Геологічна і петрофізіческое дослідження моделі пласта БУ 20-1 Южно-пирейно родовища з метою прогнозу варіантів його розробки.

Т.С. Ричкова

ВАТ НК "Таркосаленефтегаз"

Одна з актуальних проблем нафтогазовидобувної промисловості - виснаження великих родовищ і введення в експлуатацію невеликих родовищ вуглеводнів. Найчастіше такі родовища містять поклади нафти, що вимагають нестандартного підходу до їх освоєння і розробки. Вони охарактеризовані високої розчленованістю пластів та невисокими колекторськими властивостями. Для розробки таких покладів потрібні підвищені витрати матеріальних, грошових коштів, праці, нетрадиційні технології, спеціальне обладнання та реагенти.

В даний часом все більшої значущості набуває проблема введення в розробку невеликих родовищ із складною геологічною будовою і низькими колекторськими властивостями пластів. Такі родовища вимагаю досить детального промислово-геологічного вивчення, що виходить за рамки вимог, сформульованих у документах, що регламентують проектування розробки та підготовку до неї.

Об'єктом дослідження в цій роботі стало вивчення фільтраційно-ємнісних властивостей, геологічного і петрофізіческого будови поклади основного продуктивного пласта по нафті БУ 20-1 Южно-пирейно нафтогазоконденсатного родовища з метою прогнозу варіантів розробки.

Южно-пирейно родовище відноситься до нафтогазоконденсатним. У географічному відношенні знаходиться на півночі Західно-Сибірської низовини.

Розглянуті родовище знаходиться в районі, де ведеться промислова розробка родовищ. Такими є; Східно-Таркосалинське родовище (ВАТ "НК Таркосаленефтегаз"), Західно-Таркосалинське і Уренгойське нафтогазоконденсатні родовища.

Всього на родовищі було перевірено 160 об'єктів по 34 свердловинах. Отримано 4 фонтануючі припливу нафти за 5 свердловинах. Велика кількість результатів "сухо", одержання непромислових припливів, плівок нафти, води і фільтрату бурового розчину говорить про надзвичайну складність геологічної будови, а також щодо несприятливої дії на колекторські властивості пластів при розтині.

Основні запаси нафти Южно-пирейно родовища містяться в поклади пласта БУ 20-1. Пробна експлуатація поклади пласта БУ 20-1 окремими свердловинами показала, що структурну модель пласта і розподіл по ній колекторських властивостей є надзвичайно складними. При стандартному підході розвідувальна сітка свердловин не дає необхідної кількості інформації для проектування буріння експлуатаційних свердловин і подальшої розробки. У зв'язку з цим неможливе створення ефективної схеми розробки даного родовища без серйозного аналізу всієї наявної геолого-геофізичної інформації і побудови моделі родовища.

Необхідно відзначити, що поклади подібні до цієї містяться і на інших родовищах. Прикладом може служити поклад пласта БП 16 Східно-Таркосалинське родовища, розташованого на південь (аналог поклади пласта БУ 20-1).

Для детального дослідження пластів-колекторів пласта БУ 20-1 з метою визначення методів впливу було обрано підхід, що складається з трьох основних етапів: побудови геологічної і петрофізіческой моделей шару; вивчення порового простору колекторів; спільної інтерпретації отриманих результатів. На основі такого комплексного підходу з'являється можливість судити про ефективність тих чи інших способів розробки планованих до примі ненію.

Вивчення геологічної моделі пласта БУ 20-1 Южно-пирейно родовища проводилося на базі відділу моделювання ВАТ НК "Таркосаленефтегаз". На основі комплексування даних буріння, сейсморозвідувальних робіт, ГІС, аналізів керна та випробування свердловин була отримана геологічна модель пласта БУ 20-1. Побудовано поверхні, описують геометрію, фільтраційно-ємнісні властивості і насичення продуктивних пластів і складають їх інтервалів.

Горизонт БО 20-1 характеризується складним розподілом насичення по площі. Найбільш вірогідною моделлю, що дозволяє пояснити таке насичення, представляється модель двошарового будови пласта. У процесі детальної кореляції горизонту відмічено, що в ньому є витримана за площею глиниста перемичка (1,2-8м товщиною), що поділяє колектор на два шари і ізолююча ці пласти один від одного. На підставі цього горизонт був розділений на два шари; верхній і нижній (БУ20-1-1 БУ20-1-2). Така будова горизонту впливає на формування покладів і дозволяє пояснити складне розподіл насичення за площею. Обидва виділених пласта розглядалися як самостійні подсчетние об'єкти.

Колектори продуктивного пласта БУ20-1-2 на вивчається родовищі представлені нерівномірним переслаіваніем темно-сірих, дрібнозернистих, середньо-дрібнозернистих, щільних з глинистим цементом пісковиків, темно-сірих, середньозернистий, слюдістих алевролітів і аргілітів. Загальна товщина шару змінюється досить значно від 0,6 до 16,2 м з тенденцією збільшення параметра до центральної частини досліджуваної території, незалежно від сучасного структурного плану. В результаті створення геологічної моделі колектор пласта БО 20-1-2 був розбитий на три пропласта (А, В, С) частково гідродинамічних ізольованих, частково пов'язаних за площею розповсюдження (рис 1), причому пропласток З виділяється тільки в північній частині поклади, пропласток У розділений на дві частини північну і південну.

Колектори пласта БУ20-1-1 в порівнянні з нижчого рівня шаром мають більш велику площу розвитку і подані у вигляді піщаного тіла північно-східного простягання, що має мабуть поширення далі в південно-західному і північно-східному напрямках. Загальна товщина шару змінюється від 0,8 до 16 м, закономірно збільшуючись в західному напрямку. У цілому пласт представлений нерівномірним чергуванням темно-сірих, дрібно-середньозернисті пісковиків, алевролітів і аргілітів.

В результаті створення геологічної моделі колектор пласта БО 20-1-1 був розбитий на дві частини також частково гідродинамічних ізольованих, частково пов'язаних за площею розповсюдження (А, В). Крім того, в шарі БО 20-1-1 виділяється газова шапка за результатами випробування двох свердловин (рис 1).

Рис.1. Геологічний розріз пласта БУ 20-1.

Аналіз розповсюдження ефективних потужностей з розрізу показав надзвичайну неоднорідність пласта. Ефективна потужність пропластка "А" пласта БО 20-1-1 не перевищує 4,5 м і змінюється від 0,4 до 4,5 м.. Пропласток "В" охарактеризовано зміною НЕФ. від 0,6 до 6,4 м.. Ефективні потужності пропластка "А" пласта БО 20-1-2 змінюються від 0,8 до 3 м.. Пропласток "В" розділений на дві зони, і його потужність змінюється від 1 до 2,8 м в північній зоні, і від 0,8 до 2,7 м в південній. Пропласток "С" значно зменшується за площею розповсюдження і виділяється лише на півночі з максимальною потужністю 4 м.

За результатами обробки даних ГІС та аналізів зразків керна були отримані карти розподілу по площі коефіцієнтів проникності та пористості. Крім того була зроблена спроба встановити залежність між сейсмічними атрибутами, зокрема - амплітудою, і коефіцієнтом проникності. Вдалося встановити якісний зв'язок, що відображає загальну картину розповсюдження неоднорідності пласта за площею. Коефіцієнт кореляції склав 50,1%. У результаті комплексної інтерпретації досліджень керна, ГІС і сейсморозвідки, була побудована карта, яка підтвердила високу неоднорідність колекторських властивостей не тільки по розрізу, але і за площею (рис.2).

а)

б)

Рис. 2. Розподіл Кпр за площею:

а) якісна характеристика, побудована з урахуванням сейсмічних даних;

б) карта розподілу Кпр пласта БУ 20-1, побудована за даними буріння.

Вивчення петрофізіческой моделі пласта БУ 20-1 Южно-пирейно родовища проводилися в Іркутському державному університеті на кафедрі фізики пласта. Дослідження проводилися на зразках керна розвідувальних свердловин.

Вивчення впливу структури порового простору порід-колекторів нафти і газу на ємнісні і фільтраційні властивості має велике значення для вирішення багатьох задач: підрахунку запасів, проектування розробки і т.д.

Керн вивчався методом центрифугування на центрифузі ЦЛС-31 в діапазоні 250-2750 оборотів в хвилину, при перепаді тиску від 0,015 до 2,4 МПа. Це дозволило отримати практично весь спектр пір, через які можлива фільтрація нафти в природних термодинамічних умовах. Межі зміни радіусів капілярів склали 0,086 - 26,962 мкм. На кожному режимі обертання перебували: V витісненого флюїда, залишкова нефтенасищенность, К динамічної пористості, капілярний тиск, середній радіус капілярів, питома поверхня, звивистість порові каналів.

Загальна відкрита пористість і абсолютна проникність знаходилися по газу в термобаричних умовах, близьких до нормальних, на приладі КОФСП - 1.

Для прикладу наведемо результати обробки досліджень керна і випробування свердловини 227 Южно-пирейно родовища.

Методом насичення зразків керна гасом і подальшого центрифугування були отримані залежності радіусу капілярів від капілярного тиску і залишкової нефтенасищенності від капілярного тиску. (рис.2 а, б). Аналіз графіків залежно від залишкової нефтенасищенності R капілярів (рис.2 д) показав, що основні запаси нафти приурочені до малих капілярах Rki = 0-5 мкм. Добувані до більших > 5 мкм, що становить близько 3% від усіх відкритих пір (рис.2 с). Встановлено, що мінімальний вплив на фільтраційні властивості порід капілярні сили надаю в порах з Rki> 5 мкм. У цьому діапазоні пір видаляється лише 2-3% нафти при Рк (капілярний тиск) 0,01 - 0,5 МПа. Тому залишкова нефтенасищенность досягає 97%. Основна частина флюїда була отримана з капілярів з радіусом від 0,2 до 3,8 мкм.

a)

b)

c)

d)

Рис.2. Графіки залежності, отримані з дослідження зразків керна.

Для капілярів меншого розміру капілярний тиск різко зростає, що призводить до різкого зменшення кількості що виділяється флюїда.

Значення капілярних тисків були використані для зіставлення з реальним градієнтом тиску в зоні дренажу нафтової свердловини. Встановлено, що для пласта БУ 20-1 на відстані 1 м від стінки свердловини нафту буде вилучатись з більшої частини пір, на відстані 20 м - з пор з розміром до 1 мкм., на відстані 30 м нафту буде рухатися з дуже великим порам> 5 мкм і тріщин, які не встановлено за даними дослідження структури порового простору пластів-колекторів на зразках керна в лабораторних умовах. Очевидно, вони можуть бути виявлені при вивченні макронеоднородності пластових гідродинамічних систем

привибійну зона пласта працює диференційовано за структурою порового простору і по зоні дренажу свердловини. Для наведеної в прикладі свердловини | 227 Южно-пирейно родовища за даними випробування свердловини був визначений радіус впливу свердловини, він склав 62М. За характером розподілу градієнта тиску в зоні дренажу цієї свердловини також було встановлено, що на відстані понад 35 м. від стінки свердловини будуть працювати пори> 5мкм, які в загальному обсязі пір становлять усього близько 3% (рис.3).

Рис.3. Розподіл "працюють" капілярів щодо зони дренажу свердловини.

У результаті проведеного аналізу створених петрофізіческой і геологічної моделі пласта БУ 20-1 Южно-пирейно родовища спільно з будовою порового простору колекторів були виділені наступні обмеження для проектування варіантів розробки і як приватна - методів впливу на пласт:

обмеження по потужності;

обмеження по площі поширення колекторів гідродинамічних пов'язаних між собою;

висока розчленованість по розрізу;

літологічних обмеженість поклади;

відсутність законтурного води і як наслідок обмеженість енергії пласта;

наявність газової шапки в шарі БО 20-1;

висока неоднорідність колекторів по площі і розрізу.

Беручи до увагу тільки наведені вище обмеження можна зробити висновок, що традиційні методи розробки навряд чи дозволять добитися позитивного результату в розробці покладів подібного типу. Складне будова пласта, невисокі фільтраційно-ємнісні властивості, підтверджена дослідженнями диференційована робота призабійної зони вказують на необхідність використання новітніх технологій застосовуваних у бурінні і розробці.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://www.laboratory.ru/