Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей

• Автор: Попова, Наталья Сергеевна
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Пермь
• Количество страниц: 128 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Применяемые методики интерпретации данных геофизических и лабораторных методов исследований карбонатных коллекторов

1.2. Обоснование выбора объектов исследований и их охват комплексом

Выводы
ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ АКУСТИЧЕСКОГО, НЕЙТРОННОГО И ГАММА-ГАММА МЕТОДОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ И ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ
2.1. Предпосылки применения геофизических исследований для литологического расчленения карбонатных пород

2.2. Определение общей пористости

2.2.1. Решение системы уравнений
2.2.2. Построение зависимостей поданным ГИС
2.2.3. Сопоставление пористости, определенной по гамма-гамма-плотностному методу (ГГК-П) с пористостью, определенной по нейтронному (ННК-Т) и акустическому (АК) методам
2.3. Определение вторичной пористости
Выводы
ГЛАВА 3. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СЕРПУХОВСКО-БАШКИРСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНЬВИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
3.1. Геолого-геофизическая характеристика Уньвинского поднятия
3.2. Актуализация геологической модели
Выводы
ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ СЕРПУХОВСКОБАШКИРСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНЬВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ НОВОЙ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ

4.1. Краткий анализ текущего состояния разработки
4.1.1. История проектирования
4.1.2. Состояние разработки месторождения
4.2. Концепция оптимизации процесса разработки на основе новой геологогеофизической информации
Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Графические приложения
Табличные приложения

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИХ И ТАБЛИЧНЫХ ПРИЛОЖЕНИЙ
Графическое приложение 1. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (о); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),
водородосодержания (г). Маговское месторождение, пласт Бш
Графическое приложение 2. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),
водородосодержания (г). Уньвинское месторождение, пласт Бш
Графическое приложение 3. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),
водородосодержания (г). Гагаринское месторождение, пласт Бш
Графическое приложение 4. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),
водородосодержания (г). Юрчукское месторождение, пласт Бш
Графическое приложение 5. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),
водородосодержания (г). Колвинская разведочная площадь, пласт

Графическое приложение 6. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),
водородосодержания (г). Забродовская разведочная площадь (обобщенные
зависимости), пласт Т-Фм
Графическое приложение 7. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны ( водородосодержания (г). Забродовская разведочная площадь (обобщенные
зависимости), пласт Бш
Графическое приложение 8. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента
пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),
водородосодержания (г). Ильичевское месторождение, пласт Бш

показания ГИС в жидкости и скелете породы (при стандартных условиях минеральный скелет представлен чистым известняком).
В методических рекомендациях по подсчету запасов нефти и газа (Петерсилье, Пороскун, Яценко, 2003) приведены рекомендуемые значения геофизических характеристик А/,, Wlt для основных компонентов
мономинеральных пород. Автором получены петрофизические зависимости для каждого объекта исследования по рассматриваемым месторождениям Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и платформенной части Пермского Прикамья. На рисунках 2.3 - 2.5 приведены примеры петрофизических зависимостей для одного из объектов рассмотрения. Предлагается использовать уникальные значения А/,, , Sj для каждого из
рассмотренных объектов.
При отсутствии показаний какого-либо из геофизических методов (чаще всего гамма-гамма каротажа), система уравнений (1) становится недоопределенной. Автором предлагается использовать величины, представляющие собой соотношение различных переменных. К примеру, соотношение коэффициентов содержания доломита и известняка Кдол / Кизв возможно получить с помощью анализа данных керна.
Апробация предложенного подхода к определению коэффициента пористости осуществлена на примере сульфатно-карбонатных пород со сложным литологическим составом сакмарского яруса Шумовского нефтяного месторождения. Соотношение доломитов и известняков в разрезе по данным исследований керна составляет соответственно 52:48, сульфатность в виде включений гнезд ангидрита и гипса отмечена в 40 % доломитов и 18 % известняков. На основе этих данных представляется реальным получить единственное решение системы уравнений (1) в каждой точке разреза.
На рисунках 2.6, 2.7 приведено сопоставление результатов определения литологических разностей пород, полученных в программе «Solver», предлагаемому алгоритму и керну.