Средние значения геолого-промысловых признаков выделенных групп нефтяных залежей (вариант 3)

Признак	Группа нефтяных залежей
	I	II	III	IV
Эффективная мощность, м Проницаемость, мД Пористость, % Расчлененность Песчанистость Вязкость нефти, сП Коэффициент продуктивности, т/(сут кгс/см3)	3,0—13,3 190—1050 23—27,5 1,5—3,9 0,5—0,83 3,2—6,0 1,6—7,2	6,5—11,6 71-608 22,4—26,4 4,0—8,3 0,32—0,59 0,6—2,45 5,0—11,0	1,4—7,14 38—171 19—23,7 2,0—6,5 0,33—0,60 0,7—2,45 0,2—4,1	3,9—15,1 14—244 19,7—23,7 1,69-5,4 0,53- 0,87 0,65—2,3 0,21—7,48

Во II группе объединены залежи, обладающие хорошими коллекторскими свойствами — высокие проницаемость и открытая пористость. Это подтверждается и сравнительно высокими значе­ниями коэффициентов продуктивности. Однако все эти залежи имеют неоднородное строение (расчлененность достигает самых высоких значений k_р =4,0÷8,3).

В III группе продуктивные пласты имеют более однородное строение — уменьшается расчлененность. Однако здесь низкая песчанистость, а главное, проницаемость и пористость коллекто­ров значительно меньше, чем в I и II группах.

Залежи IV группы, как и III, имеют относительно однородное строение и пониженные значения проницаемости и пористости коллекторов. В этой группе собраны залежи с повышенной эффек­тивной мощностью (3,9—15,1). Кроме того, в IV группе значи­тельно выше коэффициент песчанистости (интервалы вариации k_п в III и IV группах практически не перекрываются). Все это, безусловно, позволяет выделять III и IV группы в самостоятель­ные.

Распределение залежей по группам является дополнительным геолого-промысловым обоснованием возможности или невозмож­ности объединения залежей в один эксплуатационный объект. При этом могут быть отмечены следующие закономерности:

1) залежи пластов БС₁ и БС_2-3 Усть-Балыкcкого и Западно-Сургутского месторождений попадают в одну группу, чем подтверждается правильность их объединения в один эксплуатацион­ный объект;

2. залежи пластов БС₁, БС_2-3 и БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения попали в разные группы, что не противоречит при­нятому решению о выделении их для самостоятельной разработки;

3. залежи продуктивных пластов БС₅, БС₆, БС₈ Правдинского, АВ_2-3, АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀ Самотлорского месторождений попадают в различные группы, что служит подтверждением правильности принятого решения о разукрупнении многопластовых эксплуата­ционных объектов, в которые были объединены отмеченные плас­ты [35].

На втором этапе исследований, когда к изучению были привле­чены месторождения различных нефтедобывающих районов стра­ны, отсутствовала информация о некоторых геолого-промысловых характеристиках залежей, поэтому анализ расширенной выборки велся по суженному набору признаков. При этом необходимо было выбрать такой вариант группирования, который не противо­речил бы уже полученному для залежей Западной Сибири разде­лу на группы. Анализировалось семь вариантов группирования расширенной выборки (табл. 27). Наименьшее искажение выше­описанных результатов группирования по семи признакам было получено при расчетах по набору из пяти признаков: H_эф, k_p, k_пч, k_пр, μ (вариант 20 в табл. 27).

На полученном дендрографе (рис. 42) выделяются четыре груп­пы залежей. Наиболее высокими иерархическими уровнями отме­чаются II и III группы, наиболее низкими — I группа. В I группу объединяются залежи нефти, расположенные в пределах Западной Сибири (1, 2, 12, 14, 15 объекты) — Сургутского свода, а также залежи пласта Д-I Серафимовской, Султангулово-Заглядинской и Павловской (Ромашкино) площадей.

Во II группе совмещены залежи Сургутского свода (объекты 3, 10, 11), а также залежи VIII_3-4 и IX пластов Правобережного, Величаевского и Колодезного месторождений Ставропольского края (объекты 56—61), имеющие большое сходство с залежами Западной Сибири. Кроме того, сюда включены залежи пластов Д-I и Д-II Татарии и Башкирии (рис. 42).

В III группу объединяются в основном залежи Нижневартов­ского свода (8, 16, 18, 20, 21, 24, 25, 37 объекты) и залежь пласта Д-IV Шкаповского и Мухановского месторождений.

В IV группу включены весьма неоднородные объекты АВ_2-3, АВ_4-5, БВ₈⁰, БВ₁₀ Самотлорского, БС₁₀ Усть-Балыкского, БВ₉ Аганского, БВ₆ Локосовского, АВ₁³ Северо-Покурского, БС₉ Правдин­ского, БС₁₀ Южно-Балыкского месторождений.

К V группе отнесены залежи пластов АВ₁³ Самотлорского, С-1 Мухановского, Б-2 Зольненского, Тл₂—Бб-1 Яринского и Каменноложского месторождений, которые являются аномальными по отношению к предыдущим группам и которые выделены или по комплексу геолого-промысловых признаков должны быть выделе­ны в самостоятельные эксплуатационные объекты.

Дендрограф (рис. 42) показывает следующее. Залежи пластов БС₁, БС_2-3 и БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения относятся к разным группам, что еще раз подтверждает вывод о нецелесо­образности их объединения. Пласты С-II, С-III, С-IV, Д-I, Д-II, Д-III, Д-IV Мухановского, БС₁, БС_2-3, БС₄ Усть-Балыкского место­рождений также относятся либо к разным подгруппам одной груп­пы, либо к разным группам, что также свидетельствует о нецеле­сообразности их объединения в один эксплуатационный объект. В то же время залежи пластов ВС₁ БС_2-3 Западно-Сургутского (объекты 1,2) и Быстринского (объекты 14, 15), БС_2-3, БС₄ Усть-Балыкского (объекты 11, 12), месторождений фиксируются в одной и той же группе, что говорит о возможности их объедине­ния в один объект эксплуатация.

Рис.42. Дендрограф результатов группирования нефтяных залежей по комплексу геолого-промысловых признаков: Н_э, k_пр, μ,k_р, k_п (вариант 20). Составили В.Г. Каналин, Т.П. Уварова

1 – 35 – см. рис.41; 36 - Покачевское – БВ₆; 37 - Покачевское – БВ₈; 38 – Федоровское БС₁; 39 – Федоровское БС₁₀; 40 – Ватинское БВ₈; 41 –Северо-Варьеганское БВ₁₀; 42 –Варьеганское БВ₆; 43 –Варьеганское БВ₇; 44 –Варьеганское БВ₈; 45 – Шкаповское Д₁; 46 – Шкаповское Д_IV; 47 – Мухановское С₁; 48 – Мухановское С_II; 49 – Мухановское С_III; 50 – Мухановское С_IV; 51 – Мухановское Д_II; 52 – Мухановское Д_III; 53 – Зольненское Б₂; 54 – Серафимовское Д₁; 55 – Стрельненское Б₂; 56 – Величаевское VII_3-4; 57 – Правобережное VIII_3-4; 58 – Величаевское VIII_3-4;

59 – Величаевское IX; 60 – Колодезное VIII_3-4; 61 – Колодезное IX; 62 – Туймазинское Д₁; 63– Туймазинское Д_II; 64 – Каменноложское Тл-Бб; 65 – Яринское Тл-Бб; 66 – Бавлинское Д₁; 67 – Павловское Д₁; 68 – Абрахмановское Д₁; 69 – Полазнинское Тл; 70 - Полазнинское Бб₁; 71 - Полазнинское Бб₂; 72 – Султангулово-Заглядинское Д_1.

Остановимся на геолого-промысловой характеристике выделен­ных групп (табл. 29). Более высокими иерархическими уровнями объединения объектов также характеризуются II и III группы, а менее высокими I и IV группы; I группа характеризуется весьма высокими вязкостями нефти и небольшой расчлененностью, II группа — меньшей вязкостью, высокой проницаемостью и мак­симальной песчанистостью.

Таблица 29