CC BY
121
Литфуллина Т.П.
ООО «ВолгоУралНИПИгаз»
E-mail: litfullina_tatiana@mail.ru
НОВЫЕ ДАННЫЕ О СТРОЕНИИ ФИЛИППОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ В СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рассмотрены особенности строения пласта Pm Филипповской залежи на Новотатищевской структуре. На основе совместных результатов обработки промыслово-геофизических, керно-вых и сейсмических данных построена геологическая модель, оценены запасы.
Ключевые слова: месторождение, геологическая модель, каротаж, пористость, керн.
Одним из актуальных направлений по наращиванию сырьевой базы Оренбургского газохимического комплекса является поиск структур, примыкающих к Оренбургскому валу и оценка их нефтегазоносности. Такой структурой является Новотатищевская. Продуктивными ожидаются франско-фаменские и нижнепермские отложения. На данный момент скважиной 108 Новотатищевской пробурены и изучены нижнепермские отложения, построена геологическая модель пласта PIII филипповского горизонта, предварительно оценены запасы.
Для построения цифровой геологической модели филипповской залежи (рисунок 1) в пакете программ PETREL создана локальная база данных, которая включает в себя сведения по скважинам: местоположение всех скважин, замеры кривизны, каротаж, отбивки, результаты интерпретации ГИС, сейсморазведка, данные исследования кернового материала.
Объектом моделирования является пласт «плойчатые доломиты», который служит резервуаром Филипповской пластовой газонефтяной залежи. Данный пласт выделяется как на всей
Itk № Юн froiecl Loote SWom И* - № X
i J _>■ cJ 25 J * J *• 51 , к jf -!3 I -HI- i-’g]’ Э I
я U U " >•Я H I I
■ ■.....
-’1 •= : - - y -. --fit '<1 г ^.X, ’4 \
С lililti .I..~n.l I un_HIII -- \ \ j
. - . 1 I . ■ - •. /y^ f \ чШ
■ a ■» WM14K? ^
' Л Iroi |4t Modeb IMS Я»1. Iff істеИе. I
*;"H Ш * Й*Е _i 1 ран 20091»*. Ilwiwmmm.i-na»^. ftJftwwi-ifaaw.,. | 10?» '
Рисунок 1.
площади Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, так и на Редутской и Приразломной структурах.
Пласт приурочен к подошвенной части отложений филипповского горизонта кунгурско-го яруса нижней перми. Представлен он буровато-серыми, серыми, органогенно-детритовыми, оолитовыми, микрозернистыми, доломитизиро-ванными мелкопористыми трещиноватыми известняками. Отмечаются в разрезе также доломиты и ангидриты. Толщина пласта изменяется от 18,2 м (скважина 70) до 26 м (скважина №).
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород продуктивной части разреза изучены при проведении лабораторных исследований кернового материала по скважинам 108 Новотатищевской, 70 и 1Е
По результатам лабораторного определения открытой пористости пород-коллекторов продуктивной части филипповской залежи (по трем скважинам) величины Кп изменяются от 6,0 до 19,1% и в среднем составляют 10,4% по 16 образцам, привязанным к выделенным по ГИС эффективным толщинам (рисунок 2). Значения газопроницаемости колеблются в пределах 0,015-11,4 мД, среднеарифметическое значение Кпр равно 2,223 мД (12 определений).
Построена корреляционная зависимость проницаемости от открытой пористости (рисунок 2) по трем скважинам, рассчитанной по результатам анализа 73 образцов керна, предварительно отбраковав 10 образцов керна, в которых визуально отмечаются трещины, т. е. образцы с низкой пористостью и проницаемостью свыше 0,01 мД. Отбракованные образцы относятся к трещинному типу коллектора.
Данная зависимость между пористостью и проницаемостью, по нашему мнению, характе-
ризует межзерновый (поровый) тип коллектора Филипповской залежи. В целом по Новотати-щевской структуре наблюдаются схожие фильтрационно-емкостные свойства с ФЕС аналогичной залежи Оренбургского месторождения.
Детальные исследования ГИС позволили изучить разрез продуктивных пластов, выделить эффективные газонасыщенные толщины, определить газожидкостные контакты залежи и основные подсчетные параметры - пористость и газонасыщенность. По материалам ГИС пласты-коллекторы филипповской залежи характеризуются пониженными значениями водоро-досодержания по данным НГК, низкими величинами естественной гамма-активности, значениями электрического сопр отивления по БК 70-600 Ом*м, величинами скорости прохождения упругих волн (ДТ по АК) - 175-205 мкс/м, наличием приращения на кривых МКЗ.
Пористость пластов-коллекторов рассчитывалась по комплексу НГК+АК по стандартной методике. Средневзвешенное значение пористости коллекторов по трем скважинам составило 9,1% (для нефтенасыщенной части) и 13,8% (для газонасыщенной части). В связи с неравномерным отбором керна в интервале пласта Рш и хорошей сходимостью пористости по керну и ГИС (Кпсред по керну составило 9,8%, Кп по ГИС 9,1%) в цифровой модели параметр пористости определен по данным ГИС. Каротажные кривые пористости пересчитаны в каротажные кривые расчетной проницаемости.
Выделение пластов-коллекторов осуществлялось с использованием прямых качественных признаков (проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, результаты непосредственного опробования пластов) и количественных критериев (основанных на граничных значениях пористости). Граничное значение пористости принято 6% по аналогии с Оренбургским место-
Рисунок 2. Распределение пористости газонефтенасыщенных коллекторов плата «плойчатые доломиты» по керну
Зависимость проницаемости (Кпр) от коэффициента пориссости (Кп). Скважины 108 Новотатищевская, 70 и 1F.
Кп , доли ед.
Рисунок 3.
рождением [2]. Толщина пористых пропластков изменяется от 0,4 до 1,4 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в скв. 108 Новотатищевской - 4,6 м, в скв. 70 - 2,0 м, в скв. 1Р - 0,8 м. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина составляет в скв. 70 - 4,2 м.
Для расчета коэффициента нефтегазонасы-щенности использовались петрофизические зависимости (Рп = 0,375Кп-235 и Рн = 1Кв-2,2), построенные для Филипповской залежи Оренбургского месторождения.
Средневзвешенная величина нефтегазонасы-щенности составила 80,4% (для газонасыщенной части) и 81,9% (для нефтенасыщенной части).
Основой модели при построении структурного каркаса послужили результаты бурения скважины 108 Новотатищевской и результаты интерпретации сейсморазведки.
Размерность сеточной модели, определяющая ее детальность по латерали, выбрана одинаковой по всем направлениям (50x50). Более детальное вертикальное разрешение 3Д грида осуществлено путем создания промежуточных горизонтов. В процессе разбивки зон на слои, исходя из характерных особенностей разреза пласта, выбран вариант пропорционального разделения, т. е. геометрия и высота ячеек сформированы в зависимости от расстояния между кровлей и подошвой пласта. В результате толщина ячейки в модели составляет не более 0,5 м.
Перемасштабирование каротажных кривых, т. е. осреднение исходного каротажа внутри каждой ячейки, через которую проходит траектория скважины, проведено с учетом неоднородности разреза в модели. Для различных видов свойств при перемасштабировании применены различные методы. Для каротажа пористости выбран арифметический метод осреднения. Моделирование свойств (заполнение ячеек сетки значениями дискретных или непрерывных свойств) проведено по перемасштабированному каротажу NTG (Нэф/Нобщ), каротажу
пористости. Вариант стохастического моделирования дал результаты, наиболее близкие к концептуальной геологической модели рассматриваемой залежи. Зоны максимального содержания коллекторов располагаются в купольной части месторождения, в районе скважины 70.
По результатам проведенных работ выделена отдельная от ОНГКМ газонефтяная пластовая залежь филипповского горизонта, построена геологическая модель и предварительно оценены запасы.
24.01.2011
Список литературы:
1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. - М.: Недра, 1978. - С. 317.
2. Политыкина М.А., Багманова С.В., Кутеев Ю.М. Генеральный пересчет запасов свободного газа, конденсата, нефти и сопутствующих компонентов Оренбургского месторождения по результатам разработки и сейсморазведочных работ на базе единой уточненной цифровой геологической модели. - Оренбург, 2008. - С. 39-85.
Сведения об авторе:
Литфуллина Татьяна Павловна, инженер I категории отдела геологии и геофизики
ООО «ВолгоУралНИПИгаз»
460008, г. Оренбург, ул. Пушкинская, 20, тел. (3532) 770993, e-mail: litfullina_tatiana@mail.ru
