Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Рис. 2. Динамика изменения пластового давления пласта В3В4 с начала разработки

Таблица 1

Сопоставление проектных и фактических показателей КИН Кудрявцевского месторождения. Пласт В3В4

при коэффициенте корреляции r = 0,829 (рис. 3). Изменение дебита скважин при этом составляет от 1 до 8,7 т/сут. Исключение из наблюдаемой зависимости представляют скважины № 18 и № 36, в которых при небольших значениях эффективной нефтенасыщенной мощности пласта добыча нефти самая высокая и составляет 25,2 т/сут и 11,9 т/сут соответственно. Рассмотрим местоположение этих скважин на карте текущего состояния разработки (рис. 5). Скважина № 18 располагается в западной части Кудрявцевского купола, а № 36 в юго-западной части Западно-Кораблевского купола, где плотность расположения добывающих скважин минимальна, а отсутствие взаимовлияния скважин обусловливает гораздо большие значения дебитов.

Рассматривая еще один важный геологический параметр – проницаемость, можно сказать, что в пласте она изменяется от значений 0,023 до 0,2 мкм2. На графике зависимости Кпр от qн (рис. 4) установлена прямая зависимость для всех

11

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 3. График зависимости hэфф от qн

Рис. 4. График зависимости Кпр от qн

работающих скважин (r = 0,845). Зоны коллекторов с проницаемостью больше 0,15 мкм2 имеют дебиты от 4,4 т/сут и выше, за исключением скважины № 1 8 и № 36, что также можно объяснить их расположением. Причиной невысоких дебитов скважин Западно-Кораблевского поднятия (№ 7, 35) при относительно высоких значениях проницаемости может служить неоптимальная система ППД, нагнетательная скважина № 58 удалена от зоны основного отбора жидкости.

Таким образом, выполнив анализ работы пластов и характеристик коллекторов на объекте, можно предложить ряд рекомендаций. В целом для поддержания темпов отбора на месторождении предлагается введение в разработку участков

12

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

залежи с недренируемыми запасами. В северо-западной части Кудрявцевского купола это можно осуществить путем переведения скважины № 19 с пласта Т, обводненность которой составляет уже 96,9 %. Для восточной и северо-западной частей Западно-Кораблевского купола рекомендуется бурение 2 боковых горизонтальных стволов из добывающих скважин нижележащего объекта скв. № № 57, 2 – с пласта Т и бурение горизонтального ствола из скважины № 34, которая на данный момент находится в бездействии на объекте В3В4.

Список литературы

1.Дополнение к технологической схеме разработки Кудрявцевского место-

рождения. – Т. 1. – М., 2011.

2.Брагин Ю.И., Иванова М.М., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая гео-

логия. – М., 2000–81,97–108.

13

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ОЦЕНКА НЕОДНОРОДНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА ГУРЬЯНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

К.С. Ефанова

Научный руководитель – канд. геол.-минерал. наук, доцент В.М. Андреев Южный федеральный университет, г. Ростов-на-Дону

Выполнена оценка неоднородности продуктивных отложений бобриковского горизонта Гурьяновского месторождения с использованием результатов комплексной интерпретации материалов ГИС и лабораторных исследований керна. Построены петрофизические модели объекта.

Ключевые слова: неоднородность, коллектор, Гурьяновское месторождение, бобриковский горизонт, керн, ГИС, пористость, нефтенасыщенность.

Западная прибортовая зона Прикаспийской мегасинеклизы представляет значительный интерес для поисков углеводородных скоплений. В ее составе выделяется Ровенско-Мокроусовская зона нефтегазонакопления, включающая Гурьяновское нефтяное месторождение.

В разрезе месторождения доказана промышленная нефтегазоносность пород алексинского, бобриковского и черепетского горизонтов. Перспективы месторождения связаны со средне-, нижнефранским, фаменско-турнейским, верхневизей- ско-нижнебашкирским и надверейским карбонатными комплексами, продуктивность которых подтверждена на соседних месторождениях.

Отложения бобриковского горизонта на Гурьяновском месторождении вскрыты скважинами № №2, 3, 4, 5, 7 в интервале глубин 2647–2687 м. Суммарная проходка по пластус отбором керна составляет104 м, линейныйвынос – 97,27 м(93,5 %).

Литологический состав пород определен по результатам лабораторных исследований керна (часть анализов выполнена автором в процессе прохождения производственной практики в ООО «ВолгоградНИПИморнефть») и комплексной интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС).

Отложения бобриковского горизонта представлены кварцевыми средне-, мелкозернистыми песчаниками и алевролитами.

Общая толщина бобриковского горизонта Гурьяновского месторождения изменяется от 13,6 м (скважина № 2) до 16,6 м (скважина № 3), эффективная толщина – от 9,1 м (скважина № 2) до 12,6 м (скважина № 4), а эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6,1 до 11,8 м.

Одним из графических способов отображения литолого-фациальной неоднородности продуктивной части разреза является геолого-статистический разрез. Этот вид модели бобриковского горизонта представлен на рис. 1.

Расчленение разрезов бобриковского горизонта, вскрытых скважинами, на проницаемые и непроницаемые интервалы проводилось по прямым качественным признакам с привлечением материалов ГИС и последующим определением нижних граничных значений исследуемых параметров.

14

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Рис. 1. Геолого-статистический разрез отложений бобриковского горизонта Гурьяновского месторождения

Количественно степень неоднородности характеризуется рядом статистических показателей, в том числе коэффициентами песчанистости и расчлененности [1]. Рассчитанные по 5 скважинам значения этих параметров равны соответствен-

но 0,72 и 2,6.

Следует отметить, что численные значения коэффициентов песчанистости

ирасчлененности используются при обосновании коэффициента извлечения нефти – важнейшего параметра, используемого при подсчете запасов.

Оценка неоднородности коллекторских свойств продуктивной части разреза бобриковского горизонта осуществлялась в процессе петрофизического моделирования путем установления статистических связей вида «керн – керн»

и«керн – ГИС».

Определение коэффициента открытой пористости (kп) выполнено по комплексу методов акустического (АК), нейтрон-нейтронного (ННК) и гамма-гамма (ГГКП) каротажа [2] путём решения системы уравнений:

kпАК = ( Т – Тск) / ( Тж – Тск) – kгл · ( Тгл – Тск) / ( Тж – Тск),

kпГГК = ( м – ) / ( м – ж) – kгл · ( м – sh) / ( м – ж),

kпНК = Кпс – 0,25 · kгл,

где Тск, Тж, Тгл – интервальное время пробега продольной волны, соответственно, в скелете породы-коллектора, жидкости и глине, мкс/м; м – минералогическая плотность породы-коллектора, г/см3; ж – объемная плотность флюида, за-

15

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

полняющего поровое пространство, г/см3; kгл – объемная глинистость в относительных единицах; Кпс – кривая пористости, откорректированная за литологию, диаметр скважины и минерализацию промывочной жидкости.

Среднее арифметическое значение коэффициента открытой пористости, рассчитанное по материалам АК, ГГКП и ННК, составляет 0,19.

Кроме того, для определения численного значения коэффициента открытой пористости может быть использована зависимость этого параметра от относительного сопротивления Рп (рис. 2).

Рис. 2. График зависимости коэффициента открытой пористости от относительного сопротивления (бобриковский горизонт Гурьяновского месторождения)

Относительное сопротивление представляет собой отношение удельного электрического сопротивления полностью водонасыщенных коллекторов (ρвп) к удельному электрическому сопротивлению пластовой воды (ρв):

Рп = ρвп / ρв.

Удельное электрическое сопротивление водонасыщенных пластов определялось глубинным зондом бокового каротажа (БК) с введением необходимых поправок. Сопротивление пластовой воды (0,023 Омм) измерено в лаборатории.

Коэффициент нефтенасыщенности коллекторов (kн) определен по материалам бокового каротажа. В основе методики интерпретации результатов наблюдений [3] лежит зависимость величины коэффициента увеличения сопротивления нефтенасыщенного пласта (Рн) от коэффициента водонасыщенности

(kв) (рис. 3).

16

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

Рис. 3. График зависимости коэффициента водонасыщенности от коэффициента увеличения сопротивления для отложений бобриковского горизонта Гурьяновского месторождения

Коэффициент увеличения сопротивления рассчитан по формуле

Рн = ρп / ρвп,

где ρп – удельное электрическое сопротивление породы при ее фактической насыщенности флюидами, Ом·м.

Коэффициент нефтенасыщенности, определяемый из выражения

kн = 1 – kв,

для изучаемого объекта равен 0,88.

Список литературы

1.Быков Н.Е., Фурсов А.Я., Максимов М.И. Справочник по нефтепромысловой геологии. – М.: Недра, 1981. – 525 с.

2.Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 327 c.

3.Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. – М.; Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 257 c.

17

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

АНАЛИЗ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОГО СТРОЕНИЯ ВЕРХНЕДЕВОНСКО-ТУРНЕЙСКИХ РИФОВ БЕРЕЗНИКОВСКОГО ПАЛЕОПЛАТО

А.А. Кочнев

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент С.Н. Кривощеков Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Проведен анализ литолого-фациального строения верхнедевонско-турнейских рифов северной и южной части Березниковского палеоплато. Охарактеризованы коллекторские свойства фациальных зон, в соответствии с которыми выявлены зоны, перспективные для заложения скважин.

Ключевые слова: риф, палеоплато, фация, ФЕС, трещиноватость, Соликамская депрессия.

Березниковское рифогенное палеоплато позднефранско-турнейского возраста приурочено к территории Соликамской депрессии, которая обладает наиболее высоким потенциалом в плане нефтеносности на территории Пермского края. Одним из самых перспективных здесь считается позднедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс.

При исследовании и разработке карбонатных резервуаров возникает множество трудностей, обусловленных значительной неоднородностью, сменой циклов осадконакопления, неравномерным развитием трещиноватости и др. [1].

Таким образом, для составления рациональной схемы разработки месторождений и оптимизации работы скважин необходимо проведение детального изучения строения рифовых резервуаров [1].

Целью данной работы является анализ особенностей фациального строения верхнедевонско-турнейских рифовых массивов северной и южной части Березниковского палеоплато. В работе были использованы данные сейсмофациального анализа Уньвинского, Сибирского, Шершневского (расположенных на юге территории) и Гагаринского, Маговского месторождений (расположенных на севере территории), выполненного филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми.

При анализе сейсмофациальных карт месторождений было установлено три основных типа фаций: рифовая, склоновая и межрифовая (рисунок).

Рифовые отложения открытой карбонатной платформы с активным гидродинамическим режимом. Образование отложений комплекса проходило в условиях максимальной трансгрессии морского бассейна.

В разрезе фаменских отложений четко прослеживается цикличность осадконакопления, отражающаяся по керну и на кривых ГИС. Последнее связано с постоянно изменяющейся палеотектонической обстановкой на изучаемой территории. Циклиты характеризуются последовательной сменой генетических типов отложений по вертикали от наиболее плотных карбонатных отложений к более пористым. Плотные разности сложены известняками тонко- и мелкозернистыми,

18

Секция 1. Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа

комковато-водорослевыми, водорослевыми, с крупными водорослевыми постройками. Проницаемые – сгустково-комковатыми со сферами, комковатыми с водорослями, песчаниковидными, органогенно-обломочными известняками, прослоями – породы с многочисленными зернами прозрачного кальцита, участками с кристаллическим цементом.

Рис. Сейсмофациальная карта Гагаринского месторождения

По описанию керна известняки с единичным перекристаллизованным раковинным детритом, с гнездами вторичной кальцитизации, неравномерно пористые – от плотных до высокопористых. Породы кавернозные, с единичными стилолитами, трещиноватые, неравномерно крепкие. Каверны округлой и неправильной формы, инкрустированные средне- и крупнокристаллическим кальцитом, размером 2–10 мм, единичными до 20–40 мм. Крепость породы ослаблена за счет интенсивной трещиноватости. Трещины многочисленные – тектонические наклонные, субвертикальные, разноориентированные, субгоризонтальные, единичные – выполненные кальцитом.

Склоновый тип, по данным ГИС, представлен известняками с прослоями аргиллитов. Известняки склона рифа формировались по периферии рифовых по-

19

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

строек при их разрушении в условиях активного гидродинамического режима. По данным керна, известняки серые, темно-серые с коричневатым оттенком, различные по структуре (комковато-водорослевые, комковатые, водорослево-детритовые и др.), прослоями обломочные, конгломератовидные и брекчиевидные, с длинными тонкими стилолитовыми швами, выполненными черным битуминозным веществом, прослоями пористо-мелкокавернозные, неравномерно битумонасыщенные, с кавернами, трещиноватые, крепкие.

Межрифовые отложения (впадинно-терригенно-карбонатный) толщина отложений более 180 м. Краткая литологическая характеристика отложений получена по описанию керна. Разрез представлен известняками с прослоями аргиллитов. Известняки темно-серые, тонкокристаллические, массивные, органогеннообломочные, глинистые, плотные, крепкие. Аргиллиты темно-серые до черных, углистые, плотные, средней крепости, рассланцованные.

Проанализировав сейсмофациальные карты, можно сделать вывод, что в целом рифы северной и южной части имеют схожее строение, они сформировались в практически одинаковых условиях, а следовательно, выделены почти идентичные фациальные зоны [2].

Литолого-фациальная зональность выделяется с учетом влияния условий осадконакопления на коллекторские свойства пород [3-9]. Были проанализированы эффективные толщины, прогнозная пористость, пористость по керну, а также проницаемость по газу.

Распределение коллекторских свойств по фациальным зонам

Вцелом для месторождений северной части Березниковского палеоплато характерно увеличение эффективных толщин с востока на запад, а также повышенные показания пористости в соответствии с месторождениями южной части. Эффективные толщины колеблются от 5–30 м, пористость изменяется от 3–7 %.

Эффективные толщины южной части плато изменяются от 0–17,5 м, только на Сибирском месторождении они доходят до 25 м, а пористость изменяется от 4 до 6 %. Установлена тенденция к увеличению значений эффективных толщин рифов

свостоканазапад, характернаякакдлясеверной, такидляюжнойчастипалеоплато.

Врезультате анализа коллекторских свойств было установлено, что рифовые

отложения являются преимущественно плотными (Кп < 5 %), непроницаемыми (Кпрг < 0,0001 мкм2) и слабопроницаемыми (Кпрг = 0,0001…0,01 мкм2). Низкие коллекторские свойства объясняются широко развитыми процессами кальцитиза-

20