2835.Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

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

ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ЕСТЕСТВЕННОГО НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ ОБРАЗЦОВ ПОЛНОРАЗМЕРНОГО КЕРНА НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

И.В. Сысоев

Научный руководитель – И.П. Гурбатова Филиал ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг” “ПермНИПИнефть” в г. Перми

Представлены результаты лабораторного изучения фильтрационных свойств на нефтенасыщенных и проэкстрагированных образцах полноразмерного керна. Представлены диаграммы распределения эффективной проницаемости по газу и абсолютной газопроницаемости в 6 направлениях. На основании сопоставления полученных диаграмм выполнен анализ распределения нефти в образце и влияния естественного нефтенасыщения на фильтрационные свойства сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Ключевые слова: эффективная газопроницаемость, абсолютная газопроницаемость, сложнопостроенный карбонатный коллектор.

Выбуренный и доставленный на поверхность образец горной породы – керн является, пожалуй, единственным достоверным источником геологической информации об изучаемом нефтегазоносном пласте. В отношении геологического моделирования изучаемого резервуара керновые данные являются тем основополагающим фундаментом, на котором базируются все последующие слои накопленных знаний.

Карбонатные коллекторы зачастую характеризуются сложной структурой пустотного пространства. В породе представлены одновременно крупные и мелкие поры, каверны, трещины, образуя поровые системы различной связанности. При естественном насыщении в породе содержится остаточный флюид, который по-разному заполняет поровые системы.

Одной из задач изучения кернового материала является оценка характера насыщенности пород. При этом для сложнопостроенных карбонатных коллекторов важно изучить характер распределения остаточной нефти в пустотном пространстве образца и его влияние на фильтрационные свойства.

Цель работы – изучение закономерностей распределения флюида в образцах полноразмерного керна и влияния естественного нефтенасыщения на фильтрационные свойства сложнопостроенных карбонатных коллекторов. Для этого была проведена серия экспериментов на нефтенасыщенных и проэкстрагированных образцах керна с сохраненным при выбуривании из скважины диаметром.

К основным задачам работы можно отнести:

♦построение диаграмм распределения проницаемости по направлениям для образцов керна до и после экстрагирования;

♦выявление направлений максимальной фильтрации;

♦выполнение анализа распределения нефти в пустотном пространстве

71

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

образцов и влияния естественного нефтенасыщения на фильтрационные свойства сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Впервые выполнено изучение закономерностей распределения остаточного флюида в образцах большого размера (110 мм) и его влияния на фильтрационные свойства. Построены совместные диаграммы распределения эффективной проницаемости по газу и абсолютной газопроницаемости в шести направлениях для нефтенасыщенных и проэкстрагированных образцов полноразмерного керна.

Для исследований была подобрана коллекция образцов с различной структурой пустотного пространства. Порода представлена микробиально-детритовыми и глинистыми известняками с гнездами вторичного кальцита, наличием мелких и крупных каверновых полостей, а также разнонаправленных субгоризонтальных трещин.

Для определения коэффициента эффективной и абсолютной газопроницаемости применялся метод стационарной фильтрации с помощью газового пермеаметра, оснащенного кернодержателем Хасслера.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе при наличии в поровом пространстве только одной этой фазы. Под эффективной газопроницаемостью понимают газопроницаемость породы при остаточной флюидонасыщенности (воды, нефти). Определяется так же, как и обычная газопроницаемость, с одним условием – при определении должны поддерживаться такие перепады давления, при которых не происходит вытеснения остаточного флюида [1].

Исследования проводились по методике изучения латеральной анизотропии образцов полноразмерного керна в одном вертикальном и шести горизонтальных направлениях с шагом 30°, разработанной в Центре исследований керна и пластовых флюидов, которая позволяет быстро и полно охарактеризовать симметрию порового пространства и выявить направление максимальной фильтрации в ненарушенных образцах [2].

По результатам проведенных исследований построены совместные диаграммы распределения эффективной и абсолютной газопроницаемости по направлениям (рисунок).

Рис. Диаграммы распределения эффективной и абсолютной газопроницаемости по направлениям

72

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

На рисунке профили изменения эффективной газопроницаемости показаны серым цветом, абсолютной газопроницаемости – черным цветом.

Исходя из полученных диаграмм, образцы можно разделить на две группы:

1)образцы, значения проницаемостей которых до и после экстракции остались практически неизменными;

2)образцы, в которых произошло увеличение проницаемости.

Для образцов 1-й группы фильтрационные свойства связаны с наличием крупных пор, не заполненных остаточным флюидом. При этом мелкие поры содержат остаточную нефть, но в процессе фильтрации не участвуют.

Поровое пространство образцов 2-й группы по-разному заполнено остаточным флюидом. В основном образцы данной группы не содержат крупных пор, и основные пути фильтрации связаны с мелкими порами, которые до экстракции были заполнены нефтью, что препятствовало прохождению газа. Однако в некоторых образцах значение максимальной фильтрации до и после экстракции отличается практически в два раза. При этом минимальные значения близки. Отсюда следует, что крупные поры и трещины, по которым в основном и происходит фильтрация, содержат остаточную нефть. Мелкие поры в процессе фильтрации участвуют незначительно.

Для образцов 1-й группы направления максимальной фильтрации до

ипосле экстракции совпадают, так как каналы, по которым происходит основная фильтрация, не содержат остаточного флюида. Для большинства образцов 2-й группы остаточная нефть повлияла на изменение направления максимальной проницаемости.

Таким образом, на основе проведенных исследований получены следующие результаты:

1.Построены диаграммы распределения проницаемости по направлениям для образцов керна до и после экстрагирования;

2.Выявлены направления максимальной фильтрации;

3.Определен коэффициент нефтенасыщенности образцов керна;

4.Выполнен анализ распределения нефти в пустотном пространстве образцов и влияния естественного нефтенасыщения на фильтрационные свойства сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

В данной работе впервые выполнено изучение закономерностей распределения флюидов в образцах полноразмерного керна и влияния естественного нефтенасыщения на фильтрационные свойства сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

При проведении физико-гидродинамических исследований на керновом материале важным вопросом является подобие объекта (пласт) и модели (образец). Перед началом таких исследований образцы полностью экстрагируются. Но при этом важно изучить фильтрационные свойства при начальном содержании воды

инефти. Абсолютной газопроницаемости в естественных условиях не существует, а изучение фильтрационных свойств в различных направлениях по жидкости на данный момент невозможно. Данные исследования дают нам более точную картину распределения фильтрационного потока в пласте.

73

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Список литературы

1.Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов: пер. с англ. – М.: Премиум-Инжиниринг, 2009.

2.Изучение анизотропии пласта на образцах азимутально-ориентированного керна месторождений Пермского края / И.П. Гурбатова, П.Н. Рехачев, В.В. Плотников, Н.А. Попов, И.В. Сысоев // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 3. – С. 64–67.

74

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

ОБЩАЯ СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ШКАЛА РОССИИ: СРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЙ НА 1993 И 2013 ГГ.

О.С. Угольников

Научный руководитель – канд. геол.-мин. наук, доцент О.Е. Кочнева Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Кратко рассмотрены конечные изменения, произошедшие с общей стратиграфической шкалой России за 20 лет с 1993 г. Проведен анализ по модернизации стратиграфических подразделений и сдвигу их границ.

Ключевые слова: общая стратиграфическая шкала, межведомственный стратиграфический комитет, граница, отдел, ярус.

За 20 лет накопилось много фактического материала, поэтому необходимо было внести коррективы в существующую общую стратиграфическую шкалу (ОСШ). ОСШ подготовлена в Геологическом институте РАН к конференции «Общая стратиграфическая шкала России: состояние и перспективы обустройства», которая состоялась в Москве 23–25 мая 2013 г.

Эта шкала является стандартом при проведении любых геологических работ на территории Российской Федерации. Рассмотрим изменения, произошедшие в ОСШ к 2013 г. за 20 лет [1, 4] (рис. 1).

Нижнеархейская эонотема названа саамской. Верхнеархейская названа лопийской и поделена на нижнелопийскую (3200–3000 млн лет), среднелопийскую (3000–2800 млн лет) и верхнелопийскую (2800–2500 млн лет) эратемы. Граница между двумя эонами архейской акротемы изменена с 3150 на 3200 млн лет.

Верхняя граница нижнекарельской эратемы нижнепротерозойского эона сменилась с 1900 на 2100 млн лет, среднерифейской верхнепротерозойского эона с 1000 на 1030 млн лет. Верхний край верхнерифейской эры сменился с 650 на 600 млн лет.

Батырбайский ярус верхнекембрийского отдела признан полноценным ярусом и записан после аксайского.

Вордовикской системе аренигский ярус нижнего отдела переименован во флоский, тремадокский же не тронут. Лланвирнский, лландейловский и карадокский ярусы среднего отдела ордовикского периода заменены на дапинский и дарривильский. Ашгиллский ярус верхнего отдела поделен на 3 яруса: сандбийский, катийский и хирнантский.

Лландоверийский, венлокский, лудловский и пржидольский ярусы силурского периода отныне являются отделами. Лландоверийский делится на рудданский, аэронский и теличский ярусы, венлокский на шейнвудский и гомерский, лудловский делится на горстийский и лудфордский ярусы [1, 3].

В2005 г. региональная межведомственная стратиграфическая комиссия приняла активное участие в подготовке решения о модернизации ОСШ пермской сис-

75

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

76

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

темы. Проводились работы по детализации региональной стратиграфической схемы средне- и верхнепермских отложений. В верхах вятского яруса был выявлен специфический комплекс фауны и флоры, включающий ряд триасовых элементов

ихарактеризующий самостоятельный этап развития биоты.

Врезультате всех изменений произошли следующие трансформации: пермская система вместо двух отделов, нижнего и верхнего, поделилась на приуральский, биармийский и татарский отделы; весь нижний отдел и уфимский ярус верхнего отдела пермского периода объединены в приуральский отдел, казанский ярус верхнего отдела и нижний подъярус татарского яруса заменены на биармийский ярус, а верхний подъярус татарского яруса верхнего отдела был выделен в отдельный татарский ярус [1, 2] (рис. 2).

Рис. 2. Пермская система

Титонский ярус верхнего отдела юрской системы переименован в волжский. Монский ярус палеоценового отдела палеогеновой системы переименован

в зеландский.

Миоценовый отдел поделен на аквитанский, бурдигальский, лангийский, серравалийский, тортонский и мессинский ярусы, плиоценовый на занклский и пьяченцский.

77

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Эоплейстоценовый и плейстоценовый отделы четвертичной системы объединены в плейстоценовый, добавлен ранний ярус – гелазский. Нижняя возрастная граница четвертичного периода изменена с 1,6 на 2,6 млн лет.

Приняты решения об исключении из ОСШ всех условных обозначений, имен открывателей, возрастных границ временных интервалов от докембрия и позже, дат обнаружения слоев всех возрастных интервалов и пояснений к названиям ярусов. Также исключены разделы индекс яруса и количество подъярусов [1, 3].

Список литературы

1. МСК России. Результаты деятельности региональных межведомственных стратиграфических комиссий 2000–2009 гг. Постановления межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий. – Вып. 39. – СПб., 2010. – 17 с.

2.Стратиграфия и геология волго-уральской нефтегазоносной провинции. Общие и региональные стратиграфические подразделения пермской системы / Пермский государственный университет. – Пермь, 2006. – С. 1–19.

3.Жамойда А.И. Общая стратиграфическая шкала, принятая в СССР – России. Ее значение, назначение и совершенствование. – СПб., 2013. – 25 с.

4.URL: http://jurassic.ru/scale2013.htm.

78

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

ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗОНАЛЬНОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО ГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ

А.Н. Шайхутдинов

Научный руководитель – канд. геол.-мин. наук К.Г. Скачек

ООО « ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»

Рассмотрены процессы формирования залежей нефти и газа в верхнеюрских отложениях на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз». Проведен веро- ятностно-статистический анализ влияния ряда факторов на нефтегазоносность веррхнеюрских отложений.

Ключевые слова: углеводороды, нефтегазоносность, прогноз, уравнения регрессии, корреляционные связи, коэффициент корреляции, линейный дискриминантный анализ, многомерный регрессионный анализ.

На первом этапе исследований рассматриваются характеристики нефтей Ю1 северных частей Сургутского и Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба и критерии миграции углеводородов.

Анализ плотностей нефти (ρ) Тевлинско-Русскинского, Южно-Конитлорского, Икилорского, Северо-Кочевского, Кочевского, Когалымского, Южно-Ягунского, Равенского, Кустового, Дружного, Грибного, Восточно-придорожного, Ватьеганского, Повховского, Западно-Котухтинского месторождений показал, что прослеживается слабая тенденция увеличения плотности нефтей с юга на север. При этом было установлено, что по своим физико-химическим характеристикам состав нефти весьма разнообразен (табл. 1).

Таблица 1

Статистические характеристики физико-химических свойств и группового состава нефтей пласта Ю1 по тектоническим элементам

Из табл. 1 видно, что средняя плотность нефтей изменяется в диапазоне от 0,851 до 0,865 г/см3. Наиболее легкие нефти (ρ = 0,854 г/см3) обнаружены на Нижневартовском своде, наиболее тяжелые – на Сургутском своде (ρ = 0,865 г/см3).

79

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

С целью получения комплексного различия по свойствам нефтей по Сургутскому и Нижневартовскому сводам и Ярсомовскому прогибу они были подвергнуты более детальному статистическому анализу с помощью пошагового линейного дискриминантного анализа (ПЛДА). Использование ПЛДА для решения анологичных задач приведено в работах [1, 2, 3].

По характеристикам нефтей были получены следующие разделяющие канонические дискриминантные функции:

F1 = –4,037П + 5,6994S – 46,1065ρ + 0,2349СМ + 42,6939.

F2 = –0,4578П – 2,4205S + 19,292ρ + 0,4622СМ – 0,4578.

Для первой функции R = 0,902; χ2 = 26,37; р = 0,000908.

Для второй функции R = 0,357; χ2 = 1,98; р = 0,575465.

Процент верного распознавания нефтей по принадлежности к своим тектоническим элементам по их физико-химическим свойствам составил для Сургутского свода 100 %, для Нижневартовского свода – 82 %, для Ярсомовского проги-

ба – 56 %.

Далее с помощью регрессионного анализа построены многомерные модели формирования плотностей нефти для территории Сургутского свода и территорий Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода. Использование данного метода для решения анологичных задач приведено в работах [1, 2, 3].

Для нефтей Сургутского свода имеем следующее уравнение: ρ = 0,959 –

– 0,002332 Ф-200 – 0,002657Ф-125 при R = 0,95; Fp/Ft = 6,33; р < 0,0280.

Для территорий Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода имеем следующее уравнение регрессии: ρ = 0,867 – 0,00093 Ф-200 + 0,00143СМ при

R = 0,73; Fp/Ft = 2,75; р < 0,02146.

Выполненный анализ свойств нефтей, особенно уменьшение плотностей нефтей в гипсометрически пониженных частях, вероятно, свидетельствует о том, что в результате миграции УВ по пласту из нефтегазосборной территории в ловушки происходит перераспределение нефтей по плотности. Легкие нефти как более мигрантоспособные заполнили первые, встреченные на своем пути ловушки, поэтому нефти большей плотности накапливались в наиболее гипсометрически повышенных ловушках. Далее выполнено обоснование нефтегазоносности антиклинальных ловушек в горизонте Ю1 с учетом направленности миграционных потоков УВ. В качестве основы для выявления направлений миграции использовалась структурная карта по кровле васюганской свиты. Контуры нефтегазосборных территорий ограничены линиями, соединяющими тальвеги впадин и прогибов. В пределах каждой нефтегазосборной площади наиболее вероятные пути миграции жидких УВ показаны векторами, ориентированными в соответствии с максимальными градиентами, соответствующими каждой точке структурной карты. Вероятность продуктивности горизонта Ю1 наиболее высока в областях схождения стрелок при условиях подтверждаемости структур по горизонту Ю1, наличия улучшенных коллекторов и надежного экрана. В качестве критерия был использован объем мигрирующих углеводородов Vмигр (тыс. т/км2). По данной ха-

80