Анализ геологической неоднородности пласта АС11 в связи с доразведкой Среднесалымского нефтегазоконденсатного месторождения

 

     Таблица 3.5

     Рекомендуемая конструкция поисково-разведочной скважины 202

 
 
 

     3.6. Оборудование устья  скважины

 

     Обвязка устья скважины выбирается согласно ГОСТ 13862 – 90. Используемое противовыбросовое  оборудование представлено в табл. 3.6.

    При оборудовании устья после спуска направления и кондуктора необходимо произвести работы по креплению устьевой части труб направления, исключающие  провал колонны по вертикали и  отклонения по горизонтали при дальнейшем углублении скважины («Методические указания по применению противовыбросового оборудования» М., ВНИИБТ, 1990).

                                                                                                                        

 
 
 
 
 
 
 
 

      Таблица 3.6

    Рекомендуемое устьевое оборудование

 
     

     З.7. Отбор и методика лабораторных исследований керна

3.7.1. Отбор керна

 

    Отбор керна из скважины в процессе бурения  является одним из основных источников геологической информации в изучаемом разрезе. В разведочных скважинах керновый материал служит в первую очередь для изучения литологии и стратиграфии разреза, уточнения структурных построений и получения информации о фильтрационно-емкостных и экранирующих свойствах вскрываемых пород.

    Отбор керна предусмотрен во всех перспективных  в нефтегазоносном отношении интервалов. Отбор керна рекомендуется производить СКУ-164/80 , с линейным выносом не менее 60 % от проходки с отбором керна.

    Всего с отбором керна предусматривается пробурить в скважине 200 1396,8 м, что составит 60% от общей проходки и в скважине 202 – 1387,2 м, что составит 60% от общей проходки.

    Интервалы с признаками газонасыщенности  и нефтенасыщенности по керну бурения со сплошным его отбором до прекращения этих признаков. В интервалах, где бурение производится без отбора керна, для определения литологического состава пород необходимо вести наблюдение за шламом.

    После извлечения из скважин керн должен подвергнуться макроскопическому  описанию. Нефтенасыщенный керн подвергается изоляции двумя слоями полиэтиленовой пленки и парафинируется.

    Керн  разведочной скважины исследуется  в ОАО " Тюменская Центральная  лаборатория".

3.7.1.1. Лабораторные исследования керна

3.7.1.1.1. Стандартные исследования

    Стандартный комплекс лабораторных исследований керна  включит в себя следующие виды анализов:

1. Изучение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов: коэффициента пористости (Кп), коэффициента проницаемости (Кпр), коэффициентов остаточной водонасыщенности (Кво) и нефтенасыщенности (Кно);
2. Определение гранулометрического и минералогического состава коллекторов;
3. Изучение вещественного состава пород-коллекторов методами рентгено-структурного анализа (РСА),  спектрального анализа и в прозрачных шлифах;
4. Определение петрофизических свойств коллекторов (объемная, минералогическая плотности, относительный параметр пористости по данным электрометрии (Рп), параметр насыщения (Рн) в зависимости от текущего водонасыщения (Кв).

    Определение открытой пористости (Кп) проводится методом Преображенского. Насыщение под вакуумом реализовано двумя флюидами: водой и керосином. Так как еще ранее на этапе подсчета запасов установлено систематическое занижение Кп при насыщении керосином по сравнению с таковым по воде. Установлено, что основной причиной этого является присутствие цеолитов в коллекторах.

    Газопроницаемость определяется прибором ГК-5 путем пропускания  воздуха через проэкстрагированный и высушенный образец.

    Остаточная  водонасыщенность определяется методом центрифугирования, а при изолированном отборе керна и методом Дина-Старка (в аппаратах Закса). Остаточная нефтенасыщенность определяется путем экстрагирования образца в аппаратах Сокслета и Закса.

    Гранулометрический  состав песчано-алевритовых пород  с глинистым цементом определяется методом АзНИИ (Авдусина и Батурина). Состав цементирующего материала определяется методом осаждения и рентгено-структурного анализа (РСА). За величину весовой глинистости (Сгл) принимается вес фракции диаметром менее 0.01мм.

    Вещественный  состав обломочной части коллекторов  и цементирующего материала определяется в прозрачных шлифах, методом РСА и спектрального анализа. Содержание карбонатных минералов в керне определяется исходя из объема углекислого газа, выделившегося при воздействии на порошкообразную пробу-навеску соляной кислоты (HCl) в аппарате АК-4.

    Петрофизические свойства коллекторов оцениваются  путем моделирования флюидонасыщения порового пространства моделью пластовой воды. Измерение удельного электрического сопротивления полностью водонасыщенного образца (rвп) позволит определить параметр пористости Рп при известном значении удельного электрического сопротивления пластовой воды (rв) как Рп = rвп/ rв .

    Взаимосвязь параметра насыщения (Рн) с коэффициентом текущего водонасыщения (Кв) определяется путем измерения электрического сопротивления (rп) образцов при текущей (изменяемой) водонасыщенности (Кв) образцов, создаваемой центрифугой.

Объемная  и минеральная плотности определялись объемно-весовым методом.  

     3.7.1.1.2. Специальные исследования

 

    При анализе керна из разведочных  скважин так же проводятся следующие  виды специальных исследований:

    1) Изучение пористости коллекторов  в термобарических условиях пласта.

    2) Определение относительной фазовой  проницаемости пластовых флюидов.

    3) Оценка коэффициента нефтевытеснения.

    4) Изучение цеолитсодержащих разностей  пород-коллекторов.

    1. При изучение коллекторов в  термобарических условиях пласта  должны быть подобрана коллекция  образцов. Принцип отбора образцов  для анализов базируется на  двух обязательных условиях: 

    а) Равномерность выборки по всему  диапазону вариации коэффициента пористости от 10 % до максимальных значений коэффициента пористости.

    б) Равнозначность выборки (равная представительность) по всему диапазону значений коэффициента пористости (Кп).

    Практически соблюдение этих принципов означает, что в каждом диапазоне пористости (Кп) от Кпi до (Кпi±1) % на анализ взято не менее двух образцов. В результате анализов определена степень снижения Кп в термобарических условиях по сравнению с таковой в атмосферных. Эксперименты проводятся при моделировании свойств (минерализации) пластовой воды, температуры и эффективного давления в соответствующем пласте.

    2. Определение относительной фазовой  проницаемости проводилось в  лаборатории физики пласта. Исследования Кпр для двух фаз “нефть-вода” при одновременном их течении в пористой среде коллектора. Исследования проводятся на 4 колонках керна, состоящих из трех цилиндров размером 30х30 мм с примерно равным значением абсолютной проницаемости Кпр.

    3. Оценка коэффициента нефтевытеснения проводится в лаборатории ТюменНИИгипрогаза для целей определения нефтеотдачи коллекторов, содержащих нефтяную оторочку. Эксперименты проводятся в соответствии с методикой СибНИИНП.

3.8. Геофизические исследования скважин в процессе бурения

    С целью уточнения геологического строения месторождения и литолого-палеофациальных  условий образования коллекторов, исследования фильтрационно-емкостных  и петрофизических свойств отложений  неокомской залежи, необходимо будет провести следующие исследования:

    1) Кондуктор.

    Открытый  ствол: Стандартный каротаж А2МО.5N, (N11MO.5A), N6MO.5A, ПС, ИК, ДС, БК, РК(ГК, НГК), ГТИ, ГзК.

    В колонне: АКЦ – ВС; ГГКц; ВЧТ+ГК+ЛМ.

    2) Промежуточная колонна:

    Открытый  ствол: ГТИ, ГзК; Стандартный каротаж А2МО.5N, (N11MO.5A), N6MO.5A, ПС, ИК, ДС, БК, ГК, НК, АК;

    В колонне: АКЦ, ГТК.

    3) Эксплуатационная колонна.

    Открытый  ствол: ГТИ, ГзК; Стандартный каротаж А2МО.5N, (N11MO.5A), N6MO.5A, ПС, ИК, ДС, БК, НК, АК;

    Детальные исследования: БКЗ, ПС, БК, ИК, МК, БМК, МКБ, АК, СГК, НК, ГГК-П, ДС;

    В колонне: АКЦ – ВС; ГАШ; СГДТ; ГГКц; ГК+НГК(НКт); ВЧТ.

    4) Хвостовик.

    Открытый  ствол: ГТИ; Стандартный каротаж  А2МО.5N; (N11MO.5A); N6MO.5A; ИК, ПС, ДС, ИС, АК, БК.

    Геофизическое сопровождение: манометрия; ВЧТ+ГК+ЛК; НГК(НКт); (СТД, ДР, ИР, ГГК-П), РГТ-2.

    Для выявлений  проявлений газа и зон  АВПД общие исследования необходимо   дополнить   индукционным - ИК, боковым - БК, акустическим АК и нейтронным -НКТ измерениями.

    В  рамках  общих исследований проводить  замеры гамма - каротажа (ГК) с целью массовых поисков    радиоактивных   элементов.

    Для контроля за техническим состоянием ствола скважины применить  Каверно-профилеметрию (Кав) и инклинометрию.

    Контроль  цементирования обсадных колонн в разведочной  скважине выполнять скважинным термометром.

3.9. Определение характера насыщения и положение контактов пластовых флюидов

 

    В неокомских коллекторах Западной Сибири при зонах проникновения фильтрата бурового раствора диаметром более трех диаметров скважины (D/d³3) единственным методом оценки характера насыщения является метод электрометрии —  боковое каротажное зондирование или комплекс боковых и индукционных зондов с различной глубинностью исследования. Для этих же целей в условиях часто переслаивающегося разреза Заполярной площади в  двух скважинах записан в опытном порядке высокочастотный электромагнитный каротаж (ВИКИЗ) пятью разноглубинными зондами. Определяемая величина удельного электрического сопротивления пласта (rп) в нефтегазонасыщенных пластах закономерно превышает таковую в водонасыщенных пластах вследствие уменьшения объема токопроводящих ионных проводников электрического тока. Нефть и газ являются идеальными диэлектриками.