Исследование и разработка методики определения площадного положения контактов по данным геофизических исследований скважин на стадии подсчета запасов нефти и газа (на примере меловых отложений Западной Сибири)

• Автор: Лигус, Евгений Викторович
• Шифр специальности: 04.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 146 c. : ил

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
1. Типизация газожидкостных и водонефтяных контактов нефтяных и газовых залежей Западной Сибири
1.1. Анализ современных представлений о строении контактов нефтяных и газовых залежей Западной Сибири

1.2. Типовые модели газожидкостных и водонефтяных

контактов.

Выводы по главе I

2. Исследование влияния комплекса ГИС, конфигурации контактов, характеристик коллекторов и опробования без геофизического контроля на достоверность определения положения ГЖК и БНК.

2.1. Оценка достоверности определения положения контактов

по данным геофизических исследований в отдельной скважине

2.2. Количественная оценка увеличения достоверности определения контактов при расширенном комплексе каротажа
в базовых скважинах
2.3. Исследование влияния площадной конфигурации контакта
и неоднородности залежи на надежность и точность оценки положения контакта
2.4. Сравнительная оценка точности определения площадного положения контакта по данным ГИС и результатам
опробования
Выводы по главе 2
3. Разработка методики определения площадного положения контактов по данным ГИС при подсчете запасов нефти и
газа в полимиктовых коллекторах
3.1. Построение модели контакта на основе исследования
изменения остаточных флюидов по высоте залежи .
3.2. Выбор схемы нормализации геофизических данных с
использованием петрофизических характеристик коллекторов .
3.3 Обоснование интегральных геофизических кривых для
определения контактов с использованием опорной информации по базовым скважинам.
3.4. Поэтапная схема методики определения площадного положения контактов по данным ГИС
3.5. Алгоритм автоматизированной оценки площадного положения
контактов по данным ГИС.
Выводы по главе 3 .
4. Исследование информативности и области применения методики определения площадного положения контактов по данным ГИС
4.1. Оценка информативности методики при изучении Лянторского нефтегазового месторождения
4.2. Изучение переходной зоны и ГВК сложного типа на Ямбургском месторождении
4.3. Результаты определения положения наклонного контакта
по залежи ТП Бованенковского месторождения.
4.4. Опробование методики при изучении строения нефтяной
залежи БП ВосточноТарасовского месторождения .
Выводы по главе 4.
Заключение
Список литературы


В свою очередь методика изучения контактов геофизическими методами и способы интерпретации их зависят от характера контактов в нефтяных и газовых залежах разного типа. Рассмотрим типы залежей нефти и газа на месторождениях Западной Сибири и выявим основные особенности строения контактов залеш. Анализ современных представлений о строении контактов нефтяных и газовых залежей Западной Сибири. Залежи углеводородов, открытые в Западной Сибири на территории Тюменской рис. Томской, Омской и Новосибирской областей, по фазовому состоянию подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные, нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой, газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой . И 1 мД . Ьг. С.. У Рис. Л. Чг. Тюменской области. Особенностью строения их является наличие протяженной переходной зоны между нефтью и водой. Современному представлению о распределении нефти и воды в нефтяных залежах посвящено много отечественной и зарубежной научной литературы это работы А. А.Ханина, С. А.Султанова, Б. М.Орлинского, Н. Н.Сохранова, Д. Амикса, М. Маскета 1,,,,, а также по Западной Сибири работы Б. М.Бикбулатова, Я. Н.Басина, В. И.Конюхова, В. К. Федорцова, Ф. Н.Зосимова и др. В основном, исследователи сходятся во мнении о том, что в нефтяных залежах, наряду с нефтью, присутствует вода, которая осталась в процессе формирования залежи. Между поверхностью, ниже которой пласт тлеет 0 водонасыщение, и поверхностью, выше которой содержится нефть и связанная вода, присутствует переходная зона. Наличие последней осложняет строение приконтактной части залежи и служит причиной разного толкования водонефтяного контакта. Например, в определении ВНК, данным В. С.МеликПошаевым , за водонефтяной контакт принимается поверхность раздела между водонасыщенными и нефтенасыщенными породами, ограничивающая залежь снизу. Выше этой поверхности можно получить чистую нефть или нефть с водой, ниже только воду. М.А. Жданов подразумевает по ВНК границу, разделяющую в пласте нефть и воду, и представляющую собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. Несколько отличное понятие ВНК дали авторы работы I, в которой за контакт предлагается принимать нижнюю границу переходной зоны поверхность нулевого капиллярного давления. Таким образом, ряд исследователей, определяя ВНК, склоняются к нижней границе двухфазного потока жидкости 1,,,, другие за ВНК принимают границу в зоне совместных притоков воды и нефти ,. ВН1 принимается поверхность в переходной зоне, выше которой коллектор отдает безводную нефть. Природа переходной зоны ПЗ объясняется и М. Маскетом и последующими исследователями подъемом воды в нефтяную залежь над ее зеркалом за счет капиллярных сил. На основе модели ПЗ М. Н.Н. Сохрановым предложена методика определения положения ВНК и ГБК, использующая вытекающее из этой модели закономерное изменение удельного электрического сопротивления УЭС по высоте переходной зоны. Согласно этой методики положение контакта определяется по величине критического коэффициента водонасыщенности и связанного с ним критического значения УЭС пласта, которому соответствует граница, выше которой возможно преимущественно однородное течение нефти или газа, а ниже нефти или газа с водой. Особенностью ПЗ на нефтяных месторождениях Западной Сибири является их большая мощность, достигающая нескольких десятков метров. Басиным Я. Н. и Бикбулатовым Б. М. был выявлен закономерный характер изменения нефтенасыщенности по глубине в пределах переходной зоны и предложена методика определения положения ВНК, основанная на этой закономерности 6 . В этой же работе было показано, что значительная протяженность ПЗ на месторождениях Среднего Приобья не может быть объяснена с позиций модели М. Маскета и высказано предположение о ее неотектоническом происхождении. Газовые залежи Западной Сибири, приурочены к меловым терригенным отложениям, также контактируют с пластовыми минерализованными водами. Изучению газовых залежей посвящено много научных работ, в том числе и по Западной Сибири ,,,,, и др. В ряде работ I, и др.