с цельюпрогноза вариантов его разработки.
Т.С. Рычкова
ОАО НК «Таркосаленефтегаз»
Однаиз актуальных проблем нефтегазодобывающей промышленности — истощение крупныхместорождений и ввод в эксплуатацию небольших месторождений углеводородов.Зачастую такие месторождения содержат залежи нефти, требующие нестандартногоподхода к их освоению и разработке. Они охарактеризованы высокойрасчлененностью пластов и невысокими коллекторскими свойствами. Для разработкитаких залежей требуются повышенные затраты материальных, денежных средств,труда, нетрадиционные технологии, специальное оборудование и реагенты.
Внастоящее время все большую значимость обретает проблема ввода в разработкунебольших месторождений со сложным геологическим строением и низкими коллекторскимисвойствами пластов. Такие месторождения требую весьма детальногопромыслово-геологического изучения, выходящего за рамки требований,сформулированных в документах, регламентирующих проектирование разработки иподготовку к ней.
Объектомисследования в настоящей работе стало изучение фильтрационно-емкостных свойств,геологического и петрофизического строения залежи основного продуктивногопласта по нефти БУ 20-1 Южно-Пырейного нефтегазоконденсатного месторождения сцелью прогноза вариантов разработки.
Южно-Пырейноеместорождение относится к нефтегазоконденсатным. В географическом отношениинаходится на севере Западно-Сибирской низменности.
Рассматриваемоеместорождение находится в районе, где ведется промышленная разработкаместорождений. Такими являются; Восточно-Таркосалинское месторождение (ОАО«НК Таркосаленефтегаз»), Западно-Таркосалинское и Уренгойскоенефтегазоконденсатные месторождения.
Всегона месторождении было испытано 160 объектов по 34 скважинам. Получено 4фонтанирующих притока нефти по 5 скважинам. Обилие результатов«сухо», получение непромышленных притоков, пленок нефти, воды ифильтрата бурового раствора говорит о чрезвычайной сложности геологическогостроения, а также о неблагоприятном воздействии на коллекторские свойствапластов при вскрытии.
Основныезапасы нефти Южно-Пырейного месторождения содержатся в залежи пласта БУ 20-1.Пробная эксплуатация залежи пласта БУ 20-1 отдельными скважинами показала, чтоструктурная модель пласта и распределение по ней коллекторских свойств являютсячрезвычайно сложными. При стандартном подходе разведочная сетка скважин не даетнеобходимого количества информации для проектирования бурения эксплуатационныхскважин и дальнейшей разработки. В связи с этим невозможно создание эффективнойсхемы разработки данного месторождения без серьезного анализа всей имеющейсягеолого-геофизической информации и построения модели месторождения.
Необходимоотметить, что залежи подобные этой содержатся и на других месторождениях.Примером может служить залежь пласта БП 16 Восточно-Таркосалинскогоместорождения, расположенного южнее (аналог залежи пласта БУ 20-1).
Для детального исследования пластов-коллекторов пластаБУ 20-1 с целью определения методов воздействия был выбран подход, состоящий изтрех основных этапов: построения геологической и петрофизической моделейпласта; изучения порового пространства коллекторов; совместной интерпретацииполученных результатов. На основе такого комплексного подхода появляетсявозможность судить об эффективности тех или иных способов разработкипланируемых к приме нению.
Изучение геологической модели пласта БУ 20-1Южно-Пырейного месторождения проводилось на базе отдела моделирования ОАО НК«Таркосаленефтегаз».На основе комплексирования данных бурения, сейсморазведочных работ, ГИС, анализовкерна и испытания скважин была получена геологическая модель пласта БУ 20-1.Построены поверхности, описывающие геометрию, фильтрационно-емкостные свойстваи насыщение продуктивных пластов и слагающих их интервалов.
Горизонт БУ 20-1 характеризуется сложным распределениемнасыщения по площади. Наиболее вероятной моделью, позволяющей объяснить такоенасыщение, представляется модель двухслойного строения пласта. В процесседетальной корреляции горизонта замечено, что в нем имеется выдержанная по площадиглинистая перемычка (1,2-8м толщиной), делящая коллектор на два пласта иизолирующая эти пласты друг от друга. На основании этого горизонт был разделенна два пласта; верхний и нижний (БУ20-1-1 БУ20-1-2). Такое строение горизонтавлияет на формирование залежей и позволяет объяснить сложное распределениенасыщения по площади. Оба выделенных пласта рассматривались как самостоятельныеподсчетные объекты.
Коллекторы продуктивного пласта БУ20-1-2 на изучаемомместорождении представлены неравномерным переслаиванием темно-серых,мелкозернистых, средне-мелкозернистых, плотных с глинистым цементом песчаников,темно-серых, среднезернистых, слюдистых алевролитов и аргиллитов. Общая толщинапласта изменяется довольно значительно от 0,6 до 16,2 м с тенденцией увеличенияпараметра к центральной части исследуемой территории, вне зависимости отсовременного структурного плана. В результате создания геологической моделиколлектор пласта БУ 20-1-2 был разбит на три пропласта (А, В, С) частичногидродинамически изолированных, частично связанных по площади распространения(рис 1), причем пропласток С выделяется только в северной части залежи,пропласток В разделен на две части северную и южную.
Коллекторы пласта БУ20-1-1 по сравнению с нижележащимпластом имеют более обширную площадь развития и представлены в виде песчаноготела северо-восточного простирания, имеющего по-видимому распространение далеев юго-западном и северо-восточном направлениях. Общая толщина пласта изменяетсяот 0,8 до 16 м, закономерно увеличиваясь в западном направлении. В целом пластпредставлен неравномерным чередованием темно-серых, мелко-среднезернистыхпесчаников, алевролитов и аргиллитов.
В результате создания геологической модели коллекторпласта БУ 20-1-1 был разбит на две части также частично гидродинамическиизолированных, частично связанных по площади распространения (А, В). Крометого, в пласте БУ 20-1-1 выделяется газовая шапка по результатам испытания двухскважин (рис 1).
/>
Рис.1. Геологический разрез пласта БУ 20-1.
Анализ распространения эффективных мощностей по разрезупоказал чрезвычайную неоднородность пласта. Эффективная мощность пропластка«А» пласта БУ 20-1-1 не превышает 4,5 м и изменяется от 0,4 до 4,5 м.. Пропласток «В» охарактеризован изменением Нэф. от 0,6 до 6,4 м..Эффективные мощности пропластка «А» пласта БУ 20-1-2 изменяются от0,8 до 3 м… Пропласток «В» разделен на две зоны, и его мощностьменяется от 1 до 2,8 м в северной зоне, и от 0,8 до 2,7 м в южной. Пропласток«С» значительно уменьшается по площади распространения и выделяетсятолько на севере с максимальной мощностью 4 м.
По результатам обработки данных ГИС и анализов образцовкерна были получены карты распределения по площади коэффициентов проницаемостии пористости. Кроме того была сделана попытка установить зависимость междусейсмическими атрибутами, в частности — амплитудой, и коэффициентомпроницаемости. Удалось установить качественную связь, отражающую общую картинураспространения неоднородности пласта по площади. Коэффициент корреляциисоставил 50,1%. В результате комплексной интерпретации исследований керна, ГИСи сейсморазведки, была построена карта, которая подтвердила высокуюнеоднородность коллекторских свойств не только по разрезу, но и по площади(рис.2).
/>
а)/>
б)
Рис. 2. Распределение Кпр по площади:
а) качественная характеристика, построенная с учетомсейсмических данных;
б) карта распределения Кпр пласта БУ 20-1, построеннаяпо данным бурения.
Изучениепетрофизической модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения проводилисьв Иркутском государственном университете на кафедре физики пласта. Исследованияпроводились на образцах керна разведочных скважин.
Изучениевлияния структуры порового пространства пород-коллекторов нефти и газа наемкостные и фильтрационные свойства имеет большое значение для решения многихзадач: подсчета запасов, проектирования разработки и т.д.
Кернизучался методом центрифугирования на центрифуге ЦЛС-31 в диапазоне 250-2750оборотов в минуту, при перепаде давления от 0,015 до 2,4 МПа. Это позволилополучить практически весь спектр пор, через которые возможна фильтрация нефти вприродных термодинамических условиях. Пределы изменения радиусов капилляровсоставили 0,086 — 26,962 мкм. На каждом режиме вращения находились: V вытесненного флюида, остаточная нефтенасыщенность, Кдинамической пористости, капиллярное давление, средний радиус капилляров,удельная поверхность, извилистость поровых каналов.
Общаяоткрытая пористость и абсолютная проницаемость находились по газу втермобарических условиях, близких к нормальным, на приборе КОФСП — 1.
Дляпримера приведем результаты обработки исследований керна и испытания скважины227 Южно-Пырейного месторождения.
Методомнасыщения образцов керна керосином и последующего центрифугирования былиполучены зависимости радиуса капилляров от капиллярного давления и остаточнойнефтенасыщенности от капиллярного давления. (рис.2 а, б). Анализ графиковзависимости остаточной нефтенасыщенности от R капилляров (рис.2 д) показал, что основные запасы нефтиприурочены к малым капиллярам Rki = 0-5 мкм.Извлекаемые к более крупным > 5 мкм, что составляет около 3% от всехоткрытых пор (рис.2 с). Установлено, что минимальное влияние на фильтрационныесвойства пород капиллярные силы оказываю в порах с Rki > 5 мкм. В этом диапазоне пор удаляется лишь 2-3% нефти при Рк(капиллярное давление) 0,01 — 0,5 МПа. Поэтому остаточная нефтенасыщенностьдостигает 97%. Основная часть флюида была получена из капилляров с радиусом от0,2 до 3,8 мкм.
/>
a) />
b)
/>
c) />
d)
Рис.2.Графики зависимости, полученные по исследованию образцов керна.
Длякапилляров меньшего размера капиллярное давление резко возрастает, что приводитк резкому уменьшению количества выделяемого флюида.
Значениякапиллярных давлений были использованы для сопоставления с реальным градиентомдавления в зоне дренажа нефтяной скважины. Установлено, что для пласта БУ 20-1на расстоянии 1 м от стенки скважины нефть будет извлекаться из большей частипор, на расстоянии 20 м — из пор с размером до 1 мкм., на расстоянии 30 м нефтьбудет двигаться по очень крупным порам >5 мкм и трещинам, которые неустановлены по данным исследования структуры порового пространствапластов-коллекторов на образцах керна в лабораторных условиях. Очевидно, онимогут быть выявлены при изучении макронеоднородности пластовыхгидродинамических систем
Призабойнаязона пласта работает дифференцировано по структуре порового пространства и позоне дренажа скважины. Для приведенной в примере скважины ¦227 Южно-Пырейногоместорождения по данным испытания скважины был определен радиус влиянияскважины, он составил 62м. По характеру распределения градиента давления в зонедренажа этой скважины также было установлено, что на расстоянии свыше 35 м. отстенки скважины будут работать поры > 5мкм, которые в общем объеме порсоставляют всего около 3% (рис.3).
/>
Рис.3.Распределение «работающих» капилляров по зоне дренажа скважины.
Врезультате проведенного анализа созданных петрофизической и геологическоймоделей пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения совместно со строениемпорового пространства коллекторов были выделены следующие ограничения дляпроектирования вариантов разработки и как частное — методов воздействия напласт:
ограничениепо мощности;
ограничениепо площади распространения коллекторов гидродинамически связанных между собой;
высокаярасчлененность по разрезу;
литологическаяограниченность залежи;
отсутствиезаконтурной воды и как следствие ограниченность энергии пласта;
наличиегазовой шапки в пласте БУ 20-1;
высокаянеоднородность коллекторов по площади и разрезу.
Принимаяво внимание только приведенные выше ограничения можно сделать вывод, чтотрадиционные методы разработки вряд ли позволят добиться положительногорезультата в разработке залежей подобного типа. Сложное строение пласта,невысокие фильтрационно-емкостные свойства, подтвержденная исследованиямидифференцированная работа призабойной зоны указывают на необходимостьиспользования новейших технологий применяемых в бурении и разработке.
Список литературы
Дляподготовки данной работы были использованы материалы с сайта www.laboratory.ru/