2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

11

12

Секция 1 ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

СТАТИСТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОГНОЗА ДЕБИТОВ НЕФТИ ПО ВЕРЕЙСКОМУ ОБЪЕКТУ РАЗРАБОТКИ ПО ЧУТЫРСКОЙ ПЛОЩАДИ ЧУТЫРСКО-КИЕНГОПСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

С.С. Белых

Научный руководитель – д-р геол.-мин. наук, профессор В.И. Галкин Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Рассмотрена система разработки верейского объекта Чутырской площади Чу- тырско-Киенгопского месторождения, проведено статистическое обоснование дебитов нефти и рассмотрены поля корреляции дебита нефти и геолого-технических показателей, рассмотрены две многомерные геологические модели с помощью регрессионного анализа, проведен анализ полученных модельных дебитов с фактическими дебитами и рекомендовано дальнейшее использование рассмотренных моделей.

Ключевые слова: анализ системы разработки, анализ зависимости, поле корреляции, регрессионный анализ, использование рассмотренных моделей.

Верейский объект введен в эксплуатацию в 1974 г., представлен нефтяной оторочкой, включает в себя пласты В-II и В-III (а + b) [1]. Объект разрабатывается единичными скважинами. Статистическое обонование выполнено по 31 скважине, которые располагаются в северо-восточной части залежи. Верейский пласт выдержан по площади и проницаемый во всех скважинах. Он представлен переслаиванием известняков и аргиллитов с прослоями алевролитов, мергелей и доломитов. Общая толщина пласта колеблется от 47 до 53 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 4,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,49, расчлененности – 3,1. Пористость коллекторов изменяется от 8,2 до 25,3 % (среднее значение 16 %), проницаемость – от 0,0003 до 1,871 мкм2 (среднее значение 0,263 мкм2). Нефтенасыщенность в целом составляет 0,721. Начальное пластовое давление – 11,9 МПа, давление насыщения нефти газом – 11,45 МПа, текущее пластовое давление – 11,6 МПа, начальная пластовая температура – 28 °С. Верейский объект занимает одно из ведущих мест среди эксплуатационных объектов Чутырской площади Чутырско-Киенгопского месторождения по своим свойствам (уступает только башкирскому объекту). По величине запасов занимает второе место среди остальных объектов, уступая также башкирскому объекту. Для статистического обоснования прогноза деби-

13

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

тов нефти первоначально был выполнен анализ зависимости Qн – дебита нефти, т/сут, от ряда геолого-технических показателей: Нэф.т – эффективной толщины пласта, м; Кп – коэффициента пористости, д. ед.; Кпрон – коэффициента проницаемости, мкм2; Кнн – коэффициентом нефтенасыщенности, д, ед; Ртек – текущего пластового давления, атм; Qж – среднесуточного дебита жидкости, м3/сут; W – обводненности, %; Нт.з – глубины текущего забоя, м; Нсн – глубины спуска насоса, м; Нду – динамического уровня, м.; Рз – забойного давления, атм; Рб – буферного давления, атм. Для этого построены корреляционные поля, вычислены коэффициенты корреляции, r, построены уравнения регрессии между Qн и вышеприведенными геолого-техническими показателями. Анализ этих статистических характеристик в совокупности с анализом корреляционных полей показал, что по ряду корреляций наблюдается деление поля корреляции на два практически не пересекающихся подполя. Здесь необходимо отметить, что разделение происходит по значению Qн = 4 т/сут. Пример такого распределения приведем по соотношению между Qн и Нэф.т (рис. 1). Кроме этого аналогичные распределения наблюдаются между Qн и следующими показателями: Кп, Кн, Ртек, W, Нт.з, Рз, Рб. По остальным показателям аналогичного группирования не наблюдается.

Рис. 1. Поле корреляции между Qн и Нэф.т

Для тех показателей, где происходит разделение по Qн = 4 т/сут, приведены ниже статистические характеристики.

Анализ данных, приведенных в таблице, показывает, что из 16 уравнений регрессии 5 характеризуются статистически значимыми корреляционными связями.

14

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

Статистические характеристики уравнений регрессии

Уравнения регрессии между Qн и геолого-техническими показателями

Анализируя полученные дифференциации согласно распределению по площади залежи, не представляется возможным выделить зоны их распределения, так как скважины обособлены друг от друга. Все это показывает, что выполнить прогнозирование Qн по одному показателю не представляется возможным.

Поэтому построим многомерные модели с помощью регрессионного анализа [2]. При этом модели построим в двух вариантах. В первом варианте построим модели по всем скважинам без учета деления по Qн = 4 т/сут, во втором случае построим модели с учетом деления. В первом случае модель имеет следую-

щий вид: Qнм1 = –6,847 + 46,964 Кп – 0,035 Кпрон + 0,003 Нт.з.

При использовании дифференциации по величине Qн получены следующие модели: Qнм2 = –2,654 + 27,474 Кп – 0,014W – 0,001 Нду + 0,058Рз + 0,102 Нэф.т; Qнм3 = –3,606 + 0,291Нэф.т – 0,005Нсн. + 9,608Кнн – 0,001Нду + 0,03Ртек + 0,099W +

+ 0,214Qж + 21,517Кп + 0,0004 Нт.з.

Сопоставление фактических и модельных дебитов нефти приведено на рис. 2.

Рис. 2. Сопоставление фактических и модельных дебитов нефти

15

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Анализ полей корреляции показывает, что при использовании полученного дифференцирования по величине Qн = 4 т/сут значения Qн прогнозируются лучше (r = 0,99), чем в случае, когда разделение не учитывается (r = 0,86). Построенные модели можно использовать при обосновании бурения скважин на верейский пласт, а также при переводе скважин с нижележащего башкирского объекта разработки на вышележащий верейский пласт.

Список литературы

1.Дополнение к проекту разработки Чутырско-Киенгопского газонефтяного месторождения Удмуртской Республики / ЗАО «ИННЦ». – Ижевск, 2012.

2.Дронов С.В. Многомерный статистический анализ. – Барнаул: Изд-во Алтай. гос. ун-та, 2010.

16

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

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ НИЖНЕ-ЧУТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ю.А. Большакова, С.А. Рогозина

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент Т.А. Овчарова Ухтинский государственный технический университет

Рассматривается геологическое строение Нижне-Чутинского месторождения. Приводится анализ нефтегазоносности по продуктивным пастам с характеристикой ФЕС коллекторов и флюидоупоров.

Ключевые слова: литология, стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, залежи нефти и газа.

Основные задачи работы: описание геологического строения и анализ нефтегазоносности с характеристикой ФЭС коллекторов и флюидоупоров.

Нижне-Чутинское месторождение расположено в Ухтинском районе Республики Коми в 13–20 км к западу от районного центра г. Ухты.

По гидрологическому районированию район работ относится к Тиманскому округу, Среднетиманскому району.

Втектоническом плане Нижне-Чутинская площадь находится на северовосточном склоне Ухта-Ижемского вала, структуры 2-го порядка, осложняющей северо-восточный склон Южного Тимана Тимано-Печорской плиты. В нефтегазогеологическом плане Нижне-Чутинская площадь относится к Тиманской НГО Ти- мано-Печорской провинции [1].

Геолого-разведочные исследования на Нижне-Чутинской площади начали проводиться еще в конце XIX в.; до 40-х гг. было пробурено порядка 170 поисковых, разведочных и крелиусных скважин. Результатами бурения установлена про-

дуктивность верхнедевонских (D3tm) отложений; в скважинах проводился сплошной отбор керна, а по окончании бурения – опробование.

Первооткрывательницей Нижне-Чутинского месторождения можно считать скважину № 31 – Воднинская, при бурении которой в 1941 г. из отложений пласта I была получена нефть. По результатам бурения этой скважины и ряда других (№ 48 и 70), эксплуатировавшихся на радиоактивную воду, на Нижне-Чутинском участке развернулось разведочное и эксплуатационное бурение на нефть. На основании данных разведочного и эксплуатационного бурения установлено, что на Нижне-Чутинском месторождении имеются три нефтеносных пласта: пласт I, пласт «А» и пласт II.

Вгеологическом строении Нижне-Чутинского нефтяного месторождения принимают участие породы верхнего протерозоя, девонские и четвертичные отложения.

Отложения верхнего протерозоя на Нижне-Чутинской площади вскрыты всеми скважинами, пробуренными в 2004–2005 гг. Породы верхнего протерозоя, слагающие фундамент, залегают с глубин 118–224 м и представлены метаморфическими сланцами темно-серыми, серыми, кварц-слюдистыми, графитизирован-

17

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ными, сланцеватыми, трещиноватыми, плотными, крепкими, с редкими тонкими линзовидными прослойками песчаника метаморфизованного, коричневато-серого, пропитанного нефтью. Как правило, породы плотные, крепкие, трещиноватые, неравномерно нефтенасыщенные. Вскрытая мощность отложений фундамента составляет от 14 до 71 м.

Девонские отложения несогласно перекрывают метаморфические сланцы верхнепротерозойских отложений в пределах Ухта-Ижемского вала, выходят на поверхность под четвертичными отложениями. Девонские поддоманиковые отложения, являющиеся основным поисковым объектом в рассматриваемом районе, характеризуются сокращенным стратиграфическим объемом – на Нижне-Чутин- ской площади отсутствуют средний девон, яранский и джъерский горизонты верхнего девона.

Тиманский горизонт имеет повсеместное распространение по площади, выделяется в объеме нижне- и верхнетиманской подсвит. В его строении преобладают серые аргиллиты, алевритистые или известковистые, с редкими тонкими прослоями известняков. Для тиманского горизонта характерны пласты песчаниковоалевролитового состава, к которым приурочены продуктивные пласты (снизувверх) II + Б, А и I.

Пласт II + Б залегает в основании тиманского горизонта, трансгрессивно перекрывают метаморфические сланцы фундамента. Для этих пластов характерны изменчивость по площади доли песчаников и их линзовидный характер, что определяется их дельтовым или прибрежно-морским генезисом (трансгрессивные песчаники морского побережья).

Пласт А разделяет тиманскую свиту на две подсвиты – нижнетиманскую и верхнетиманскую. Прослои продуктивных песчаников-коллекторов приурочены к кровле нижней части. В целом пласт А представляет собой неравномерное, участками тонкое горизонтально-волнистое, переслаивание песчаника коричневатосерого и коричневого, кварцевого, тонкозернистого, неравномерно алевритистого, известковистого, пропитанного нефтью; алевролита коричневато-серого, известковистого, слабопористого, слабопропитанного нефтью и аргиллита серого, плотного, с редкими зеркалами скольжения.

Пласт I завершает разрез тиманских отложений и представляет собой тонко- волнисто-линзовидно-слоистое переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов.

Завершает разрез поддоманиковой части франского яруса саргаевский горизонт, выделяемый в объеме устьярегской свиты. Выше преобладают глины с прослоями известняков. Общие толщины горизонта составляют 45–68 м.

Доманиковый горизонт представлен переслаиванием темно-серых и черных, часто окремненных, битуминозных известняков. Подошва горизонта является маркирующим геофизическим, а сам горизонт – важным литологическим репером на большей части территории провинции. Толщина горизонта изменяется от 30–40 до 70–85 м. В присводовой части Ухтинской складки доманиковые отложения частично или полностью размыты.

18

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

Ветлосянские глинисто-карбонатные отложения развиты на восточном крыле Ухтинской складки. Максимальная мощность отмечена в скв. № 9-К и составляет 7–10 м.

Вышележащие сирачойские образования и отложения ухтинской свиты верхнего девона получили свое развитие за переделами конкурсной территории.

Завершают разрез осадочного чехла четвертичные образования мощностью до 10–20 м, представленные суглинками, песками и глинами.

Продуктивные отложения верхнего девона (D3tm) залегают на небольших глубинах – от 18 до 223 м. Все три залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные, а в пластах I и II + Б – литологически экранированные.

Флюидоупором для залежи в пласте I служат известково-глинистые отложения саргаевского горизонта толщиной 9–50 м. Для залежей в пластах А и II + Б покрышкой являются плотные песчано-глинистые межпластовые породы тиманского горизонта толщиной 22–35 и 7–46 м соответственно

Коллекторы в продуктивных отложениях тиманского горизонта представлены песчаниками, алевропесчаниками от тонкодо среднезернистых, порой кварцевыми, местами известковистыми, крепкими и трещиноватыми.

Залежь нефти, приуроченная к проницаемым песчаникам пласта I, залегает на глубине 18–156 м. Размеры залежи составили 24,5×(14,5…9,8) км при высоте 142 м. В контуре нефтеносности располагаются 28 скважин с доказанной продуктивностью данного пласта [2].

Залежь нефти приурочена к проницаемым песчаникам пласта А и залегает на глубине 52–187 м. Размеры залежи составили 17,0×(11,8…6,9) км, высота – 119 м. В контуре нефтеносности находятся 25 скважин [2].

Залежь нефти приурочена к проницаемым песчаникам пласта II + Б и залегает на глубине 114–223 м [2].

Залежь в пределах северо-западного участка ограничена тектоническими нарушениями с запада и частично с востока, уровнем подсчета с севера, линией выклинивания в восточной части участка и условной линией на юге, за пределами которой сейсмоисследования не проводились. Размеры залежи на этом участке составили 6,8×(4,0…5,0) км при высоте 74 м. В контуре нефтеносности северозападного участка находятся 6 поисково-оценочных скважин (№1-ПР, 7-ПР, 9-ПР, 37-ПР, 39-ПР, 44-ПР).

Пласт-коллектор порового типа представлен кварцевым песчаником пористостью по ГИС 23,7–25,3 %, проницаемостью по керну 15,63 – 1412,25×10 –3 мкм2.

Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,0 (скв. № 9-ПР) до 5,8 м (скв. № 37-ПР), средневзвешенная по залежи – 3,3 м. В продуктивной части разреза прослеживаются от одного до трех проницаемых пропластков толщиной от 0,6 до 2,6 м.

Характеристика нефти верхнедевонских отложений пласта I рассматриваемого месторождения представлена по 20 пробам, отобранным на устье 13 скважин. Нефть в пластовых условиях характеризуется очень низким газосодержанием. По результатам стандартной сепарации газовый фактор составил 0,45 м3/т,

19

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Нефть в стандартных условиях средней плотности (0,852–0,864 г/см3) характеризуется повышенной кинематической вязкостью – 14,01–22,44 мм2/с. По результатам исследования компонентного состава нефть является малопарафиновой, с содержанием парафина от 0,44 до 2,3 мас. %; смолистой (смол от 6,9 до 14,87 мас. %; асфальтенистой (асфальтенов от 0,77 до 3,47 мас. %); сернистой с содержанием се-

ры 0,63–1,0 мас. %.

На Лыаельском участке Ярегского месторождения плотность нефти пласта А в поверхностных условиях составляет 0,895 г/см3. Нефть безпарафинистая, сернистая с содержанием серы до 0,95 мас. %. В стандартных условиях нефть тяжелая (плотность – 0,936 г/см3); парафиновая (парафина – 2,7 мас. %); высокосмолистая (смол 16,4 мас. %); асфальтенистая (асфальтенов 2,7 мас. %).

По особенностям геологического строения месторождение относится к категории сложных, по величине извлекаемых запасов углеводородов – к категории крупных.

Список литературы

1.Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран. Нефтегазоносные провинции и области России и зарубежных стран. – М.: Нефть и газ, 2003. – 555 с.

2.Геологичекое строение северо-восточного склона Южного Тимана и предпосылки к проведению дальнейших поисково-разведочных работ на нефть и газ / Л.А. Вокуев, В.И. Алексеев, Э.Н. Овчинников [и др.]. – Ухта, 1979.

20