НОВЫЕ ДАННЫЕ О СТРОЕНИИ ФИЛИППОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ В

УДК 622.276.031.011.43
Литфуллина Т.П.
ООО «ВолгоУралНИПИгаз»
Email: litfullina_tatiana@mail.ru
НОВЫЕ ДАННЫЕ О СТРОЕНИИ ФИЛИППОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ
В СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рассмотрены особенности строения пласта PIII Филипповской залежи на Новотатищевской
структуре. На основе совместных результатов обработки промыслово4геофизических, керно4
вых и сейсмических данных построена геологическая модель, оценены запасы.
Ключевые слова: месторождение, геологическая модель, каротаж, пористость, керн.
Одним из актуальных направлений по на
ращиванию сырьевой базы Оренбургского га
зохимического комплекса является поиск струк
тур, примыкающих к Оренбургскому валу и
оценка их нефтегазоносности. Такой структу
рой является Новотатищевская. Продуктивны
ми ожидаются франскофаменские и нижнепер
мские отложения. На данный момент скважи
ной 108 Новотатищевской пробурены и изуче
ны нижнепермские отложения, построена гео
логическая модель пласта PIII филипповского
горизонта, предварительно оценены запасы.
Для построения цифровой геологической
модели филипповской залежи (рисунок 1) в
пакете программ PETREL создана локальная
база данных, которая включает в себя сведения
по скважинам: местоположение всех скважин,
замеры кривизны, каротаж, отбивки, результа
ты интерпретации ГИС, сейсморазведка, дан
ные исследования кернового материала.
Объектом моделирования является пласт
«плойчатые доломиты», который служит резер
вуаром Филипповской пластовой газонефтяной
залежи. Данный пласт выделяется как на всей
Рисунок 1.
площади Оренбургского нефтегазоконденсат
ного месторождения, так и на Редутской и При
разломной структурах.
Пласт приурочен к подошвенной части от
ложений филипповского горизонта кунгурско
го яруса нижней перми. Представлен он бурова
тосерыми, серыми, органогеннодетритовыми,
оолитовыми, микрозернистыми, доломитизиро
ванными мелкопористыми трещиноватыми из
вестняками. Отмечаются в разрезе также доло
миты и ангидриты. Толщина пласта изменяется
от 18,2 м (скважина 70) до 26 м (скважина 1F).
Фильтрационноемкостные свойства
(ФЕС) пород продуктивной части разреза изу
чены при проведении лабораторных исследо
ваний кернового материала по скважинам 108
Новотатищевской, 70 и 1F.
По результатам лабораторного определе
ния открытой пористости породколлекторов
продуктивной части филипповской залежи (по
трем скважинам) величины Кп изменяются от
6,0 до 19,1% и в среднем составляют 10,4% по 16
образцам, привязанным к выделенным по ГИС
эффективным толщинам (рисунок 2). Значения
газопроницаемости колеблются в пределах
0,01511,4 мД, среднеарифметическое значение
Кпр равно 2,223 мД (12 определений).
Построена корреляционная зависимость
проницаемости от открытой пористости (ри
сунок 2) по трем скважинам, рассчитанной по
результатам анализа 73 образцов керна, пред
варительно отбраковав 10 образцов керна, в
которых визуально отмечаются трещины, т. е.
образцы с низкой пористостью и проницаемос
тью свыше 0,01 мД. Отбракованные образцы
относятся к трещинному типу коллектора.
Данная зависимость между пористостью и
проницаемостью, по нашему мнению, характе
ВЕСТНИК ОГУ №16 (135)/декабрь`2011
73
Технические науки
Рисунок 2. Распределение пористости
газонефтенасыщенных коллекторов плата
«плойчатые доломиты» по керну
74
ВЕСТНИК ОГУ №16 (135)/декабрь`2011
Зависимость
прницаемости (Кпр)
от от
Зависимость
проницаемости
(Кпр)
коэффициента пористости (Кп ).
коэффициента
пористости
(Кп).
Скважины 108 Новотатищевская, 70 и 1F.
Скважины 108 Новотатищевская, 70 и 1F.
Кпр = 0,0134e34,303Кп
R = 0,844
10
Кпр , мД
ризует межзерновый (поровый) тип коллектора
Филипповской залежи. В целом по Новотати
щевской структуре наблюдаются схожие фильт
рационноемкостные свойства с ФЕС аналогич
ной залежи Оренбургского месторождения.
Детальные исследования ГИС позволили
изучить разрез продуктивных пластов, выде
лить эффективные газонасыщенные толщины,
определить газожидкостные контакты залежи
и основные подсчетные параметры – пористость
и газонасыщенность. По материалам ГИС пла
стыколлекторы филипповской залежи харак
теризуются пониженными значениями водоро
досодержания по данным НГК, низкими вели
чинами естественной гаммаактивности, значе
ниями электрического сопр отивления по БК
70600 Ом•м, величинами скорости прохожде
ния упругих волн (ДТ по АК) – 175205 мкс/м,
наличием приращения на кривых МКЗ.
Пористость пластовколлекторов рассчи
тывалась по комплексу НГК+АК по стандарт
ной методике. Средневзвешенное значение по
ристости коллекторов по трем скважинам со
ставило 9,1% (для нефтенасыщенной части) и
13,8% (для газонасыщенной части). В связи с
неравномерным отбором керна в интервале
пласта PIII и хорошей сходимостью пористости
по керну и ГИС (Кпсред по керну составило 9,8%,
Кп по ГИС 9,1%) в цифровой модели параметр
пористости определен по данным ГИС. Каро
тажные кривые пористости пересчитаны в ка
ротажные кривые расчетной проницаемости.
Выделение пластовколлекторов осуществ
лялось с использованием прямых качественных
признаков (проникновение фильтрата бурово
го раствора в пласт, результаты непосредствен
ного опробования пластов) и количественных
критериев (основанных на граничных значени
ях пористости). Граничное значение пористости
принято 6% по аналогии с Оренбургским место
1
0,1
0,01
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
Кп , доли ед.
Рисунок 3.
рождением [2]. Толщина пористых пропластков
изменяется от 0,4 до 1,4 м. Суммарная эффектив
ная нефтенасыщенная толщина составляет в скв.
108 Новотатищевской – 4,6 м, в скв. 70 – 2,0 м, в
скв. 1F – 0,8 м. Суммарная эффективная газона
сыщенная толщина составляет в скв. 70 – 4,2 м.
Для расчета коэффициента нефтегазонасы
щенности использовались петрофизические за
висимости (Рп = 0,375Кп2.35 и Рн = 1Кв2,2), пост
роенные для Филипповской залежи Оренбург
ского месторождения.
Средневзвешенная величина нефтегазонасы
щенности составила 80,4% (для газонасыщенной
части) и 81,9% (для нефтенасыщенной части).
Основой модели при построении структур
ного каркаса послужили результаты бурения
скважины 108 Новотатищевской и результаты
интерпретации сейсморазведки.
Размерность сеточной модели, определяю
щая ее детальность по латерали, выбрана оди
наковой по всем направлениям (50x50). Более
детальное вертикальное разрешение 3Д грида
осуществлено путем создания промежуточных
горизонтов. В процессе разбивки зон на слои,
исходя из характерных особенностей разреза
пласта, выбран вариант пропорционального
разделения, т. е. геометрия и высота ячеек сфор
мированы в зависимости от расстояния между
кровлей и подошвой пласта. В результате тол
щина ячейки в модели составляет не более 0,5 м.
Литфуллина Т.П.
Перемасштабирование каротажных кри
вых, т. е. осреднение исходного каротажа внут
ри каждой ячейки, через которую проходит тра
ектория скважины, проведено с учетом неодно
родности разреза в модели. Для различных ви
дов свойств при перемасштабировании приме
нены различные методы. Для каротажа порис
тости выбран арифметический метод осредне
ния. Моделирование свойств (заполнение яче
ек сетки значениями дискретных или непрерыв
ных свойств) проведено по перемасштабирован
ному каротажу NTG (Нэф/Нобщ), каротажу
Новые данные о строении Филипповской залежи
пористости. Вариант стохастического модели
рования дал результаты, наиболее близкие к кон
цептуальной геологической модели рассматри
ваемой залежи. Зоны максимального содержа
ния коллекторов располагаются в купольной
части месторождения, в районе скважины 70.
По результатам проведенных работ выде
лена отдельная от ОНГКМ газонефтяная пла
стовая залежь филипповского горизонта, по
строена геологическая модель и предваритель
но оценены запасы.
24.01.2011
Список литературы:
1. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. – М.:
Недра, 1978. – С. 317.
2. Политыкина М.А., Багманова С.В., Кутеев Ю.М. Генеральный пересчет запасов свободного газа, конденсата, нефти и
сопутствующих компонентов Оренбургского месторождения по результатам разработки и сейсморазведочных работ на
базе единой уточненной цифровой геологической модели. – Оренбург, 2008. – С. 3985.
Сведения об авторе:
Литфуллина Татьяна Павловна, инженер I категории отдела геологии и геофизики
ООО «ВолгоУралНИПИгаз»
460008, г. Оренбург, ул. Пушкинская, 20, тел. (3532) 770993, email: litfullina_tatiana@mail.ru
ВЕСТНИК ОГУ №16 (135)/декабрь`2011
75