Геологическое і петрофизическое дослідження моделі пласта СУ 20-1 Южно-Пырейного родовища

Геологическое і петрофизическое дослідження моделі пласта СУ 20−1 Южно-Пырейного родовища з єдиною метою прогнозу варіантів його разработки.

Т.С. Ричкова.

ОАО НК «Таркосаленефтегаз «.

Одна з актуальних проблем нафтогазовидобувної промисловості - виснаження великих родовищ і введення в експлуатацію невеликих родовищ вуглеводнів. Найчастіше такі родовища містять поклади нафти, потребують нестандартного підходи до їх освоєння та розробки. Вони охарактеризовані високої розчленованістю пластів і невисокими коллекторскими властивостями. На розробку таких покладів потрібні підвищені витрати матеріальних, коштів, праці, нетрадиційні технології, спеціальне обладнання та реагенты.

В справжнє час усе велике значення знаходить проблема входження у розробку невеликих родовищ зі складною геологічною будовою і низькими коллекторскими властивостями пластів. Такі родовища вимагаю дуже детального промыслово-геологического вивчення, що виходить далеко за межі вимог, сформульованих в документах, що регламентують проектування розробки та підготовку до ней.

Объектом дослідження, у справжньої роботи стало вивчення фильтрационно-емкостных властивостей, геологічного і петрофизического будівлі поклади основного продуктивного пласта на нафту СУ 20−1 Южно-Пырейного нафтогазоконденсатного родовища з метою прогнозу варіантів розробки.

Южно-Пырейное родовище належить до нефтегазоконденсатным. У географічному відношенні перебуває в півночі Західно-Сибірської низовини.

Рассматриваемое родовище знаходиться у районі, де ведеться промислова розробка родовищ. Такими є; Восточно-Таркосалинское родовище (ВАТ «НК Таркосаленефтегаз »), Западно-Таркосалинское і Уренгойское нефтегазоконденсатные месторождения.

Всего на родовищі було випробували 160 об'єктів по 34 свердловин. Отримано 4 фонтануючих припливу нафти 5 свердловин. Багатство результатів «сухо », отримання непромислових приток, плівок нафти, води та фільтрату бурового розчину говорить про надзвичайної складності геологічного будівлі, і навіть про несприятливому вплив на коллекторские властивості пластів при вскрытии.

Основные запаси нафти Южно-Пырейного родовища зберігають у поклади пласта СУ 20−1. Пробна експлуатація поклади пласта СУ 20−1 окремими свердловинами показала, що структурна модель пласта і розподіл за нею коллекторских властивостей є надзвичайно складними. При стандартному підході розвідувальна сітка свердловин це не дає необхідної кількості інформації для проектування буріння експлуатаційних свердловин та перспективи подальшої розробки. У зв’язку з цим неможливо створення ефективної схеми розробки даного родовища без серйозного аналізу всієї наявної геолого-геофізичної інформації та побудови моделі месторождения.

Необходимо відзначити, що поклади подібні цієї містяться та інших родовищах. Прикладом може бути поклад пласта БП 16 Східно-Таркосалінського родовища, розташованого південніше (аналог поклади пласта СУ 20−1).

Для детального дослідження пластов-коллекторов пласта СУ 20−1 із єдиною метою визначення методів впливу був обраний підхід, трійка основних етапів: побудови геологічної і петрофизической моделей пласта; вивчення порового простору колекторів; спільної інтерпретації отриманих результатів. За підсумками такого комплексного підходу з’являється можливість судити про ефективність тих чи інших способів розробки запланованих до примі нению.

Изучение геологічної моделі пласта СУ 20−1 Южно-Пырейного родовища проводилося з урахуванням відділу моделювання ВАТ НК «Таркосаленефтегаз ». За підсумками комплексування даних буріння, сейсморозвідувальних робіт, ДВС, аналізів керна й випробування свердловин була отримана геологічна модель пласта СУ 20−1. Побудовано поверхні, описують геометрію, фильтрационно-емкостные властивості і насичення продуктивних пластів і що становлять їх интервалов.

Горизонт СУ 20−1 характеризується складним розподілом насичення по площі. Найімовірнішою моделлю, що дозволяє пояснити таке насичення, представляється модель двухслойного будівлі пласта. У процесі детальної кореляції горизонту помічено, що він є витримана площею глиниста перемичка (1,2−8м завтовшки), що ділить колектор на два пласта і ізолююча ці пласти друг від друга. З цього обрій був на два пласта; верхній і нижній (БУ20−1-1 БУ20−1-2). Таке будова горизонту впливає формування покладів і дозволяє пояснити складне розподіл насичення площею. Обидва виділених пласта розглядалися як самостійні подсчетные об'єкти.

Коллекторы продуктивного пласта БУ20−1-2 на досліджуваному родовищі представлені нерівномірним переслаиванием темно-сірих, мелкозернистых, средне-мелкозернистых, щільних з глинистим цементом пісковиків, темно-сірих, среднезернистых, слюдистых алевролитов і аргиллитов. Загальна товщина пласта змінюється досить значно від 0,6 до 16,2 м з тенденцією збільшення параметра до центральній частині досліджуваної території, незалежно від сучасного структурного плану. У результаті геологічної моделі колектор пласта СУ 20−1-2 з’явився втричі пропласта (А, У, З) частково гидродинамически ізольованих, частково пов’язаних площею поширення (рис. 1), причому пропласток З виокремлюється лише у північній частині частини поклади, пропласток У розділений на частини північну і південну.

Коллекторы пласта БУ20−1-1 проти нижележащим шаром мають більш велику площа розвитку та представлені у вигляді піщаного тіла північно-східного простирания, має очевидно поширення далі в південно-західному і північно-східному напрямах. Загальна товщина пласта змінюється від 0,8 до 16 м, закономірно збільшуючись у напрямку. У цілому нині пласт представлений нерівномірним чергуванням темно-сірих, мелко-среднезернистых пісковиків, алевролитов і аргиллитов.

В результаті створення геологічної моделі колектор пласта СУ 20−1-1 був розбитий на частини також частково гидродинамически ізольованих, частково пов’язаних площею поширення (А, У). З іншого боку, в пласті СУ 20−1-1 виділяється газова шапка за результатами випробування двох свердловин (рис 1).

.

Рис. 1. Геологічний розріз пласта СУ 20−1.

Анализ поширення ефективних потужностей по розрізом показав надзвичайну неоднорідність пласта. Ефективна потужність пропластка «А «пласта СУ 20−1-1 вбирається у 4,5 метрів і змінюється від 0,4 до 4,5 м.. Пропласток «У «охарактеризований зміною Нэф. від 0,6 до 6,4 м.. Ефективні потужності пропластка «А «пласта СУ 20−1-2 змінюються від 0,8 до 3 м. Пропласток «У «розділений на дві зони, та її потужність змінюється від 1 до 2,8 метрів за північної зоні, і південь від 0,8 до 2,7 метрів за південної. Пропласток «З «значно зменшується площею поширення й виділяється лише з півночі з максимальною потужністю 4 м.

По результатам обробки даних ГВС та аналізів зразків керна були отримані карти розподілу площею коефіцієнтів проникності і пористости. З іншого боку була спроба встановити залежність між сейсмічними атрибутами, зокрема — амплітудою, і коефіцієнтом проникності. Пощастило встановити якісну зв’язок, яка відображатиме загальне полотно поширення неоднорідності пласта площею. Коефіцієнт кореляції становив 50,1%. Через війну комплексної інтерпретації досліджень керна, ДВС і сейсморозвідки, було побудовано карта, що підтвердила високу неоднорідність коллекторских властивостей як по розрізом, а й у площі (рис.2).

.

а) .

б) Рис. 2. Розподіл Кпр по площади:

а) якісна характеристика, побудована з урахуванням сейсмічних данных;

б) карта розподілу Кпр пласта СУ 20−1, яка за даним бурения.

Изучение петрофизической моделі пласта СУ 20−1 Южно-Пырейного родовища проводилися в Іркутськом державному університеті спеціалісти кафедри фізики пласта. Дослідження проводилися на зразках керна розвідувальних скважин.

Изучение впливу структури порового простору пород-коллекторов нафти і є на ємнісні і фільтраційні властивості має значення на вирішення багатьох завдань: підрахунку запасів, проектування розробки та т.д.

Керн вивчався методом центрифугування на центрифузі ЦЛС-31 буде в діапазоні 250−2750 обертів за хвилину, при перепаде тиску від 0,015 до 2,4 МПа. Це дозволило б отримати практично всього спектра пір, якими можлива фільтрація нафти на природних термодинамічних умовах. Межі зміни радіусів капілярів склали 0,086 — 26,962 мкм. На кожному режимі обертання перебували: V витісненого флюїду, залишкова нефтенасыщенность, До динамічної пористости, капілярну тиск, середній радіус капілярів, питома поверхню, звивистість поровых каналов.

Общая відкрита пористість й абсолютна проникність функціонували на газу в термобарических умовах, близьких до нормальних, на приладі КОФСП — 1.

Для прикладу наведемо результати обробки досліджень керна і пройшло випробування свердловини 227 Южно-Пырейного месторождения.

Методом насичення зразків керна гасом і наступного центрифугування були отримані залежності радіуса капілярів від капілярного тиску і залишкової нефтенасыщенности від капілярного тиску. (мал.2 а, б). Аналіз графіків залежності залишкової нефтенасыщенности від R капілярів (мал.2 буд) показав, що основні запаси присвячені малим капілярам Rki = 0−5 мкм. Вилучувані до більшим > 5 мкм, що становить близько 3% від усіх відкритих пір (мал.2 з). Встановлено, що мінімальне впливом геть фільтраційні властивості порід капілярні сили висловлюю в порах з Rki > 5 мкм. У цьому вся діапазоні пір видаляється лише 2−3% нафти при Рк (капілярну тиск) 0,01 — 0,5 МПа. Тому залишкова нефтенасыщенность сягає 97%. Більшість флюїду було з капілярів з радіусом від 0,2 до 3,8 мкм.

.

a) .

b).

.

c) .

d).

Рис. 2. Графіки залежності, отримані з дослідженню зразків керна.

Для капілярів меншого розміру капілярну тиск різко зростає, що зумовлює різкого зменшення кількості який виділяється флюида.

Значения капілярних тисків були використані порівняння з реальним градієнтом тиску у зоні дренажу нафтової свердловини. Встановлено, що з пласта СУ 20−1 з відривом 1 м від стінки свердловини нафту вибиратиметься з більшу частину пір, з відривом 20 м — з пір з розміром до 1 мкм., з відривом 30 м нафту рухатиметься з дуже великим порам >5 мкм і тріщинам, які встановлено за отриманими даними структури порового простору пластов-коллекторов на зразках керна в лабораторних умовах. Вочевидь, є підстави виявлено при вивченні макронеоднородности шарових гідродинамічних систем.

Призабойная зона пласта працює диференційованою структурою порового простору й по зоні дренажу свердловини. Для наведеної у прикладі свердловини ¦227 Южно-Пырейного родовища за даними випробування свердловини було визначено радіус впливу свердловини, він становив 62 м. За характером розподілу градієнта тиску у зоні дренажу цієї свердловини також було встановлено, що за понад 35 м. від стінки свердловини працюватимуть пори > 5мкм, які у загальному обсязі пір припадає лише близько 3% (рис.3).

.

Рис. 3. Розподіл «працюючих «капілярів зоною дренажу скважины.

В результаті проведеного аналізу створених петрофизической і геологічної моделей пласта СУ 20−1 Южно-Пырейного родовища разом з будовою порового простору колекторів виділили такі обмеження проектування варіантів розробки та як приватне — методів на пласт:

ограничение по потужності;

ограничение по площі поширення колекторів гидродинамически пов’язаних між собою;

высокая розчленованість по розрізом;

литологическая обмеженість поклади;

отсутствие законтурной води та як наслідок обмеженість енергії пласта;

наличие газової шапки в пласті СУ 20−1;

высокая неоднорідність колекторів за площею та розрізом.

Принимая у увагу тільки наведені вище обмеження можна дійти невтішного висновку, що традиційні методи розробки навряд чи дозволять домагатися результату з розробки покладів такого типу. Складне будова пласта, невисокі фильтрационно-емкостные властивості, підтверджена дослідженнями диференційована робота призабойной зони свідчить про необхідність використання технологій що застосовуються у бурінні та розробки.

Список литературы

Для підготовки даної роботи було використані матеріали із російського сайту internet.