Царичанское месторождение показать на карте. «Газпром нефть» запустила новые скважины на Царичанском месторождении в Оренбурге

ЕОЛО1ИЯ И 1ЕОЛО1 О-ГАЗВЕДОЧН01Е ГАООЮ!

Г ^.ГАЗПРОМ

Проблемы выделения коллекторов в пласте Дкт Царичанского месторождения по данным геофизических исследований скважин

Е.В. Стремичев, Б.В. Белозеров

(ООО «Газпромнефть НТЦ»),

Е.В. Загребельный

(ЗАО «Газпром нефть Оренбург»),

Р.Р. Бахитов,

А.А. Артамонов, к.т.н.

(ООО «Газпромнефть-Развитие»)

Адреса для связи: [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

Ключевые слова: коллектор, геофизические методы исследования скважин, фильтрационно-емкостные свойства, критерии коллектора, структура порового пространства.

The problems of reservoirs separation in Dkt strata of Tsarichanskoye field according to well survey data

E.V. Stremichev, B.V. Belozerov

(Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg),

E.V Zagrebelniy (Gazpromneft-Orenburg CJSC, RF, Orenburg),

R.R. Bakhitov, A.A. Artamonov

(Gazpromneft-Razvitie LLC, RF, Moscow)

E-mail: Stremichev [email protected], Belozerov [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

Key words: reservoir, well logging, reservoir properties, reservoir criteria, the structure of the pore space.

Cross section of Tsarichanskoye field in the gross interval of the Dkt productive strata refers to the complex type. This is associated with abnormal rock radioactivity, complex mineralogical composition, strong lateral variability of the section, the presence of mixed-layers clay in the section. The combination of all these factors creates a serious problem in the interpretation of the lithological composition of the rocks, forming the strata, reservoirs separation according to well survey data. To solve this problem the well log data, laboratory core studies, seismic and also the experience of experts, studying the given problem, were used.

Основная проблема при интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) в интервале залегания пласта Дкт Царичанского месторождения - сложность выделения коллекторов. В пределах изучаемого стратиграфического горизонта, в разрезах других месторождений Оренбургской области аналогичного по своим характеристикам разреза не встречается. Главными особенностями продуктивного пласта Дкт являются аномальная радиоактивность песчаников, высокая гидро-фобность, сложные структура порового пространства и минералогический состав горных пород. По составу пласт представляет собой песчаник различной зернистости. Наиболее песчанистые части пласта сложены кварцевыми агрегатами с очень низкой межзерновой пористостью. Все перечисленные особенности пласта Дкт создают серьезную проблему при выделении коллекторов.

Для решения указанной проблемы с использованием стандартного комплекса ГИС по нескольким скважинам интерпретация одних и тех же данных выполнялась тремя независимыми подрядными компаниями. Сопоставление полученных ими результатов выделения коллекторов представлено на рис. 1. Из него видно, что определенные разными интерпретаторами эффективные толщины различаются как по распределению в разрезе, так и по суммарным величинам. Это свидетельствует о недостаточности применения стандартных методов ГИС и общепринятых методик выделения коллекторов в терригенной толще пласта Дкт.

30 12"2013 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Как известно, наиболее надежно коллекторы выделяются с использованием прямых качественных признаков, к которым относится проникновение фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласт, устанавливаемое по данным ГИС и являющееся следствием движения пластовых флюидов в поровом пространстве породы . Признаками проникновения ПЖ в пласт являются:

Сужение диаметра скважины, зафиксированное на кривой кавернометрии, вследствие образования глинистой корки;

Наличие положительного приращения на кривых микрокаротажа (показания микропотенциал-зонда выше показаний микроградиент-зонда);

Радиальный градиент сопротивления, измеренный зондами с разной глубиной исследований.

Однако в условиях Царичанского месторождения методика выделения коллекторов по прямым качественным признакам показала хороший результат всего в одной скважине. В связи с этим для определения продуктивных интервалов пласта необходимо применять количественный критерий. Одним из способов установления количественного критерия коллектор - неколлектор является корреляционный, в котором используется петрофизическая и априорная геологическая информация и выполняется сопоставление общей и динамической пористости. Корреляционным способом были определены количественные критерии петрофизических параметров: коэффициента пористости и абсолютной газопроницаемости. Для пласта Дкт граничное значение коэффициента пори-

3 Я X 5 е е- и Эффективные толщины

% (О X £ 4 с Эффективные толщины

Прямые признаки ИННК е Я

ЕНзф.м 19,8 20,4 30

Рис. 1. Сопоставление результатов выделения эффективных толщин коллекторов Нэф разными авторами

Рис. 2. Сопоставление результатов выделения эффективных толщин по прямым признакам и количественному критерию

стости принято равным 7,5 %, абсолютной газопроницаемости - 0,0006 мкм2. Основным количественным критерием для выделения коллекторов является коэффициент пористости. В скв. 134 были проанализированы результаты выделения коллекторов по прямым качественным признакам и количественному критерию (рис. 2). Из рис. 2 видно, что суммарные толщины, установленные с использованием количественного критерия - граничного значения коэффициента пористости Кп1р завышены по сравнению с толщинами, выделенными по прямым качественным признакам. Кроме того, по количественному критерию истинная отметка первого коллектора

на 6,7 м выше определенной по прямым качественным признакам. Это может привести к ошибке в построении структурой карты кровли коллектора и подсчетного плана.

В условиях отсутствия четкой методологии выделения коллекторов в столь сложных условиях было рекомендовано применение дополнительных специальных методов ГИС, включающих импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и ядерно-магнитный каротаж (ЯМК). Наиболее полный комплекс специальных исследований ГИС, а также широкий спектр исследований керна проведен в двух скважинах (скв. 8, 12) Царичанского месторождения. По данным испытаний пласта после гидроразрыва в скв. 8 притока пластового флюида не было получено, в скв. 12 дебит нефти составил 25 т/сут.

Результаты обработки данных ЯМК скв. 12 представлены на рис. 3. Данный вид исследования позволил охарактеризовать разрез с точки зрения особенностей структуры порового пространства. Информация спектров позволяет судить о диапазоне изменения размеров пор, преобладании определенных групп пор и др. На планшете распределение пористости Кп по бинам показано в виде объемной модели порового пространства горных пород. Чем больше номер бина, тем больше размеры пор, формирующих его емкость. Красные тона характеризуют емкость пор наименьших размеров, синие - наибольших. Для интерпретации данных ЯМК необходимо знать граничное значение времени релаксации Т2 для выделения в распределении спектра Т2 только эффективной части (эффективной пористости). К сожалению, граничное значение времени релаксации было принято по литературным данным: для терригенного песчаника Т2 = 33 мс. В связи с этим практически вся толщина пласта в исследуемой скважине является эффективной. Сопоставить результаты ЯМК с прямыми признаками в скв. 12 невозможно, так как показания микрозондов не были записаны по техническим причинам.

Скв. 8 и 12 послужили эталонами для выделения толщин по данным расширенного комплекса ГИС (скв. 8 - как скважина, вскрывшая неколлектор, скв. 12 - с присутствием потенциально продуктивного интервала) и определения продуктивных частей разреза. На первом этапе были проанализированы данные ЯМК, по которым в скв. 12 были выделены продуктивные интервалы разреза в пределах глубины 3525 м (рис. 4). Выделение

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Рис. 4. Выделение коллекторов по комплексу методов ЯМК - ИННК в скв. 12 (а) и скв. 8 (б) Царичанского месторождения

коллекторов по данным ЯМК осуществлялось только в той части, где разрез характеризуется наиболее крупными размерами пор по данным ЯМК (см. рис. 3, прослои 14-18). В скв. 8 по результатам ЯМК распределения спектра пористости коллектора не выявлено.

Далее был проанализирован кросс-плот малого и большого зондов ИННК. На рис. 4 показана зона скв. 12, где по данным ЯМК выделяется коллектор. Данная зона закономерно выделяется в определенную область на изучаемом кросс-плоте, когда непроницаемые интервалы обеих скважин лежат в обособленной области диаграммы. Такое поведение зондов ИННК объясняется высокой чувствительностью метода, что позволяет достаточно однозначно выделять эффективные толщины пласта, связанные с более проницаемыми частями песчаного разреза, и применять его в низкопористых проницаемых интервалах.

В скв. 134, где прямые признаки по данным ГИС выражены хорошо, также рекомендовано применение ИННК. По приращению интегральных счетов большого и малого зондов ИННК были выделены коллекторы. Из рис. 2 видно, что выделенные по данным ИННК эффективные толщины хорошо согласуются с эффективными толщинами, определенными по прямым признакам. Полученные по исследованным скважинам результаты явились обоснованием тому, что на Царичан-

ском месторождении в обязательный комплекс ГИС необходимо включать ИННК как наиболее информативный метод для выделения коллекторов в интервале залегания пласта Дкт.

1. Применение стандартного комплекса геофизических исследований скважин недостаточно для выделения коллекторов в пласте Дкт.

2. Использование для выделения коллекторов количественного критерия приводит к

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст

ARIAS C., COMAS-RENGIFO M.J., GOMEZ J.J., GOY A., HERRERO C., OSETE M.L., PALENCIA A. - 2010 г.

«Газпром нефть» и Правительство Оренбургской области заключили инвестиционный договор «Развитие Царичанского месторождения в 2014-2023 гг.». Документ подписали губернатор Оренбургской области Юрий Берг и генеральный директор структурного подразделения «Газпром нефти» ЗАО «Центр наукоемких технологий», генеральный директор «Газпром нефть Оренбург» Андрей Воропаев. Согласно договору общий объем инвестиций составит почти 39 млрд рублей.

Цель проекта - расширение сырьевой базы «Газпром нефть Оренбурга», улучшение транспортной инфраструктуры месторождения, развитие перерабатывающих мощностей.

Так, для увеличения объема добычи планируется строительство установки подготовки нефти в две технологические линии, мощностью 2,3 млн тонн в год. На 2017 год намечен ввод в эксплуатацию ряда объектов газотранспортной инфраструктуры, позволяющих достичь уровня использования попутного нефтяного газа не менее 95%. Инвестиции направлены на строительство газопровода «Царичанская установка подготовки газа - Капитоновская дожимная компрессорная станция», установки подготовки газа, а также газотурбинной электростанции.
Запланировано строительство напорного нефтепровода от Царичанского месторождения до точки врезки в магистраль «Оренбург - Салават» в поселке Светлый. Протяженность нефтепровода составит 95 километров, мощность 2,4 млн тонн в год.

Согласно стратегии развития Компании, к 2020 году мы намерены выйти на ежегодный уровень добычи в Оренбургской области в 11 миллионов тонн углеводородов. Развитие Царичанского месторождения позволит нам обеспечить динамику роста добычи, а также создать в области новые рабочие места, стабильно наполнять региональный бюджет налоговыми отчислениями и продолжить реализацию в регионах присутствия Компании корпоративной программы социальных инвестиций «Родные города», - подчеркнул генеральный директор «Газпром нефть Оренбурга» Андрей Воропаев.

Справка. Царичанское месторождение - самое крупное из месторождений, открытых на территории Оренбургской области за последние годы. Разработку Царичанского месторождения ведет дочерняя организация «Газпром нефти» - «Газпром нефть Оренбург», одно из крупнейших предприятий нефтедобычи в Оренбургской области. По состоянию на 1 января 2014 года суммарные запасы углеводородов «Газпром нефть Оренбурга» по международным стандартам SPE-PRMS (proved + probable - 2P) составили 123 млн тонн нефтяного эквивалента.

Консолидированная добыча «Газпром нефть Оренбурга» в 2014 году составила более 3,8 млн тонн н.э., что превысило показатели 2013 года на 29%. В первом квартале 2015 года предприятие добыло 1, 048 млн тонн н.э., показав по сравнению с аналогичным периодом 2014 года рост на 15,8%.

Сайт ЗАО «Газпром нефть Оренбург»