книги / 731
.pdf
Возможностииспользования фациального анализанаместорожденииСеверные Бузачи
в пределах участков пласта с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Эти скважины работают на режиме растворенного газа. До 30 % скважин расположены вблизи газовых шапок и работают на режиме расширения газовой шапки. Остальные 30 % скважин имеют другие причины высокого газового фактора, к которым относятся: газ из техногенных газовых шапок, прорывы газа по пласту, заколонные перетоки, разгазирование нефти в пласте.
Рис. 3. Выкопировка из карты накопленных отборов
Рис. 4. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи газа
21
Э.Н. Поносов, М.Ю. Чаплыгин
Среди выявленных сейсмостратиграфических комплексов особый интерес представляет дельтовый, который сформировался преимущественно в прибрежно-континентальных условиях осадконакопления. На рис. 5 представлена схематическая палеогеологическая карта на начало неокома с вынесенными границами выхода каждого комплекса среднеюрской толщи на дневную поверхность. На карту нанесены фактические разрезы скважин пласта Ю-1. Анализ показывает, что большая часть запасов нефти отобрана скважинами, которые одновременно имеют высокий газовый фактор и находятся вблизи газовых шапок либо продуктивный пласт обладает хорошими статическими свойствами и увеличенными нефтенасыщенными толщинами. При этом разрезы скважин имеют определенное строение, отражающее фациальные особенности района. Учитывая режим работы залежи и фациальную изменчивость юрских пластов, закачка попутного газа обратно в пласт может оказаться целесообразной мерой, так как решает сразу несколько задач: поддержание пластового давления, снижение вязкости нефти в пласте и увеличение её подвижности, выработка запасов,
Рис. 5. Схематическая палеогеологическая карта на начало неокома: 
граница распространения пласта Ю_0 (наддельтовый комплекс); 
граница распространения пласта Ю_1 (дельтовый комплекс); 
линия выхода под поверхность предисокомского размыва кровли пласта Ю_3
утилизация попутного нефтяного газа. Типы разреза скважин и привязка их к сейсмофациям дают возможность прогнозировать добычу газа на неизученных участках месторождения, а также обосновать воз-
22
Возможностииспользования фациального анализанаместорожденииСеверные Бузачи
можность закачки попутного газа в пласт в определенном типе разреза с расчётом конечного результата с целью ограничить прорывы газа в соседние добывающие скважины.
Библиографический список
1.Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. –
М.: Недра, 1978. – 290 с.
2.Антониади Д.Г.Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми
ипарогазовыми методами. – М.: Недра, 1998. – 303 с.
3.Азаматов В.И., Свихнувшин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. – М.: Не-
дра, 1976. – 216 с.
4.Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. – М.: Геоинформарк, 2004. – 286 с.
5.Литологическое расчленение разреза и построение литологофациальной модели месторождения на основе комплексирования данных ГИС и сейсморазведки обучаемыми нейронными сетями / Д.О. Гафуров, А.С. Ефимов, А.А. Конторович, Н.Б. Красильникова, З.Ф. Пономаренко, О.М. Гафуров // Литологические аспекты геологии слоистых сред; ИГГ УрО РАН. – Екатеринбург, 2006. – С. 306–308.
6.Грачевский М.М., Берлин Ю.М. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа. – М.:Недра,1969. – 294 с.
References
1.Amelin I.D. Features of the development of oil and gas deposits. – Moscow: Nedra, 1978. – 290 p.
2.Antoniadi D.G. The increase in oil recovery by gas and steam methods. – Moscow: Nedra, 1998. – 303 p.
3.Azamatov V.I., Svihnuvshin N.M. Methods for studying heterogeneous reservoirs in connection with the assessment of oil and gas reserves. – Moscow: Nedra, 1976. – 216 p.
4.Ampilov J.P. Seismic interpretation: experience and problems. – M.: Geoinformark, 2004. – 286 p.
5.Gafurov D.O., A.S. Efimov, A.A. Kontorovich, Krasilnikov, N.B., Ponomarenko, Z.F., Gafurov D.O. Lithological subdivision of the cut and construction of litho-facies model of the deposit based on the aggregation of GIS
23
Э.Н. Поносов, М.Ю. Чаплыгин
data and seismic-trained neural networks / / litho logical aspects of geology of layered media. – Yekaterinburg: IGG UB RAS, 2006. – S. 306–308.
6. Grachevsky M.M., Berlin J.M. Correlation different faciel wedth in the process of oil and gas hunting. – Moscow: Nedra, 1969. – 294 p.
Об авторах
Поносов Э.Н. (Пермь, Россия) – эксперт по геологии «Нельсон ПетролеумБузачи», г. Актау (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29).
Чаплыгин Максим Юрьевич (Пермь, Россия) – студент Пермского национального исследовательского политехнического университета, г. Пермь (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29).
Аbout the authors
Ponosov E.N. (Perm, Russia) – an expert on the geology of Nelson Petroleum Buzachi, Aktau (614990, Perm, Komsomolsk Ave., 29).
Chaplygin Maxim (Perm, Russia) – a student of Perm National Research Polytechnical University, Perm (614990, Perm, Komsomolsk Ave., 29).
Получено 7.02.2012
24
Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 2
УДК 552.578.2
Е.В. Фролова
Уральский государственный горный университет, Екатеринбург, Россия
ВЫДЕЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЕДИНИЦ ПОТОКА – КЛЮЧЕВОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ДЛЯ КЛАССИФИКАЦИИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)
Рассмотрен способ классификации терригенных коллекторов при использовании кернового материала, интерпретации данных геофизических исследований скважин, применении результатов лабораторных исследований и расчета гидравлической единицы потока (Flow Zone Indicator). Выделены группы коллекторов тюменской свиты с близкими характеристиками порового пространства.
Ключевые слова: терригенные коллекторы, фильтрационно-емкостные свойства, гидравлические единицы потока.
E.V. Frolova
Ural State Mining University, Yekaterinburg, Russia
DEFINITION OF THE HYDRAULIC FLOW UNITS – THE LEADING PURPOSE FOR THE CLASSIFICATION OF TERRIGENOUS SEDIMENTARY RESERVOIRS (ACCORDING TO THE EXAMPLE OF ONE OILFIELD, WESTERN SIBERIA BASIN)
In this paper is presented the method of classification of terrigenous sedimentary reservoirs via core samples analysis, geophysical data logging acquisition, interpretation and formation evaluation. The main target is the definition of the hydraulic flow units, according to the flow zone indicator (FZI) values. The formation of the Tumen layer is divided by typical groups, with common characteristics and properties of the porous media.
Keywords: terrigenous sedimentary reservoirs, sedimentary environment, porosity, permeability, the properties of the porous media, hydraulic flow units, flow zone indicator.
Терригенные коллекторы тюменской свиты (пласты Ю2, Ю3 и Ю4) одного из месторождений севера Западной Сибири, залегающие на глубинах 4048–4200 м, представлены крупнозернистыми алевролитами – мелкозернистыми песчаниками со средней сортированностью материала, различными типами слоистости – от косой слабосрезанной до волнистой и значительным количеством растительного детрита.
25
Е.В. Фролова
Реконструкция условий осадконакопления позволила установить, что исследуемые отложения образовались в обстановках застойных и заболачивающихся озер, сменяющихся снизу вверх по разрезу тюменской свиты заливно-лагунными осадками, отложениями мелких прибрежных водотоков, открытых озерных водоемов и малоподвижного прибрежного мелководья.
Породы характеризуются высокой неоднородностью и слабой согласованностью петрофизических свойств, для изучения которых использована методика анализа фильтрационно-емкостных свойств на основе концепции гидравлических типов коллектора, позволяющая выделить и классифицировать породы с близкими характеристиками порового пространства.
Гидравлическая единица коллектора (потока) определяется как «представительный элементарный объем породы, внутри которого геологические и петрофизические свойства, влияющие на течение жидкости, взаимно согласованы и предсказуемо отличны от свойств других пород» (Мангазеев, 2006). Указанные единицы отражают пространственные характеристики, подчеркивая литологическую и фациальную неоднородность коллектора. Выделение гидравлической единицы потока базируется на расчете параметра индикатора гидравлической единицы Flow zone indicator (FZI) по пористости и проницаемости [1, 2],
|
0,0314 |
|
к |
|
|||
FZI = |
ф |
, |
|||||
|
|
|
|||||
|
ф |
|
|||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
1− ф |
|
|
|
|
|
где ф – пористость (доли ед.); к – проницаемость (мД). Гидравлическая единица потока (FZI) является главным парамет-
ром, характеризующим структуру модели, неоднородность фильтраци- онно-емкостных свойств, связь с геологическими, петрофизическими и фациальными характеристиками.
На основании проведенных исследований с использованием кернового материала, интерпретации данных геофизических исследований скважин, результатов лабораторных исследований и расчета гидравлических единиц потока выделены 4 группы коллекторов тюменской свиты с близкими характеристиками порового пространства. Выявленные типы пород характеризуются дифференциацией параметра гидравлической
26
Выделение гидравлическихединицпотокадляклассификации терригенныхколлекторов
единицы потока, однородностью фильтрационно-емкостных характеристик, неоднородностью петрографического, гранулометрического составов и фациальной принадлежности пород (таблица).
Типизация коллекторов
|
Параметр |
Эффектив- |
Эффектив- |
|
|
|
Тип |
гидравли- |
ная порис- |
ная прони- |
|
|
|
коллек- |
ческой |
тость, доли |
цаемость, |
Керн |
Шлифы |
Фация |
тора |
единицы |
ед., (от … |
мД, |
|
|
|
|
потока, |
до) |
(от …до) |
|
|
|
|
(от … до) |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глинисто- |
|
|
|
|
|
|
алевритовых |
|
|
|
|
|
|
осадков по- |
1 |
0,11–0,29 |
0,034–0,175 |
0,001–0,53 |
|
|
луизолиро- |
|
|
ванных час- |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тей побере- |
|
|
|
|
|
|
жья заливов |
|
|
|
|
|
|
и лагун |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Алеврито- |
|
|
|
|
|
|
песчаных |
|
|
|
|
|
|
осадков от- |
2 |
0,3–0,49 |
0,046–0,194 |
0,015–2,31 |
|
|
крытого под- |
|
|
|
|
|
|
вижного |
|
|
|
|
|
|
озерного |
|
|
|
|
|
|
мелководья |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Песчано- |
|
|
|
|
|
|
алевритовых |
3 |
0,5–0,99 |
0,053–0,229 |
0,07–16,27 |
|
|
осадков ма- |
|
|
лоподвижно- |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
го мелково- |
|
|
|
|
|
|
дья |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Песчаных |
4 |
1–1,8 |
0,086–0,238 |
0,77–34,28 |
|
|
осадков ко- |
|
|
нуса выноса |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рек |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
27 |
Е.В. Фролова
Проницаемые породы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (4-й тип) преимущественно отмечены в пластах верхней части разреза тюменской свиты (пласт Ю2, рис. 1). По описаниям кернового материала это песчаники мелкозернистые – алевролиты крупнозернистые со средней сортированностью материала, размером зерен от 0,03 до 0,25 мм, с косолинзовидно-волнистой слоистостью, поровым каолинитовым цементом, накапливавшиеся в малоподвижных мелко- водно-бассейновых и дельтовых обстановках.
Рис. 1. Распределение типов коллекторов по разрезу продуктивного горизонта Ю2:
– песчаник, 
– алевролит, 
– аргиллит
В средней части разреза (пласт Ю3, рис. 2) наблюдается увеличение параметра гидравлической единицы потока до 4-го типа коллекторов, напротив которого на фациальной кривой скважины четко фиксируются малоподвижные мелководно-бассейновые осадки. В целом для пласта Ю3 наблюдаются пониженные значения фильтрационноемкостных свойств (коллекторы 2-го, значительно реже 3-го типа; где 2-й тип коллекторов представлен песчаниками мелкозернистыми – алевролитами крупнозернистыми с плохой сортировкой, размерами зерен от 0,03 до 0,17 мм, слоистостью от горизонтальной до косоволнистой, поровым хлорит-карбонатным цементом, образовавшимися
28
Выделение гидравлическихединицпотокадляклассификации терригенныхколлекторов
в условиях открытого подвижного озерного мелководья; 3-й тип представлен алевролитами крупнозернистыми, с сортированностью материала от средней до хорошей, с размером зерен от 0,03 до 0,125 мм, косоволнистой слоистостью, поровым гидрослюдистым цементом, накапливавшимися в малоподвижных мелководно-бассейновых обстановках.
Рис. 2. Распределение типов коллекторов по разрезу продуктивного горизонта Ю3:
– песчаник, 
– алевролит, 
– аргиллит
В пласте Ю4 (рис. 3) в зоне перехода от континентальной к мел- ководно-бассейновой обстановке осадконакопления также отмечаются коллекторы с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (преимущественно 2-й, в меньшей степени 3-й тип), при этом наблюдается тенденция: с появлением в разрезе вдольбереговых баров параметр гидравлической единицы потока приближается к 3-му типу, что позволяет сделать вывод о перспективности малоподвижных мелко- водно-бассейновых отложений (в частности, баровых осадков).
Таким образом, главными факторами, контролирующими улучшение качества коллекторов, являются: увеличение диаметра зерен скелета, преобладание каолинита в составе цемента и накопление отложений в малоподвижных мелководно-бассейновых и дельтовых обстановках.
29
Е.В. Фролова
Рис. 3. Распределение типов коллекторов по разрезу продуктивного горизонта Ю4:
– песчаник, 
– алевролит, 
– аргиллит
Рассмотренный вариант группирования терригенных коллекторов позволяет более достоверно прогнозировать продуктивность разрезов скважин, детально учитывать значительную неоднородность строения и фациальную принадлежность отложений тюменской свиты, а также детализировать литолого-фациальную модель одного из месторождений севера Западной Сибири. Гидравлическая единица потока – это уникальный параметр, позволяющий включать геологические атрибуты структуры и минералогического состава коллектора в характеристику «порово-геометрической фации». Геометрия пор коллектора и величина гидравлической единицы потока напрямую зависят от обстановки осадконакопления и характера диагенетических процессов [3].
Библиографический список
1.Basoi R.E., Shahin N., Dawood S.E. Reservoir rock typing from crest to flank is there a link // SPE paper 117728, presented at the 2008 Abu Dhabi International Exhibition and Conference. – November 3–6. – 2008. – UAE, Abu Dhabi, 2005. – 22 p.
2.Kaseem A.L., Mike O.O. A robust Approach to flow unit zonation // SPE paper 98830, presented at the 29th Annual SPE International Technical
30