Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

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

Значения прогнозных дебитов и коэффициентов продуктивности по вариантам разработки пласта А4 Западно-Кутузовского и Краснореченского поднятий

рекомендуется расположить нагнетательную скважину от скважины 60 ГС между изогипсами 2 м и 4 м (см. рисунок). Кроме того, с учетом аналогии разработки подобных залежей с высоковязкими нефтями на территории исследования необходимо предусмотреть введение системы многозонного гидроразрыва пласта в ГС на обоих поднятиях.

Список литературы

1.Технологическая схема опытно-промышленной разработки Кутузовского нефтяного месторождения (от 26.02.2014).

2.Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. – М., 1985. – 423 с.

3.Разработка залежей высоковязких нефтей с неньютоновкими свойствами на примере месторождений Самарской области / В.А. Ольховская, Н.Б. Сопронюк, А.А. Ковалев, А.М. Зиновьев // Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений: материалы науч.-практ. конф. – 2011.

4.Миронов В.В., Козлова И.А. Особенности геологического строения и условий разработки силурийских залежей Верхневозейского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 2. – С. 7–12.

5.Варушкин С.В., Козлова И.А. Возможность проведения поисковооценочных работ на объектах, расположенных под толщей калийно-магневых солей Верхнекамского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 8–15.

6.Козлова И.А., Шадрина М.А. Геолого-геохимическая оценка возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехниче-

51

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ского университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. –

С. 18–27.

7.Шадрина М.А., Козлова И.А. Обоснование применения циклического заводнения башкирской залежи сухобизярского поднятия Баклановского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 3. – С. 39–44.

8.Козлова И.А., Мальцева И.О. О боснование усовершенствования реализуемой системы разработки посредством применения метода гидравлического разрыва пласта на отдельных опытных участках разработки (на примере пласта БС 4-5 Приразломного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и гор-

ное дело. – 2013. – № 8. – С. 62–70.

9.Козлова И.А., Кичигин Е.Н. Особенности геологического строения сеноманской газовой залежи Еты-Пуровского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 27–36.

52

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

КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

К.В. Цивелев

Научный руководитель – канд. геол.-минерал. наук, доцент О.С. Чернова Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Проанализированы данные по одной из разведочных скважин Томской области (скважина Х) для определения перспективности участка месторождения с точки зрения разработки. На основе имеющихся данных (керн, геофизические исследования скважины) получены законы распределения таких параметров, как эффективная пористость, абсолютная проницаемость и водонасыщенность, на основе которых в дальнейшем строятся геологическая и гидродинамическая модели района рассматриваемой скважины.

Ключевые слова: керн, геофизические исследования скважин, корреляцион- но-регрессионные зависимости, критерии отсечения, геологическая модель.

Керновый материал по изучаемой скважине Х представлен пятью интервалами со значениями выноса керна от 71,4 до 100 %. Для сопоставления литологии, описанной по керну, с литологией, полученной при помощи интерпретации каротажных данных, некоторые интервалы сдвинуты на 1–2 м. Причиной смещения кернового материала вдоль каротажных диаграмм являются мягкие, несцементированные горные породы (например, уголь), разрушающиеся при извлечении керна. Также необходимо принимать во внимание разрешающую способность геофизических приборов.

На рис. 1 представлены литология, стратиграфия, начальное и конечное положение кернового материала, а также значения пористости, проницаемости

иводонасыщенности, рассчитанные при помощи каротажных данных и полученные из лабораторных исследований керна. Значения пористости, проницаемости

иводонасыщенности из лабораторных исследований керна представлены точками на данном рисунке, в то время как эти же параметры, рассчитанные по каротажным диаграммам с помощью корреляционно-регрессионных зависимостей, показаны непрерывными кривыми. Видно, что в обоих случаях данные параметры имеют близкие значения и общий тренд, что говорит о высоком значении коэф-

фициента детерминации, следовательно, сопоставление каротажных диаграмм с керновым материалом можно считать достаточно хорошим. Также на рис. 1 показано разделение коллектора и неколлектора, полученное по критериям отсечения. Продуктивным пластом является Ю13, расположенный на глубине 2579–2601 м (абсолютная вертикальная глубина).

Расчет корреляционно-регрессионных зависимостей

Распределение общей пористости по каротажным диаграммам представлено нейтронным каротажем. Для нахождения эффективной пористости необходимо воспользоваться следующей формулой [1]:

53

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

54

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

где φeff – эффективная пористость; φw – пористость, рассчитанная по нейтронному каротажу; Vsh – глинистость; φsh – пористость глины (0,4 в данном случае).

Для нахождения глинистости использовались следующие методы расчета: уравнение Клавье, уравнение Стейбера, уравнение Ларионова, по данным ПСкаротажа, по данным гамма-каротажа. Лучший результат сопоставления значений эффективных пористостей по керну и каротажным диаграммам получен при использовании среднего значения (формула (4)) между глинистостью по ПС (формула (2)) и гамма-каротажу (формула (3)) [1].

Для распределения водонасыщенности наилучшее сопоставление с лабораторными исследованиями керна было достигнуто при использовании уравнения Арчи (формула (5)). Коэффициенты уравнения Арчи были рассчитаны по корре- ляционно-регрессионным зависимостям и равны следующим значениям: a = 2,684, m = 1,266, n = 1,968 [1].

Проницаемость находится по следующей зависимости от пористости, полученной на основе результатов лабораторных исследований кернового материала:

Критерии отсечения

Рис. 2 показывает нахождение критерия отсечения по водонасыщенности (Swcr = 0,68). При больших значениях водонасыщенности интервал является неколлектором.

55

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 2. Относительные фазовые проницаемости

Для нахождения критерия отсечения по проницаемости вводится понятие динамической пористости, рассчитывающейся по формуле (7). Далее строится зависимость проницаемости по керну от динамической пористости (рис. 3)

Рис. 3. Зависимость проницаемости от динамической пористости

В полученную зависимость подставляется значение φd = 0,01, в связи с тем что данное значение считается граничным, ниже него движение флюида невозможно.

Критерий отсечения по пористости находится при использовании граничного значения Swcr = 0,68 в зависимости пористости от водонасыщенности по керну.

Критерий отсечения по глинистости рассчитывается с помощью микрокаротажных зондов. Если значения микроградиент-зонда меньше, чем значения мик- ропотенциал-зонда, то это говорит о наличии глинистой корки и предполагается,

56

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

что это коллектор и значения глинистости снимаются с данных интервалов. В обратном случае предполагается, что интервалы являются неколлекторами и значения глинистости снимаются тоже. Пересечение двух функций распределения вероятностей значений глинистости для обоих случаев дает значение по граничному значению глинистости, ниже которого осадочная порода считается коллектором. В данном случае это значение составляет 0,38.

Выводы

В таблице представлены средние значения пористости и проницаемости по керновым и каротажным данным для нефтенасыщенных интервалов, являющихся коллекторами в соответствии с критериями отсечения. В обоих случаях числовые значения данных параметров являются очень близкими.

Средние значения параметров для коллектора

Полученные результаты сопоставления каротажных диаграмм и кернового материала широко используются в дальнейшем при моделировании интересующего участка месторождения. Например, рассчитанные кривые пористости, проницаемости и водонасыщенности вдоль изучаемого интервала играют важную роль при распределении свойств в геологической и гидродинамической моделях.

Список литературы

1. Меркулов В.П. Геофизические исследования скважин: учеб. пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. – 139 с.

2. Анализ программного обеспечения для трехмерного моделирования и оптимизации разработки месторождений нефти и газа / В.З. Ямпольский, А.А. Захарова, М.А. Иванов, О.С. Чернова // Известия Томского политехниче-

ского университета. – 2006. – Т. 309, № 7. – С. 50–54.

57

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

АНАЛИЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО КРАЯ

М.А. Четина

Научный руководитель – заместитель генерального директора по геологии

Т.В. Александрова

АО «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин», г. Пермь

На основании анализа фациальной характеристики нижнепермских отложений рассмотрено распределение и приуроченность к различным зонам промышленных, непромышленных залежей и нефтегазопроявлений (НГП) различной интенсивности в ассельско-сакмарских и артинских отложениях.

Ключевые слова: ассельско-сакмарские и артинские отложения, залежи, нефтегазопроявления, литолого-фациальные эоны, распределение по зонам.

В настоящее время на территории Пермского края известно о 13 промышленных залежах в пласте См (8) и пласте А (5) нижнепермского НГК в пределах 11 месторождений и 20 непромышленных залежах в пределах 14 месторождений [1]. Практически все промышленные и непромышленные залежи нижнепермского комплекса распространены в прогибе, за исключением Шумовского (пром.), Полазненского (непром.), Красноярско-Куединского (непром.), Таныпского (непром.) месторождений. Нефтепроявления различной степени интенсивности, битуминозность и газопроявления присущи всем стратиграфическим подразделениям нижнепермского комплекса и отмечены во всех тектонических регионах края.

Ранее в работе автора был выполнен анализ геолого-геофизических характеристик коллекторов нижнепермского НГК на основании данных каротажа скважин [2]. Задачей настоящего исследования является определение принадлежности нефтепроявлений различного вида к фациальным обстановкам нижнепермского времени.

По данным исследований ОАО «КамНИИКИГС» для территории Пермского края характерно наличие 10 литолого-фациальных зон раннепермской эпохи, сменяющих друг друга меридионально от прибрежно-морских хемогенно-обло- мочных на востоке до лагунных доломитово-известняковых на западе. Проведенный анализ распределения промышленной и непромышленной нефтегазоносности ассельско-сакмарских отложений в зависимости от литолого-фациальных зон приведен в табл. 1.

В ассельско-сакмарское время территория восточного края платформы и прогиба, характеризующаяся наибольшим скоплением залежей и НГП, соответствует распространению литолого-фациальной обстановки прибрежно-морских карбонатных отложений, представленных органогенно-обломочными и рифогенными массивными известняками (зоны IV и V).

58

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

Таблица 1 Фациальная приуроченность нефтегазоносности ассельско-сакмарских отложений

Западнее, в широкой полосе края платформы, происходит смена обстановки на мелководно-морские, представленные известняково-доломитовыми отложениями (зоны III и VI), также эта территория характеризуется значительно меньшим количеством НГП, число которых увеличивается к югу, достигая максимума на территории БС.

Наконец, для запада исследуемой территории характерны минимальное количество НГП, сосредоточенных на территории ВКВ, и смена обстановок на мел- ководно-морские и лагунные, представленные доломитами с прослоями ангидрита и известняковыми доломитами (зоны VII, VIII, IX) (рисунок). Для зон VIII и IX не установлено НГП и залежей.

59

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

В табл. 2 приведено распределение промышленной и непромышленной нефтегазоносности артинских отложений в зависимости от литолого-фациаль- ных зон.

Таблица 2 Фациальная приуроченность нефтегазоносности артинских отложений

Позднее, в артинское время, на территории прогиба произошла смена мелко- водно-морских обстановок ассельско-сакмарского времени на относительно-глубо- ководные карбонатные с примесью песчанистого и глинистого материала, и территория также характеризовалась большим скоплением залежей и НГП (зона IV).

Западнее, до границы изучаемой территории, сохраняются литолого-фаци- альные обстановки ассельско-сакмарского времени (зоны III+VI и зоны VII+VIII+IX); характерным является более широкое распределение НГП в VI зоне – большое количество НГП отмечено на территориях ВисМ, ПС и БС, а в зоне VII их количество сокращается и сосредоточены они в пределах ВКВ.

На рисунке в качестве иллюстрации приведены круговые диаграммы распределения нефтегазопроявлений и залежей в литолого-фациальных зонах.

60