Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Характеристика сеноманской продуктивной залежи на ныдинской площади месторождения Медвежье 8
1.1. Общие сведения о продуктивной толще месторождения Медвежье 8
1.2. Характеристика пород сеноманских отложений по данным литолого-петрографических и петрофизических исследований 11
Глава 2. Создание моделей залежей по комплексу геолого-геофизических и гидродинамических исследований 20
2.1. Общие положения 20
2.2. Исходная информация для построения модели залежи 23
2.3. Этапы построения модели залежи 26
2.4. Детальная корреляция разрезов скважин. Выделение циклов осадконакопления по данным ГИС 27
2.4.1. Природа возникновения цикличности 28
2.4.2. Классификация циклитов 30
2.4.3. Методика изучения цикличности 33
2.4.4. Принципы выделения циклитов 35
2.5. Изучение геологической неоднородности продуктивного разреза по данным ГИС 36
2.5.1. Характеристика и классификация геологической неоднородности... 36
2.5.2. Способы оценки и количественная оценка геологической неоднородности 39
Глава 3. Методика оценки подсчетных параметров и фильтрационных свойств коллекторов сеномана по данным ГИС 47
3.1. Петрофизическое обоснование методики определения фильтрационно-емкостных свойств и газоносности коллекторов сеномана 47
3.2. Результаты определений подсчетных параметров, проницаемости и неоднородности по ФЕС в отложениях сеномана Ныдинской площади 53
Глава 4. Модель сеноманской продуктивной толщины динскои площади 66
4.1 Выделение циклов осадконакопления в отложениях сеномана Ныдинскои
площади по геолого-геофизическим данным 66
4.2. Геологическая неоднородность продуктивного разреза сеномана и ее влияние на фильтрационно-емкостные свойства и продуктивность коллекторов ... 77
4.3. Характеристика геологической модели продуктивной толщи сеномана на Ныдинскои площади 80
Глава 5. Дифференцированный подсчет геологических запасов газа 99
5.1. Основные положения 99
5.2. Дифференцированный подсчет геологических запасов газа залежи сеномана на Ныдинскои площади 104
Глава 6. Определение степени вы работ анности и величины промышлеино-извлекаемых запасов газа на завершающем этапе разработки 117
6.1. Анализ данных разработки сеноманской залежи Ныдинскои площади месторождения Медвежье 117
6.2. Оценка величины промыт леї то извлекаемых запасов газа 125
Заключение 135
Список использованной литературы
- Характеристика пород сеноманских отложений по данным литолого-петрографических и петрофизических исследований
- Этапы построения модели залежи
- Результаты определений подсчетных параметров, проницаемости и неоднородности по ФЕС в отложениях сеномана Ныдинской площади
- Геологическая неоднородность продуктивного разреза сеномана и ее влияние на фильтрационно-емкостные свойства и продуктивность коллекторов ...
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время более 60 % добываемого газа в России получают из месторождений, расположенных на севере Тюменской области. Одним из первых здесь введено в разработку Медвежье газовое месторождение (1972 г.\ продуктивная залежь которого приурочена к сеноманскому ярусу верхнего мела.
Особенности строения сеноманской залежи месторождения Медвежье, условия освоения и технология разработки являются типичными для многих залежей данного региона. Поэтому исследования, выполняемые на примере месторождения Медвежье и направленные на повышение эффективности его разработки, являются актуальными.
Другой особенностью изучаемого месторождения является вступление сеноманской залежи в завершающую стадию разработки. На данном этапе разработки представляет интерес выявление, как величины остаточных запасов газа, так и распределение их в объеме залежи.
При слтдествующей технологии разработки газовых месторождений на начальной стадии наиболее активно отрабатываются однородные коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Из неоднородных коллекторов с ухудшенными ФЕС при разработке отбирается лишь часть запасов газа. На завершающем этапе разработки возникают сложности с определением мест заложения новых эксплуатационных скважин. Особенно остро эта проблема стоит на газовых месторождениях, связанных с неоднородными коллекторами. Здесь в первую очередь необходимо выделить зоны с высокими промышленно извлекаемыми остаточными запасами газа. То есть предварительно должна быть осуществлена дифференциация запасов на активные, малоактивные и пассивные.
В газовой промышленности сравнительно недавно проводятся работы по дифференцированному подсчету газа. Подготовлено соответствующее
методическое руководство [29] и апробация его на конкретном примере может внести существенный вклад в практику применения этого метода.
Целью данной работы является разработка методики определения по данным комплекса геолого-геофизических и гидродинамических исследований степени выработанности запасов газа, величины и распределения в объеме залежи промышленно извлекаемых запасов.
Основные задачи исследований.
Усовершенствование методики детальной корреляции разрезов скважин на основе литолого-фациалыюго анализа данных ГИС.
Построение модели залежи по данным ГИС с учетом фильтрационно-емкостной неоднородности.
Разработка алгоритма для выделения в разрезах скважин пластов-коллекторов с активными, малоактивными и пассивными запасами газа. Дифференцированный подсчет балансовых запасов газа объемным методом.
Изучение распределения в объеме залежи активных, малоактивных и пассивных запасов газа.
Оценка степени выработанности и величины остаточных промышленно извлекаемых запасов газа.
Подготовка рекомендаций по оптимальному размещению новых эксплуатационных скважин.
Научная новизна состоит в следующем:
В сеноманской толще Ныдинской площади по комплексу геолого-геофизических данных выделены пять циклов осадконакопления, с помощью которых осуществлена детальная корреляция изучаемого разреза.
Усовершенствована методика дифференцированного подсчета геологических запасов газа и выполнен расчет активных, малоактивных и пассивных запасов в отложениях сеномана НыдипскоЙ площади, изучено распределение их в объеме залежи.
3. Предложен способ оценки степени выработанности и остаточных промышлеино извлекаемых запасов газа на длительно разрабатываемых месторождениях. Практическая ценность работы заключается в следующем.
Усовершенствована методика корреляции разрезов скважин, позволившая уточнить детальную геологическую модель изучаемого месторождения.
Выделены зоны с высокими остаточными промышленно извлекаемыми запасами газа, эксплуатация которых позволит осуществить более эффективную доразработку месторождения и повысить коэффициент газоизвлечения.
Разработанный способ дифференцированного подсчета остаточных запасов газа и оценки степени выработанности залежи с учетом фильтрационной неоднородности продуктивного разреза может быть использован и на других газовых месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки.
Апробации разработанных методик и алгоритмов осуществлялась при выполнении научно-исследовательских работ по теме «Методика оценки по данным ГИС степени выработки запасов газа и определения участков с высоким остаточным газонасыщением», проводившихся в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по заданию ОАО «Газпром» в 2002-2003 гг.
Полученные в диссертации результаты докладывались на XVI Губкинских чтениях. М. РГУ. 2002 г. и опубликованы в трех научных статьях.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав и заключения. Содержит 140 страницы машинописного текста, включая 49 рисунка, 13 таблиц. Список литературы содержит 46 наименований.
В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных соискателем в период обучения в аспирантуре и во время работы
на кафедре геофизических информационных систем РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в период с 1999 г. по 2003 г.
В процессе исследований автор опирался на работы известных российских и зарубежных специалистов в области геологии, геофизики и разработки месторождений полезных ископаемых: Бабадаглы В. А., Бакирова А.А., Еалуховского Н.Ф., Ботвинкиной Л.Н., Вассоевича Н.Б., Вендельштейна Б.Ю. Гайдебуровой Е.А., Гриценко А.И., Гришина Ф.А., Даффа П., Дахпова В.Н., Дворецкого П.И., Денисова СБ., Ермакова В.И., Ермилова О.М., Золоевой Г.М., Зотова Г.А., Иванова Г.А., Ивановой М.М., Изотовой Т.С., Карогодина Ю.Н., Карпенко И.В., Кожевникова Д.А., Кулинковича А.Е., Кунина Н.Я., Кучерука Е.В., Максимова СП., Мальцевой А.К., Муромцева B.C., Напивского Е.М., Пирсона С Д., Плотникова А.А., Пономарева В.А., Ремизова В.В., Сардонникова Н.М., Стрельченко В.В., Токарева М.А., Уолтона Э., Успенской Н.Ю.; Халлама А., Чоловского И.П. и др.
Автор выражает благодарность своему научному руководителю д.г-м.н., профессору Г.М. Золоевой за помощь и поддержку, всему профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС за ценные советы и поддержку', И.М. Чуповой (ОАО «НадымГазпром») и Н.С. Романовской (ОАО «Газпромгеофизика») за предоставление исходных данных и помощь при сборе необходимых материалов, Денисову СБ. (ЦГЭ), Бирун Е.М. (ЦГЭ), А.А. Плотникову (ВНИИГАЗ), А.Е. Рыжову (ВНИИГАЗ) за ценные консультации и помощь при выполнении работ по теме диссертационной работы.
Характеристика пород сеноманских отложений по данным литолого-петрографических и петрофизических исследований
Коллекторами нефти и газа на месторождении служат пески и песчаники с глинистым цементом, а также часть крупнозернистых алевролитов. Плотные участки разреза представлены алевролитами с карбонатным цементом и сильно глинистыми алевролитами. Подробная лито логическая характеристика пород приведена в работе [31].
В лабораторных условиях в Главтюменьгеологни [31] определялись: открытая пористость (Кпот), остаточная водонасыщенность (КЕ0), проницаемость (Кпр) и гранулометрический состав.
С учетом рекомендаций ГКЗ исследования образцов керна проводились комплексно. По методу Преображенского водонасыщением определялась открытая пористость, методом центрифугирования — остаточная водонасыщенность, а также воздухопроницаемость. В отдельных кусочках образца кероеннонасыщением определялась пористость, после чего эти кусочки направлялись на механический анализ. Таким образом, комплексность исследований осуществлялась через определение пористости.
Керн из газоносных частей разрезов сеиомапа вынесен в 21 разведочной скважине, из водоносных— в одиннадцати скважинах. Определения пористости из газоносных интервалов выполнены в восемнадцати скважинах, из водоносных - в одиннадцати скважинах. По данным [31] средний процент выноса керна из газоносных интервалов составил 27.4%. Всего на образцах керна из газонасыщенной части разреза сделано 2215 определений значений Кп07. ЗЕїачение средневзвешенного коэффициента пористости по керну составило 0.287 (без учета нижнего предела коллектора). Для водоносных участков разреза сделано 283 определения величины открытой пористости. Среднеарифметическое значение этого параметра составило 0.282.
Средняя проницаемость по 482 определениям из газовой части залежи составила 396 мД? среднее суммарное содержание глинистости и карбонатности цемента - 0.28, глинистости - 0.23-0.24, остаточной водонасыщенности - 0.45 [31].
В результате анализа данных исследований керна выяснено, что продуктивные отложения значительно дифференцированы по пористости, проницаемости, газонасыщенности и гранулометрическому составу: открытая пористость изменяется от 0.165 (скважина 7-М) до 0.407 (скважина 7-М); газонасыщенность от 0.04 (скважина 6-М) до 0.92 (скважина 13-М); проницаемость от 0.1 мД (скважина 8-М) до 3420 мД (скважина 21-М); весовая глинистость от 0.01 (скважина 6-Н) до 0.84 (скважина 4-Н).
Карбонатность Ск пород изменяется от 0 до 0.28. Доля образцов с карбонатностью меньше 0.10-0.12 составляет 82-91%. Средняя карбонатность пород равна 0.055.
Карбонатные разности имеют подчиненное значение, и их суммарная толщина не превышает 1% от общей толщины продуктивного разреза. Выделение пластов с высоким содержанием карбонатного материала в разрезе скважин легко осуществляется по диаграммам микрозондов, где они характеризуются как уплотненные и непроницаемые. Учитывая малую толщину таких пластов и их невысокую пористость, которая не превышает 0.20-0.21 (но результатам анализа керна), что соответствует газонасыщенности не выше 0.1, эти пласты из рассмотрения исключались, как не содержащие сколько-нибудь заметных запасов газа.
Рассматриваемые ниже связи типа «керн-керн» справедливы для терригенных пород с карбонатностью ниже 0.10—0.12.
Определяющую роль во взаимосвязях фильтрационно-емкостных свойств пород играет их глинистость, то есть количество глинистого материала в породе является главным фактором, влияющим на ее открытую и эффективную пористость, газонасыщенность и проницаемость. Это наглядно показывают зависимости открытой пористости от Сгл, Кгл, тгл глинистости (рис. 1.2, 1.3, 1.4) [31], где весовая глинистость Сгл определена на образцах керна (фракции размером менее 0.01 мм); объемная Кгл и относительная rjra глинистости рассчитаны по формулам:
Учет влияния карбонатности цемента на величину открытой пористости практически не изменяет характера указанных выше связей, увеличивая коэффициент корреляции и сокращая разброс точек.
Наличие корреляционной связи между коллекторскими свойствами пород и их глинистостью обуславливает двумерный характер связей между другими фильтрационно-емкостными свойствами. По результатам керновых исследований [31] были получены следующие зависимости Кпэф=/(КПОТ), К ДКЛ, Кл ДКЛ К„р=/(КВ) (рис. 1.5 - 1.8). Полученные графики представляют собой ломаные линии, что дает основание условно разделить все породы на три группы, причем в пределах каждой группы связи между Кпэф=/(КЛ0ТХ КГ=/(КПОТ), lgKnp-ЯКп3 ), КП{г/(Кв) представляют собой прямые линии. В таблице 1.1 даны граничные значения коллекторских свойств для каждой из выделенных групп, полученные по различным зависимостям типа «керн-керн».
Этапы построения модели залежи
Составление адекватной модели залежи возможно при наличии надежной детальной корреляции продуктивных разрезов пробуренных скважин. Выделение в разрезе и прослеживание по площади одноименных комплексов, горизонтов и пластов, выявление условий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляется с помощью корреляции разрезов скважин. Корреляция может проводиться по различным признакам: биостратиграфическим, хроностратиграфическим и литостратиграфическим (литогенетическим) [7, 16].
При детальной корреляции основное место отводится хроностратиграфическим и литостратиграфическим признакам, определяемым по промыслово-геофизическим данным с привлечением результатов исследования керна.
Степень выработанности запасов углеводородов в залежи зависит от множества техногенных и природных факторов. Среди последних весьма существенным является литологический состав пласта-коллектора, который в свою очередь определяется условиями осадконакопления.
Значительному количеству осадочных толщ в природе присущи явления, описываемые в научной литературе, как «цикличность», «ритмичность», «периодичность». Терминология, употребляемая при описании этих явлений, настолько запутана, что даже некоторые «основоположники» меняли мнение относителыю лингвистического толкования этих понятий в разные периоды своей научной деятельности. Однако это не помешало в большинстве фундаментальных трудов, посвященных этой тематике, установить огромное значение для практической геологии изучения этих явлений, как на глобальном, так и на локальном уровнях.
В отечественной и зарубежной литературе существует множество описаний конкретных примеров цикличности, зафиксированной в осадочных образованиях. Для изучения природы седиментапионных циклов учеными привлекаются знания, полученные практически во всех отраслях науки о строении Земли. В процессе изучения этих явлений сформировалось множество подходов к решению вопроса о природе седиментационных циклов. Нами рассмотрены подходы и методики, традиционно применяемые в нефтегазовой отрасли.
Идея о повторяющихся глобальных геологических циклах была сформулирована в конце XVIII в. шотландским геологом Геттоном Д. Во второй половине XIX в. француз Ог Э., развивая учение о геологических циклах в формировании Земли, полагал, что каждый крупный цикл отвечает крупному стратиграфическому подразделению. Представление о региональных осадочных циклах было введено Ньюберри Д. (1860 г.) и Головинским Н.А. (1869 г.). В начале XX в, немец Штиле Г. развивая понятие о тектонической цикличности французского геолога Бертрана М. (1886 - 1887 гг.). сформулировал гипотезу об общеземных фазах складчатости, которые он связывал с регрессиями [28].
Существует несколько подходов к решению вопроса о природе седиментационных циклов. Один из них базируется на представлении о существовании некоего универсального механизма, вызывающего цикличность осадконакопления и геологических процессов вообще. В качестве такого механизма принимаются эндогенные факторы, т.е. внутреннее пульсирующее развитие Земли (периодические сжатия и растяжения), и экзогенные, т.е. влияние Космоса [21].
Ряд исследователей, как в России, так и за рубежом, изучают лишь локальные причины возникновения цикличности. Так, например, Дафф П., Халлам Л. и Уолтон Э. [6] полагают, что причины цикличности кроются в изменении климата, региональных эпейрогенических колебаниях земной коры. а планетарные движения и влияние Космоса рассматривают только в тех случаях, когда все локальные факторы исчерпаны.
Другая группа исследователей при рассмотрении вопроса о природе циклитов идет от знания общей природы этой системы.
Согласно принципу Ле-Шателье-Брауна, любой процесс, являющийся следствием нарушения равновесия, направлен так, чтобы равновесие было восстановлено [21]. Локальных причин нарушения равновесия, особенно на элементарном уровне, бесконечное множество. Это климатические, гидрологические, гидродинамические, тектонические, вулканические, геохимические и многие другие факторы, с которыми может быть связан процесс осадконакопления. Однако число более общих причин, также как и типов циклитов, можно свести к четырем или пяти. Вероятно, что чем выше уровень системы, тем уже крут причин, влияющих на основ ную направленность ее формирования.
Активизация и затухание процессов, идущих и вновь возникающих, стремление их к равновесию и периодическое (или непериодическое) его нарушение и являются основной причиной седиментационной цикличности.
Среди факторов равновесия Ритман А. (1973 г.) выделяет следующие: гравитационные, изостатические, гидростатические, геотермические и физико-химические.
Процессы могут возникать мгновенно (бури, смерчи, цунами, землетрясения, извержения вулканов, оползни, селевые потоки, массовое падение метеоритов и пыли и т.д.), нарушая уравновешенную среду седиментации. Они также могут и мгновенно прекращаться, но чаще всего происходит постепенный спад активизации процесса, постепенное восстановление прежних условий. Именно в подобном случае нижняя граница, характеризующая начало циклита, будет резкой, а верхняя (внутренняя) -постепенной [21].
Результаты определений подсчетных параметров, проницаемости и неоднородности по ФЕС в отложениях сеномана Ныдинской площади
При выполнении работы была произведена количественная интерпретация данных ГИС по 47 скважинам Ныдинской площади в соответствии с алгоритмами изложенными выше. В качестве примера в таблице 3.3 приводятся результаты попластовой количественной интерпретации ГИС в скв. 1001.
В таблице 3.3 приведена также информация о циклах осадконакопления, группах пород и характеристика запасов: А - пласты, содержащие активные запасы; МА - пласты, содержащие малоактивные запасы; П - пласты, содержащие пассивные запасы. Более подробно вопросы выделения циклов осадконакопления и определения категории запасов приведены в главах 4 и 5 соответственно.
Одной из задач проводимых исследований являлась оценка удельных геологических запасов, приходящихся на отдельный куст или скважину. Для этого необходимо было предварительно определить их площади дренирования. Особенностью Ныдинской площади, как и месторождения Медвежье в целом, является высокая концентрация добывающих скважин в центральной части структуры. Причем бурение велось кустами вертикальных скважин, расстояние между которыми составляло около 50 м. Это обстоятельство затрудняло оценку фактических площадей дренирования эксплуатационный скважин, входящих в кусты. Поскольку фильтрационно-емкостные характеристики пород в близко расположенных скважинах близки, для облегчения решения данной задачи сформированы кусты, включающие в себя группы ближайших эксплуатационных и наблюдательных скважин (таблица 3.4).
Результаты определения поде четных параметров (Нэф, Кп, Кг), проницаемости и неоднородности по ФЕС для продуктивных разрезов кустов добывающих скважин и отдельно стоящих пеэксплуатационных скважин в целом и отдельных циклов осадконакоплсния приведены в таблицах 3.5 и 3.6.
Для кустов скважин значения этих параметров были рассчитаны как среднее из средневзвешенных величин Нзф, Кп, Кг и Кпр по отдельным скважинам куста.
- кусты эксплуатационных скважин и отдельно стоящие неэксплуатационные скважины, по которых из-за отсутствия геофизических данных значения эффективной толщины, открытой пористости и газонасыщенности были установлены по картам (рис. 4.9 - 4.22).
Анализ полученных данных показал, что эффективная толщина коллекторов (НЭф) изменяется от 1.5 м до 80.9 м, коэффициент открытой пористости (Кп) - 0.280 - 0.348, коэффициент газонасыщенности (Кг) от 0.606 до 0.829, коэффициент проницаемости (Кпр) - 60 - 4766 мД. Неоднородность по пористости изменяется в диапазоне от 0.014 до 0.072, по проницаемости - от 0.106 до 0.889.
В таблице 3.7 представлена характеристика коллекторов выделенных циклов осадконакоплеиия. Из таблицы видно, что наибольшие эффективные толщины наблюдаются в первом цикле осадконакоплеиия. Лучшие фильтрационно-емкостные свойства и высокая газонасыщенность отмечены во втором цикле. Наиболее низкими коллекторе кими свойствами, газонасыщенностью и малой эффективной толщиной характеризуются породы третьего цикла осадконакоплеиия.
Данные, полученные в результате количественной интерпретации ГИС, использованы в дальнейшем при построении геологической модели залежи, определении величин балансовых и остаточных запасов газа.
Геологами-исследователями нефтегазоперспективных отложений севера Западной Сибири на разных этапах исследований предпринимались попытки установить ритмичность (цикличность) в строении продуктивных толщ. В частности, в начале 70 х г.г. группа исследователей из ВНИИГаза [11], занимаясь изучением отложений покурской свиты в Широтном Приобьс и на севере Тюменской области, как в естественных обнажениях, так и в скважинах Сургутского месторождения, выделили в ее разрезе до восьми ритмов, верхние три из которых входят в состав сеноманского яруса.
Нами осуществлено выделение циклов осадконакопления в сеноманской продуктивной толще Ныдинской площади по данным ГИС с привлечением результатов исследования керна. Анализировались материалы по 47 скважинам, достаточно равномерно расположенным в пределах изучаемой площади. За основу, при выделении циклов осадконакопления, приняты принципы, сформулированные Карогодиным Ю.Н. (см. раздел 2.4).
По данным ГИС в разрезах скважин достаточно уверенно выделяются границы и типы пород различного состава. Поэтому возможно выделение циклитов на вещественно-структурной основе. При решении данной задачи необходим комплекс геофизических методов, достаточно четко отражающий изменение свойств от слоя к слою. Для терригенных отложений сеноманского возраста Ныдинской площади выделение циклов осадконакопления возможно по методам стандартного комплекса, так как он хорошо отражает изменение вещественного состава пород.
Геологическая неоднородность продуктивного разреза сеномана и ее влияние на фильтрационно-емкостные свойства и продуктивность коллекторов ...
Для продуктивной толщи сеномана Ныдинской площади проведены оценки неоднородности разреза по пористости и проницаемости.
При изучении неоднородности коллекторов в проводимых исследованиях использован комплексный параметр РИ, о преимуществах которого перед другими статистическими характеристиками было сказано выше. Результаты расчетов параметра неоднородности для всего продуктивного разреза сеноманских отложений и для каждого цикла осадконакопления приведены в таблицах 3.3, 3.5 и 3.6.
Из полученных данных следует, что неоднородность разреза по пористости изменяется в пределах от 0.014 до 0.072. Неоднородность разреза по проницаемости на порядок выше. Диапазон изменения данного параметра в отложениях сеноманского яруса составляет 0.106 — 0.889 [46].
Практический интерес представляет изучение взаимосвязей фильтрационно-смкостных свойств коллекторов и их продуктивности с неоднородностью. Как показали результаты предыдущих исследований [12], для многих залежей нефти и газа, сложенных как терригениыми, так и карбонатными породами установлена обратная связь неоднородности с ФЕС. То есть наблюдается снижение пористости и проницаемости коллекторов с увеличением геологической неоднородности разрезов скважин.
Достаточно тесные корреляционные связи (r 0.8-i-0.9) коэффициентов продуктивности с параметром неоднородности РИ получены д.і[я нефтяных залежей девона Туймазинского месторождения, пласта ЮКю Талинского. и бобриковскоіх горизонта Пионерского месторождения [12].
Использование количественной характеристики геологической неоднородности Кнеод (2.1) при прогнозе продуктивности газоносных пластов впервые было применено для сеноманской продуктивной толщи месторождения Медвежье М.А.Токаревым (1990). По результатам этих исследований установлено снижение коэффициентов удельной продуктивности с увеличением неоднородности коллекторов по ФЕС.
Аналогичный характер связей фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и продуктивности скважин с параметром неоднородности РИ установлен и для пород сеноманского яруса на Ныдинской площади (рис. 4.7-4.9).
Изучение геологической модели сеноманских отложений на Ныдинской площади проводилось путем построения и анализа карт эффективных толщин коллекторов, пористости, проницаемости, газонасыщенности, неоднородности по фильтрациошю-емкостным свойствам и песчанистости. Карты строились как для всего продуктивного разреза в целом (рис. 4.10 - 4.16)7 так и для каждого цикла осадконакопления в отдельности. На рис. 4.17 - 4.23 для примера приведены вышеперечисленные карты для первого цикла осадконакопления.
Построение карт для отдельных циклов осадконакопления позволяет получить представление о детальной фильтрационно-емкостной модели залежи, что важно для дальнейшего построения гидродинамической модели.
В общем случае перечисленные карты позволяют установить наиболее вероятные значения перечисленных свойств на любом участке залежи, проследить за характером изменения их по площади.
На рис. 4.3 показана структурная карта, построенная по кровле сеноманских отложений на Ныдинском поднятии месторождения Медвежье со схемой расположения добывающих и неэксплуатационных скважин.
На картах, представленных на рис. 4.10 - 4.23, показаны кустовые и не эксплуатационные скважины, участвующие в построении геологической модели и подсчете запасов газа.
Ниже дана характеристика геологической модели сен оманской продуктивной толщи изучаемой площади на основе анализа вышеперечисленных карт, построенных для разреза в целом.
Карта эффективных газонасыщенных толщин (рис. 4.10). Эффективные толщины продуктивных коллекторов в разрезах скважин колеблются от 1.5 м до 80.9 м. Максимальными толщинами характеризуется сводовая часть Ныдинского поднятия в районе расположения кустов 6к, 10k, 21k, 14k, 15k, 16k, где эффективная толщина составляет 70-80 м. Минимальные толщины коллекторов наблюдается в районе расположения неэксплуатационных скважин 43 и 26, где они составляют 1.5 м. В целом можно отметить закономерное уменьшение эффективных толщин от центра к периферийным частям площади.
Карта пористости (рис. 4.11). Пористость коллекторов Ныдинской площади изменяется в пределах от 0.280 (скважины 26, 43) до 0.348 (скв. 11). Коллекторы в основном принадлежат к третьему типу (Кп 0.295). Здесь просматривается определенная связь эффективных толщин с пористостью коллекторов. Наиболее высокие величины Кп в перечисленных выше кустовых скважинах. Коллекторы северной и южной части Ныдинской площади имеют более низкие величины Кп, по сравнению со сводовой частью структуры. В центральной части наблюдаем чередование пород с высокими и ухудшенными емкостными свойствами.
Карта протщаемоапи (рис. 4.12). Проницаемость коллекторов сеномаиской толщи изменяется в широких пределах от 60 мД (скважины 43, 10,) до 4766 мД (куст 16k). Лучшими фильтрационными свойствами обладают разрезы в районе расположения кустовых скважин 6к и 16к. Коллекторы с высокой проницаемостью более 1500 мД сосредоточены в области скважин 10k, 13k и 4. Эти коллекторы принадлежат в основном к третьему типу. На данных участках площади наблюдается хорошая связь с пористостью коллекторов.
