требуют ограничения метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) в изучаемом разрезе. В практике известны случаи, когда даже незначительное содержание железа искажает сигнал метода ЯМР [1]. Снижение водородного индекса флюида за счет замещения в емкостном пространстве пластовой воды галитом и повышенная концентрация ядер натрия 23Na также будут являться значительными искажающими факторами [29]. Б.Н. Еникеев отмечает [41]: «Связь водорода воды с противоионами в глине и с ионами в растворе должна быть сходна, поэтому в рассолах вся вода должна быть близка к связанной, однако следует подкреплять данное заключение экспериментом». Таблица 3.1

Результаты исследований пробы пластовой воды, отобранной из верхнеосинского горизонта одной из изучаемых скважин. Ограничением ядерно-магнитного каротажа, регистрируемого скважинной аппаратурой, является малая глубинность исследований (менее 5 см, исключение составляет ядерно-магнитный сканер, радиус исследования которого достигает 10 см), что соответствует полностью промытой зоне. На показания сигнала ЯМР, таким образом, помимо свойств пластового флюида, преимущественное влияние оказывают свойства фильтрата бурового раствора.

На практике наблюдается хорошая сопоставимость коэффициента общей пористости в изучаемом карбонатном разрезе по методу ЯМР с результатами определений на керне (рис. 3.9) или результатами интерпретации данных ГИС. Значения коэффициентов общей и эффективной пористости по данным метода ЯМР снижаются при повышении содержания газа [102, 127], что объясняется рядом следующих факторов. Низкие величины времени продольной релаксации T1 газа, составляющие 37 сек, обуславливают то, что в условиях регистрации каротажа не весь объём газа поляризуется, вызывая снижение времен релаксации. Газ также обладает более низким водородным индексом, что приводит к уменьшению значений времён релаксации. Кроме того ввиду диффузии газа уменьшаются значения времени Т2, при этом оставаясь в области значений, характерных для подвижных флюидов.

Влияние сложной структуры емкостного пространства пород на показания метода ЯМР, выявленного по результатам изучения образцов керна продемонстрировано на рис. 3.10, где приводится сопоставление Кво по данным ЯМР и капилляриметрии. Для изолированных каверн, в которых метод ЯМР зарегистрирует дополнительный объём связанной воды, наблюдается завышение Кво по данным ЯМР относительно данных капиллярных исследований. Также метод ЯМР может регистрировать объём изолированных пустот и каверн, которые будут характеризоваться повышенными величинами времен поперечной релаксации T2, и могут быть ошибочно включены в эффективную ёмкость коллекторов.

Рис. 3.9. Сопоставление коэффициента пористости по методу ЯМР и методу жидкостенасыщения в одной из изучаемых скважин (по данным ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика») Рис. 3.10. Сопоставление коэффициента остаточной водонасыщенности по методу ЯМР и капилляриметрии в одной из изучаемых скважин. Несопоставимость Кво(ЯМР) и Кво(капилл.) обусловлена влиянием структуры пустотного пространства пород (по данным ОАО «НПЦ «Тверьгеофизика»)

Вопрос обоснования граничных значений при обработке спектра времени поперечной релаксации приобретает особую важность, так как это является базой для последующей оценки коллекторского потенциала пород, его фильтрационно-емкостных и водоудерживающих характеристик. Также необходимо отметить значительную чувствительность результатов, получаемых в ходе обработки данных метода ЯМР, в зависимости от выбора граничных значений T2, что позволяет охарактеризовать метод ЯМР как зависимый от влияния объективных (многокомпонентный минеральный состав, другие осложняющие обработку спектра ЯМР факторы) и субъективных (человеческий фактор) обстоятельств.

Принято считать, что существует обратная корреляция между временем ЯМР-релаксации и вязкостью природной нефти, содержащей асфальтены в коллоидном состоянии [36]. Было показано, что для природных нефтей различного географического и геологического происхождения время Т2 уменьшается практически линейно с увеличением вязкости на графике в двойных логарифмических координатах [125, 138]. И.Н. Евдокимов и др. [117] установили, что подобное поведение наблюдается только при концентрациях асфальтенов выше фазового перехода осаждения (олигомеры-коллоиды) при 100150 мг/л. При более низких концентрациях (4060 мг/л) вместо обратной корреляции возникает прямая – время релаксации возрастает с увеличением вязкости. При наличии высоковязких углеводородов (например, битумоидов), спектр которых имеет пониженные времена поперечной релаксации T2 (рис. 3.11), область общего спектра также будет смещаться в сторону «коротких» времен T2, что будет искусственно приводить к повышению величин объёма капиллярно-связанной воды, определяемой по данным ЯМР, максимальные величины которой в условиях неглинистых высокопористых коллекторов будут соответствовать величинам повышенного содержания битумоидов и Cорг, определённых по результатам изучения образцов керна (рис. 3.12, 3.13).

Дополнительную информацию при изучении свойств пластовых флюидов методом ЯМР будет предоставлять использование коэффициента диффузии, преимуществом которого перед временами релаксации, как отмечал В.Д. Неретин [74], является независимость от релаксационной активности поверхности.

На рис. 3.12 и 3.13 приводятся разрезы осинского и усть-кутского горизонтов двух скважин, в поле которых сиреневой пунктирной линией обозначены интервалы коллекторов с повышенным содержанием урана в коллекторах разреза (трек 3, розовая заливка, показывающая превышения величины концентрации урана над концентрацией тория в определённом масштабе). Интервалы коллекторов с урановой аномалией характеризуются повышенным содержанием битумоидов (черные точки в треке 3) и Cорг по данным пиролиза (зеленые точки в колонке 3). Они также характеризуются повышенным содержанием капиллярно-связанной воды, искусственно завышенным за счет более «короткого» спектра T2 битумоидов, что отражено на треке 1 голубыми точками (ЯМР на керне) и синей заливкой (по скважинным данным ЯМК). При этом коллекторы обладают высокими величинами Кп общ (синяя кривая, залитая серым цветом, в треке 2) и Кп эф (голубая кривая, залитая желтым цветом, в треке 2) по данным ЯМК.

На рис. 3.12 можно отметить, что интервалы коллекторов с повышенным содержанием битумоидов и капилярно-связанной воды по данным ЯМР на керне имеют более высокие показания УЭС микробокового каротажа (оранжевая кривая в колонке 5), чем в интервалах коллекторов без высоковязких углеводородов. Стрелкой на рисунке рис. 3.13 показано, что максимальные величины содержания капилярно-связанной воды по данным ЯМР на керне соответствуют повышенным показаниям концентрации урана и индекса свободного флюида ЯМР.

Предоперационная подготовка больных

Разработанная интерпретационная модель, позволившая выполнить комплексную интерпретацию данных ГИС, была опробована на одном из карбонатных объектов пермокарбона и девона одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, где показала свою высокую эффективность. По сравнению с разрезами Непско-Ботуобинской антеклизы этот объект отмечается отсутствием засолонения, преобладанием естественной трещиноватости в отложениях девона и более высоким содержанием кремнистой компоненты и пирита. Продуктивными являются карбонатные отложения пермокарбона и девона.

Целью работ на этом объекте исследования было изучение сложных карбонатных коллекторов с многокомпонентным составом матрицы и вторичной трещинно-каверновой составляющей емкостного пространства при помощи интерпретации современных материалов геофизических исследований скважин (ГИС), анализа результатов изучения керна и последующего моделирования упругих свойств.

По результатам анализа керна принятое граничное значение коэффициента глинистости составило 9%, коэффициента пористости – 7,6%. При этом подразумевается, что породы, имеющие Кп 7.6%, могут являться вторичными коллекторами. Согласно результатам изучения спектральной модификации гамма-метода, радиоактивность в породах пермокарбона обусловлена не только глинистостью, но и вторичными процессами (в основном, в доломитах), поэтому коэффициент глинистости необходимо оценивать, исключая влияние урано-радиевой компоненты. В то же время, в отложениях девона и силура показания ГК преимущественно обусловлены глинистостью.

В таком случае при оценке пористости породы и её минерального состава привлекался расширенный комплекс ГИС, в который входят нейтронный и литолого-плотностной каротаж (объёмная плотность и индекс фотоэлектрического поглощения). Для решения этой задачи использовались детерминистический и инверсионный подходы. Стоит учитывать, что подключение акустического каротажа может искажать результаты интерпретации данных ГИС ввиду влияния вторичной ёмкости пород, представленной трещинами и кавернами.

Наличие большого количества минералов, слагающих скелет породы, обеспечивает преимущество использования инверсионных методов, использующих оптимизацию невязки между измеренными и восстановленными кривыми, заключающееся в большем количестве определяемых параметров при меньшем количестве входных величин. Изменчивый литологический состав пород в совокупности с многокомпонентным составом матрицы обусловили апробацию множества различных вариантов оценки объёмной модели горной породы, приведенных на рис. 3.21: Рис. 3.21. Построение объёмной модели детерминистическими и инверсионными методами в разрезе одной из скважин

Выбор результирующей модели осуществлялся в соответствии с имеющимся макроописанием керна и геологическим описанием бурового шлама, выносимого на устье скважины в процессе бурения.

Одним из аспектов, представляющих наибольшую практическую сложность в изучении настоящего карбонатного разреза, было наличие вторичной ёмкости. Методами, которыми можно было идентифицировать интервалы развития вторичной трещинно-каверновой ёмкости, являлись: макроописание колонки керна, эффект анизотропии поперечной волны [10], затухание волны Стоунли [52] и косвенный признак – аномально высокие дебиты, не соответствующие мощности и пористости испытанных интервалов.

Гипотеза о трещиноватости отложений девона изучаемого месторождения находит подтверждение в результатах оценки электрических свойств, для которых путём прямого расчёта были вынесены теоретические линии в соответствии с изотропной моделью А.М. Нечая [77] (рис. 3.22) Рис. 3.22. Сопоставление Pп = f (Кп) с палеткой, иллюстрирующей расчётные линии для трещинного коллектора с шифром, отражающим величину трещинной ёмкости матрицы, согласно изотропной модели А.М. Нечая [77]

Развитие естественной трещиноватости, обуславливающее наличие высокой проницаемости вторичных коллекторов, наблюдается в породах нижнего отдела девонской системы овинпармского горизонта (D1 op), представленных преимущественно известняками.

Выявление трещинных зон методами ГИС является трудной и нетривиальной задачей. В настоящем разрезе признаками выявления интервалов развития естественной трещиноватости по материалам комплекса ГИС являются: наличие радиального градиента удельного электрического сопротивления; В соответствии с этим, в зонах с предполагаемым наличием трещинных коллекторов рекомендуется применение специальных методов ГИС: пластовых микросканеров и низкочастотного волнового акустического каротажа с регистрацией полной волновой картины. Примеры выделения трещинных коллекторов продемонстрированы на рис. 3.23 и 3.25.

Развитие кавернозности отмечается в отложениях пермокарбона, в породах преимущественно доломитового состава. Скорость распространения продольных волн в кавернозных породах увеличивается, так как каркас породы приобретает дополнительную жесткость, по которому и распространяется упругая волна, огибая при этом каверны и полости выщелачивания. Для изучения характера вторичной ёмкости по данным ГИС привлекалась методика В.М. Добрынина [34], см. рис. . 3.24. Рис. 3.24. Палетка В.М. Добрынина для кавернового коллектора пермокарбона

Планшет с иллюстрацией трещинного коллектора, выделяемого по материалам скважинного микросканера и комплекса ГИС. Результаты опробований подтверждают наличие трещинного коллектора Результаты оценки типа вторичной ёмкости, выполненной по материалам ГИС с использованием методики В.М. Добрынина, хорошо согласуются с данными пластового микроимиджера, который подтверждает наличие кавернозности в рассматриваемом интервале (рис. 3.26). При этом общая пористость, определённая по комплексу нейтронного и плотностного методов ГИС в каверновых коллекторах, в ряде случаев превышает определения на керне (рис. 3.27), что связано с тем, что керн описывает, в основном, свойства матрицы породы, не характеризуя вторичную ёмкость.

Отдаленные результаты лечения

Использование инверсионного подхода при интерпретации данных ГИС позволило более точно оценить содержание минеральных компонент и Кп общ в объёмной модели пород баженовской свиты Западной Сибири и порово-каверновых карбонатных коллекторов подсолевого комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы Восточной Сибири, что подтверждено результатами изучения керна.

Преимуществом описываемого подхода является относительная простота настройки алгоритма при известной априорной информации о составе пород и петрофизических свойствах породообразующих компонент [59]. Также следует отметить высокую детальность получаемой объёмной модели при адекватно подобранных входных параметрах моделирования. Новизной при построении объёмной модели нефтематеринских пород баженовской свиты явилось включение в ряд входных параметров содержания органического углерода, оцениваемого по методике Passey [141], что позволило более точно оценить объёмное содержание керогена.

К ограничениям и недостаткам описываемой методики интерпретации данных ГИС в нетрадиционных отложениях баженовской свиты можно отнести следующие моменты:

1) линейность связи между интегральной радиоактивностью горных пород и объёмным содержанием керогена, что непосредственно является методической особенностью используемого способа оптимизационной инверсии. В работе [19] на основании зависимости типа “керн-ГИС” показано, что для разных литотипов эта связь аппроксимируется различными функциями и для некоторых из них является нелинейной. Также в работах [57, 119] приведено сопоставление содержания урана с содержанием керогена, где наблюдаются некоторый разброс значений и отсутствие тесной связи между параметрами;

2) недоучёт содержания твердого органического вещества по методике Passey [141] при трещиноватости пород. В этом случае удельное электрическое сопротивление пород может быть занижено при вскрытии разреза на солёном растворе. Учёт и коррекция этого эффекта могут быть осуществлены при наличии количественных характеристик трещиноватости (трещинная ёмкость, раскрытость, суммарная длина и площадь трещин) в случае цифровой обработки фотографий керна, по данным кросс-дипольного акустического каротажа и скважинных микросканеров, с введением поправки в сопротивление для восстановления его значения до сопротивления блока пород бл;

3) невозможность учёта литологической изменчивости пород баженовской свиты от площади к площади и в зависимости от региона залегания без настройки на результаты изучения керна непосредственно изучаемой территории. Настройка описываемого в работе алгоритма выполнялась по результатам минералогического анализа керна пород Большого Салыма и применена для интерпретации скважинных данных месторождений Широтного Приобья и Красноленинского свода без тщательного анализа применимости такого перехода. Для получения более точных результатов определения объёмного содержания породообразующих компонент и оценки коллекторских свойств нетрадиционных пород-коллекторов баженовской свиты необходимы расширенный комплекс ГИС и полномасштабное изучение керна.

В разрезах карбонатных отложений подсолевого комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы необходимо отдавать должное неоднозначности при оценке содержания галита в породе в случае газонасыщенности пласта. Изучение взаимного влияния засолонения и газонасыщения породы было выполнено с помощью решения прямой задачи ГИС для плотностного и нейтронного методов.

Результаты петроупругого моделирования позволили проанализировать влияние состава пород, глинистости, пористости, характера и степени насыщения УВ на тренды изменения упругих свойств; получить более контрастное разделение различных типов пород, в том числе коллекторов, в поле нескольких упругих параметров; более уверенно обосновать критерии прогноза коллекторов по результатам сейсмических инверсий.

Допущением настоящего алгоритма моделирования упругих свойств пород, насыщенных флюидами, является то, что в карбонатных породах модель Biot-Gassmann, использующаяся для оценки модулей насыщенной породы, имеет ограничения, обусловленные наблюдаемым на практике явлением изменения величины сдвигового модуля при различной степени насыщения пород углеводородами [101, 105]. Ограничением использования модели Biot-Gassmann в нефтематеринских породах является тот факт, что при наличии высоковязких битумов в емкостном пространстве пород сдвиговый модуль флюидов отличен от нуля.

Применение более сложных теоретических моделей для описания упругих модулей рассматриваемых пород [3] с одной стороны позволяет более точно учесть структуру их емкостного пространства. Однако с другой стороны возрастает количество входных переменных модели, что усложняет процесс адаптации к измеренным упругим свойствам. Также возрастает неоднозначность решения прямой задачи, когда измеренным данным может соответствовать множество наборов входных параметров модели.

Использование результатов комплекса выполненных работ в сейсмическом проекте включало стратиграфическую привязку сейсмических и скважинных данных и извлечение импульса, построение низкочастотной модели, настройку параметров инверсии сейсмического волнового поля и получение кубов упругих параметров. Это позволило выполнить прогноз коллекторов по сейсмическим данным с привлечением технологий сейсмических инверсий (рис. 5.1, 5.2, 5.3).

Карта акустического импеданса по результатам инверсии сейсмического волнового поля (по результатам работ специалистов компании «СЖЖ Восток»). Цветовая перспективные области распространения высокопористых коллекторов шкала отражает изменение величины импеданса от наименьших значений (зеленый, желтый и красный цвета) до наибольших значений (синий и фиолетовый цвета). Темно-синим пунктирным контуром выделены наиболее, которые обладают низкими величинами акустического импеданса

Прогноз перспективных геологических тел в разрезе акустического импеданса (по результатам работ специалистов компании «СЖЖ Восток»). Области продуктивных коллекторов выделены белой пунктирной линией, их высокая продуктивность (в изображенной скважине – Qн=250 м3/сут) доказана результатами опробований пластов