Содержание к диссертации
Введение
РАЗДЕЛ 1. Геолого-промысловые особенности пласта ю1 когалымского нефтегазоносного района . 10
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика пласта Ю1 .10
1.2. Тектоника 15
1.3. Нефтеносность 20
1.4 Причины и актуализация геологических моделей влияющие на строение верхне-юрских отложений пласта Ю1 месторождений Когалымского НГР по материалам сейсморазведки 3D и промысловым данным 21
Выводы по разделу 1 36
Раздел 2. Комплексные методы выделения и локализации зон малоамплитудных дислокаций и прогнозирование фес в присбросовых продуктивных участках пласта ю1 37
2.1 Анализ проблемы, архитектура и решения .37
2.2 Ретроспективный анализ применяемых методов и разработка новых для комплексного обоснования дизъюнктивных нарушений .44
2.3 Проведение исследований скважин гидропрослушиванием при обосновании тектонического экранирования пласта Ю1 56
2.4 Обоснование ВНК верхне-юрских залежей пласта Ю1
Ватьеганского месторождения по данным комплексных исследований 68
2.5 Зональное изменение ФЕС пород Ватьеганского месторождения по результатам исследования керна .75
Выводы по разделу 2 .90
Раздел 3. Новые подходы к освоению остаточных запасов, учитывающие изменение фес коллекторов, в зонах повышенной трещиноватости 91
3.1 Обоснование фильтрационно-емкостной модели юрских залежей в целом для Когалымского НГР и примеры формирования запасов, не вовлекаемых в разработку .91
3.2 Причины и механизм поступления пластовой воды в добывающие скважины в присбросовых областях юрских залежей Когалымского НГР 100
3.3 Повышение эффективности освоения остаточных запасов, учитывающее изменение ФЕС коллекторов,
в зонах повышеннной трещиноватости 112
Выводы по разделу 3 121
РАЗДЕЛ 4. Дифференциация запасов нефти по продуктивности на основе литолого-фациальных, фильтрационно-емкостных характеристик и выбор максимально эффективных ГТМ .122
4.1 Характеристика фациальных зон 122
4.2 Повышение эффективности освоения запасов на основе фациального районирования пласта Ю1 и анализа ГТМ .133
4.3 Учет конечного показателя КИН при освоении запасов и проведении ГТМ на основе зонального изменения свойств
пород в пределах одной фациальной обстановки 145
Выводы по разделу 4 .160
Основные выводы и рекомендации .161
Список сокращений .162
Список использованных источников
- Причины и актуализация геологических моделей влияющие на строение верхне-юрских отложений пласта Ю1 месторождений Когалымского НГР по материалам сейсморазведки 3D и промысловым данным
- Проведение исследований скважин гидропрослушиванием при обосновании тектонического экранирования пласта Ю1
- Причины и механизм поступления пластовой воды в добывающие скважины в присбросовых областях юрских залежей Когалымского НГР
- Повышение эффективности освоения запасов на основе фациального районирования пласта Ю1 и анализа ГТМ
Введение к работе
Актуальность работы
Современная нефтегазовая геология, выступая важной прикладной составляющей всей геологии, испытывает на себе существенные изменения, которые направлены на фактически полную переоценку базовых основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов (УВ).
Это обусловлено возрастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и характере насыщения горных пород, полученными на ранних стадиях освоения.
Методами сейсморазведки выявляются не все особенности их строения, тогда как на стадии разработки устанавливаются существенно более сложные (в том числе разломно-блоковые) модели. Такое положение указывает на необходимость анализа и учета влияния, дополнительно выделяемых различными геолого-промысловыми методами разрывных нарушений, формирование и современное размещение начальных и остаточных запасов УВ в разрезе продуктивных отложений.
Все это в полной мере относится к юрским залежам Западно-Сибирского региона, где значительная лито лого-фациальная изменчивость, наличие сети дизъюнктивных дислокаций предопределяют сложность гео лого-промыслового моделирования нефтегазодобывающих объектов. Недоучт вышеперечисленных негативных факторов снижает эффективность поисково-разведочных работ и достоверность оценки запасов. Обоснованность моделей максимально приближенных к реальным геологическим объектам разработки в конечном итоге приведет к увеличению коэффициентов нефтеотдачи на основе оптимизации геологоразведочных работ (ГРР) и обоснования эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), уменьшению объемов, не вырабатываемых остаточных запасов, снижению непроизводительных затрат. Эти факторы подтверждают актуальность решаемых в работе проблем, теоретическое и практическое значение ожидаемых результатов исследований, выполненных на примере месторождений Когалымского нефтегазоносного района (НГР).
Цель работы заключается в актуализации моделей строения сложнопостроенных юрских залежей для выбора максимально эффективных методов освоения запасов УВ.
Основные задачи работы анализ и детальное исследование геологических факторов, обусловивших сложное строение юрских залежей на примере месторождений Когалымского НГР для выявления зон пространственного положения остаточных запасов;
комплексное геолого-промысловое обоснование новой модели юрских залежей, учитывающее разломно-блоковое строение;
анализ гео лого-промысловых данных, проведенных ранее работ, разработка и адаптация новых методов уточнения геологического строения юрских залежей;
методика локализации остаточных запасов и разработка рекомендаций по их освоению;
дифференциация запасов по продуктивности на основе анализа литолого-фациальных, фильтрационно-емкостных, геолого-гидродинамических характеристик и обоснование эффективных методов освоения юрских залежей для достижения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН).
Методы решения поставленных задач
При проведении исследования в качестве его основы были использованы общепринятые подходы, методики и технологии изучения нефтегазоносности природных резервуаров. В частности, методологическая база работы основана на обобщении результатов исследований сейсморазведки, литолого-фациальных, геофизических, гидродинамических и промысловых данных. Базовыми методиками при изучении специфики влияния разломно-блоковой тектоники на движение флюидов послужили методы многомерного статистического анализа, геолого-гидродинамическое моделирование. Полученные в результате проведенных исследований данные показали высокую сходимость расчетных и фактических показателей скважин различных площадей юрских залежей в пределах зоны сочленения Сургутского и Вартовского сводов.
Научная новизна результатов работы
-
Обоснованы закономерности пространственного размещения углеводородов, их приуроченность к дизъюнктивным нарушениям и влияние разломов на гидродинамическую сообщаемость пласта Ю1.
-
Установлены факторы, влияющие на изменение фильтрационно-емкостных свойств пород с учетом влияния трещиноватости на продуктивные пласты и формирование остаточных запасов.
-
Научно обоснован комплекс геолого-геофизических и геолого-промысловых методов для повышения геологической информативности и адекватности моделей сложнопостроенных залежей УВ.
-
Разработан новый метод оперативного уточнения строения нефтяных залежей, основанный на «камеральном» гидропрослушивании пластов и комплексе данных ГИС, ГДИ и т.д.
-
Научно обоснованы новые геологические модели запасов юрских залежей и произведена дифференциация запасов по продуктивности для оптимизации освоения залежей УВ.
Основные защищаемые положения
Принципиально новая модель строения юрских залежей Ватьеганского месторождения, доказывающая отсутствие единого гидродинамического резервуара. На гидродинамическую сообщаемость в пласте Ю1, влияют зоны тектонической трещиноватости и дизъюнктивных нарушений;
Разработан эффективный комплекс геофизических и геолого-промысловых методов, позволяющий оптимизировать освоение текущих и остаточных запасов пласта Ю1;
Впервые локализованы залежи УВ связанные с зонами малоамплитудных дизъюнктивных дислокаций, выполнен прогноз ФЕС в их пределах;
Пространственное расположение остаточных запасов УВ, обусловившее выбор оптимальных направлений геологоразведочных работ и геолого-технических мероприятий для повышения геолого-промысловой эффективности разработки сложнопостроенных объектов нефтедобычи.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Данная область научных изысканий соответствует паспорту специальности «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» (25.00.12). В разделе «Область исследования» содержание работы соответствует пунктам: 3. Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.
Практическая ценность результатов работы
-
Разработан комплексный геолого-промысловый подход к изучению сложного, разломно-блокового строения юрских отложений, позволяющий уточнить границы залежей, что было использовано при формировании программы геологоразведочных и гео лого-технических работ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
-
На основании имеющихся геолого-геофизических и геолого-промысловых данных уточнены геологические, гидродинамические и фильтрационно-емкостные модели пласта Ю1.
-
С использованием уточненных и разработанных новых геологических моделей выполнен прогноз пространственного размещения зон остаточных запасов УВ, не охваченных разработкой, что было учтено при планировании ГТМ на Ватьеганском, Тевлинско-Русскинском, Равенском, Южно-Ягунском, Восточно-Придорожном месторождениях .
-
Результаты исследований, изложенных в диссертационной работе, используются геолого-технологическими службами ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» в процессе освоения месторождений, при уточнении геолого-гидродинамических моделей залежей и планировании ГТМ, что подтверждено актом внедрения выполненных научно-исследовательских работ, утвержденным
заместителем генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» по геологоразведке С.В.Арефьевым.
Личный вклад автора диссертации
Состоит в обосновании актуальности работ, постановке задач и их решении; разработке специальных методологических приемов, учитывающих особенности освоения запасов нефти из приразломных участков пластов с учетом литолого-фациальных изменчивостей, с использованием гидродинамических, геолого-промысловых исследований, обобщении их результатов, практического внедрения разработанных методик.
Апробация результатов работы
Основные положения диссертационного исследования были обговорены на
научно-методических семинарах научного совета РГУ «Российский
Государственный Университет нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина», в частности
кафедры «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ
ВО РГУ (г. Москва 2014, 2015 гг.); обнародованы на ряде международных
конференций, научных симпозиумах, научно-технических совещаниях: «Проблемы
развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном
этапе» (Международная научно-техническая конференция, г. Тюмень, 2006 г.);
Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию
ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2007 г.); «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (IV Международный технологический симпозиум, г. Москва, 2008 г.); «Новые технологии и методы увеличения нефтеотдачи пластов» (научно-практический семинар SPE, г. Тюмень, 2008, 2009 гг.); «Разработка многопластовых месторождений» (Производственно-технический нефтегазовый форум, г. Москва, 2014 г.); V Научно-техническая конференция ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г. Пермь, 2015 г.); V Научно-техническая конференция ПАО «ЛУКОЙЛ» (г. Москва, 2015 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационного исследования опубликованы в 20 научных трудах, в том числе из них 12 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав с подпунктами, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы (131 наименований). Текст работы занимает 161 страницы компьютерного набора. Диссертационное исследование содержит 55 рисунков, 10 таблиц.
Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, профессору, д.г.-м.н. А.В. Лобусеву за всемерную поддержку и ценные советы. Автор благодарен профессору, д.г.-м.н. В.П.Филиппову, профессору, д.г.-м.н. С.Б.Вагину,
профессору, д.г.-м.н. И.П.Попову, профессору, д.г.-м.н. А.В.Бочкареву, доценту, к.г.-м.н. В.Е.Копылову и всем сотрудникам кафедры промысловой геологии нефти и газа Российского Государственного Университета нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина.
Причины и актуализация геологических моделей влияющие на строение верхне-юрских отложений пласта Ю1 месторождений Когалымского НГР по материалам сейсморазведки 3D и промысловым данным
Информация о стратиграфической изученности юрских отложений Западной Сибири, стратиграфические схемы отложений этого района систематически обсуждаются на различных региональных и межведомственных стратиграфических совещаниях и опубликовываются в решениях[83,84,87,118].
Представления о расчленении верхнеюрских отложений Западной Сибири формировались на протяжении долгих лет. Региональной шкалой в стратиграфических схемах верхней юры на современном уровне исследований рассматриваются подразделения зонального ранга, выделенные автономно по разным группам микрофауны и макрофауны. В последнее время в региональные стратиграфические подразделения введены автономные шкалы по фораминиферам, двустворчатым моллюскам и др. Обсуждения о стратиграфическом объеме литостратиграфических подразделения и слагающих их частей продолжаются по сегодняшний день со времени проведения первого Межведомственного совещания по разработке унифицированных стратиграфических схем Сибири (31 января 1956 г.) По схеме районирования, принятой Межведомственным региональным стратиграфическим совещанием (МРСС), составлена схема структурно-фациального районирования с уточненными, на основе новых данных, границами структурно-фациальных районов, на которой район исследования входит в Пурпейско-Васьюганский фациальный район (рисунок 1.1)[83].
Основным объектом исследования являются терригенные отложения васюганской свиты верхнеюрского возраста Тевлинско-Русскинского, Ватъеганского, Равенского, Южно-Ягунского, Восточно-Придорожного и Новомолодежного месторождений. В геологическом строении всего Среднего Приобья принимает участие структурно-формационный этаж осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, перекрывающий отложения промежуточного структурного этажа и складчатого фундамента. Рассмотрим на примере Тевлинско-Русскинского месторождения данные характеристики [81].
Стратиграфическая схема расчленения разреза с незначительными упрощениями соответствует «Региональной стратиграфической схеме мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины», утвержденной Межведомственным стратиграфическим комитетом (МСК СССР, 30.01.1991). Фрагмент сводного литолого-стратиграфического разреза в продуктивной части представляет рисунок 1.2. Васюганская свита, вскрыта всеми пробуренными скважинами на глубинах 2765 – 2848 м. По характеру своего строения свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, представлена аргиллитами серыми, темно-серыми почти черными, слюдистыми, средней крепости, неоднородными. Для толщи характерны прослои алевролитов, иногда песчаников, образующих неправильную линзовидную слоистость. Встречаются включения пирита и мелкорассеянного углистого детрита.
Верхняя подсвита, сложена песчано-глинистыми осадками с преобладанием песчаных разностей. Песчаники от светло-серых до темно-серых, разнозернистые, средней крепости, слюдистые, с горизонтальной, пологоволнистой слоистостью, монолитные, на глинистом и карбонатном цементе. Наблюдаются включения рассеянных обуглившихся растительных остатков, а также редкие включения углистого детрита. Алевролиты светло-серые, серые, темно-серые до черных, за счет сильного обогащения углисто-растительным детритом. Разнозернистые, крепкосцементированные, слюдистые, наблюдаются глинистые, слабоизвестковистые разности, с многочисленными намывами растительного детрита и чешуек слюды, подчеркивающих пологоволнистую структуру породы.
Аргиллиты от серых до буровато-черных, алевритистые, слюдистые, крепкие, горизонтально- и косоволнисто-слоистые за счет тонких прослоев песчаника, с полураковистой поверхностью излома, на которой отмечается растительный детрит и остатки обугленных стеблей растений. Встречаются линзы и вкрапления мелкозернистого пирита, единичные прослои известковистого материала.
К песчаникам верхней подсвиты приурочены продуктивные пласты ЮС11 и ЮС12, с которыми связаны залежи структурного и структурно-литологического типа [37]. Кровля верхнего пласта ЮС11 совпадает с резкой литологической границей: серые песчано-алевритовые породы сменяются вверх по разрезу зеленовато-серыми глауконитовыми глинисто-алевритовыми породами георгиевской свиты. Толщина васюганской свиты изменяется в пределах 60 – 80 м.
Проведение исследований скважин гидропрослушиванием при обосновании тектонического экранирования пласта Ю1
Наличие или отсутствие гидродинамической связи между блоками можно выявить в первую очередь путем гидропрослушивания скважин, расположенных по разные стороны от разделяющих их дизъюнктива. Считается, что если изменение режима одной скважины вызывает изменение работы другой, то нарушение относится к проводящему. При отсутствии взаимодействия скважин нарушение считают экранирующим. Такая проверка требует специальной организации эксперимента и тщательного подбора методики исследований. Предпочтение отдавалось тем методическим подходам, которые не требовали проведения дополнительных дорогостоящих исследований. Затем с учетом фактического состояния работ по гидродинамическим исследованиям скважин и пластов на рассматриваемом нефтяном месторождении оценивались гидродинамические связи добывающих и нагнетательных скважин на основе анализа истории разработки. Такому подходу и требованиям отвечает «камеральное» гидропрослушивание.
«Камеральное» гидропрослушивание заключается в том, что на массовых данных эксплуатации скважин, таких как дебит нефти, жидкости, обводненность продукции, пластовое давление, забойное давление (по ТМС), объемы закачки воды, газовый фактор, можно организовать имитацию метода гидропрослушивания, при наличии датчиков ТМС в режиме реального времени. При этом нагнетательные скважины будут рассматриваться как «возмущающие», а добывающие как «реагирующие», поскольку, при наличии гидродинамической связи между скважинами, изменения в объемах закачки воды в нагнетательную скважину отражаются на показателях разработки добывающей скважины[50,51,57,61].
Таким образом, оценивая промысловые данные и показания датчиков погружной телеметрии на паре скважин: «нагнетательная – добывающая», можно судить о гидродинамической связи между этими скважинами. Выявив сдвиги во времени реакции добывающей скважины на изменение показателей в нагнетательной скважине, так называемое «запаздывание» сигнала, можно судить о фильтрационных свойствах пласта на участке между добывающей и нагнетательной скважинами.
Рассмотрим работу локального блока Ватьеганского месторождения кустовых площадок №№ 568, 89, 576 с добывающими скважинами 568/8867г, 568/8843г, 576/9063н, 89/8865л, 89/8866 и нагнетательными скважинами 568/9080, 568/8842, 576/9064, 576/9045, 89/8858, 89/8857 (Рисунок 2.3). Для более качественного анализа была использована информация с датчиков
Рисунок 2.3. Карта текущего состояния разработки Ватьеганского месторождения района кустовых площадок №№ 568, 89. 1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – горизонтальные скважины; 4 – скважины с ГРП; 5 – движение трассера. погружных телеметрических систем (ТМС) установленных под установки электро – центробежных насосов (УЭЦН) в скважинах 8867г, 8843г, 9063н и анализ замера статического уровня (Нст) ежемесячно по скважине № 8866, находящейся в бездействии прошлых лет. В результате ремонта (смена УЭЦН-125-2000 на УЭЦН-160-2200) и запуска в работу скважины № 8867г установкой ЭЦН-160-2200 и вывода ее на режим с параметрами дебит жидкости (Qж) =167 м3/сут, обводненность %воды = 44, дебит нефти (Qн) = 78 т. При Давлении ТМС (Ртмс) = 55 атм, забойном давлении (Рзаб) = 150 атм и дальнейшей эксплуатацией произошло снижение пластового давления (Рпл) и Рзаб (таблица 2.1):
Скважина № 8867г кустовой площадки № 568 работает с постоянными отключениями по низкому давлению среды на приеме насоса при резком снижении пластового и забойного давления. На скважине № 8843г кустовой площадки № 568 прослеживается снижение пластового и забойного давления (таблица 2.2).
После запуска в работу скв. № 8865л/89 прослеживается динамика к снижения Рпл. Для улучшение энергетического состояния локального объекта перевели в ППД скв. №8858/89 (рисунок 2.3), после чего наблюдалось улучшение энергетического состояния в районе скв. № 8866 (таблица 2.4) и восстановление Рпл до прежних параметров 310 атм (рисунок 2.4), по скважинам № 8867г и № 8843г по прежнему наблюдается снижение Рпл и Рзаб при увеличении текущей закачки (рисунок 2.4, 2.5). Текущая закачка, м3/сут Потребная закачка, м3/сут Коэффициент Рисунок 2.5. Изменение пластового давления по скв. №№ 8867г, 8843г, 8866. Для комплексного анализа состояния и понимания структурных особенностей локального объекта в скв. № 9045 был проведен анализ закаченнного трассирующего индикатора (тринатрий фосфат) перемещения от нагнетательной скв. № 9045 кустовой площадки № 576. На рисунке 2.6 представлена информация по скважинам, где зафиксировано проявление тринатрий фосфата за весь период наблюдений.
Основное поток (78.1%) движения меченой индикатором закачиваемой воды проявился в северо-восточном направлении и зафиксирован в отдаленной скв. № 9064, обводненной на 83%.
Схема распределения выноса фосфата по контрольно-добывающим скважинам и средней скорости его движения. Нагнетательная скважина № 9045. 1 – доля вынесенной массы трассера; 2 – номера скважин, скорость фильтрации м3/сут; 3 – относительная скорость фильтрации. По результатам полученного распределения выноса массы трассирующего индикатора от нагнетательной скважины № 9045 по всем измерениям для пласта ЮВ11 следует, что фронт распространения закачеваемого агента направлен в северо-восточном и северо-западном направлении из-за препятствия на севере.
Определение коэффициента светопоглощения (КСП). Помимо гидродинамических и трассерных исследованияй, на рассматриваемых участках проводился анализ КСП. Результаты закачки на скв. № 9045 и реакции окружающих скважин приведены в таблице 2.5 и рисунок 2.7 и 2.8.
По результатам КСП от нагнетательной скважины № 9045 по всем измерениям для пласта ЮВ11, следует, что фронт распространения закачиваемого агента распространяется в юго-восточном, южном, северозападном и юго-западном направлении, изменение параметров в направлении северном направлении не фиксируется. Так как КСП на скв. № 9063 практически не меняется.
Причины и механизм поступления пластовой воды в добывающие скважины в присбросовых областях юрских залежей Когалымского НГР
На рисунке 3.1, д представлена дифференциация дренируемых коллекторов, которые получены вследствие изысканий разведочных отверстий Южного месторождения. Проанализируем ее. Мы видим, что характер дебита, который является выпуклым к его оси, свидетельствует о гидродинамической связи скважины 397 с трещинной емкостью коллектора Т. Здесь дренирование месторождения происходит по латерали. Этот процесс обеспечивает подпитку коллектора с помощью трещин. Но, коллектор имеет низкие показания ФЕС (ПТ, ТП, П.). Выработка из пор сырья происходит в незначительных объемах.
На индикаторной диаграмме данного рисунка скважины 405 мы видим, что она имеет S-образный вогнутый характер. Такая форма диаграммы говорит о том, что проницаемость ПЗП (коллектор ПТ) снижается. Таким образом, прослеживается довольно затруднительная гидродинамическая связь с трещинной емкостью Т. Если обратиться к скважине 410, то мы видим, что вырабатываются коллекторы с низким ФЕС (ПТ, ТП). Скважины 401 и 413 имеют прямолинейный вид зависимости, который свидетельствует о том, что коллектор однородный по проницаемости. Также однородность прослеживается по параллельности коллекторов относительно участков. Это четко видно на классической диаграмме скважины 397, где определяется тип коллектора ТП – скважины 401, П – скважины 413.
Выше обозначенные явления и процессы говорят о том, что при характеристике общей модели месторождений в рамках геолого-промысловых параметрах как целостного понятия, можно отобразить спектрально на рисунке 3.1., д (см. стрелку). Данные геолого-промысловые параметры варьируются согласно координат Т – П. Рассмотренный диапазон индикаторных диаграмм и дифференциация скважин по дебитам подтверждает это.
Проницаемость капиллярных каналов (или пор) на несколько порядков (2 – 3 порядка) ниже проницаемости трещин. Вследствие этого при создании значительных депрессий подток нефти из капиллярных каналов исключается. А дренирование месторождения при этом процессе происходит по вертикали. Данная практика, которая представлена на рисунке 3.1, г, может привести первостепенной выработке и обводнению трещинной емкости. Вследствие этого гидродинамическая система месторождения может быть нарушена. А участки, которые характеризуются низкопроницаемыми поровыми коллекторами, могут быть изолированы. И как результат – мы наблюдаем создание запасов залежей, которые не могут быть вовлечены в разработку.
Исследование динамики потенциала выработки юрской залежи Тевлинско-Руссинского месторождения говорит о том, что подобные последствия проявляются в тех процессах, при которых используется при насаждении системы заводнения.
Если мы примем во внимание, что Qн = F(Qн), то дифференциация по типу вырабатываемого коллектора проходит в соответствии с процессом, который показан на рисунке 3.1, а адекватные этому уровни разработки показаны нами на рисунке 3.1, ж.
Кольматация трещин ПЗП, которая происходит на первичном этапе разработки месторождения, обуславливает уровень добычи, который равняется поровому П (0 – точка 1 ), трещинно-поровому ТП (точки 1 – 2 ) и порово-трещинному ПТ (точки 2 – 3 ) коллекторам.
В процессе абсолютной очистки трещин (данные 2003 года, точки 3, 3 ), коллектор дренируется как однороднотрещинный Т и проистекает поршневое вытеснение нефти с помощью воды.
Этот факт подтверждается достаточно высоким ростом обводнённости. На протяжении 2005 – 2007 годов этот показатель достигал 11 – 12 %.
Равновеликий показатель кривых Qн, Qв зак, Qв говорит о том, что вода, которая закачивается, берет под полный контроль высокопроницаемый трещинный Т коллектор. Поэтому в самое ближайшее время стоит ожидать завершение выработки и обводнение трещинной ёмкости. Результатом данного процесса станет фактически полное отделение запасов залежей, которые находятся на территории с низкопроницаемыми коллекторами.
В результате мы можем констатировать, что нарушение гидродинамической системы месторождения происходит при процессе закачки достаточно больших объемов воды. Создается давление нагнетания, которое превышает пластовое давление и подток нефти, не поступающий в поры, обуславливает раздельную выработку коллекторов. Конечный результат этого процесса – формирование запасов, не вовлекаемых в разработку.
Повышение эффективности освоения запасов на основе фациального районирования пласта Ю1 и анализа ГТМ
Хорошо известно, что при прогнозе нефтегазоносности важнейшую роль играют тектонические и литолого-фациальные критерии нефтеносности[95]. Рассмотрим влияние литолого - фациальных, критериев. Принцип фациального анализа по ГИС основан на том, что каждая фация формировалась в определенных палеогидродинамических режимах седиментации, для которых присущ ряд первостепенных признаков, которые имеют свойство отражать подвижную активность среды осадконакопления. Последнее в той или иной мере находит свое отражение в породе. Седиментологические модели фаций служат базой, для дефиниции электрометрических моделей фаций. Это может дать возможность очертить генезис осадков и, используя электрометрические разрезы скважин, сделать реконструкцию палеогидродинамических обстановок. По мнению В.С. Муромцева [66], в юрских отложениях Западной Сибири значения ПС связаны с гранулометрическим составом песчано - глинистых пород, который является одним из определяющих параметров при классификации терригенных осадочных пород, и характеризуют энергию водной среды осадконакопления.
В оксфордское время келловейское наступление моря в пределах Западной Сибири сменилось регрессией, в результате проявления которой существенно увеличились области мелководья, прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, а также прибрежных аллювиальных равнин. В результате постоянного понижения базиса эрозии интенсивность поступления обломочного материала из областей сноса увеличилась. В этот отрезок времени по сравнению с келловеем в пределах рассматриваемого региона произошло обмеление моря, в результате чего даже незначительные колебания последнего приводили к смене обстановок седиментации на том или ином участке изучаемой территории. Поэтому длительное нахождение территории в зоне мелководья способствует формированию преимущественно полифациальных разрезов, что в значительной степени затрудняет выделение фаций, так как в разные периоды исследуемого временного отрезка условия осадконакопления на определенном участке территории, как правило, менялись. Так, при понижении уровня моря на 20-25 м часть вдольбереговых баров становилась островами, где седиментация рыхлого материала происходила в иной гидродинамической обстановке. При повышении уровня моря на такую же величину часть островов уходила под воду и, соответственно, условия осадконакопления менялись на противоположные[82].
В пределах морского мелководья существовали фациальные обстановки более мелкого ранга, обусловленные морфологией рельефа дна бассейна седиментации, направлением господствующих штормовых ветров, циркуляцией морских течений в оксфордское время, количеством рыхлого терригенного материала, поступающего в береговую зону, тектоническими процессами и рядом других порой не менее значимых факторов[88].
Из всего этого разнообразия факторов, влиявших на формирование тех или иных осадочных пород, мы можем с определенной долей достоверности и количественной оценки восстановить палеорельеф. Остальные факторы по косвенным признакам оцениваются, как правило, только на качественном уровне.
Так, прибрежные подводные валы в настоящее время широко распространены у всех отмелых берегов. Отсутствие валов на песчаных мелководьях рассматривают как промежуточный этап развития профиля равновесия, связанный с отступанием берега, или же, как результат, недостатка наносов рыхлого материала в верхней прибрежной части мелководья. На рассматриваемой территории в оксфордский век условия мелководья сохранялись длительное время, а рыхлого материала было в избытке, поэтому имелись все предпосылки для формирования на мелководных участках, которые были открыты для ветровых волн, профилей равновесия с подводными прибрежными валами[128].
Наличие серии таких валов указывает, как правило, на приспособленность подводного профиля к различным режимам волнения путем распада на ряд последовательных профилей равновесия, соответствующих периодам волнений разной силы или последовательности сильных штормов.
При перемещении подводных валов в сторону берега происходит их объединение, в результате чего возникает более крупная аккумулятивная форма – вдольбереговой бар. Это наиболее распространенные условия формирования последних, но имеются и иные пути их развития. Поэтому мы можем только выявить общие качественные признаки наличия в разрезе пластов Ю11 и Ю12 тех или иных аккумулятивных форм и соответственно господствующих гидродинамических условий оксфордского моря на том или ином участке. В связи с тем, что большая часть рассматриваемой территории на момент формирования пласта Ю1 находилась в пределах мелководно-морской области седиментации, как отмечалось уже ранее, и питалась рыхлым материалом из одного источника сноса, выявить по керну параметры, однозначно характеризующие ту или иную фацию, выделенную по данным ГИС, не удалось. Ни процентное содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракции, ни петрографический состав, ни текстурные особенности пород и характер контактов, не имеют значительных расхождений между образцами, взятыми из сопредельных фациальных зон, которые выделены по данным ГИС. Во-первых, керн отбирался преимущественно из коллекторов, поэтому не может характеризовать продуктивный пласт полностью. Во-вторых, отнесение разрезов пластов Ю11 и Ю12 той или иной скважины к какой-либо фации осуществлялось по преобладающему образу кривой ПС, который, как правило, характеризует общую картину условий осадконакопления, на фоне которой в отдельные моменты могли существовать и иные обстановки.
ПС помогает определить участки, которые соразмерны развитию высокодисперсных компонентов. Среди таких компонентов следует первым назвать глинистый материал, который обладает достаточно высокой адсорбционной способностью. Кроме этого, надо указать на те участки, которые обладают свойствами низкой адсорбционной способностью и которые показывают наличие в разрезе низкодисперсных образований, а именно: неглинистых песчаных пород-коллекторов[123,124,125].