4.2.1.Капиллярная модель залежи нефти пласта бв8 Сенченского купола Самотлорского месторождения

Отложения пласта БВ₈ представлены переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Общая толщина пласта изменяется от 50 до 63 м. Эффективная толщина коллекторов изменяется от 25.9 до 44.5 м., средняя эффективная толщина – 32.6 м. Нефтенасыщенная толщина варьируется в пределах 0 – 19 м, средняя величина составляет 7.7 м.

Коллекторами являются песчаники серые с буроватым оттенком, мелкозернистые, алевритистые прослоями среднезернистые, полимиктовые, с глинистым цементом, в средней части разреза пласта БВ₈ присутствуют прослои с карбонатным цементом, обогащенные углисто-слюдистым материалом, тонкими прерывистыми намывами, которыми подчеркивается горизонтальная и косая слоистость. Отмечаются прослои аргиллита темно-серого, плотного, алевролита и включения конкреций песчаников с карбонатным цементом. В разрезе наблюдаются включения растительных остатков.

Аргиллиты серые, темно-серые, алевритистые, плотные, хрупкие, скол неровный, раковистый, слюдистые. Наблюдаются включения и прослойки алевролита, слоистость тонкая, линзовидно-волнистая и горизонтально-волнистая, по напластованию улистый детрит. Встречаются включения обуглившихся растительных остатков.

Алевролиты серые, плотные, крепкие, мелкозернистые, слюдистые, с глинистым цементом, иногда встречается и глинисто-карбонатный. Наблюдается большое количество тонких прослоек и включений углисто-слюдистого материала, подчеркивающих горизонтальную и косую слоистость. В разрезе алевролитов отмечаются тонкие прослои аргиллита и песчаника. Имеются редкие включения растительных остатков.

Макронеоднородность отложений составляет: коэффициент песчанистости 0.6; коэффициент расчлененности в пределах Сенченского купола Самотлорского месторождения - 12.8.

Коллекторские свойства продуктивного пласта были изучены по данным лабораторных исследований керна, интерпретации материалов ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин. Пределы изменения ФЭС и их средние значения по пласту БВ₈ в целом приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Ф ильтрационно-емкостные свойства пласта БВ₈ Сенченского купола Самотлорского месторождения

Размеры залежи нефти в пределах Сенченского поднятия в пласте БВ₈ составляют 9.4 Х 6.1 км. Высота залежи достигает 25 м. Абсолютные отметки ВНК по территории залежи, несмотря на сравнительно высокую проницаемость, колеблются в диапазоне около 10 м. Причину такого распределения воды и нефти в пласте объяснить с позиции антиклинальной концепции нефтегазонакопления не представляется возможным. Поэтому, в подобных случаях при моделировании залежей геологи, в угоду антиклинальной концепции, зачастую вынуждены снабжать модель проблематичными экранами в виде разломов, зон выклинивания пласта коллектора, не подтвержденных ни данными бурения, ни сейсморазведки, или же прибегать к каким-либо другим вариантам, не обоснованным фактическим материалом.

Между тем, изучение капиллярных характеристик продуктивного пласта БВ₈ Сенченского купола позволило выявить реальные причины колебаний отметок ВНК на изученной площади, а также оценить мощность переходной водо-нефтяной толщи, ее форму и определить в пределах залежи площадь распространения чисто нефтяной толщи, из которой при прочих благоприятных условиях можно получать 100% нефти.

В залеже нефти пласта БВ₈ Сенченского купола значения капиллярных давлений начала фильтрации изменяются в пределах от 10 до 95 кПа.

Различие капиллярных характеристик пласта определило неравномерность по вертикали положения поверхности ВНК в период формирования залежи. На участках распространения мелкопоровых пород, охарактеризованных повышенными значениями капиллярных давлений, нефть смогла вытеснить воду в меньшем объеме, чем из относительно крупнопоровых разностей коллекторов.

Как известно, по высоте залежь состоит из нескольких зон с разной насыщенностью пород-коллекторов и с разными промысловыми характеристиками. Строение и размеры этих зон, развитых по вертикали залежи нефти, определяются физико-химическими или капиллярными микропроцессами в продуктивных пластах. На этом микроуровне по высоте залежи выделяют три зоны: а) зона, из которой получают безводную нефть, т.е. чисто нефтяная зона; б) переходная водонефтяная зона; в) зона, дающая 100% воды. В связи с тем, что в нефтегазовой геологии пластово-сводовую залежь на макроуровне подразделяют на чистонефтяную (ЧНЗ) и водонефтяную (ВНЗ) зоны, выделенные по вертикали залежи, на микроуровне чистонефтяные и переходные водонефтяные зоны в данной работе принято называть толщами: чистонефтяная толща (ЧНТ) и переходная водонефтяная толща (ПВНТ).

На месторождениях, приуроченных к гидрофобным коллекторам, ПВНТ отсутствует в связи с тем, что в нефтенасыщенную часть пласта вода поступить не может вследствие противодействия капиллярных сил. Однако, в числе песчаных коллекторов, развитых в платформенных формациях, превалируют преимущественно гидрофильные разности, хотя мера их гидрофильности и изменяется в широких пределах. Поэтому на месторождениях, открытых в платформенных нефтегазоносных областях, переходные ВНТ зачастую достигают значительных размеров и содержат существенные запасы нефти. В некоторых случаях, в частности в Западной Сибири, мощность ПВНТ на отдельных месторождениях составляет несколько десятков метров.

В связи с вышеизложенным, знания о строении ПВНТ имеют существенное значение как для подсчета запасов нефти, так и для определения оптимальной системы разработки месторождения.

На основе данных о капиллярных давлениях смещения для пласта БВ8 Сенченского купола была рассчитана, согласно А.А.Ханину [49], высота возможного капиллярного поднятия пластовой воды, и составлена карта мощности водонефтяной толщи (рис. 3.3). В пределах Сенченского купола в пласте БВ8 мощность ПВНТ при прочих благоприятных условиях может изменяться от 4 до 35 и более метров, тогда как высота этой водоплавающей залежи не превышает 25 м. Очевидно, что на участках, где толщина ПВНТ превышает высоту залежи, чистонефтяная толща отсутствует. Залежь на этих участках представлена только водонефтяной толщей.

Для выявления положения и формы чистонефтяной толщи, были расчитаны разности высоты залежи и капиллярного поднятия воды, на основе чего была составлена схема строения нефтяной залежи (рис. 3.4, рис. 3.5, рис. 3.6). Из нее следует, что чистонефтяные толщи в пределах залежи, где высота последней превышает высоту капиллярного поднятия воды, находятся на трех участках. Наиболее крупная из них занимает северо-восточную часть северного поднятия, осложняющего Сенченский купол.

Рис. 3.3. Карта капиллярного поднятия воды в залежи нефти пласта БВ₈ Сенченского купола Самотлорского месторождения

ЧНТ

Рис. 3.4. Схема строения нефтяной залежи в пласте БВ₈ Сенченского купола Самотлорского месторождения

Остальные две чистонефтяные толщи имеют небольшие площади распространения и расположены в пределах центрального локального поднятия, осложняющего Сенченский купол.

В связи с тем, что рассматриваемая нефтяная залежь является водоплавающей, переходная водонефтяная толща, обусловленная капиллярным поднятием воды, имеет распространение по всей площади залежи. В том числе она находится и под чистонефтяными зонами.

Таким образом, по площади распространения переходная водонефтяная толща превосходит суммарную площадь чистонефтяных толщ. Из этого следует, что на большей части площади залежи и, прежде всего, на её периферийных участках на любой стадии разработки в продукции добывающих скважин всегда будет присутствовать вода в том или ином количестве.

Высота основной чистонефтяной толщи, находящейся на северо-востоке Сенченского купола, изменяется от 0 до 17 м, а на других участках не превышает 5 м.

Используя схему распределения по высоте залежи чистонефтяной и переходной водонефтяной толщ (рис. 3.5, рис 3.6) был построен трехмерный параметр начальной нефтенасыщенности, фрагменты из которого показаны на рисунках 3.7, 3.8 и 3.9. В пределах распространения ЧНТ нефтенасыщенность пласта БВ₈ изменяется от 65% до 78%. В переходной водонефтяной толще нефтенасыщенность пласта изменяется от 0% до 65%.

Данные для построения капиллярной модели нефтяной залежи Сенченского купола Самотлорского месторождения приведены в таблице 3.3.

Р ис. 3.5. Распределение ЧНТ и ВНТ по высоте залежи в пласте БВ₈ Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза АА

Р ис. 3.6. Распределение ЧНТ и ВНТ по высоте залежи в пласте БВ₈ Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза ВВ

Рис. 3.7. Фрагмент трехмерного параметра нефтенасыщенности пласта БВ₈ Сенченского купола Самотлорского месторождения, построенного с учетом капиллярных характеристик пласта

Р ис. 3.8. Характер нефтенасыщенности пласта БВ₈ залежи нефти Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза АА

Р ис. 3.9. Характер нефтенасыщенности пласта БВ₈ залежи нефти Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза ВВ

Таблица 3.3

Х арактеристика залежи нефти в пласте БВ₈ Сенченского купола