Определение пористости и литологическогосостава сульфатно-карбонатных породсакмарского яруса Шумовского месторождениянефти по данным геофизических исследованийскважин
Автор: Луппов В.И.
Журнал: Вестник Пермского университета. Геология @geology-vestnik-psu
Рубрика: Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
Статья в выпуске: 2 (11), 2011 года.
Бесплатный доступ
Приведены результаты определения пористости и литологического состава сульфатно-карбонатных пород сакмарского яруса по данным ГИС.
Пористость, литологический состав, геофизические исследования скважин
Короткий адрес: https://sciup.org/147201056
IDR: 147201056
Текст научной статьи Определение пористости и литологическогосостава сульфатно-карбонатных породсакмарского яруса Шумовского месторождениянефти по данным геофизических исследованийскважин
Шумовское месторождение нефти расположено в верхней части сакмарского яруса Верхнекамской впадины, в осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов и приурочено к Шумовскому рифогенному массиву (рис.1, 43). Месторождение приурочено к структуре облекания, в основании которой залегает рифогенное тело верхнефранско-фаменского возраста.
Геологический разрез района Шумов-ского месторождения изучен по материалам структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от четвертичных до вендских отложений. Максимальная глубина, вскрытая скв. 9053, равна 2285 м.
Особенности геологического строения месторождения представлены как на геологическом разрезе (рис.2), так и в табл. 1.
Из табл. 1 видно, что залежь сакмар-ских отложений (пласты См1, См2) по коэффициентам песчанистости, расчлененности, вязкости пластовой нефти, пористости, нефтенасыщенности и проницаемости является более сложным объектом, чем залежи подольского, каширского, ве-
рейского и башкирского ярусов (пласты Пд, К, В3В4, Бш1-2). Это обусловлено тем, что 43,5% сульфатно-карбонатных отложений сакмарского яруса – известняки и 56,5% – доломиты и прослои гипса, ангидрита.
Рис.1. Выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермской области и Коми-
Пермяцкого АО по состоянию на 01.01.2008
Таблица 1. Сравнение фильтрационно-ёмкостных свойств карбонатных пластов Шумовского месторождения нефти
|
Параметр |
Пласт |
||||||
|
См 1 |
См 2 |
Пд |
К |
В3В4 |
Бш 1 |
Бш 2 |
|
|
Вязкость пластовой нефти, сред. зн., мПа*с |
63 |
63 |
18.6 |
45.7 |
29.86 |
25.1 |
25.1 |
|
Вязкость пластовой воды, сред. зн., мПа*с |
1.81 |
1.81 |
1.53 |
1.48 |
1.41 |
1.42 |
1.42 |
|
К “ н, доли ед. |
0.67 |
0.67 |
0.63 |
0.63 |
0.77 |
0.85 |
0.78 |
|
К “ п, доли ед. |
0.16 |
0.18 |
0.19 |
0.16 |
0.17 |
0.19 |
0.18 |
|
К - пр, мкм 2 |
0.187 |
0.399 |
0.16 |
0.19 |
0.228 |
0.341 |
0.245 |
|
h _ эф.,м |
4.7 |
5.3 |
5.2 |
3 |
5.4 |
0.3 |
4.0 |
|
к “ песч., доли ед. |
0.42 |
0.14 |
0.54 |
0.66 |
0.43 |
0.68 |
0.43 |
|
к “ расчл., доли ед. |
5.3 |
9.4 |
3.4 |
3 |
4.6 |
2.9 |
6.3 |
Рис. 2. Выкопировка из отчёта о запасах нефти Шумовского месторождения 1996 г.[3]
Для решения поставленной задачи пористость и литологический состав пород определялись по палеткам [2] с дополнениями автора применительно к условиям данного месторождения с использованием данных нейтронного, акустического и плотностного каротажей (рис.3).
Рис. 3 . Палетка АК-ННК Т [2]
Обработаны данные ГИС 219 скважин данного месторождения. Пласты сакмар-ского яруса наиболее полно изучены по керновому материалу. Средневзвешенные значения пористости по ГИС схожи с данными лабораторных исследований керна (табл. 2).
Видно, что из 30 определений литологического состава по ГИС и керну, 21 совпало полностью, 4 – не полностью (порода содержит примесь другой породы), в 5 случаях породы прямо противоположны, но содержат примесь друг друга. По результатам определений пористости построена зависимость (рис. 4) между сред- невзвешенной пористостью, найденной по данным ГИС, и средней пористостью, определенной по керну. Низкий коэффициент корреляции (R = 0.62) связан с тем, что керн отобран из отдельных слоев разреза скважин, а геофизическим исследованиям скважин был подвергнут весь разрез отдельно взятых скважин.
По результатам определения пористости и литологического состава построены карты распределения пористости в пластах См 1 (рис.5) и См 2. Они отражают изменение пористости по площади и соответственно характеризуют различные литолого-фациальные зоны.
Таблица 2. Сравнение средневзвешенной пористости (Кп) и литологического состава пород, определенных по ГИС, со средней пористостью и литологическим составом, установленными по керну
|
№ сква жины |
Ярус |
ГИС |
Керн |
Расхождение по литологии |
Расхождения между Кп по ГИС и керну, % |
||
|
Кп, % |
Литология |
Кп, % |
Литология |
||||
|
41 |
См 1 |
12.8 |
Доломит известковистый |
14.37 |
Доломит известковистый |
нет |
10.93 |
|
11.55 |
Известняк |
11.52 |
Известняк доломити-стый |
есть |
0.26 |
||
|
См 2 |
13.6 |
Доломит известковистый |
14.86 |
Доломит |
есть |
8.48 |
|
|
8 |
Известняк доломити-стый |
17.29 |
Известняк доломити-стый |
нет |
53.73 |
||
|
58 |
См 1 |
18.2 |
Доломит |
11.8 |
Доломит |
нет |
35.16 |
|
24.2 |
Известняк |
14.97 |
Известняк |
нет |
38.14 |
||
|
61 |
См 1 |
17.4 |
Доломит известковистый |
13.68 |
Известняк |
есть |
21.38 |
|
115 |
См 2 |
17.7 |
Доломит |
16.29 |
Доломит |
нет |
7.97 |
|
13.5 |
Известняк |
17.33 |
Известняк |
нет |
22.10 |
||
|
133 |
См 2 |
8.3 |
Известняк |
14.72 |
Известняк |
нет |
43.61 |
|
265 |
См 2 |
18.3 |
Доломит |
16.55 |
Доломит |
нет |
9.56 |
|
17.9 |
Доломит известковистый |
13.49 |
Известняк |
есть |
24.64 |
||
|
484 |
См 1 |
22 |
Доломит |
14.93 |
Известняк |
есть |
32.14 |
|
См 2 |
19.8 |
Известняк |
18.44 |
Известняк |
нет |
6.87 |
|
|
22.7 |
Доломит |
15.23 |
Доломит |
нет |
32.91 |
||
|
9041 |
См 1 |
22 |
Доломит |
15.86 |
Известняк доломити-зированный |
есть |
27.91 |
|
См 2 |
24.8 |
Доломит |
18.72 |
Доломит |
нет |
24.52 |
|
|
18.9 |
Доломит |
15.93 |
Известняк доломити-зированный |
есть |
15.71 |
||
|
9042 |
См 1 |
15.1 |
Доломит известковистый |
17.2 |
Доломит известковистый |
нет |
12.3 |
|
См 2 |
19.3 |
Доломит известковистый |
17.6 |
Доломит известковистый |
нет |
9 |
|
|
15.4 |
Доломит |
17.6 |
Доломит известковистый |
есть |
12.4 |
||
Окончание табл. 2
|
№ скважи ны |
Ярус |
ГИС |
Керн |
Расхождение по литологии |
Расхождения между Кп по ГИС и керну, % |
||
|
Кп, % |
Литология |
Кп, % |
Литология |
||||
|
9044 |
См 1 |
12.5 |
Доломит |
9.3 |
Доломит |
нет |
25.4 |
|
См 2 |
12.7 |
Доломит известковистый |
9.3 |
Доломит |
есть |
26.5 |
|
|
20.2 |
Доломит |
17.0 |
Доломит |
нет |
15.9 |
||
|
9045 9048 |
См 1 |
16.5 |
Доломит |
13.3 |
Доломит |
нет |
19.5 |
|
См 2 |
24.4 |
Доломит |
16.4 |
Доломит |
нет |
33,0 |
|
|
См 1 |
5 |
Известняк |
5.1 |
Известняк |
нет |
2,0 |
|
|
9055 |
См 1 |
11.8 |
Доломит |
10.2 |
Доломит |
нет |
13.3 |
|
9057 |
См 1 |
14.3 |
Известняк |
16.3 |
Известняк |
нет |
12.1 |
|
13.7 |
Известняк |
16.3 |
Известняк |
нет |
15.7 |
||
|
Среднее значение |
См 1 |
15.3 |
12.9 |
19.5 |
|||
|
См 2 |
17.5 |
16.5 |
21.4 |
||||
|
20,00 |
|
|
1Q пп |
|
|
18,00 |
|
|
1 £ лл |
|
|
16,00 |
|
|
ЛЛ - |
|
|
14,00 |
|
|
, о" |
|
|
- 19 ЛЛ - |
|
|
12,00 |
|
|
1 л лл - |
|
|
10,00 я лл |
y = 3.9889x0.4639 |
|
8,00 |
R = 0.62 |
|
я лл |
|
|
6,00 |
|
|
♦ |
|
|
4 ЛЛ |
|
|
4,00 |
|
|
9 ЛЛ |
|
|
2,00 |
|
|
Л ЛЛ |
|
|
0,00 |
|
|
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 |
|
|
К‾п (ГИС), % |
|
Рис.4. Поле корреляции средневзвешенной пористости, определенной по ГИС, и средней пористости, определенной по керну
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Рис. 5. Карта распределения средневзвешенной пористости сакмарских (См 1) отложений Шумовского месторождения нефти
Таким образом, методический подход, реализованный в данной работе, позволяет определить не только пористость пород и литологический состав пород, но и спрогнозировать распределение различных литолого-фациальных зон как по площади, так и по разрезу.
Список литературы Определение пористости и литологическогосостава сульфатно-карбонатных породсакмарского яруса Шумовского месторождениянефти по данным геофизических исследованийскважин
- Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М.: Недра, 1978. 318 с.
- Скважинная ядерная геофизика: справочник геофизика/под ред. О. Л. Кузнецова и А. Л. Поляченко. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1990. 318 с.
- Калабин С.Н., Захаров Л.В., Гусев В.М. Отчет по подсчёту запасов нефти Шумовского месторождения. 1996. 386 с.
