CC BY
271
УДК 550.823
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ ИЗУЧЕНИИ МАГМАТИЧЕСКИХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
Нгуен Хыу Бинь
Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Приведены особенности и результаты интерпретации данных методов изучения литологии и пористости (акустический, гамма-гамма, нейтрон-нейтронный и спектральный гамма каротажи) и методов изучения трещиноватости (электрический и акустический сканеры FMI/DSI) при оценке коллекторов нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр (Центральный свод). Целевыми параметрами изучения являются пористость (пустотность), проницаемость и морфологические характеристики трещин.
Ключевые слова:
Белый Тигр, фундамент, коллектор нефти, каротаж, сканеры, пористость, проницаемость.
Key words:
The White Tiger, foundation, oil reservoir, logging, scanners, porosity, permeability.
Введение
Изучение нефтегазоносности магматических пород в последние годы приобретает особую актуальность [1 и др.]. Считается, что в таких породах со сложной структурой порового пространства микросканеры (formation micro imager - FMI) более информативны, чем традиционные методы изучения пористости (нейтрон нейтронный каротаж -ННК) [2 и др.].
Месторождение Белый Тигр разрабатывается на поздней стадии. На коллекторы кристаллического фундамента пробурено около 150 скважин, которые дают 85 % общей добычи нефти. Поэтому актуально выявление и изучение новых резервуаров в фундаменте.
Изучение характеристик таких коллекторов методами геофизических исследований скважин (ГИС) сталкивается с рядом сложностей, которые связаны с неоднородностью резервуара, сложной структурой пустотного пространства, многокомпонентным составом твердой фазы и низкими значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). В настоящей работе представлены результаты изучения свойств гранитоидных коллекторов Белого Тигра традиционными методами ГИС, а также новыми методами электрического (FMI) и акустического (Dipole sonic imager - DSI) сканирования. Специально рассмотрена важная задача [3] - оценка проницаемости трещинных коллекторов, и приведены результаты ее решения.
Рис. 1. Положение месторождения Белый Тигр на обзорной схеме Кыулогской впадины
Стратиграфия и нефтегазоносность
изучаемого объекта
Кыулонгская впадина (Cuu Long Basin) распространяется вдоль побережья Южного Вьетнама (рис. 1). Длина впадины 450...500 км, ширина 75... 100 км. Мощность кайнозойских осадков во впадине достигает 6.8 км. В пределах впадины выделяются Центрально-Кыулонгская и Южно-Кыу-лонгская мульды, которые разделяются Центральным поднятием. В пределах Центрального поднятия с юго-запада на северо-восток прослеживается ряд положительных структур, среди которых Чом-Чом, Дракон (Rong), Белый Тигр (Bach Ho), Заря (Rang Dong) и др.
Геологический разрез месторождения Белый Тигр представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и преимущественно терригенными породами осадочного чехла. Суммарная толщина вскрытых образований фундамента по вертикали достигает 1990 м, осадочного чехла - 4740 м.
Фундамент представляет собой горстообразный батолит сложного строения, размером 30x6.8 км. Батолит состоит из трех сводов - Южного, Центрального, Северного, которые разбиты серией разломов основного субмеридионального простирания и подчиненных субширотных разломов (рис. 2).
Радиологические определения абсолютного возраста позволили выделить в составе фундамента три разновозрастных интрузивных магматических комплекса: Хон-Хоай - триасового возраста, Дин-Куан - юрского возраста, Ка-На - мелового возраста.
Комплекс Дин-Куан, сложенный преимущественно гранитоидами, распространен в центральной части Северного свода, а комплекс Хон-Хоай (кварцевые амфибол-биотитовые монцодиориты и амфитол-биотитовые диориты) занимает восточную часть Северного свода. Комплекс Ка-На, представленный гранитами, слагает весь Центральный свод, а также фрагментами Северный и Южный. Породы фундамента в различной степени изменены вторичными процессами. Среди вторичных минералов наиболее широко распространены цеолит и кальцит.
Большинство скважин на Белом Тигре, пробуренных на фундамент, являются высокодебитными (дебиты более 1000 т/сут). Нижняя граница залежи не установлена. Нефтесодержащими являются трещиноватые коллекторы, пустотность которых представлена трещинами, изометрическими пустотами, структурной (блоковой) пористстью.
Осадочный чехол, перекрывающий со стратиграфическим и угловым несогласием поверхность фундамента (рис. 3), представлен терригенными отложениями палеогена, неогена и четвертичной системы. Разрез осадочного чехла расчленен по литологическим, палинологическим и палеонтологическим признакам на свиты местной стратиграфической шкалы.
Рис. 2. Обзорная структурная схема месторождения Белый Тигр: 1) контур месторождения; 2) изогипсы по кровле кристаллического фундамента; 3) тектонические нарушения; 4) положения исследуемых скважин
В разрезе свиты Чаку-Р3' выделяются нефтеносные горизонты VI, УИ+УШ, IX, Х+Х1, которые отделены друг от друга глинистыми разделами толщиной от нескольких метров до десятков метров. Эти горизонты характеризуются невыдержанностью мощностей и состава пород. Отложения свиты общей мощностью 300.400 м сложены чередованием песчаных пластов, пачек аргиллитов и глин речной, озерной и лагунной фаций. С погружением отложений в сторону синклиналей их мощность возрастает с одновременным ухудшением коллекторских свойств песчаных пластов.
Отложения свиты Чатан-Р32 мощностью от 50 до 1800 м несогласно залегают на отложениях свиты Чаку, а на более приподнятых участках (Центральный свод) - непосредственно на поверхности фундамента. В разрезе свиты встречаются линзы песчаников и алевролитов, объединяемые в пачки I, II, III, IV, V. В некоторых из них установлены залежи нефти. В средней части разреза глинистые породы свиты содержат массовые концентра-
Рис. 3. Схематический геологический разрез месторождения Белый Тигр: 1) тектонические нарушения; 2) залежи углеводородов осадочного чехла; 3) скважины
ции органического вещества и являются хорошими нефтематеринскими породами [4], а также хорошими покрышками для залежей нефти в кристаллическом фундаменте.
Свита Батьхо-Щ (мощность 750...900 м)по ли-толого-петрографическому составу подразделяется на две части: верхнюю и нижнюю. Верхняя часть представлена в основном глинистыми породами серого, зелено-серого цвета с чередованием и увеличением сверху вниз содержания алевролитов и песчаников. В самой верхней части разреза выделяются пачки роталиевых глин, которые распространяются почти во всей площади Кыулонгской впадины и являются региональной покрышкой для всей площади впадины. В нижней части свиты породы представлены преимущественно песчаниками и алевролитами (выше 60 %) с чередованием глинистых пропластков.
Песчанистые пласты имеют довольно хорошие ФЕС и являются основными объектами поиска и разведки в осадочном чехле Кыулонгской впадины. В разрезе свиты выделяются продуктивные горизонты 23, 24, 25, 26, 27, представленные кварцевыми и аркозовыми песчаниками. Залежи нефти горизонтов 23 и 24 имеет структурное, пластовое строение, а продуктивные горизонты 25, 26 и
27 развиты в виде отдельных линз.
В разрезе свит Коншон-N2 (мощность 700.900 м), Донгнай-N* (мощность 650.700 м) и Бьендонг-Й2+0 (мощность 650.700 м) продуктивных пластов не установлено.
Характеристика пустотного пространства пород фундамента. Гранитоидные коллекторы по преобладающему типу пустотного пространства делятся на три основных типа [5]: трещинный, кавер-ново-трещинный и структурный (блоковый, матричный).
К трещинному типу относятся коллекторы с хорошо развитой микро- и макротрещиноватостью, которая обычно уверенно фиксируется на кривых электрического сканирования (FMI, ARI) и акустического каротажа (АК) по сильному затуханию волн Стоунли. Каверновая и структурная пустот-ности имеют подчиненное значение.
К каверново-трещинному типу пустотности относятся коллекторы, в которых пустотность представлена микро- и макрокавернами, микротрещинами и крупными порами, в той или иной степени связанными между собой. Трещинная пустотность имеет подчиненное значение. Коллекторы этого типа имеют повышенную общую пустотность (Кпоб) по нейтрон-нейтронному (НИК) и гамма-гамма (ГГК) каротажу. По АК они выражены повышением интервального времени, до 210.215 мкс/м.
Породы с блоковой пустотностью обладают относительно небольшими ФЕС и по своим характеристикам близки к коллекторам с межзерновой пустотностью. Для этого типа коллекторов характерны линейная связь Кп.об с интервальным временем по АК, относительно низкие значения пористости по НИК и ГГК.
Методы геофизических исследований скважин и их
интерпретация при изучении разреза фундамента
Первая группа методов ГИС относится к методам изучения литологии и пористости. Это акустический и радиоактивный каротаж.
Методика комплексной интерпретации данных методов изучения литологии и пористости заключается в том, что с помощью математической модели при определении пористости Кп.об можно исключить влияние литологического состава пород путем решения следующей системы уравнений: DE^S^og=DENSi-Vi+DE^S2V2+^+DE^Sn^^n+DENS^R; К,об, DTlog=DTiV{+DT2•V2+.+DTn•Vn+DTфл;К,oб, Wog=Wi-Vi+W2-V2+...+w-Vn+^: к,об,
Feiog=Fel*V1 +№2'^+-+^'^ + FV К,об,
U*=UfVi + U2-V2+...+Un-Vn, THORog=TffOR1-V1+TffOR±-V+...+THORn-Vn, где DENSlog, DENS^ - плотность пород, измеряемая прибором, и плотность флюида в пустотном пространстве Кп.об; DENS,,DENS2,.,DENSn и V,,V2,.,Vn - плотности и объемные содержания первого, второго... и n-го минералов, соответственно. DTlop DT^. - интревальное время через породы, измеряемое прибором, и интервальное время через флюид в пустотном пространстве; DT1,DT2,.,DTn -
интервальное время через первый, второй... и и-й минералы; Wlog, W,. - водородные индексы пород и флюида; W1,W1,...,Wn - водородные индексы первого, второго ... и и-ого минералов. Pelg, Pe^ - фотоэффекты пород и флюида; PebPe2,...,Pe„ - фотоэффекты первого, второго ... и и-го минералов. Ufy, U1, U2, ...,U„ - содержания урана в породе, в первом, втором... и и-м минералах. THORlog, THORbTHORb...,THOR„ - содержания тория в породе, в первом, втором... и и-м минералах. Значение и может достигать 5-ти (до 5-ти групп минералов).
Методы «литологии-пористости» применяются с высокой эффективностью в разрезе магматических пород фундамента только в случае одновременного применения этих методов. Определяется состав минералов и соотношения между ними.
Методы электрического и акустического
сканирования
Вторая группа - методы изучения трещиноватости пород - включает методы удельного сопротивления (боковой каротаж) и сканирования (FMI - электрическое сканирование, DSI - акустический сканирующий каротаж, UBI - ультразвуковое акустическое зондирование, FWSL - полнокартинный акустический каротаж). Методы, входящие во вторую группу, позволяют выявить зоны дробления, трещиноватости и определить трещинную пористость, параметры трещин (угол падения, плотность трещин, азимут простирания, ра-скрытость).
Электрическое сканирование, выполненное приборами FMI фирмы Шлюмберже, достигается регистрацией плотности электрического поля с высоким дискретным разрешением (2,5 мм) и используется для создания образа (image) проводимости стенок скважины. Ориентированность изображения относительно географических координат позволяет определить угол падения, азимут простирания трещин и плоскость напластования. Выделение трещин основано на изменении проводимости трещин относительно вмещающих пород.
Раскрытость трещины расчитывается с помощью программы FracView (фирма Шлюмберже) из допущения, что проводимость по FMI пропорциональна раскрытости трещин. Полагается, что в открытой трещине после бурения остается только один тип флюида - фильтрат с сопротивлением бурового раствора рр. Кроме того, при расчете ра-скрытости трещины полагается наличие следующих условий: 1) постоянство блоковой пористости; 2) постоянство насыщения в интервале исследований прибором; 3) отсутствие проводящих минералов (пирит и др.) в изучаемых породах; 4) высокий контраст между проводимостью трещин и матрицы.
В разрезе ряда скважин для изучения гранито-идного фундамента применяется акустический сканирующий каротаж аппаратурой DSI с записью поперечной, продольной волны и волн Стоунли. Последняя рассматриавется как волна, характеризую-
щая проницаемость пород, а в трещиноватых коллекторах может использоваться для выделения трещин. Длина волны порядка 0,76 м (~3,5 диаметра скважины). В этом случае волна Стоунли переходит в трубную волну, которую можно условно представить действием поршня, связанным с радиальным сокращением и расширением его стенок. Если открытая трещина пересекает ствол скважины, волна Стоунли вызывает «закачку» скважиной жидкости в эту трещину, что сопровождается рассеиванием энергии - происходит ослабление волны. Одновременно с этим происходит изменение акустического сопротивления, что вызывает отражение части сигнала волны Стоунли. Таким образом, наличие открытой трещины в скважине ведет:
1) к ослаблению амплитуды волны Стоунли;
2) отражению волны Стоунли.
Совместная интерпретация данных FMI и Б81 имеет важное значение. Во-первых, информация из данных двух методов даёт возможность лучше определить зоны вторичного изменения. Во-вторых, можно исключить ошибки при регистрации из-за технических осложнений стенки скважины.
Некоторые результаты исследования
пород-коллекторов фундамента методам
геофизических исследований скважин
Интерпретация материалов традиционных методов ГИС выполняется с использованием программы ВаБгос 3.0, разработаной в НИПИморнеф-тегаз СП «Вьетсовпетро» [5]. Для пород разреза фундамента определяются следующие параметры, характеризующие ФЕС: вторичная (Кшт) и трещинная (Кптр) пористости, эффективная мощность (Нэф) и проницаемость (Кпр). По результатам интерпретации и исследованиям керна принято нижнее граничное значение вторичной пористости Кпвт=0,3 %, принимаемое при подсчете запасов. Проникновение раствора в трещины снижает сопротивление трещиноватых пород. Поэтому для определения Кптр по данным электрометрии применяется уравнение, которое в большей степени подходит для чисто трещинных коллекторов. Для повышения достоверности результатов определения эффективных толщин применяются дополнительные критерии - БТ,01>ПТНма, где - измеренное интервальное время для пород с матричной пористостью, и Кптр>0,05 %.
Комплексная интерпретация материалов сканирования FMI и DSIвыполняется программой Рого-Брес! [6] и решает следующие задачи: 1) выделение и определение плотности трещин; 2) определение параметров трещин - раскрытости и трещинной пористости; 3) определение ориентации и угла падения трещин.
При интерпретации FMI и Б81 пород фундамента выявлено (по морфологии) пять главных типов трещин, которые обуславливают ФЕС коллекторов: 1) непрерывные (без каверн); 2) прерывистые; 3) брекчиевидные; 4) контактные; 5) кавернозные.
Таблица 1. Пустотность (Кш), раскрытость и плотность трещин пород фундамента по 50-метровым интервалам по результатам интерпретации данных ГИС и FM/DSI (осредненные данные 17-ти скважин Центрального купола Белого Тигра)
Глубина, м и о і= \0 и_ о і= \0 Раскрытость общая, мм Средяя раскрытость по 4-м типам*, мм Каверновая раскрытость, мм Плотность трещин, тр./м Плотность трещин по 4-м типам*, тр./м Плотность каверн, кав./м
от до
3150 3200 2,45 - - - - 1,04 0,20 0,24
3200 3250 2,32 1,49 0,746 0,622 0,828 4,78 0,74 1,82
3250 3300 1,37 1,09 0,555 1,511 0,400 6,68 1,06 2,43
3300 3350 1,26 0,56 0,835 0,331 0,164 9,17 1,72 2,28
3350 3400 1,63 0,72 0,737 0,672 1,378 10,02 1,79 2,88
3400 3450 2,10 0,90 0,638 0,751 0,488 16,86 3,01 4,81
3450 3500 2,22 1,37 0,841 0,540 0,267 17,29 2,80 6,08
3500 3550 1,57 0,72 0,666 1,325 0,714 28,56 5,63 6,05
3550 3600 1,50 0,72 1,037 0,457 0,685 34,41 6,32 9,14
3600 3650 1,35 0,66 0,840 0,377 0,319 39,63 7,80 8,45
3650 3700 1,43 0,65 0,891 0,485 0,307 31,69 7,01 9,88
3700 3750 1,37 0,84 0,729 0,305 0,215 21,11 5,18 9,18
3750 3800 1,86 0,84 0,856 1,524 0,983 53,30 5,67 9,98
3800 3850 1,14 0,70 0,848 0,324 0,223 31,26 5,66 9,46
3850 3900 1,13 0,75 0,673 0,219 0,154 29,65 5,44 7,87
3900 3950 1,25 0,60 0,544 0,322 0,857 32,90 5,95 9,52
3950 4000 1,23 0,55 0,828 0,304 0,314 25,64 4,83 6,22
4000 4050 1,36 0,58 0,632 0,417 0,412 25,36 4,65 6,10
4050 4100 1,35 0,63 0,891 0,547 0,590 23,89 4,28 6,52
4100 4150 1,00 0,34 0,572 0,205 0,215 15,35 2,68 3,99
4150 4200 1,22 0,40 0,534 0,229 0,232 17,41 3,36 4,23
4200 4250 0,83 0,39 0,474 0,294 0,162 16,20 3,30 3,39
4250 4300 0,63 0,28 0,580 0,243 0,116 13,12 2,74 3,65
4300 4350 0,90 0,50 0,614 0,273 0,193 13,55 3,10 2,37
4350 4400 0,81 0,47 0,778 0,385 0,226 12,18 2,36 2,59
4400 4450 0,86 0,44 0,732 0,208 0,096 10,71 1,97 2,26
4450 4500 0,94 0,55 0,049 0,786 0,123 7,71 1,27 1,76
4500 4550 0,76 0,83 0,067 0,581 0,801 6,15 0,65 2,73
4550 4600 0,73 0,62 0,067 0,395 0,310 3,75 0,52 1,57
4600 4650 0,53 0,49 0,053 0,205 0,556 3,08 0,55 1,14
4650 4700 0,19 0,52 0,052 0,441 0,236 0,91 0,13 0,33
4700 4750 0,30 0,69 0,044 1,087 0,209 1,67 0,29 0,37
4750 4800 0,02 0,26 0,364 1,167 0,004 2,15 0,20 0,06
4800 4850 - 0,03 - 0,022 0,033 0,52 0,03 0,03
4850 4900 - - - 0,017 0,021 1,21 0,08 0,12
4900 4950 - - - 0,038 0,032 0,20 0,05 0,14
4950 5000 - - - 0,020 0,042 0,15 0,04 0,05
*Приведены данные по следующим 4-м типам трещин - непрерывные, прерывистые, брекчевидные, контактные.
Раскрытость трещин определяется методом инверсии данных РМІ/Б8І. По данным БМІ получается видимая (кажущаяся) раскрытость, а по Б8І -значение раскрытости (линия ортогонального пересечения открытой трещины). Средние значения раскрытости по скважинам изменяются в широком диапазоне - от 0,001 до 1,664 мм. Не установлено
явной связи между средней раскрытостью и продуктивностью скважин.
Средняя раскрытость по 50-метровым интервалам изменяется в пределе от 1,037 (интервалы глубин 3550.3600 м) до 0,044 мм (4700...4750 м). Раскрытость кавернозных трещин лежит в пределах от 1,378 (интервал 3350.3400 м) до 0,004 мм (4750.4800 м). Ниже отметок 4450 м средние значения раскрытости быстро уменьшаются.
Пористость трещиноватых пород определяется по данным электрического сканирования БМ1. Пористость тесно связана с изменчивостью пород. Для интервалов, где блоковая часть пород не изменена, полученная пористость показывает величину кавернознотрещиноватой пористости Кпвт. Значение Кпвт по 50метровым интервалам колеблются от 0,03 до 1,49 %.
Определение ориентации и угла падения трещин. Основным направлением трещин (максимальная плотность) является: юго-запад-северо-восток и северо-запад-юго-восток. Угол падения и азимут простирания трещин соответствуют направлениям основных нарушений (рис. 2). Эти результаты являются важными данными для последующего гидродинамического моделирования. Сводные осредненные результаты интерпретации данных БМ1 и Б81 приведены в табл. 1.
Пористость, %
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0
3000
3500
^ 4000
ей"
К
4500
5000
• 1
______________*2______________
Рис. 4. Изменения с глубиной осредненной по 50-метровым интервалам вторичной пустотности (Кпвт) по: 1) результатам интерпретации данных FMI; 2) ГИС
Явная закономерность изменения (уменьшения) значения вторичной пористости с глубиной, как по БМІ таки по ГИС, демонстрируется рис. 4. Хотя видна большая разница значений вторичной пористости по БМІ и по ГИС, две кривые изменения вторичной пористости по глубине достаточно уверенно коррелируют. Результаты интерпретации данных БМІ не полностью отражают величину трещинной пустотности.
По сопоставлению результатов интерпретации ¥Ы1/Ш! с данными промысловой геологии и данными разработки установлено, что нефтеотдающие интервалы месторождения Белый Тигр обладают следующими признаками: 1) интенсивная аномалия волны Стоун-ли; 2) раскрытость трещин более 1 мм; 3) каверны, видимые на имиджах электрических сканеров; 4) Кпвт в интервале 2.4 %; 5) умеренная плотность трещин, преимущественно 2.5 трещин на метр.
Определение проницаемости коллекторов в кристаллическом фундаменте
На основе кинематического и динамического анализа систем трещин установлено [7], что дебиты скважин тесно связаны с проницаемостью. Этот вывод хорошо согласуется с данными, приведенными в табл. 2. Здесь видна тесная прямая корреляционная связь удельных дебитов (б) работающих интервалов в породах кристаллического фундамента и проницаемости (Кпр), определенной по результатам гидродинамических исследований скважин. Коэффициент корреляции Я=1,00.
Результаты гидродинамических исследований имеются далеко не по всем скважинам. Поэтому для создания интерпретационно-прогностической базы ГИС, учитывая тесную прямую связь проницаемости и удельных дебитов работающих интервалов, построена зависимость б от геофизических параметров пустотности Кп.об, Кпвт (рис. 5). Для построения зависимостей использованы результаты комплексной интерпретации данных методов ГИС и результаты 23-х испытаний 84-х работающих интервалов кристаллического фундамента в 16-ти скважинах.
Выводы
1. Приведена краткая характеристика стратиграфии, литологии, нефтегазоносности и пустотного пространства коллекторов осадочного чехла и кристаллического фундамента Кыулонг-ской впадины на шельфе Южного Въетнама.
2. Охарактеризованы традиционные методы ГИС и методы сканирования стенки скважины FMI/DSI, применяемые для выделения и изучения коллекторов в кристаллическом фундаменте геологического разреза месторождения Белый Тигр.
2
2
"5
Таблица 2. Сопоставление величин удельного дебита ра-
ботающих интервалов в породах кристаллического фундамента и проницаемости (К)
Условный номер скважины Глубина работающего интервала, м Дебит нефти, м3/сут. Работающая мощность, м Диаметр штуцера, мм Удельный дебит нефти (6), м3/сут./м/мм Д !□-5 £ и 1= о м е
от до
3348 3358 3,4 10 0,019 0,055
3358 3377 2,5 19 0,077 0,216
3387 3407 10,4 20 0,293 0,859
11 3427 3447 6,0 20 18 0,181 0,530
3457 3467 4,1 10 0,262 0,768
3477 3516 30,5 39 0,428 1,225
3526 3556 20,4 30 0,388 1,138
3566 3586 140,7 20 0,391 1,147
3470 3500 24,6 30 0,059 0,056
3510 3530 62,3 20 0,223 0,212
3540 3560 61,5 20 0,220 0,209
3570 3590 19,0 20 0,068 0,065
12 3600 3620 25,1 20 14 0,090 0,086
3650 3660 53,3 10 0,381 0,363
3670 3680 83,5 10 0,596 0,569
3690 3720 18,2 30 0,043 0,042
3730 3761 41,4 31 0,095 0,094
3781 3811 254,3 30 0,605 0,577
3263 3281 27,8 18 0,077 0,028
3300 3319 33,3 19 0,088 0,033
3376 3395 29,1 19 0,077 0,029
14 3433 3452 16,4 19 20 0,043 0,016
3490 3509 29,5 19 0,078 0,029
3529 3548 27,7 19 0,073 0,028
3567 3625 54,4 58 0,047 0,018
3723 3820 573,8 97 0,296 0,114
3.
4.
5.
Приведены сводные результаты комплексной интерпретации данных ГИС и сканирования по определению ФЕС трещинно-кавернозных коллекторов фундамента.
Результаты интерпретация данных ГИС и БМІ/ОБІ 17-ти скважин, вскрывших фундамент Центрального свода месторождения по вертикали до 2 км, позволили установить закономерное уменьшение вторичной пустотности с глубиной, сходящей на нет на абсолютных отметках порядка 5 км.
Данные сканирования не полностью отражают величину трещинной пустотности. Комплексная интерпретация данных ИМ І/ОБI дает важ-
Ктт, %
Рис. 5. Кросс-плоты и зависимости удельных дебитов ^) работающих интервалов в породах кристаллического фундамента от геофизических параметров пустотности Кп.об, Кпвт. Количество определений дебитов N=106
ную качественную характеристику трещиннокавернозной пустотности для выделения нефтеотдающих интервалов.
6. Комплексная интерпретация данных традиционных методов ГИС (АК, ГГК, ННК ГК-С) позволяет количественно оценить величину общей и вторичной пористости коллекторов в кристаллическом фундаменте.
7. Существует прямая тесная корреляционная связь величины удельных дебитов работающих интервалов и величины их проницаемости. Для прогнозной оценки продуктивности вскрытых
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кошляк В.А. Нефтегазоносность магматических пород // Ка-ротажник. - 2005. - № 10-11. - С. 232-239.
2. Лукина Т.Ю., Лухминский ТЮ. Сравнение данных стандартных методов ГИС и результатов обработки измерений микросканером БМІ // Каротажник. - 2008. - № 3. - С. 3-7.
3. Нгуен Х.Б., Исаев В.И. Выявление и изучение методами ГИС нефтегазовых коллекторов в кристаллическом фундаменте // Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства углеводородного сырья: Матер. Междунар. науч-но-практ. конф. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2011. -С. 360-363.
4. Серебренникова О.В., Ву В.Х., Савиных Ю.В., Краснояро-ва Н.А. Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов // Известия Томского политехнического университета. -2012. - Т 320. - №1. - С. 134-137.
интервалов в кристаллическом фундаменте разработаны зависимости удельных дебитов от геофизических параметров пористости.
При выполнении исследований использован фактический геолого-геофизический материал по
28 скважинам, вскрывшим кристаллический фундамент Центрального свода Белого Тигра, а также данные промысловой геологии и разработки.
Автор выражает благодарность заместителю директора по геологии НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» Son P.X., предоставившему возможность использовать фондовые геоло-го-геофизические материалы.
5. Son P.X., Quy H.V., Nhan D.D. Basroc 3.0 - A special software for processing wireline log in fractured basement // Fractured basement reservoir. - Ha Noi: Science and Technics Publishing House, 2006. - P. 459-467.
6. Тухтаев Р.И., Свихнушин Н.М., Сыгаевский А.Е., Шмыгая К.О. Применение микроэлектрических имиджеров и сканеров при изучении сложных коллекторов и решении некоторых нефтепромысловых задач // Каротажник. - 2002. -Вып. 99. - С. 10-37.
7. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора // Геофизика. - 2008. - № 3. -С. 41-60.
Поступила 18.12.2012 г.
