Геологическое и петрофизическое исследование модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения
Геологическое и петрофизическое
исследование модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения с целью
прогноза вариантов его разработки.
Т.С. Рычкова
ОАО НК "Таркосаленефтегаз"
Одна
из актуальных проблем нефтегазодобывающей промышленности - истощение крупных
месторождений и ввод в эксплуатацию небольших месторождений углеводородов.
Зачастую такие месторождения содержат залежи нефти, требующие нестандартного
подхода к их освоению и разработке. Они охарактеризованы высокой
расчлененностью пластов и невысокими коллекторскими свойствами. Для разработки
таких залежей требуются повышенные затраты материальных, денежных средств,
труда, нетрадиционные технологии, специальное оборудование и реагенты.
В
настоящее время все большую значимость обретает проблема ввода в разработку
небольших месторождений со сложным геологическим строением и низкими коллекторскими
свойствами пластов. Такие месторождения требую весьма детального
промыслово-геологического изучения, выходящего за рамки требований,
сформулированных в документах, регламентирующих проектирование разработки и
подготовку к ней.
Объектом
исследования в настоящей работе стало изучение фильтрационно-емкостных свойств,
геологического и петрофизического строения залежи основного продуктивного
пласта по нефти БУ 20-1 Южно-Пырейного нефтегазоконденсатного месторождения с
целью прогноза вариантов разработки.
Южно-Пырейное
месторождение относится к нефтегазоконденсатным. В географическом отношении
находится на севере Западно-Сибирской низменности.
Рассматриваемое
месторождение находится в районе, где ведется промышленная разработка
месторождений. Такими являются; Восточно-Таркосалинское месторождение (ОАО
"НК Таркосаленефтегаз"), Западно-Таркосалинское и Уренгойское
нефтегазоконденсатные месторождения.
Всего
на месторождении было испытано 160 объектов по 34 скважинам. Получено 4
фонтанирующих притока нефти по 5 скважинам. Обилие результатов
"сухо", получение непромышленных притоков, пленок нефти, воды и
фильтрата бурового раствора говорит о чрезвычайной сложности геологического
строения, а также о неблагоприятном воздействии на коллекторские свойства
пластов при вскрытии.
Основные
запасы нефти Южно-Пырейного месторождения содержатся в залежи пласта БУ 20-1.
Пробная эксплуатация залежи пласта БУ 20-1 отдельными скважинами показала, что
структурная модель пласта и распределение по ней коллекторских свойств являются
чрезвычайно сложными. При стандартном подходе разведочная сетка скважин не дает
необходимого количества информации для проектирования бурения эксплуатационных
скважин и дальнейшей разработки. В связи с этим невозможно создание эффективной
схемы разработки данного месторождения без серьезного анализа всей имеющейся
геолого-геофизической информации и построения модели месторождения.
Необходимо
отметить, что залежи подобные этой содержатся и на других месторождениях.
Примером может служить залежь пласта БП 16 Восточно-Таркосалинского
месторождения, расположенного южнее (аналог залежи пласта БУ 20-1).
Для детального исследования пластов-коллекторов пласта
БУ 20-1 с целью определения методов воздействия был выбран подход, состоящий из
трех основных этапов: построения геологической и петрофизической моделей
пласта; изучения порового пространства коллекторов; совместной интерпретации
полученных результатов. На основе такого комплексного подхода появляется
возможность судить об эффективности тех или иных способов разработки
планируемых к приме нению.
Изучение геологической модели пласта БУ 20-1
Южно-Пырейного месторождения проводилось на базе отдела моделирования ОАО НК
"Таркосаленефтегаз".
На основе комплексирования данных бурения, сейсморазведочных работ, ГИС, анализов
керна и испытания скважин была получена геологическая модель пласта БУ 20-1.
Построены поверхности, описывающие геометрию, фильтрационно-емкостные свойства
и насыщение продуктивных пластов и слагающих их интервалов.
Горизонт БУ 20-1 характеризуется сложным распределением
насыщения по площади. Наиболее вероятной моделью, позволяющей объяснить такое
насыщение, представляется модель двухслойного строения пласта. В процессе
детальной корреляции горизонта замечено, что в нем имеется выдержанная по площади
глинистая перемычка (1,2-8м толщиной), делящая коллектор на два пласта и
изолирующая эти пласты друг от друга. На основании этого горизонт был разделен
на два пласта; верхний и нижний (БУ20-1-1 БУ20-1-2). Такое строение горизонта
влияет на формирование залежей и позволяет объяснить сложное распределение
насыщения по площади. Оба выделенных пласта рассматривались как самостоятельные
подсчетные объекты.
Коллекторы продуктивного пласта БУ20-1-2 на изучаемом
месторождении представлены неравномерным переслаиванием темно-серых,
мелкозернистых, средне-мелкозернистых, плотных с глинистым цементом песчаников,
темно-серых, среднезернистых, слюдистых алевролитов и аргиллитов. Общая толщина
пласта изменяется довольно значительно от 0,6 до 16,2 м с тенденцией увеличения
параметра к центральной части исследуемой территории, вне зависимости от
современного структурного плана. В результате создания геологической модели
коллектор пласта БУ 20-1-2 был разбит на три пропласта (А, В, С) частично
гидродинамически изолированных, частично связанных по площади распространения
(рис 1), причем пропласток С выделяется только в северной части залежи,
пропласток В разделен на две части северную и южную.
Коллекторы пласта БУ20-1-1 по сравнению с нижележащим
пластом имеют более обширную площадь развития и представлены в виде песчаного
тела северо-восточного простирания, имеющего по-видимому распространение далее
в юго-западном и северо-восточном направлениях. Общая толщина пласта изменяется
от 0,8 до 16 м, закономерно увеличиваясь в западном направлении. В целом пласт
представлен неравномерным чередованием темно-серых, мелко-среднезернистых
песчаников, алевролитов и аргиллитов.
В результате создания геологической модели коллектор
пласта БУ 20-1-1 был разбит на две части также частично гидродинамически
изолированных, частично связанных по площади распространения (А, В). Кроме
того, в пласте БУ 20-1-1 выделяется газовая шапка по результатам испытания двух
скважин (рис 1).
Рис.1. Геологический разрез пласта БУ 20-1.
Анализ распространения эффективных мощностей по разрезу
показал чрезвычайную неоднородность пласта. Эффективная мощность пропластка
"А" пласта БУ 20-1-1 не превышает 4,5 м и изменяется от 0,4 до 4,5 м.
. Пропласток "В" охарактеризован изменением Нэф. от 0,6 до 6,4 м. .
Эффективные мощности пропластка "А" пласта БУ 20-1-2 изменяются от
0,8 до 3 м.. Пропласток "В" разделен на две зоны, и его мощность
меняется от 1 до 2,8 м в северной зоне, и от 0,8 до 2,7 м в южной. Пропласток
"С" значительно уменьшается по площади распространения и выделяется
только на севере с максимальной мощностью 4 м.
а)
б)
Рис. 2. Распределение Кпр по площади:
а) качественная характеристика, построенная с учетом
сейсмических данных;
б) карта распределения Кпр пласта БУ 20-1, построенная
по данным бурения.
Изучение
петрофизической модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения проводились
в Иркутском государственном университете на кафедре физики пласта. Исследования
проводились на образцах керна разведочных скважин.
Изучение
влияния структуры порового пространства пород-коллекторов нефти и газа на
емкостные и фильтрационные свойства имеет большое значение для решения многих
задач: подсчета запасов, проектирования разработки и т.д.
Керн
изучался методом центрифугирования на центрифуге ЦЛС-31 в диапазоне 250-2750
оборотов в минуту, при перепаде давления от 0,015 до 2,4 МПа. Это позволило
получить практически весь спектр пор, через которые возможна фильтрация нефти в
природных термодинамических условиях. Пределы изменения радиусов капилляров
составили 0,086 - 26,962 мкм. На каждом режиме вращения находились: V вытесненного флюида, остаточная нефтенасыщенность, К
динамической пористости, капиллярное давление, средний радиус капилляров,
удельная поверхность, извилистость поровых каналов.
Общая
открытая пористость и абсолютная проницаемость находились по газу в
термобарических условиях, близких к нормальным, на приборе КОФСП - 1.
Для
примера приведем результаты обработки исследований керна и испытания скважины
227 Южно-Пырейного месторождения.
Методом
насыщения образцов керна керосином и последующего центрифугирования были
получены зависимости радиуса капилляров от капиллярного давления и остаточной
нефтенасыщенности от капиллярного давления. (рис.2 а,б). Анализ графиков
зависимости остаточной нефтенасыщенности от R капилляров (рис.2 д) показал, что основные запасы нефти
приурочены к малым капиллярам Rki = 0-5 мкм.
Извлекаемые к более крупным > 5 мкм, что составляет около 3% от всех
открытых пор (рис.2 с). Установлено, что минимальное влияние на фильтрационные
свойства пород капиллярные силы оказываю в порах с Rki > 5 мкм. В этом диапазоне пор удаляется лишь 2-3% нефти при Рк
(капиллярное давление) 0,01 - 0,5 МПа. Поэтому остаточная нефтенасыщенность
достигает 97%. Основная часть флюида была получена из капилляров с радиусом от
0,2 до 3,8 мкм.
a)
b)
c)
d)
Рис.2.
Графики зависимости, полученные по исследованию образцов керна.
Для
капилляров меньшего размера капиллярное давление резко возрастает, что приводит
к резкому уменьшению количества выделяемого флюида.
Призабойная
зона пласта работает дифференцировано по структуре порового пространства и по
зоне дренажа скважины. Для приведенной в примере скважины ¦227 Южно-Пырейного
месторождения по данным испытания скважины был определен радиус влияния
скважины, он составил 62м. По характеру распределения градиента давления в зоне
дренажа этой скважины также было установлено, что на расстоянии свыше 35 м. от
стенки скважины будут работать поры > 5мкм, которые в общем объеме пор
составляют всего около 3% (рис.3).
Рис.3.
Распределение "работающих" капилляров по зоне дренажа скважины.
В
результате проведенного анализа созданных петрофизической и геологической
моделей пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения совместно со строением
порового пространства коллекторов были выделены следующие ограничения для
проектирования вариантов разработки и как частное - методов воздействия на
пласт:
ограничение
по мощности;
ограничение
по площади распространения коллекторов гидродинамически связанных между собой;
высокая
расчлененность по разрезу;
литологическая
ограниченность залежи;
отсутствие
законтурной воды и как следствие ограниченность энергии пласта;
наличие
газовой шапки в пласте БУ 20-1;
высокая
неоднородность коллекторов по площади и разрезу.
Принимая
во внимание только приведенные выше ограничения можно сделать вывод, что
традиционные методы разработки вряд ли позволят добиться положительного
результата в разработке залежей подобного типа. Сложное строение пласта,
невысокие фильтрационно-емкостные свойства, подтвержденная исследованиями
дифференцированная работа призабойной зоны указывают на необходимость
использования новейших технологий применяемых в бурении и разработке.
Список литературы
Для
подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://www.laboratory.ru/