Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов : на примере неокомских отложений Западной Сибири

• Автор: Дешененков, Иван Сергеевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 156 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ:
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
1.1. Расчет свойств коллекторов нефти и газа по промыслово-геофизическим 14 данным
1.2. Капиллярометрические исследования пластов-коллекторов
1.3. Моделирование относительных фазовых проницаемостей коллекторов
ч нефти и газа
1.4. Петрофизическая модель эффективной пористости
Результаты и выводы по главе
ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ
КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ
2.1. Определение эффективной пористости и нефтенасыщенности по 34 промыслово- геофизическим данным
2.2. Изучение переходной зоны нефтяных залежей на основе 52 капиллярометрических моделей
2.3. Прогноз эффективных и фазовых проницаемостей коллекторов по 67 промыслово-геофизическим данным
2.4. Оценка продуктивности неокомских коллекторов по промыслово- 77 геофизическим материалам
Результаты и выводы по главе
ГЛАВА 3. ИЗУЧЕНИЕ ДИНАМИКИ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
3.1. Расчет динамики свойств пластов-коллекторов по данным промысловой 85 геофизики
3.2. Снижение проницаемостей при разработке нефтяного месторождения
3.3. Изменение капиллярометрических характеристик коллекторов при 99 разработке нефтяного месторождения
3.4. Снижение удельной продуктивности нефтяных скважин
Результаты и выводы по главе
ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ ГЕОЛОГО
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ч НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ПЕТРОФИЗИКИ
4.1. Построение геологической модели нефтяного месторождения с 105 использованием динамических свойств коллекторов
4.2. Исследование достоверности результатов определения фильтрационно- 118 емкостных свойств
4.3. Рекомендации по выбору оптимальных направлений работ на 124 месторождении
Результаты и выводы по главе
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
- СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ:
К„ эф - эффективная пористость;
К„ дин -динамическая пористость;
К„- общая (открытая) пористость;
Кв„одв~ коэффициент подвижной водонасыщенности;
Кв0- коэффициент остаточной водонасыщенности;
„-коэффициенттекущей (Кв„0дв+ Кв0) водонасыщенности;
Кв эф - эффективная водонасыщенность - доля воды в объеме эффективной пористости;
К„ - коэффициент нефтенасыщенности;
К„„одв- коэффициент подвижной нефтенасыщенности;
Кцо коэффициент остаточной нефтенасыщенности;
КИ эф - эффективная нефтенасыщенность - доля нефти в объеме эффективной пористости;
К „о эф ~ остаточная эффективная нефтенасыщенность - доля остаточной нефти в объеме эффективной пористости;
Кг- коэффициент газонасыщенности;
М- пористость матрицы (М=К„ ск); р - полная водоудерживающая способность коллектора;
Итт ~ минимальная водоудерживающая способность неоднородного коллектора; рта1 - максимальная водоудерживающая способность неоднородного коллектора;
Ро~ водоудерживающая способность матрицы; а - остаточная водонасыщенность матрицы, а = fu/M',
Лц - водоудерживающая способность цемента; у- влажность цемента;
В - коэффициент набухания цемента;
К„р- коэффициент абсолютной проницаемости;
К„р уф, в" коэффициент эффективной проницаемости по воде;
К„рэфи— коэффициент эффективной проницаемости по нефти;
Кпротнв- относительная проницаемость по воде; к„ротн н- относительная проницаемость по нефти;
Квыт ~ коэффициент вытеснения нефти водой;
Рс- капиллярное давление; к - параметр кривизны капиллярных кривых;
Км — коэффициент объемной глинистости;
К„ г„ - коэффициент пористости глинистого цемента; г/ - относительная глинистость;
¥ - петрофизический инвариант гранулярного коллектора;
(Ом - водородосодержание глин;
ас„ - относительная амплитуда аномалии СП;
р„ - истинное УЭС породы;
Ров - Рп остаточной (связанной) воды с минерализацией Сое; рв — рп подвижной воды с минерализацией С„;
РН(К„ эф) - параметр насыщения;
Р„(1) - параметр насыщения при Кнэф=1;
£(К„эф) = 1п[Рн(Кнэф)]Дг,[РИ(1)];
1У - естественная радиоактивность, eU;
п(К„ | ои) - объемная плотность коллектора при текущей пористости К„; о(М;с!м) - объемная плотность для коллектора при К„ = М
в(р;вц)- объемная плотность «вырожденного» коллектора при отсутствии эффективной пористости (К„ = р, максимальная глинистость); ом - плотность матрицы; оц - плотность цемента;

аов- плотность остаточной (связанной) воды;
(7в- плотность подвижной воды;
W - водородосодержание, %;
9? (К„; 9? ц) - интерпретационный (в некоторых случаях совпадающий с петрофизическим) параметр метода при текущей пористости К„
9! (М; 9 м) - интерпретационный параметр метода при К„ = М;
9! (ц; 9? ч) интерпретационный параметр метода при отсутствии эффективной пористости (К„ = ц, максимальная глинистость);
91 л/ — свойство матрицы;
9? if- свойство цемента;
9? в„ - свойство остаточной (связанной) воды;
3? фл - свойство подвижной воды;
9! „ - интерпретационный параметр породы.
API- American Petroleum Institute
AK - акустический метод
АПП - абсолютное поровое пространство
ВАК - волновой акустический каротаж
ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование
ГГК-П - гамма - гамма метод плотностной
ГГК-С - гамма-гамма метод селективный
ГДИС - гидродинамические исследования скважин
ГДК - гидродинамический каротаж
ГИС - геофизические исследования скважин
ГК - интегральный гамма-метод
ГК-С - гамма-метод спектрометрический
ГРР - геологоразведочные работы
ДС - диаметр скважины (данные кавернометрии)
ДЭС - двойной электрический слой ЗЧВ- «зеркало чистой воды»
КИН - коэффициент извлечения нефти МОГТ - метод общей глубинной точки МТП - метод теллурического профилирования НГК - нейтронный - гамма метод ННК - нейтрон - нейтронный метод ОПК- опробователь пластов на кабеле ОФП - относительная фазовая проницаемость РИГИС - результаты интерпретации данных ГИС РСА - рентгеноструктурный анализ
СП - потенциалы собственной поляризации ССО - смешанослойные образования УЭС - удельное электрическое сопротивление ФБР - фильтрат бурового раствора ч ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства
ЭПП - эффективное поровое пространство ЯМТК - ядерно - магнитный томографический каротаж

Рассчитаны относительные параметры СП, ГК и водородосодержание по данным 2ННМ. Определение УЭС выполнено в программе “ТесЫд” на основе перевода показаний индукционного каротажа в истинное сопротивление пород [118] с учётом информации об электрических параметрах зоны проникновения по данным БКЗ. Также проведена нормализация диаграмм АК и ГГК-П. В качестве опорных приняты скважины, где эти методы выполнены современными приборами компании “БсЫитЬеег”, а данные АК и ГГК-П соответствуют результатам петрофизических исследований керна.
Выполненные процедуры нормализации каротажных диаграмм позволили улучшить качество данных этих методов и провести надежную интерпретацию.
Высокопроницаемые пласты на рассматриваемом месторождении уверенно выделяются по прямым качественным признакам, обусловленным проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт-коллектор.
Выделение коллекторов по граничным значениям петрофизических параметров основано на отличии их ФЕС (Кп, Кп Эф, Кпр и т.д.) от вмещающих пород. Граничное значение каждого параметра определено путем статистической обработки петрофизических исследований представительной коллекции образцов керна. Для нефтенасыщенных пластов установлены следующие граничные критерии выделения коллекторов: Кпр=0.17 мД, Кп Эф = 2.6 %, Кп=11,5%. Установление граничных значений параметров для выделения коллекторов осуществлялось с привлечением значений эффективной проницаемости по нефти.
В работе интервалам пород-неколлекторов присвоены ненулевые значения общей и эффективной пористости, а также других ФЕС. Для определения общей пористости использованы диаграммы плотностного метода ГИС. В случае его отсутствия использовались данные АК и СП (методика В.Г.Фоменко [139]).
Независимым способом оценки достоверности определений Кп по данным ГИС является сопоставление с результатами анализов керна. Сопоставление результатов оценки пористости по керну с данными ГИС свидетельствует о расхождении, не превышающем ± 2.0 %.
В работе для определения эффективной пористости использована адаптивная интерпретация данных стандартного комплекса ГИС (ГК, НК, ГГК-П, АК, метод СП). Для контроля результатов расчета эффективной пористости привлекались результаты исследований керна (40 скважин) и данные ЯМТК (12 скважин).
Адаптивная методика расчета эффективной пористости по данным ГИС
В адаптивной технологии интерпретационным параметром является петрофизический инвариант - нормированная для данного коллектора эффективная пористость: