как определить мощность пластов на диаграммах гис?

На рис.2 зона нефтенасыщения по песчаникам пласта Ю-1 по данным ГТИ, экспресс-анализа и ГИС выделяется на интервале 2995-3004м (глубина по стволу скважины). По данным интерпретации ГИС коллекторы в породах баженовской свиты не выделяются. По данным экспресс-анализа ЭДМ (табл.3) по шлам

На рис.1 по данным ГИС пласты БВ 15-16 представлены водонасыщенными песчаниками (нефти нет). Мощность песчаных пропластков не более 2-3м. Песчаники разобщены прослоями глин и плотных пород мощностью 5-6м. По данным экспресс-анализа, ГТИ и ГК (табл.2) в пласте БВ-16 выделяется зона нефтенасыщенных песчаников (инт. 2712-2723м) а в пласте БВ-15 «газовая шапка», (инт. 2704-2709м) отделенная от нефтяной части пласта локальным флюидоупором малой мощности (инт. 2709-2712м), который выделяется на диаграмме механического каротажа (ДМК) относительным уменьшением скорости проходки. Диаграмма ДМК очень хорошо коррелируется с кривой ПС.

Наряду с достигнутыми положительными результатами следует отметить, что применение ЭДМ имеет ряд ограничений, которые необходимо учитывать при общей оценке возможностей метода. Исходя из опыта работ, таковыми можно считать 1. Количество остаточной нефти, определяемое по ЭДМ всегда меньше значений полученных по данным количественной интерпретации ГИС (в частности, не совпадает со значениями коэффициента нефте-газонасыщенности КНГ). Хотя относительное изменение количество нефти на интервале пласта, отмечаемое по данным ГИС, согласуется с аналогичным увеличением или уменьшением параметра по данным ЭДМ. 2. Большие трудности, связанные с отбором проб, снижают эффективность метода при бурении по рыхлым, слабосцементированным породам в верхних частях разреза. 3. При проходке ряда интервалов по нефтенасыщенным пластам отмечено появление «шлейфа» пород содержащих нефть, что затрудняет определение нижней границы насыщенной нефтью зоны, (хотя последнее связано не с методикой ЭДМ, а в большей степени зависит от представительности проб шлама, и отчасти, может быть устранено уменьшением интервала опробования). 4. Значения пористости и плотности по пробам шлама не всегда точно* совпадает со значениями данных параметров, рассчитанным по данным ГИС, для представленных на интервале пород. (*Из-за наличия в пробе разных по литологическому составу пород, происходит усреднение значений параметров).

Ограничения использования ЭДМ по шламу

1. Выполнение ЭДМ по шламу расширяет возможности комплексной интерпретации данных ГИС, ГТИ и газового каротажа, при оценке характера насыщения пластов малой мощности, обводненных, либо пластов с пониженными фильтрационно-емкостными характеристиками. Так при пересечении пластов БВ 15-20 (ачимовской пачки), в ряде случаев по данным ЭДМ из шлама была получена нефть, а по данным интерпретации ГИС (для этих же интервалов) признаки нефтенасыщения не были обнаружены (см. рис. 3) 2. Данные ЭДМ позволяют уточнить характер насыщения пластов при наличии в залежи газовой шапки, либо высоковязкой, дегазированной, окисленной нефти, или газового конденсата. В подобных случаях, при интерпретации данных газового каротажа и ГИС не всегда удается точно установить границы интервалов с разным насыщением (отделить «сухой» газ от конденсата, окисленную нефть от «газонасыщенной» и т.д.). К примеру, введение технологической нефти в буровой раствор «обесценивает» данные компонентного анализа газа при проведении газового каротажа по буровому раствору (рис. 5), либо при малых скоростях бурения (в частности при отборе керна), происходит снижение концентрации газа (на скв. 3618 в 230 раз!) поступающего в раствор. При таких низких концентрациях (ниже 0,0005%) полевой хроматограф не позволяет получать достоверные данные о компонентном составе газа. 3. В коллекторах представленных частым переслаиванием различных литотипов пород с крайне неравномерным (селективным) нефтенасыщением, применение ЭДМ по шламу позволяет установить наличие нефти (даже в самых малых концентрациях). В скв. 3618, в интервале 980-998м (пласт ПК 2), по данным интерпретации ГИС нефть отсутствует. Однако по данным детального исследования керна на данном интервале отмечаются отдельные тонкие прослои темно-коричневого, насыщенного высоковязкой нефтью, песчаника мощностью от 3мм до 20см, разобщенные прослоями светло-серых водонасыщенных песчаников, алевролитов, алевритистых глин и конгломератов различной мощности, абсолютно не содержащих нефти. Распределение содержащих нефть прослоев на интервале, крайне неравномерное. Выделенная по данным ЭДМ зона нефтенасыщения в своих границах точно совпадает с зоной нефтенасыщения по данным детального исследования керна (рис 5). 4. Возможности ЭДМ позволяют по данным экспресс-анализа выделять гидрофобные коллекторы (в породах типа «баженитов») и приближенно оценивать степень их насыщения нефтью. В пяти скважинах по данным ЭДМ в средней части пачки битуминозных аргиллитов выделяется пласт алевролитов сравнительно небольшой мощности (см. рис. 4). По пробам из данного пласта в скв. 636 получены наибольшие* значения нефтенасыщенности до 63%! (*наибольшие за весь период опытно-производственных работ). Термическое разложение, рассеянного в массе породы, битуминозного органического вещества, не могло дать такого объема бензиновой фракции, которое было получено в дистилляте из этих проб! Данное обстоятельство позволяет сделать вывод о том, что в данном случае большую часть дистиллята дала нефть из гидрофобного коллектора (пласта алевролитов). Проблемы На начальном этапе опытно-производственных работ возник ряд проблем, связанных с технологией пробоотбора и алгоритмами расчетов, которые явились причиной появления не совсем корректных данных (по отдельным интервалам в самой первой из 7-ми отработанных скважин). Так в первоначальном варианте методики поверхностная вода не удалялась гранулированным осушителем. А учитывалась в виде поправки рассчитанной на объем пробы для различных по крупности частиц фракций шлама. Как показал опыт из-за неоднородности литологического состава и изменчивости количественных соотношений гранулометрических фракций шлама в пробе данный способ учета поверхностной влаги оказался неудачным. Поправка давала систематическое занижение пористости песчаников и алевролитов (в среднем на 5%) и увеличение плотности (в среднем на 0,05-0,07). Из-за неверного расчета количества поровой воды (ошибки оператора), для двух нефтенасыщенных интервалов (в первой скважине) были получены относительно заниженные значения параметра остаточной нефтенасыщенности. В последствие, применение гранулированного осушителя и изменение алгоритма расчета позволило устранить данную проблему. Наиболее существенной оказалась ошибка в оценке продуктивности пласта по данным экспресс-анализа в горизонтальном участке первой скважины по интервалам пласта Ю-1. В данном случае в 5-ти пробах было получено «аномально» большое количество нефтяного дистиллята на относительно небольшом интервале, среди плотных пород, не содержащих нефти. Был сделан методологически неверный вывод о нарушении технологии пробоотбора и вероятном нахождении в пробе технологической нефти из бурового раствора. Данные газового каротажа из-за ввода нефти в раствор не могли прояснить ситуацию. В результате в оперативном отчете по данным экспресс-анализа не было указано на наличие нефти в дистилляте, отмечено лишь наличие зоны разуплотнения и повышения значений пористости на интервале. В последствие, по данным ГИС, отмеченный интервал был оценен как нефтенасыщенный, а по данным испытаний был получен большой приток «сухой» нефти. Последующий анализ ошибок показал, что в данном случае полученные «аномально высокие» значения нефтенасыщенности были реальным отражением факта наличия в фациально-неоднородном пласте интервала высокой продуктивности, локально ограниченного интервалами плотных пород, и в дистилляте присутствовала именно поровая, природная нефть, а не нефть из бурового раствора. Было подтверждено принципиальное для данного метода положение о том, что технологическая нефть не может проникать в поры пород составляющих шламовую пробу.

Возможности экспресс-анализа ЭДМ

Месторождение многопластовое. На всей мощности разреза от сеномана до верхней юры среди песчано-глинистых пород отмечаются многочисленные сводово-пластовые залежи нефти, с различной продуктивностью, разной степенью обводненности и различными геохимическими типами нефти. Четыре геохимических типа нефти соответствуют четырем группам пластов ПК, АВ, БВ, Ю. Данные типы нефти различаются главным образом, плотностью и вязкостью нефти, количеством компонентов смолисто-асфальтеновой группы и выходом бензиновых фракций. Определенный интерес для исследования ЭДМ по шламу, представляли следующие геологические объекты: Сложно построенные* коллекторы ачимовской пачки (пласты БВ 15-24) для которых в пределах месторождения характерно крайне неравномерное изменение фильтрационно-емкостных свойств пород (*ачимовские коллекторы представлены частым переслаиванием глинистых и алевролитовых прослоев относительно малой мощности). Гидрофобные коллекторы в баженовской свите Нефтегазовая залежь (пласты ПК 1-3) в слабосцементированных песчаниках сеномана. Экспресс-анализ по шламу проводился на отдельных интервалах в 7-ми скважинах, пробуренных на 4-х кустах расположенных в различных частях месторождения. На двух скважинах бурились горизонтальные стволы по пластам Ю-1, остальные были наклонно-направленными. В одной из скважин отбирался керн (60м). По всем скважинам было отобрано и проанализировано свыше 500 проб шлама. Примерно в 30% из общего числа отобранных проб были отмечены признаки нефтенасыщения. По предложению геологической службы заказчика пробы шлама для исследования по методике ЭДМ отбирались выборочно по интервалам, включающим пласты, в которых предполагалось уточнить характер насыщения. Опробование велось шагом через 2-10м, в зависимости от скорости бурения и геологических особенностей разреза в конкретной скважине. Так при пересечении пластов малой мощности, или вблизи кровли пластов шаг опробоывания уменьшался до 1-2м. По согласованию с геологической службой заказчика результаты экспресс-анализа отражались в виде таблиц (см. рис. 2), в которых отражались результаты определения трех основных параметров, давалась краткая литологическая характеристика проб шлама. Эти данные оперативно передавались с месторождения в геологический отдел по факсу или электронной почтой через 1-2 дня после отбора пробы шлама. Задачи исследований По заданию геологической службы (заказчика работ), данные экспресс-анализа должны были: 1. Обеспечить точную привязку в разрезе при отборе керна (по возможности без дополнительного проведения привязочного каротажа.) 2. При проходке сеноманских газово-нефтяных пластов обозначить границы нефтяной залежи и определить параметр остаточной нефтенасыщенности по пластам ПК 2-3. 3. В отдельных пересечениях определить остаточную нефтенасыщенность по ряду маломощных пластов, наличие или отсутствие нефти в которых не может быть точно определено по данным ГИС. 4. При проходке скважин вскрывающих юрские пласты выделить гидрофобные коллекторы баженовской свиты и оценить их остаточную нефтенасыщенность. 5. При проведении горизонтальных стволов определять глубину вхождения в пласт и оценивать остаточную нефтенасыщенность по горизонтальному участку ствола скважины. Проведенная по результатам опытно-производственных работ оценка ЭДМ по шламу определила область применения метода, его возможности и ограничения.. Возможности экспресс-анализа ЭДМ

Геологические особенности объекта исследования

авторы: В.А.Симонов, В.И.Догаев, С.В.ЩербаковИсследования по шламу экстракционно-дистилляционным методом (ЭДМ-исследования) относятся к разряду «прямых методов исследования» так как позволяет прямым воздействием на изучаемый объект (шлам), непосредственно извлекать из породы нефть, скрытую в порах. Данный вид исследований, по сути, является экспресс-анализом так как, будучи простым и производительным позволяет проводить исследования сразу после отбора пробы, в полевой лаборатории или газокаротажной станции, расположенных в непосредственной близости от буровой скважины. Применение данного вида геолого-геохимических исследований было обусловлено недостаточной эффективностью ранее использовавшихся методов определения характера насыщения пластов в случае введения в буровой раствор технологической нефти. При введении нефти в раствор, по составу пластового газа чрезвычайно трудно дать заключение о характере насыщения из-за постоянного присутствия в анализируемом газе относительно высоких концентраций «тяжелых» газовых компонентов: пропана, бутана, пентана. Применявшаяся до настоящего времени разновидность люминесцентного-битуминологического анализа (ЛБА) по люминесценции капиллярных вытяжек, не отражала количественные характеристики нефтенасыщения. Основной задачей экспресс-анализа ЭДМ по шламу является получение данных, не только качественной но и количественной отражающих относительное изменение основных емкостных свойств пород-коллекторов в разрезе конкретной скважины Определение нефтенасыщенности, пористости и плотности по шламу на установке АДЖ-2 входит в расширенный комплекс геолого-геохимических и геолого-технологических исследований, выполняемых отрядами ЭГТИ ЗАО ПГО «Тюменьпромгеофизика» Основной задачей экспресс-анализа ЭДМ по шламу является получение данных, отражающих относительное изменение основных емкостных свойств пород-коллекторов в разрезе конкретной скважины Принцип действия аппарата основан на вытеснении подвижных флюидов из пор образцов горной породы за счет избыточного давления, возникающего при их регулируемом нагреве до 175-200оС, конденсации паров в трубке при охлаждении и сепарации конденсата, образовавшегося в процессе дистилляции, на фракции по плотности (вода, нефть). Из пор может извлекаться вся газовая фаза, вся вода и легкокипящая (до 200 С) фракция нефти (бензиновая). Используя полученные опытным путем (для конкретных геохимических типов нефти) поправки на долю «не извлеченной» нефти, оставшейся в порах, можно рассчитать весь объем порового пространства (пористость открытую), а измерив объем нефтяного дистиллята, можно рассчитать коэффициент остаточного нефтенасыщения (в долях единицы или в относительных объемных %-ах ). Измеряя пикнометрическим способом, объем пробы, и измеряя на аналитических весах вес влажной и вес «сухой», прошедшей экстракцию пробы, можно рассчитать объемный вес пробы (плотность общую), объем экстрагированной части флюида, и при необходимости, минеральную плотность. Было проведено большое количество опытов с разными по литологическому составу и размерами частиц пробами, с образцами различной формы и размеров, монолитных и раздробленных, включая (СО) стандартные образцы пород с известными петрофизическими характеристиками и пробы шлама предварительно насыщенные нефтью. Были апробированы различные способы и варианты измерения объема и удаления поверхностной влаги. Методами статистики (где было возможно), были рассчитаны и оценены все виды погрешностей измерений: грубой, систематической, случайной, погрешности пробоотбора и пробоподготовки, расчетной, субъективной, инструментальной, методической. Исследовались сходимость и воспроизводимость результатов измерений. При разработке схемы исследований ЭДМ по шламу пришлось решить ряд возникших технических и методических проблем. Однозначно, было доказано, что технологическая нефть из бурового раствора не проникает в поры шлама и всегда может быть удалена тщательной отмывкой пробы в обычной воде. При настройке аппарата АДЖ были определены четыре значения коэффициента дистилляции соответствующие четырем группам пластов. Выход в дистиллят фракции175оС для юрской нефти пластов группы Ю, составил 33%, и соответственно КДн (коэффициент дистилляции по нефти) 3. Для самой верхней группы пластов ПК с наиболее тяжелой, обогащенной смолами нефти, выход фракции 175оС составил 25%, а КДн 4. Решена проблема определения количества поверхностной воды при расчетах пористости и плотности. Наилучшим способом влага с поверхности шлама удаляется осушителем в виде гранул (аллюмогель или цеолиты с диаметром гранул более 5-ти мм). Выбран наиболее «технологичный» и достаточно точный метод определения объема шламовой пробы пикнометрическим способом. Опытным путем найден наиболее оптимальный «ступенчатый» циклический режим термического воздействия на пробу в дистилляторе. Разработан алгоритм расчета, учитывающий тип нефти и долю не попавшей в дистиллят высококипящей фракции нефти. Определен наиболее простой способ определения объемных относительных соотношений каждой литологической разности в пробе. Разработан алгоритм пересчета данных по количеству нефти в пробе в данные параметра нефтенасыщенности для однородных по литологическому составу фракций пробы, представляющих коллектор, насыщенный нефтью. Уже в ходе опытно-методических и опытно-производственных работ в первоначально принятую схему выполнения исследования вносились коррективы. В результате, была принята наиболее оптимальная схема проведения анализа, в которой, с одной стороны сохранялся единый методический подход, с другой стороны, учитывались различные варианты технологических режимов бурения и геологические особенности разреза, была снижена величина случайной погрешности по всему циклу измерений. Опытно-методические и опытно-производственные работы по применению данной методики проводились на одном нефтяном месторождении Нижневартовского нефтегазоносного района. Месторождение интенсивно разрабатывается. Одновременно проводится бурение дополнительных эксплуатационных и разведочных скважин с применением самых современных технологий буровых работ. Почти все скважины проходятся наклонно-направленным бурением с применением забойных телесистем. На многих скважинах проводилось бурение вторых стволов с горизонтальными участками (с длиной горизонтального участка ствола по пласту до 250м).

Экстракционно-дистилляционный метод (ЭДМ) исследования нефтенасыщенности горных пород по буровому шламу в терригенных разрезах Западной Сибири

Постоянный адрес материала:

Сервисная компания "Тюменьпромгеофизика" (ТПГ) | Экстракционно-дистилляционный метод (ЭДМ) исследования нефтенасыщенности горных пород по буровому шламу в терригенных разрезах Западной Сибири.