2. Оценка продуктивных пластов с помощью рангового потенциала с целью решения вопроса о возможности их совместной эксплуатации

Для решения задачи об оптимальном с геологической точки зрения объединении нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект можно рекомендовать метод, который состоит в числовой оценке комплекса определяющих параметров. Каждой группе приписывается ранговая оценка, соответственно равная 1, 2, 3, 4 и 5, для чего значения каждого параметра разбиваются на пять групп или категорий: самую низкую, низкую, среднюю, самую высокую, весовое значение признака (табл. 23а).

Табл. 23а составлена на основании изучения опыта выделения эксплуатационных объектов на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири. Для каждого пласта находится числовая оценка комплекса названных выше определяющих параметров, которая служит его ранговым потенциалом W.

W= , (16.1)

где Vi – весовой коэффициент определенного геологического параметра; Ri – ранговая оценка того же геологического параметра; n – число определяющих параметров.

Таблица 23а

Оценочная шкала по определению ранговых и весовых значений геолого-промысловых признаков

Ранговая оценка параметра в баллах, R	Геолого-промысловые признаки
	толщина между пластами, м	весовое значение, V	соотношение запасов по пластам, м QH	весовое значение, V	соотношение площадей залежей по разрезу, %	весовое значение, V	степень перекрытия в плане основного пласта другими пластами, S/S	весовое значение, V	дебит нефти т/сут	весовое значение, V	коэф-т проницаемости Кпр,, 10-3 мкм2	весовое значение, V	коэф-т прод-ти т/сут , МПА	весовое значение, V
1	>100		0-20		0-20		0-20		0,5-10		0-5		0,1-1,0
2	100-80		20-40		20-40		20-40		10-20		5-15		1,0-5,0
3	80-40	2	40-60	3	40-60	3	40-60	4	20-50	5	15-25	5	5,0-10,0	5
4	40-20		60-80		60-80		60-80		50-100		25-50		10,0-15,0
5	0-20		80-100		80-100		80-100		>100		>50		>15

Значения V берутся из табл. 23а, величина R определяет собой роль данного параметра (его вес) при решении вопроса о целесообразности объединения группы пластов. На наш взгляд, вес выделенных определяющих параметров неодинаков (V_i), поэтому во всех случаях можно взять R из табл. 23а.

По опубликованным данным [7] классическим примером выделения эксплуатационных объектов является продуктивная толща нижнего карбона Мухановского месторождения, в которой фиксируются продуктивные пласты С₁, С₂, С₃, С₄. Согласно проекту разработки, пласт С₁ разрабатывается самостоятельно, а пласты С₂, С₃, С₄ объединены в один эксплуатационный объект. Пользуясь табл. 23а, подсчитали W для каждого из четырех пластов. Значения их следующие: для С₁ – 3,5; С₂ – 1,83; С₃ – 2,0; С₄ – 2,3.

Следовательно, залежь пласта C₁ может, вероятно, разрабатываться самостоятельной серией скважин (первый эксплуатационный объект), а залежи пластов С₂, С₃, С₄, имея близкие ранговые потенциалы, могут быть объединены для совместной эксплуатации во второй эксплуатационный объект, что и было сделано на практике [7]. Аналогичные результаты получены на Серафимовском, Туймазинском, Ярино-Каменноложском месторождениях. Следовательно, пласты с W>3,5 целесообразно разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, а пласты с меньшими, близкими друг к другу значениями W, - объединять в один эксплуатационный объект.

Применение данного подхода для месторождения Западной Сибири рассмотрим на примере Локосовского месторождения, в разрезе которого выделены два продуктивных пласта БВ₅ и БВ₆ (рис. 33а).

Оба пласта имеют сходные литолого-физические свойства, но пласт БВ₅ более однороден по составу обломочного материала. Представлены они песчаниками серыми и светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, иногда алевритистыми, алевролитами темно-серыми, алевритистыми. Среди песчаников встречаются прослои с карбонатным цементом.

Пласт БВ₆ характеризуется значительной неоднородностью, например, в скв. 32, 32-бис, 37, 42 он заглинизирован, в других – наблюдается несколько плотных пропластков (в скв. 40 их число достигает 8). В результате замещения песчаников плотными породами в сводовой части структуры (см. рис. 33а), эффективная толща пласта изменяется от 0 (скв. 32) до 12,4 м (скв. 353). Пласт перекрывается пачкой глин толщиной 10-12 м, которые, вероятно, вполне надежно изолируют его от вышележащего пласта БВ₅.

Рис. 33а. Геологический разрез Локосовского нефтяного месторождения:

1 и 2 – песчаники нефтеносные и водоносные; 3 – интервал перфорации

Пласт БВ₅ более однороден по своим свойствам – эффективная толщина его изменяется от 8,4 до 11,8 м. В разрезе пласта выделяется от одного до четырех плотных прослоев, толщина которых меняется от 0,4 до 1,6 м (рис. 33а). Пласт БВ₅ отделяется от вышележащего водоносного пласта БВ₄ пачкой глинистых пород мощностью 16-20 м. Коллекторские свойства пласта БВ₆, определенные по данным лабораторных анализов керна и гидродинамических исследований, значительно хуже, чем пласта БВ₅. Вместе с тем, свойства нефти верхнего пласта хуже, чем нижнего. Дебиты нефти и коэффициенты продуктивности в среднем больше по пласту БВ₅. Следовательно, залежи обоих пластов характеризуются значительным различием геолого-промысловых признаков.

При решении вопроса о выделении эксплуатационных объектов с учетом геолого-промысловых особенностей залежей можно рассмотреть два варианта объединения продуктивных пластов БВ₅ и БВ₆.

В первом варианте учитывается, что запасы нефти обеих залежей рентабельны для самостоятельной разработки; по второму варианту залежи обоих пластов объединяются в один эксплуатационный объект, несмотря на различие в качестве нефти, коллекторских свойствах, соотношении контуров нефтеносности.

Ниже представлен расчет W по обоим вариантам.

WБВ₅= =2,83

WБВ₆= =2,83.

Одинаковые значения рангового потенциала W=2,83, вероятно, могут указывать на возможность как совместной, так и раздельной эксплуатации пластов БВ₅ и БВ₆. Для окончательного решения вопроса о наиболее рациональном варианте разработки были сделаны технологические и технико-экономические расчеты. Анализ проведенных расчетов позволил сделать вывод о необходимости раздельной эксплуатации залежи каждого пласта.

Аналогичные расчеты проведены на Полуньяхском месторождении Западной Сибири. В разрезе Полуньяхского месторождения установлено 7 продуктивных пластов: АС₄², АС₁₀, АС₁₁¹, АС₁₂¹, БС₆, ЮС₂, ЮС₃, геолого-промысловая характеристика которых приведена в табл. 23б. Геологическое строение и геолого-промысловые особенности продуктивных пластов рассмотрены в соответствующей литературе. Анализ табл. 23б позволяет сделать следующие выводы. Все продуктивные пласты в литологическом отношении представлены одинаковым комплексом терригенных отложений – переслаиванием песчаников, алевролитов, глинистых песчаников и глинистых алевролитов. Коллекторские свойства в целом улучшаются вверх по разрезу (исключение составляет пласт БС₆ в районе скв. 514, где проницаемость достигает 71,0*10^-3мкм²). Коэффициент песчанистости также увеличивается вверх по разрезу (его высокие значения отмечены лишь для пласта БС₆), расчлененность пластов увеличивается вниз по разрезу (от 2,0 до 7,7). Плотность нефти также увеличивается вверх по разрезу (от 0,854 до 0,886 г/см³).

Наилучшими дебитами нефти характеризуются пласты АС₄² (19,5 м³/сут при 4 мм штуцере) и АС₁₂¹ (16,0 м³/сут при 4 мм штуцере). По остальным пластам дебиты варьируют от 5,4 до 9,3 м³/сут при соответствующих средних динамических уровнях. Исключение составляют дебиты нефти по пласту ЮС₂, достигающие 1,8 м³/сут при СДУ 1212м. Соотношение балансовых запасов нефти по продуктивным пластам изменяется от 0,8 до 37,0%, по пласту АС₁₁¹ эта величина равна 4,0%, по пласту БС₆ (в целом) – 5%, по пласту АС₁₀ запасы составляют 21,5%, по пласту АС₄² – 13,5%, а по пласту ЮС₃ – 37,0%, т.е. наблюдается крайне неравномерное распределение запасов по продуктивным пластам.

Соотношение площадей в пределах контуров нефтеносности колеблется от 2,1 до 26,1% (табл. 23б). Максимальное значения площадей в пределах внешних контуров нефтеносности достигают 14,3% (пласт АС₁₀), 21,7% (пласт ЮС₂) и 26,1% (пласт ЮС₃). Минимальные значения площадей в пределах внешних контуров нефтеносности составляют 5,8% по пласту АС₁₁¹ и 8,2% в целом по пласту БС₆. Другой важной особенностью продуктивных пластов является определение степени перекрытия площадей в плане в пределах внешних контуров нефтеносности по отношению к пласту с максимальной площадью нефтеносности. В качестве такого пласта взят пласт ЮС₂ (21,7%).

Таблица 23б