Содержание к диссертации
Введение
1. Геолого-промысловые особенности залежей горизонта Ю2 12
1.1. Основные черты геологического строения района работ 12
1.1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 12
1.1.2. Тектоническое строение изучаемого района и окружающих территории 16
1.1.3. Нефтегазоыосность района 24
1.2. Методика детального расчленения разрезов продуктивных отложений горизонта Ю2 25
1.2.1. Исходные принципы детальной корреляции 25
1.2.2. Методика детальной (зональной) корреляции горизонта Юг 28
1.2.3. Результаты детальной (зональной) корреляции разрезов скважин горизонта Юг 39
1.2.4. Характеристика макронеоднородности пластов 43
1.3. Геолого-промысловая характеристика продуктивного горизонта Ю2 в изучаемом Районе 54
1.3.1. Макронеоднородность горизонта Ю2 54
1.3.2. Условия нефтегазонакопления и формирования ВНК 63
1.3.3. Характеристика флюидов 85
2. Методика моделирования продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами 94
2.1. Анализ продуктивности горизонта Ю2 месторождений юга Тюменской Области 96
2.2. Методика оценки потенциальной продуктивности скважин по косвенным методам 99
2.2.1. Причины снижения продуктивности скважин 99
2.2.2. Методика оценки потенциальной продуктивности по данным ГИС 101
2.3. Методика выделения участков, однородных по продуктивности 111
3. Методика дифференциации трудноизвлекаемых запасов на основе потенциальной продуктивности пласта 118
3.1. Существующие методы дифференциации запасов 119
3.2. Дифференциация запасов на основе потенциальной продуктивности пласта 121
3.3. Анализ структуры запасов нефти горизонта Юг на основе их дифференциации 123
4. Обоснование эффективных технологий увеличения нефтеотдачи на участке залежей с различной продуктивностью 128
4.1. Методика прогнозирования коэффициента извлечения нефти на стадии разведки 128
4.2. Геолого-промысловый анализ состояния разработки участков с различной продуктивностью залежи горизонта Юг 133
4.3. Оценка эффективности современных технологий регулирования разработки на изучаемых объектах 137
4.4. Методика прогноза эффективности новых технологий на основе дифференциации запасов 141
4.5. Рекомендации по применению методов увеличения нефтеотдачи на изучаемых объектах 148
Заключение 157
Литература 160
- Основные черты геологического строения района работ
- Анализ продуктивности горизонта Ю2 месторождений юга Тюменской Области
- Существующие методы дифференциации запасов
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время на юге Тюменской области проводятся интенсивные поисково-разведочные работы, в результате которых выявляются как новые нефтяные месторождения, так и новые залежи на ранее открытых месторождениях. При этом ресурсная база рассматриваемой территории характеризуется наличием значительной доли трудноизвлекаемых запасов.
Эти запасы в основном приурочены к низкопроницаемым и неоднородным коллекторам отложениям юрского возраста, характеризующимся значительной лито-логической изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади. Имеющийся опыт разработки нефтяных залежей в таких коллекторах показывает, что удается извлечь лишь небольшую часть геологических запасов нефти.
Очевидно, что в связи с предстоящим вводом в разработку новых месторождений юга Тюменской области, актуален вопрос применения эффективных технологий разработки, направленных на увеличение производительности скважин и повышение выработки запасов.
В настоящей работе обобщены геолого-промысловые материалы по месторождениям, входящим в состав юга Тюменской области и обоснованы эффективные технологии разработки нефтяных месторождений,что позволит увеличить производительность скважин и соответственно повысит коэффициент извлечения нефти (КИН).В' качестве примера рассматриваются залежи горизонта К>2 с трудноизвлекае-мыми запасами. В данной работе анализируется 5 месторождений, расположенных как в пределах ХМАО, так и в основном юга Тюменской области: Омбинское, По-луньяхское, Тайлаковское, Усть-Тегусское, Северо-Демьянское. Общая площадь изучаемой территории достигает около 20 тыс. км2. Рассматриваемая территория граничит: на востоке с Томской областью, на юго-востоке - с Омской областью, на юге - с широтным течением р. Туртас, на западе - с южной границей Ханты-Мансийского автономного округа.
Кроме того, нами дополнительно взяты Омбинское и частично Восточно-Сургутское месторождения, расположенные в Нефтеюганском районе и находящиеся в разработке. Большое количество пробуренных здесь добывающих и нагнетательных скважин и результаты разработки, позволят решать различные методические вопросы, решение которых можно будет перенести на изучаемые месторождения юга Тюменской области, что позволит повысить выработку запасов и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН).
На.месторождениях ХМАО и юга Тюменской области интенсивно проводятся геологоразведочные работы: выполняются значительные объемы гравиомагнитораз-
ведочных, электроразведочных и сейсмических работ. Сейсмическими работами довольно хорошо изучены Полуньяхский, Тайлаковский и Усть-Тегусский участки, где плотность исследований достигает 0,8-1,45 пог. км/км . Рассматриваемая территория, особенно его южная часть, - это южная краевая часть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. По существующей схеме районирования рассматриваемая территория входит в состав Каймысовской и Фроловской нефтегазоносных областей.
Выбор объекта исследований - залежи горизонта Юг обусловлен определенными критериями, которые приведены ниже:
Горизонт Ю2 более полно изучен по материалам бурения, ГИС, гидродинамических исследований, пробной эксплуатации, установлены производительность и продуктивность скважин.
По объекту — горизонту Юг имеются результаты поинтервального испытания скважин, определений пористости и проницаемости как по керну, так и по материалам ГИС.
Выбранный объект Юг характеризуется большим разнообразием, литолого-физических свойств пород и геологических условий осадкообразования. Такие объекты по своей геолого-промысловой характеристике типичны для месторождений Сургутского, Нижневартовского, Нефтеюганского нефтегазодобывающих районов, а так же для юга области. Поэтому результаты проведенных исследований могут быть распространены на аналогичные по своему строению месторождения, расположенные как в вышеуказанных районах, так и месторождений юга Тюменской области.
Литологическая невыдержанность песчано-алевролитовых пород горизонта Ю2, замещение их глинистыми породами, наличие гидродинамических окон создают большие трудности при разделении пород на коллекторы и не коллекторы, а так же при группировании изучаемых пород на различные виды коллекторов. Поэтому проведение детальных литолого-фациальных и геолого-промысловых исследований, позволяющих учитывать различные свойства пород-коллекторов (коллекторские, физические, промысловые, эксплуатационные и т.д.), является весьма актуальной проблемой. Только комплексное сопоставление этих свойств позволяет установить и обосновать значение геолого-промысловых параметров, провести дифференциацию в строение продуктивных пластов и залежей нефти, а затем и дифференциацию содержащихся в залежах запасов нефти.
Фундаментальные исследования в области геолого-промыслового моделирования и учет их при подсчете запасов и проектирования разработки осуществляли многие ученые и производственники: И.Х. Абрикосов, В.И. Азаматов, Ф.С. Акбашев,В.А. Бадьянов, Н.Е. Быков, С.А. Винниковский, A.M. Волков, В.К. Гомзиков, Л.Ф. Демен-
10 тьев, М.А. Жданов, М.М. Иванова, В.Г. Каналин, В.Д. Лысенко, И.Э. Носенков, М.И. Максимов, Н.Я. Медведев, Э.Д. Мухарский, В.В. Стасенков, Н.М. Свихнушин, Ю.Б. Фаин, А.Я. Фурсов, И.П. Чоловский, А.Н. Янин и многие другие. Их исследования посвящены методам построения дифференцированной модели залежи, обоснованию геолого-промысловых критериев дифференциации запасов, их учету при проектировании и анализе состояния разработки. В связи с этим важное теоретическое и практическое значение имеет систематическое геолого-промысловое изучение разведанных, а таюке введенных в разработку запасов нефти с целью научного обоснования технологических и геолого-экономических критериев по обоснованию наиболее рациональных систем разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами.
Целью настоящей работы является обоснование методов добычи трудноизвле-каемых запасов нефти из залежей горизонта Ю2 юга Тюменской области.
Основные задачи исследования. Для достижения изложенной цели работы необходимо решить следующие геологические и геолого-промысловые задачи:
Анализ геолого-промысловых данных горизонта Ю2 месторождений юга Тюменской области.
Разработка методики выделения в пределах залежей участков, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков, и дифференциации на этой основе запасов нефти по величине потенциальной продуктивности.
Изучение закономерностей распространения залежей горизонта Ю2 в пределах изучаехмой площади и прилегающих территориях.
Анализ продуктивности и перспектив нефтеносности среднеюрских отложений по результатам литолого-фациального районирования.
Оценка методики детальной корреляции горизонта Ю2, для месторождений юга Тюменской области.
Построение геолого-промысловых моделей изучаемых залежей на основе картирования основных характеристик пластов горизонта Ю2 и применения современных вероятностно-статистических методов.
Анализ и обоснование эффективных технологий добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из залежей горизонта Ю2 и методов повышения нефтеотдачи.
Обоснование вариантов рентабельной добычи нефти из залежей горизонта Ю2.
Методы решения поставленных задач. Задачи решаются на основе качественного и количественного учета комплекса геолого-промысловых признаков продуктивного горизонта Ю2 как в разведочных, так ив эксплуатационных скважинах, направленные на проведение детальной и зональной корреляции, исследование макронеоднородности по материалам ГИС, обоснование типов разрезов, дифференциация
площади по продуктивности коллекторов. Обснование потенциальной продуктивности коллекторов, исследование структуры запасов по продуктивности, технологические и технико-экономические расчеты вариантов разработки, обоснование оптимальных условий эксплуатации залежей пласта Ю2.
При этом поставленные задачи решались как с учетом геологических, геофизических, промысловых, гидродинамических и экономических исследований в нефтегазовой промышленности, так и на основе широкого использования современных вероятностно-статистических методов обработки фактических данных и ЭВМ.
Научная новизна.
Выявлены закономерности распределения, залежей нефти в низкопродуктивных коллекторах горизонта Ю2 на месторождениях юга Тюменской области.
Разработана методика оценки потенциальной продуктивности пласта Ю2 по данным ГИС.
Разработана методика дифференциации запасов нефти на основе потенциальной' продуктивности пластов.
Основные защищаемые положения
Выявленные закономерности распределения залежей нефти по потенциальной продуктивности в низкопродуктивных коллекторах горизонта Ю2, позволили выделить приоритетные направления проведения геологоразведочных работ - это восточные районы юга Тюменской области, где развиты ловушки структурно-литологического типа и в юго-западной- и южной частях Уватского района перспективы нефтегазоносности следует связывать с палеоподнятиями.
Геолого-промысловые модели залежей горизонта Ю2, построенные на основе геофизических и гидродинамических исследований потенциальной продуктивности позволяют обеспечить проектирование наиболее оптимальных технологий разработки залежей применительно к участкам различного геологического строения. Разбурива-ние эксплуатационных объектов горизонта Ю2 следует начинать с участков» высокой продуктивности, с применением технологий бурения скважин с боковыми стволами. Для увеличения производительности скважин необходимо проведение ГРП с применением новых технологий.
Рассмотрение в работе теоретических и практических выводов могут быть предложены производственным и научно-исследовательским организациям для внедрения и использования в своей деятельности.
Диссертация выполнена в Тюменском rocyflapcTBeHHOMj нефтегазовом университете и в ОАО1 «Тюменнефтегаз» под руководством доктора геолого-
минералогических наук, профессора [В.Г. Каналина.| и доктора геолого
минералогических наук, профессора Ю.Я. Большакова, которым автор искренне признателен за поддержку и внимание при выполнении работы.
В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями Дорошенко А.А., Мясниковой Г.П. А.В. Ахиярова, И.П. Пуртовой, а так же О.В. Бакуева, К.М. Мулявина, Р.А. Соколовского, С.Ф Хафизова, В.Ю. Павлова. Всем им автор выражает искреннюю благодарность.
Основные черты геологического строения района работ
Основу стратиграфического расчленения разреза мезозойских отложений составляют «Региональные стратиграфические схемы триасовых и юрских отложений Западной Сибири», принятые на VI Межведомственным стратиграфическим-совещанием 16 октября 2003 года (г. Новосибирск) и утвержденные МСК Российской федерации 9 апреля 2004 года. Стратиграфическая схема по нижнемеловым отложениям по материалам региональной стратиграфической схемы берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири [65].
В изучаемом районе юга Тюменской области разрез месторождений подразделяется на: доюрское складчатое образование и мезозойско-кайназойский чехол.
Доюрские образования Отложения доюрского основания в исследуемом районе по керну обычно представлена в той или иной степени метаморфизированньши эффузивными породами. В большинстве скважин это андезито-базальтовые, дацитовые и диабазовые порфири-ты. Порфирита серовато-зеленого цвета, интенсивно измененные, карбонатизирован-ные, хлоритизированные, трещиноватые. Структура породы порфировая. В породах доюрского основания развита кора выветривания, которая представлена продуктами переработки гранитов, эффузивных пород и туфов. На отложениях фундамента, частично на коре выветривания, ниже пласта Юі в скважинах восточной части изучаемой территории развит базальный горизонт (БГ), представленный гравелито-конгломератами.
Максимально вскрытая толщина доюрских образований достигает на рассматриваемых месторождениях 70-76 метров. К кровле доюрского основания приурочен опорный отражающий горизонт А. Доюрские образования с угловым стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы.
Юрская система Нижний отдел Нижнеюрские отложения на рассматриваемой территории отсутствуют. Средний отдел
Отложения средней юры выделяются в тюменскую свиту (J2 аален-байосбат -ранний келловей). Свита представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями углей. Аргиллиты серые до темно-серых, алевритистые, слюдистые, углистые. Алевролиты серые, часто карбонатизированные. Тюменская свита представлена в объеме верхов средней (горизонт Ю5) и верхней (горизонты Ю4-Ю2) подсвит. К горизонтам Ю4, Юз, Юг приурочены залежи нефти.
Отложения тюменской свиты в большей степени развиты в погруженных участках, с угловым несогласием и размывом перекрывают отложения доюрского основания. В сводовых частях, например Урненское месторождение среднеюрские отложения отсутствуют. Толщина тюменской свиты варьирует от 0 м (Урненское месторождение) до 80-200 м на востоке (Усть-Тегусское месторождение). К кровле тюменской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Т [48].
Верхний отдел
Отложения верхней юры с трансгрессивным несогласием перекрывают осадки тюменской свиты и представлены породами васюганской, георгиевской и баженовской свит. Верхнеюрские отложения формировались в условиях прибрежноморского осадконакопления.
Васюганская свита (J2 келловей — J3 Оксфорд) обычно подразделяются на две подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, отложения которой формировались в условиях максимума келловейской трансгрессии моря, сложена аргелли-тами темно-серыми до черных, тонкоотмученными, с большим содержанием органики, участками с прослойками песчаного материала и вкраплениями пирита. Верхняя подсвита сложена песчаниками, аргиллитами темно-серыми до черных. С прослоями и линзами серых алевролитов. В составе подсвиты выделяется продуктивный пласт Ю].Толщина васюганской свиты 5-65 м.
Георгиевская свита (J3 кимеридж) залегает на отложениях васюганской свиты и перекрывается баженовской свитой. Свита сложена аргиллитами темно-серыми почти черными. Породы георгиевской свиты содержат стяжения глауконита и фауну. На высокоамплитудных локальных поднятиях Урненского месторождения георгиевская свита выпадает из разреза. Толщина ее от 0 до 5 м.
Баженовская свита (J3 титон (волжский) - Ki ранний берриас) залегает в кровельной части верхнеюрского комплекса, перекрывает отложения георгиевской свиты. На описываемой территории изучаемых месторождений отложения- свиты представлены битуминозными, темно-серыми до черных аргиллитами, часто с буроватым оттенком, ближе к основанию глинами слабобитуминозными, кремнистыми и извест ковистыми. Минимальная толщина (1-2 м) отмечена на приподнятых участках (Ур-ненского месторождения), в более погруженных участках она увеличивается до -20 м.
К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Б. Меловая система. Согласно современным представлениям неокомские отложения формировались в результате бокового недокомпенсированного заполнения осадочного бассейна [55]. Привнос осадков осуществлялся с востока через континентальную аккумулятивную равнину. Основная часть принесенных песчано-алевритовых осадков накапливалась на прибрежно-морском аккумулятивном шельфе, формируя покровные песчаные пласты, алеврито-глинистые осадки отлагались, на аккумулятивном склоне, избытки песчаного материала сбрасывались с аккумулятивного шельфа к основанию сидемента-ционного склона, формируя линзовидные песчаники ачимовской толщи.
Мегионская свита (Кі берриасс-ранний валанжин). В основании мегионской свиты залегает подачимовская пачка, представленная морскими темно-серыми плотными глинами. В нижней части свиты - линзовидные, пласты, образующие ачимов-скую толщу клиноформного резервуара БВ8.9. В верхней части свиты — шельфовые пласты клиноформного резервуара BBg-9 и перекрывающая его, покрышка - регионально выдержанная самотлорская пачка.
Отложения ачимовской пачки, представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Толщина ачимовских отложений от 20 до ПО м. Общая толщина мегионской свиты составляет 200-310 м.
Ванденская свита (К\ поздний валанжин - готерив - баррем) согласно залегает на породах мегионской свиты и перекрывается отложениями алымской свиты. Подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. В основании нижней подсвиты выделяются песчаники и алевролиты серые и зеленовато-серые (пласты БВб-7), перекрывающиеся преимущественно глинистой урьевской пачкой. Далее идет группа песчаных пластов БВ0.5, венчает подсвиту покачевская глинистая пачка. В основании верхней подсвиты ванденской свиты выделена группа пластов АВ8-АВ4, представленная песчаниками и алевролитами с обилинм обугленного растительного детрита, чередующимися с глинистыми прослоями. Песчаные пласты, выделяемые в этой толще, индексируются как АВ3-АВ2. Общая толщина свиты достигает 460-610 м.
Алымская свита (К\ ранний апт) подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Свита залегает на отложениях ванденской свиты и согласно перекрывается по-курской свитой. Нижняя подсвита представлена, тонкими линзовидным переслаиванием глин, песчаников и алевролитов («рябчик»). Выделяется пласт ABi. Верхняя подсвита имеет в составе две пачки. Первая пачка (кошайская) представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, тонкоотмученными, однородными. Пачка уверенно выделяется и является литологическим репером, к ней приурочен региональный отражающий горизонт М. Вторая пачка верхней подсвиты представлена переслаиванием глин и алевролитов, редко серых песчаников с маломощными прослоями глинистых известняков. Толщина алымской свиты - 30-70 м.
Анализ продуктивности горизонта Ю2 месторождений юга Тюменской Области
Геологическая модель залежи представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами залежей, а также словесное описание залежей. Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение залежей; карты поверхностей коллекторов с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; детальные геологические профили с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по объекту и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схемы обоснования положения ВНК и ГВК, карты распространения коллекторов разных типов, карты температуры, карты коэффициента светопоглащения, карты проницаемости др.) [31].
Обобщение информации может происходить как на эмпирическом, так и на теоретическом уровне. Теоретические методы нефтегазопромысловой геологии в значительной мере используют теоретические положения смежных геологических и технических наук, таких, как тектоника, стратиграфия, петрография, геохимия, подземная гидромеханика, физика пласта и другие, а также отраслевой экономики, позволяющие устанавливать свойства элементов геологической компоненты на разных иерархических уровнях, определять их границы, связи и т.п., прогнозировать процессы, а также решать другие задачи исследовательского характера. Вместе с тем недостаточное развитие теоретических методов геологии вообще и нефтепромысловой геологии в частности вызывает широкое использование эмпирических зависимостей. Поэтому основным методом обобщения эмпирического материала в нефтегазопромысловой геологии служит метод моделирования.
Российский философ В.А. Штофф дает следующее определение модели: плд моделью понимается такая мысленно представляемая или материально реализованная система, которая, отображая или воспроизведя объект исследования, способна замещать его так, что ее изучение дает новую информацию об этом объекте [31].
Из этого определения следует, что все модели могут быть разделены на материальные (или вещественные) и мысленные (т.е. идеальные, воображаемые,-умозрительные).
Мысленные модели широко применяются в таких процессах познания, которые без моделей вообще невозможны. К их числу относятся процесс интерполяции, рассматриваемый как истолкование наблюдений. Процесс изучения залежей нефти и газа относится именно к таким процессам, когда на основе определенных теоретических и: гипотетических представлений осуществляется мысленное построение системы, которая воспроизводит структуру изучаемой залежи или протекающей; в ней процесса. Создавая постепенно и последовательно мысленные образы, отражающие различные стороны и свойства изучаемого объекта или процесса, геолог воплощает их виде различных профильных разрезов,, схем; карт, таблиц значений различных параметров-зависимостей между ними и т.п. Эти воплощения мысленных образов - не материальные модели, они представляют собой лишь способ, форму записи мысленных модельных представлений.
Модель должна выполнять две функции: описательную и предсказательную. В первой функции модель служит средством обобщения»и;анализаисходной информации с целью получения представления о залежи, т.е. о ее свойствах, строении; характеристикахпроцесса и т.т Например, свойства нефтегазоносного пласта могут быть описаны несколькими способами.
При первом способе по данным наблюдений в точках формального геологического пространства вычисляются средние по объекту в целом значения свойств. В этом случае не выясняется, как изменяются значения свойств внутри пласта. Способ применим в случае, когда объект рассматривается как, элемент некоторой системы или подсистемы.
При втором способе, зная значения свойств для некоторого дискретного ряда точек, описываютизменения значений свойств внутри пласта. Для этого строятся карты;в.изолиниях изучаемых свойств методом равномерной интерполяции.
Третий способ отличается от, второго тем, что для описания закономерностей изменения: свойств внутри объекта используется не линейная: интерполяция, а математические функции различной сложности, такие как полиномы; различных степеней, случайные функции, сплайн-функции и др. В большинстве случаев модель при таком описании также выступает в виде карты в изолиниях:
Четвертый способ состоит в применении для описания состава изучаемого объекта методов теории вероятностей и математической статистике — теории распределений, корреляционно-регрессионного анализа и др.
Применение линейной интерполяции, других функций различной сложности, вероятностно-статистических методов означает применение математического моделирования. Математика дает в руки промыслового геолога абстрактную структуру, пригодную для создания модели реального объекта.
Превращение математической структуры в модель геологического явления или процесса происходит тогда, когда элементам этой структуры (абстрактным математическим объектам) дается геологическое истолкование, когда устанавливается соответствие между элементами математической структуры и экспериментально установленными свойствами залежи.,
Составление детальных корреляционных схем, детальных геологических разрезов (профилей), различных карт в изолиниях или в условных обозначениях, блок-диаграмм, графиков и других графических документов входит в область графического моделирования.
К числу графических методов моделирования процессов следует также отнести различные графики, характеризующие изменения во времени технологических характеристик - числа добывающих и нагнетательных скважин; текущих и накопленных отборов нефти, газа, воды.; пластового давления и т.п. Совокупность этих графиков представляет собой документ, который в целом называется графиком разработки. 2.1. Анализ продуктивности горизонта Юг месторождений юга Тюменской области
Для большинства месторождений юга Тюменской области и смежных территорий ХМАО значительные перспективы нефтегазоносности связаны с продуктивными горизонтами Ю2-5 среднеюрского нефтегазоносного комплекса (таблица 2.1). Эти пласты характеризуются сложным строением и низкой продуктивностью (таблица 2.2) [56].
Обращает внимание то, что на наиболее изученных месторождениях (Усть-Тегусское, Тайлаковское) различие минимальных и максимальных значений удельной продуктивности превышает три порядка. Это объясняется как высокой изменчивостью ФЕС коллекторов, так и технологическими причинами. А именно, вскрытие среднеюрских платов бурением на месторождениях юга Тюменской области осуществлялось на репрессии т.к. залежи баженовской свиты обладают аномально высоким пластовым давлением и требуют применения промывочной жидкости плотностью свыше 1250 кг/м .
На рисунке 2.1 представлена зависимость коэффициента удельной продуктивности от создаваемой на пласт репрессии при вскрытии пластов в процессе бурения на Северо-Демьянском месторождении. На рисунке видно, что при превышении давления, создаваемого столбом промывочной жидкости над пластовым
Существующие методы дифференциации запасов
В разных нефтегазодобывающих регионах страны различными исследователями разрабатываются и применяются многочисленные методы дифференциации1 запасов. Основные из них кратко рассматриваются ниже. 1. Дифференциация запасов нефти по эффективной-нефтенасыщенной толщине. Этот метод заключается в выделении на месторождении зон с-различной эф фективной толщиной коллектора. Как правило, запасы нефти на участках толщиной меньше 2-х метров обычно относят к трудноизвлекаемым. Однако дальнейшие иссле дования показали, что и в пределах зон с толщиной 10 м и более прослеживаются коллекторы средней и даже низкой продуктивности. Таким образом, недостатком рассматриваемого метода является отсутствие учета фильтрационно-емкостных свойств пласта. 2. Дифференциация запасов нефти по емкостным свойствам коллектора Эта группа методов базируется на выделение в эксплуатационном объекте практически однородных по коэффициенту пористости элементов, различных по всем остальным параметрам, входящим в формулу подсчета запасов. Дифференциацию запасов нефти производят по картам распределения запасов, приуроченных к небольшим интервалам пористости. На картах выделяют зоны различной плотности удельных запасов нефти. Такие карты позволяют количественно распределить запасы нефти в целом по объекту, а не по отдельным пропласткам. Таким образом, и в этом случае не учитываются фильтрационные особенности пласта, которые будут соответствовать каждой из выделенных групп пористости, а следовательно, не учитывается и степень их участия в извлечении запасов нефти. 3. Дифференциация запасов нефти по изменчивости фильтрационных свойств коллектора. Эти методы основываются на выделении групп пластов различной проницаемости, для чего в пределах залежи строят карты распределения проницаемости по зональному принципу. Однако без учета эффективной толщины пласта такая карта не всегда определяет производительность эксплуатационного объекта. С целью учета эффективной толщины проводят дифференциацию коллектора по параметру К1фН (проводимость пласта), отражающему произведение эффективной толщины пласта (Н) на его проницаемость (Кпр). При дифференциации запасов используют карты параметра К„рН, построенные тоже по зональному принципу (И.Э. Носенков, 1974). Однако современные методы ГИС не обеспечивают высокой достоверности определения ] КпрН, а кернового материала обычно также недостаточно. Кроме того, не учитывается влияние вязкости нефти, которая иногда изменяется в широких пределах. Для учета физических свойств пласта, его толщины и насыщающих флюидов И.П. Чоловским (1996 г.) были предложены карты пьезопроводности пласта, отражающие распределение фильтрационных свойств коллекторов в пределах залежи. Однако надежные сведения о гидропроводности продуктивного пласта не всегда можно получить при одновременно совместной разработке нескольких пластов. Поэтому для определения этой величины зачастую используют косвенные методы. 4. Дифференциация запасов нефти по продуктивности пород-коллекторов Эти методы основываются на том, что коэффициент продуктивности дает наиболее полную информацию о добывных возможностях продуктивных пластов и поэтому его можно использовать в качестве обобщающего показателя как неоднородности, так и производительности пласта. Величина его зависит от многих геолого-физических и технологических факторов [2, 3, 34, 41 и др.]. С помощью указанного способа дифференциации запасов можно получить представление как об их количественном, и так и качественном распределении по площади и разрезу залежи. Однако возможность оценки коэффициента продуктивности не исчерпывается только перечисленными факторами. Она может быть выполнена по ГИС с учетом пластической деформации пласта-коллектора в процессе разработки в связи с падением пластового давления в ПЗП на ее первом этапе и изменением структуры коллекторов. Из вышеизложенного видно, что основной причиной дифференциации запасов нефти является учет неоднородности фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов-коллекторов и физико-химических свойств пластовых жидкостей по площади и разрезу нефтяной залежи. Дифференциация запасов не является постоянной, она изменяется и усложняется в процессе разработки залежи, детального изучения параметров, по которым определяются запасы. В результате происшедших изменений появляется возможность использовать для оценки запасов нефти не средних, а дифференцированных значений геолого-промысловых параметров, установленных на основе построенных корреляционных схем кар толщин, карт ФЭС, зональных карт. Наиболее детальная дифференциация запасов осуществляется на этапе анализа состояния разработки, имеющего целью достижения наиболее полного охвата их выработкой и максимально возможной нефтеотдачи.
