Primjena SIGMA metode u procjeni i karakterizaciji pješčane serije A na polju Žutica

Abstract

Na naftno-plinskom polju Žutica, koje je proizvodnji od 1966. ugljikovodici se proizvode iz nekoliko zasebnih pješčanih serija međusobno odvojenih debljim paketima lapora. Pješčana serija A, koja je predmet analize u ovom radu, litostratigrafski pripada Poljana pješčenjacima. Obuhvaća asocijaciju pješčenjaka, siltita i lapora taloženih u području padine-bazena gravitacijskim pretaloživanjem klastičnog detritusa. Podijeljena je na više taložnih jedinica (A′, A, A1-3), a svaka od taložnih jedinica izgrađena je od osnovnih taložnih elemenata i to: 1) distribucijskih kanala, 2) nasipa i 3) probojnih lepeza/lobova. Krupnozrnastiji pješčani detritus taložen je unutar distribucijskih kanala, a sitnozrnastiji je odlagan duž nasipa. Povremeno su, usljed intenzivnijeg donosa klastičnog materijala, pješčenjaci taloženi i u obliku probojnih lepeza. Distribucijski kanali su izgrađeni uglavnom od amalgamiranih i masivnih pješčenjaka. Karakterizira ih cilindrični/zvonoliki SP log motiv. Nasipe izgrađuju slojeviti pješčenjaci, siltiti i lapori, odlikuju se najčešće zvonolikim SP log motivom, a pješčenjaci imaju povećan sadržaj glinovito-siltnog matriksa. Taloge probojnih lepeza čine pješčenjaci različitih litofacijesa i siltiti te uglavnom imaju ljevkasti/ simetrični SP log motiv. Prepoznavanje i razumijevanje taložnih elemenata bili su bitni čimbenici u interpretaciji pulsno neutronskih karotažnih mjerenja koja su na polju Žutica provedena u posljednje dvije godine. Njihova svrha je bila identifikacija i kvantifikacija preostalih ugljikovodika te praćenje razdjelnice nafta/voda i plin/ nafta u pješčanij seriji A. Tijekom mjerenja se pomoću visokoenergijskog izvora neutronskog zračenja u okolne stijene odašilju brzi neutroni te se nakon niza interakcija s ležišnom stijenom i fluidima u pornom prostoru, pri čemu neutroni gube energiju te bivaju dijelom zarobljeni u stijeni, detektorima registriraju termalni neutroni. SIGMA predstavlja stupanj zaostajanja neutrona u ležišnim stijenama, odnosno sposobnost minerala i fluida da apsorbiraju neutrone. Zbog različitog stupnja heterogenosti svaki od taložnih elemenata karakteriziran je različitim vrijednostima SIGME. Tako je u kanalskim pješčenjacima, koji su uniformne građe, identifikacija preostalog zasićenja ugljikovodicima SIGMA metodom jednostavnija nego što je to u heterolitičnoj asocijaciji nasipa gdje je povećan udio glinovito-siltnog matriksa te je izmjerena SIGMA opterećena, kako heterogenim mineralnim sastavom, tako i vezanom i kapilarnom vodom. Primjenom SIGMA metode u većem broju bušotina polja Žutica, od kojih su u dijelu njih obavljena proizvodna ispitivanja u kombinaciji s mjerenjima tlaka, utvrđeno je trenutno stanje zasićenja fluidima te su redefinirane razdjelnice plin/ nafta i nafta/voda. Rezultati proizvodnih ispitivanja su u većini slučajeva potvrdili rezultate interpretacije SIGME. U rijetkim slučajevima djelomične ili potpune nepodudarnosti uzroke treba tražiti u heterogenosti ležišne stijene za čije puno razumijevanje nije bilo dovoljno podataka, izakolonskoj komunikaciji ili tehničkim problemima kod ispitivanja. Također su dobivene nove spoznaje o komunikaciji i barijerama među različitim dijelovima ležišta na polju te u nekim slučajevima naznake o potrebnim promjenama ležišne zonacije.

Translated Abstract

Žutica oil and gas field has been in production since 1966. Hydrocarbons are produced from several sandstone units separated by thick marl sequences. Sanstone unit A, that is the object of the analysis in this paper, belongs to Poljana Sandstone Member litostratigraphic unit. It consists of sandstones, siltstones and marls deposited mainly by gravitational redeposition in a slope-basin environment. It is devided into several depositional sub-units (A′, A, A1-3), where each of the sub-units consists of three basic depositional elements, i.e. 1) distributary channels, 2) levees and 3) splays/lobes. Coarse-grained sand detritus was deposited within distributary channels and fine-grained along levees. Ocasinally, due to a more intense influx of the clastic material, sandstones were deposited in the form of turbiditic splays/lobes. Distributary channels are mostly made of amalgamated and massive sandstones. They are characterised by cylindrical/bell shaped SP logs. Levee deposits are made of layered sandstones, siltstones and marls with a higher content of clayey/silty matrix within sanstones and are mainly characterised by bell shaped SP logs. Turbidite splay/lobe deposits consist of sandstones of various lithofacies and siltstones. They are mostly characterised by funnel/symetrical shaped SP logs. Acknowledging and understanding the depositional elements were the key factors in the interpretation of the pulsed neutron logs that were run in Žutica field in tha past two years. Their goals were the identification and quantification of residual hydrocarbons and defining the oil/water and gas/oil contacts within the sandstone unit A. In the course logging a high energy neutron source emits fast neutrons into the surrounding rocks. After a series of interactions with the reservoir rock and the fluids in the pore space, causing a considerable loss in their energy level and their partial capture by the rock, thermal neutrons are registered on the detectors. SIGMA is the measure of the capture of neutrons in the reservor rocks, e.g. of the capacity of the minerals and fluids to absorb the neutrons. Because of different levels of heterogeneity each depositional element is characterised by a different range of SIGMA values. Therefore is the identification of the residual hydrocarbon saturation in relatively uniform channel sandstones easier than in heterolithic levee sequences with higher contents of the clayey/silty matrix where the measured SIGMA is influenced by both the heterogeneous mineralogy and the clay bound and capillary bound water. By utilising the SIGMA method in a number of wells in Žutica field, in a part of which also the production testing combined with pressure measurements have been performed, the current levels of fluid saturations have been determined and gas/ oil and oil/water contacts redefined. In a majority of cases SIGMA interpretation has been confirmed by the production testing results. In a few cases of partial or complete mismatches the reasons should be searched for in the heterogeneity of the reservoir rock combined with the lack of data necessary to fully understand it, behind casing communication or technical problems while testing. Additional benefits of the campaign are new information about the communication and flow barriers between different compartments of the reservoirs within the field, as well as hints on the need for some changes in the reservoir zonation.