ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ - Сравнительная характеристика геологической неоднородности пластов ЮС1 васюганской свиты и пласта АЧИМ1 Сортымской свиты Фаинского месторождения

Общие сведения

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.

Геологическая неоднородность - одна из важнейших характеристик пород-коллекторов. Ее изучение позволяет уточнить геологическую модель пласта, залежи или объекта разработки.

Проведение анализа разработки, выбор методов повышения нефтеотдачи и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без знания его геологической неоднородности.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород - коллекторов в объеме залежи углеводородов.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов - обычно в разном количестве на различных участках залежей - вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др.

Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию Макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т. е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания).

При изучении макронеоднородности используют следующие параметры:

Коэффициент песчанистости - (КП) представляет собой отношение эффективной мощности пласта к общей мощности пласта в той же скважине.

Коэффициент расчлененности - (Кр) это отношение числа пластов песчаников, суммированных по всем скважинам к общему числу пробуренных скважин (т. е. среднее число проницаемых прослоев, слагающих горизонт).

Коэффициент литологической связанности - (Ксв) оценивает степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев):

Ксв = Fсв F,

Где св F - суммарная площадь участков слияния;

F - общая площадь залежи.

В работе использовались коэффициенты песчанистости и расчлененности.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

    - моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа; - выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи; - определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект; - обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин; - прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой; - подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность Продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости.

Анализируя данные макро и микронеоднородности можно выявить:

    1. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т. е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Неоднородность выражается в прерывистости отдельных пропластков в разрезе, линзовидными включениями в толще основного горизонта, расчлененностью и др. 2. Микронеоднородность связана с изменениями коллекторских свойств продуктивных пластов, в связи с их литологической изменчивостью (т. е. изменения состава пород).

Пласт ЮС1 перекрыт выдержанной на большей части площади толщей аргиллитов баженовской и георгиевской свит общей мощностью до 50 м, которые являются региональной покрышкой юрских отложений.

Общие толщины пласта ЮС11 на Фаинском месторождении незначительно увеличиваются с востока на запад, за исключением наиболее гипсометрически высокого участка площади, где их значения доходят до 33 м (приложение Б).

Доля скважин с малыми толщинами горизонта незначительна. Значения общих толщин пласта в скважинах менее 20 м отмечаются лишь в 21 % из общей выборки скважин (рисунок 3). В целом, пласт является хорошо выдержанным по толщине (56 % всех скважин имеют общие толщины 25-30 м).

В то же время, пласт характеризуется значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями.

Эффективные толщины колеблются от 1.2 м (вблизи локальных зон замещения, скв. 454) до 28.4 м (скв. 106) при среднем значении порядка 11 м. Около 70 % скважин имеют эффективные толщины в пределах 5-15 м.

Увеличение эффективной толщины происходит, главным образом, за счет опесчанивания нижних интервалов пласта, обычно заглинизированных и уплотненных. В южном направлении происходит глинизация кровельной части пласта и образование глинистого пропластка мощностью до 4 метров. Средняя песчанистость пласта составляет 0.49 доли ед., расчлененность - 4.1 ед. Там, где пласт расчленен, толщина отдельных проницаемых прослоев составляет 1-4 м, реже 5-7 м и более, а разделяющих плотных разностей - не превышает 3 м.

Эффективная толщина в выделенных субфациях изменяется от 6.9 м в образованиях лагун и застойных зон до 15 м в пойменно-русловых образованиях. В баровых образованиях эффективная толщина в среднем составляет 14.1 м. В субфациях сублиторали и образований переходного типа данная величина составила соответственно 10 и 10.5 м (приложение Б).

Расчлененность разреза по всей площади высокая. Так, максимальные значения расчлененности отмечаются в зонах сублиторальных образований - 4.4 ед., минимальные - в образованиях лагун и застойных зон - 3.3 ед. Наиболее опесчаненные интервалы (как и положено при принятых критериях выделения субфаций) - русловые, пойменные и баровые образования (коэфиициент песчанистости равен 0.58-0.60 д. ед). Минимальные значения коэффициентов песчанистости - в образованиях лагун и застойных зон (КПесч = =0.31 д. ед.), среднее згачение 0.49.

Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах Основной залежи колеблется от 0.6 (приконтурная скв. 179) до 28.2 м (скв. 1780), в среднем составляя 9.4 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин приурочена к северо-восточной части.

Максимальные нефтенасыщенные толщины выделены в субфациях пойменных и русловых образований (в среднем 13.1 м), минимальные - в образованиях лагун и застойных зон (в среднем 4.2 м).

На Западно-Фаинской залежи средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составила 5.6 м. Коэффициент песчанистости по Западно-Фаинской залежи (0.23 д. ед.) в среднем ниже, чем по Основной или Фаинской залежи (0.49 д. ед.), но в то же время расчлененность (2.7 ед.) ниже (по Основной залежи - 4.1 ед.). Это связано с тем, что во всех скважинах Западно-Фаинской залежи выделяются 2-3 маломощных пропластка песчаника в прикровельной части, а остальная часть пласта заглинизирована. Однако, это может быть вызвано и недостаточным количеством данных (малое количество пробуренных скважин) на Западно-Фаинской залежи.

Пласт Ачим1

Пласт Ачим1 прослеживается по всей площади месторождения. Характерной особенностью ачимовских отложений является значительная расчлененность и частое замещение пород-коллекторов непроницаемыми разностями. Эти факторы определяют наличие многочисленных локальных литологических экранов, затрудняющих процесс разработки. Строение пласта по данным геологического моделирования полностью соответствует параллельно-слоистому напластованию.

Общие толщины пласта Ачим1 достигают максимальных значений (86 м - скв. 283) в сводовой части Южно-Асомкинской залежи с постепенным уменьшением в северо-западном направлении, где толщина пласта не превышает 21-24 м. В целом, пласт выдержан по всей площади исследуемого участка, в 90 % общей выборки скважин толщины пласта изменяются незначительно в пределах 55-67 м (приложение Б).

Эффективные толщины изменяются в широком диапазоне от 2.8 м (скв. 576) до 32.6 м (скв. 273), что говорит о значительной литолого-фациальной изменчивости пласта по латерали. В среднем значения эффективных толщин в целом по пласту составляют около 12.9 м.

Южно-Асомкинская залежь. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.4 в приконтурной зоне до 19.0 м (скв. 24Р), в среднем составляя 7.7 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин расположена в юго-западной части залежи в виде локального участка около скв. 24.

Средне-Асомкинская залежь. Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 0.4 (в приконтурной зоне) до 12.0 м (скв. 6Р), в среднем составляя 4.8 м. Зона максимальных нефтенасыщенных толщин приурочена к сводовой части залежи.

Расчлененность разреза по всей площади высокая. Максимальное количество проницаемых пропластков достигает 27, однако редко, но встречаются скважины с 1-3 пропластками коллектора. В среднем пласт представлен 6-8 пропластками коллектора, чаще в виде невыдержанных линз с выклиниванием или замещением их непроницаемыми породами.

Средняя песчанистость пласта составляет 0.23 д. ед., расчлененность - 8.2 ед. (рисунок 3). Толщина отдельных проницаемых прослоев составляет 1-3 м, редко достигая 6-8 м; толщина разделяющих плотных разностей изменяется в широком диапазоне от 0.6-0.8 м до 33-35 м.

Для оценки неоднородности разреза горизонта приведены нормированные геолого-статистические разрезы по песчанистости пластов ЮС11 и Ачим1 (рисунок 4). ГСР пласта ЮС11 раздельно по субфациям приведен на рисуноке 5.

По результатам геологического моделирования пласт ЮС11 Характеризуется значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями, особенно в образованиях лагун и застойных зон.

Пласт Ачим1 представляет собой более мощный и еще более сложнопостроенный, нежели юрские отложения, геологический объект. Ачимовские отложения представлены как правило линзовидно-пластовым переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с частым выклиниванием и взаимозамещением различных литотипов и резкими изменениями эффективных толщин и литолого-коллекторских свойств по разрезу и площади.

Все это определяет наличие многочисленных локальных литологических экранов, способствующих образованию в процессе разработки тупиковых и слабодренируемых зон, в меньшей степени затронутых процессом разработки.

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Особенности литологического строения коллекторов продуктивных пластов Фаинского месторождения, их свойства и физико-гидродинамическая характеристика изучались по данным лабораторных исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин.

Для определения фильтрационных и емкостных характеристик пород-коллекторов исследовался керн, отобранный при бурении скважин на обычном глинистом растворе. Бурение скважин на нефтяных растворах на месторождении не проводилось.

Комплекс ГИС проведен по всем скважинам, вскрывшим продуктивные пласты, однако качество каротажных работ в некоторых скважинах вызывает сомнения. Это относится, главным образом, к изучению ачимовских отложений. Тем не менее, геофизические исследования скважин являются основным источником информации о характеристиках залежей, поскольку обладают большей представительностью по объему исследованных скважин и залежей Фаинского месторождения.

Для определения фильтрационных характеристик вмещающих пород наиболее точным является комплекс гидродинамических исследований. Наиболее полно комплексом ГДИ представлены юрские отложения, что облегчает работу по определению фильтрационных свойств пласта при гидродинамических расчетах.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным исследования керна

Всего обобщены результаты по 42 скважинам, из которых 39 скважин пласт ЮС11, 3 ачимовские отложения. На керновом материале были проведены стандартные и специальные исследования.

Лабораторные определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов и исследования происходящих в них процессов выполнялись, как правило, на образцах керна цилиндрической формы и в соответствии с общепринятыми методиками. Все образцы экстрагировались, не изменяя естественной характеристики смачиваемости.

Открытая пористость определялась методом насыщения Преображенского, проницаемость - фильтрацией газа на установке ГК-5 (при фильтрации газа через образец параллельно и перпендикулярно напластованию), водонасыщенность методом центрифугирования на режиме, применяемом при изучении коллекторов Западной Сибири, а также методом капилляриметрии. Применялась специальная (петрофизическая) лабораторная ультрацентрифуга L5-50P фирмы Beckman. Полученные различными методами значения остаточной водонасыщенности увязаны друг с другом, а также с данными ГИС. С помощью ультрацентрифуги удалось не только оценить количество погребенной воды в различных по проницаемости породах-коллекторах нефтяных пластов, но и проследить закономерное изменение водонасыщенности коллекторов по высоте залежи. Остаточная нефтенасыщенность (Кно) определялась методом сухой дистилляции в ретортах.

Открытая пористость определена по 1275 образцам, в том числе 801 определение по коллекторам; проницаемость определена по 1165 образцам, из них 706 по коллекторам; остаточная водонасыщенность определена на 1249 образцах, из них по коллекторам сделано 766 определений (таблица 4).

Гранулометрический состав пород определялся гидравлическим способом. Минеральный состав обломочной части и цемента изучался в шлифах. Детальный минеральный состав глинистой фракции образцов горных пород Фаинского месторождения определялся на рентгеновской установке ДРОН-2.

Пласт ЮС11

Васюганская свита на рассматриваемой территории является сложнопостроенным объектом и представлена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Тип коллектора - терригенный, поровый. Хотя в отдельных шлифах и наблюдаются микротрещины, но все они залечены кальцитом и, по-видимому, в формировании коллекторских свойств продуктивной части разреза свиты не участвуют, однако могут способствовать и образованию трещин техногенного характера в процессе разработки, например, при ГРП или повышенных давлениях нагнетания воды.

Таблица 4 - Основные результаты отбора и исследования керна по пласту ЮС11 Фаинского месторождения [3].

Суммарная общая толщина пласта в скважинах с отбором керна, м

Суммарная проходка с отбором керна по пласту, м

Линейный вынос керна по пласту, м

% к проходке с отбором керна

Освещенность пласта керном, %

Количество определений

Открытой пористости

Проницаемости

Остаточной водонасыщенности

Остаточной нефтенасы-щенности

Всего

Из них коллектор

788.3

661.1

341.4

51.6

43.3

1275

801

1165

1249

194

Проницаемая часть пласта ЮС11 представлена мелко-среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Медианный размер зерен песчаников и алевролитов изменяется в зависимости от структурной характеристики и находится в пределах 0.12-0.21 мм (песчаники) и 0.09-0.16 мм (алевролиты) (таблица 5).

При сравнительно хорошей сортировке кластического материала пород-коллекторов плохо окатанная и угловатая форма зерен псаммитовых фракций обеспечивает их довольно плотную упаковку и общее снижение фильтрационно-емкостных свойств за счет общего увеличения доли субкапиллярных пор. В песчаных коллекторах основные размеры открытых пор колеблются от 10-20 до 50 мкм. Под микроскопом хорошо прослеживается степень уплотнения пород пласта. Широко развиты полнолинейные, выпукло-вогнутые и, даже суторовидные типы контактов и конформные типы цементации. Вниз по разрезу пласта (судя по 20 изученным образцам) отмечается некоторая тенденция увеличения содержания мелкоалевролитистой и глинистой фракций, уменьшение медианного размера зерен и ухудшение сортировки обломочного материала.

Таблица 5 - Гранулометрический состав пород-коллекторов Фаинского месторождения [3]

Индекс пласта

Кол-во опреде-лений

Гранулометрический состав фракции, мм

Медианный размер зерен, мм

Md

Коэффициент отсортиро-ванности

So

< 0.25

0.25 -0.1

0.1 -0.05

0.05 -0.01

> 0.01

ЮС11

21
    14.9 0.0 -43.9
    48 22.3 -62.2
    16.6 5.3 -46.6
    5.6 1.9 -11.5
    14.9 8.1 -20.4
    0.138 0.09 -0.21
    1.74 1.59 -2.29

Ачим1*

5
    3.5 0.0 -8.8
    51.6 39.8 -65.2
    25.1 16.0 -35.9
    7.6 3.2 -12.0
    12.2 8.1 -16.0
    0.109 0.06 -0.13
    1.88 1.39 -2.10

Примечание: - в числителе приводится среднее значение параметра, в знаменателе - интервал изменения; * - данные по ачимовским отложениям Усть-Балыкского месторождения

Важным фактором, также определяющим фильтрационно-емкостные свойства образований, является интенсивное вторичное минералообразование и прежде всего лейкоксенизация, сидеритазация, пиритизация образований (таблица 6). В шлифах наблюдается более или менее равномерное распределение таких образований в тонких соединительных поровых каналах, что существенно усложняет структуру порового пространства коллекторов - повышает извилистость и уменьшает сообщаемость пор.

Таблица 6 - Минералогический состав обломочной части пород-коллекторов Фаинского месторождения [3].

Индекс пласта

Кол-во опреде-лений

Породообразующие минералы, %

Кварц

Полевые

Шпаты

Обломки

Пород

Слюды

ЮС11

21
    40.4 30.7 -55.8
    43.1 32.5 -50.3
    15.6 8.7 -24.4
    0.9 0.0 -2.2

Ачим1*

16
    27.5 18.3 -33.7
    39.5 27.7 -48.3
    26.4 13.5 -41.5
    6.6 1.2 -11.7

Примечание: - в числителе приводится среднее значение параметра, в знаменателе - интервал изменения; * - данные по ачимовским отложениям Усть-Балыкского месторождения

Наличие в разрезе осадков высокой структурной зрелости (среднезернистых песчаников высокой степени отсортированности) предопределяет значительное, хотя и локальное, повышение проницаемости коллекторов.

В качестве средних параметров по керну приняты среднеарифметические величины по образцам. Средние значения рассчитывались отдельно по нефтенасыщенной и водонасыщенной частям пласта (таблица 7).

Таблица 7 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов Фаинского месторождения [3]

Метод определения

Зона насыще-ния

Наименование

Проница-емость, мД

Порис-тость, %

Начальная нефтенасы - щенность, %

Насыщенность свя-занной водой, %

Пласт ЮС11 (Основная залежь / Западно-Фаинская залежь)

Лабораторные исследова-ния керна

ЧНЗ

Количество скважин

23 / 4

11 / 4

-

11 / 4

Количество определений

335 / 219

177 / 219

-

169 / 100

Среднее значение

12.1 / 34

15.3 / 16.3

-

45.4 / 40.3

Коэффициент вариации

1.53 / 1.55

0.11 / 0.11

-

1.15 / 0.25

Интервал изменения
    2.6 -37.1 4.3 -129.7
    12.6 -20.9 13.5 -18

-
    20.3 -85.5 32.4 -54

ВНЗ

Количество скважин

9 / 2

12 / 2

-

13 / 2

Количество определений

136 / 103

158 / 103

-

148 / 209

Среднее значение

12.6 / 16.1

15.4 / 15.8

-

48.3 / 44.7

Коэффициент вариации

1.25 / 1.14

0.13 / 0.12

-

1.23 / 0.27

Интервал изменения
    2.1 -41 0.7 -100.5
    12.6 -19.5 12.7 -19.4

-
    18.4 -71.1 24.6 -71

Геофизи-ческие исследова-ния

Скважин

ЧНЗ

Количество скважин

355 / 5

355 / 5

235 / 5

-

Количество определений

3523 / 25

3523 / 25

2440 / 25

-

Среднее значение

49.7 / 12.5

16.6 / 14.3

57.6 / 51

-

Коэффициент вариации

1.23 / 3.08

0.12 / 0.11

0.2 / 0.15

-

Интервал изменения
    0.76 -182.9 0.85 -182.9
    12.7 -19.2 12.9 -19.2
    12.3 -84.2 35.9 -65.6

-

ВНЗ

Количество скважин

338 / 2

338 / 2

215 / 2

-

Количество определений

3571 / 16

3571 / 16

1745 / 14

-

Среднее значение

38.8 / 49.9

16.3 / 16.3

51.6 / 51

-

Коэффициент вариации

1.54 / 1.5

0.12 / 0.13

0.29 / 0.16

-

Интервал изменения
    0.76 -182.9 0.94 -182.9
    12.7 -19.2 13-19.2
    27.5 -78 37.6 -65.8

-

Гидродинамические исследования скважин

ЧНЗ

Количество скважин

210 / -

-

-

-

Количество определений

319 / -

-

-

-

Среднее значение

21.7 / -

-

-

-

Коэффициент вариации

0.79 / -

-

-

-

Интервал изменения

2-45 / -

-

-

-

ВНЗ

Количество скважин

54 / -

-

-

-

Количество определений

127 / -

-

-

-

Среднее значение

28 / -

-

-

-

Коэффициент вариации

0.77 / -

-

-

-

Интервал изменения

1-79 / -

-

-

-

Принятые при проектировании*

26.6 / 26.9

16.5 / 14.6

51.7 / 48.9

-

Пласт Ачим1 (Южно-Асомкинская залежь / Средне-Асомкинская залежь)

Лабораторные исследования керна#

ЧНЗ

Количество скважин

3

3

-

3

Количество определений

40

59

-

37

Среднее значение

13

19.0

-

52.0

Коэффициент вариации

-

-

-

-

Интервал изменения

1-69

14.0 -22.0

-

37.0 -95.0

Геофизи-ческие исследова-ния скважин

ЧНЗ

Количество скважин

1 / -

1 / -

1 / -

-

Количество определений

12 / -

12 / -

12 / -

-

Среднее значение

251.7 / -

19.3 / -

55.8 / -

-

Коэффициент вариации

-

-

-

-

Интервал изменения

-

-

-

-

ВНЗ

Количество скважин

41 / 77

41 / 77

39 / 50

-

Количество определений

466 / 787

470 / 803

257 / 184

-

Среднее значение

58.1 / 14.2

17.2 / 16.6

49.6 / 40.6

-

Коэффициент вариации

2.46 / 3.99

0.10 / 0.08

0.32 / 0.38

-

Интервал изменения
    0.4 -1522 0.4 -966
    14.3 -21.0 10.7 -21.0
    26.0 -75.0 24.0 - 63.9

-

Принятые при проектировании*

66.7 / 36.5

18.0 / 17.0

50.0 / 41.0

-

* - принято по промысловым данным, # - данные по ачимовским отложениям Усть-Балыкского месторождения

Основная залежь

Открытая пористость. Открытая пористость пород пласта в лабораторных условиях определена по 335 анализам керна из 23 скважин, в том числе 177 определений по нефтенасыщенным образцам. Значение пористости в среднем для нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта схожи и составляют 15.3 % и 15.4 % соответственно.

Проницаемость пород. Абсолютная проницаемость пород пласта определена по 471 лабораторным анализам керна из 32 скважин, в том числе 335 определений по нефтенасыщенной части. Значения абсолютной проницаемости по нефтенасыщенным и водонасыщенным образцам близки и составляют соответственно 12.1 и 12.6 мД.

Остаточная водонасыщенность. Остаточная водонасыщенность в среднем для нефтенасыщенной части пласта - 45.4 %, для водонасыщенной - 48.3 %.

Западно-Фаинская залежь

Открытая пористость. Открытая пористость пород пласта в лабораторных условиях определена по 322 анализам керна из 6 скважин, в том числе 219 определений по нефтенасыщенной части. Значение пористости в среднем для нефтенасыщенных образцов составляет 16.3 %, для водонасыщенных - 15.8 %.

Проницаемость пород. Абсолютная проницаемость пород пласта определена по 322 лабораторным анализам керна из 6 скважин, в том числе 219 определений по нефтенасыщенной части. Абсолютная проницаемость по нефтенасыщенной части составляет 34 мД и 16.1 мД по водонасыщенной.

Остаточная водонасыщенность. Остаточная водонасыщенность в среднем по пласту составляет 40.3 % (для нефтенасыщенных образцов) и 44.7 % (для водонасыщенных образцов).

Пласт Ачим1

Ачимовская толща является сожнопостроенным геологическим объектом и представлена песчаниками и алевролитами.

По типу коллектор терригенный, поровый.

Проницаемыми породами являются песчаники светло-серые, мелкозернистые, местами глинистые, плотные и алевролиты серые и светло-серые, средне - и крепкосцементированные, плотные, глинистые с характерной для данных отложений горизонтальной слоистостью, мелкой и крупной косой, косо-пологой, перекрестно-волнистой и т. п., обусловленной намывами слюд и глинистого материала по плоскостям наслоения.

Непроницаемые породы представлены в основном аргиллитоподобными глинами темно-серыми, слюдистыми, с вкраплениями растительного детрита.

Стоит отметить тот факт, что в целом песчано-алевролитовые породы ачимовских отложений отличаются по гранулометрическому составу от аналогичных образований неокома более плотной упаковкой зерен и худшей отсортированностью, что является одной из определяющих причин низкой проницаемости коллекторов.

В связи с отсутствием собственных исследований керна ниже приведены данные по лабораторным исследованиям ачимовских отложений по соседнему Усть-Балыкскому месторождению. Однако, приведенные фильтарационно-емкостные свойства, а также характеристики гранулометрического и минералогического состава пород-коллекторов ачимовских отложений по пластам-аналогам Усть-Балыкского месторождения носят прежде всего ознакомительный характер и не могут рассматриваться для сопоставления с другими видами исследований, проведенными на Фаинском месторождении (ГИС, ГДИ, промысловые исследования), т. к. данные по месторождениям могут достаточно сильно отличаться.

Открытая пористость. Открытая пористость пород пласта в лабораторных условиях определена по 59 анализам керна из 3 скважин. Все определения проведены по нефтенасыщенным образцам. Значение пористости в среднем составляет 19.0 %.

Проницаемость пород. Абсолютная проницаемость пород пласта определена по 40 лабораторным анализам керна (3 скважины) из нефтенасыщенной части пласта. Значение абсолютной проницаемости составляет в среднем 13 мД.

Остаточная водонасыщенность. Остаточная водонасыщенность в среднем для нефтенасыщенной части пласта составляет - 52.0 %.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным ГИС

Пласт ЮС11

Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов определялись по петрофизическим зависимостям, полученным в ходе исследований при подготовке к подсчету запасов.

В качестве граничного значения критерия "коллектор-неколлектор" принималось бПс = 0.4, что соответствует КП = 12.6 % и КПр = 0.6 мД. Значения параметров ФЕС по данным ГИС приведены в таблице 8.

Основная залежь

Открытая пористость в чисто нефтяной зоне в среднем составляет 16.6 %, в водонефтяной - 16.3 %.

Открытая пористость по выделенным субфациям варьируется от 14.6 % в образованиях лагун и застойных зон до 16.4 % в русловых и пойменных образованиях (таблица 9). Открытая пористость, определенная в образованиях переходного типа и субфациях баров, составила соответственно 16.1 и 16.2 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС по чисто нефтяной зоне составляет в среднем 49.7 мД, по водонефтяной - 38.8 мД. Более 2/3 пропластков (77 %) представлены коллекторами с проницаемостью менее 50 мД. На долю высокопроницаемых коллекторов (более 100 мД) приходится всего 15 % пропластков.

Наибольшими значениями коэффициентов проницаемости характеризуются баровые и русловые (пойменные) образования (42.8 и 41.2 мД), наименьшими - образования лагун и застойных зон (Кпр = 12.4 мД, таблица 10). Распределения проницаемости по выделенным субфациям см. таблицу 4.

Таблица 8 - Статистические ряды распределения проницаемости по данным геофизических исследований [3]

Интервал изменения,

МД

Пласт ЮС11

Ачим1

Число случаев,

%

Накопленная вероятность,

%

Число случаев,

%

Накопленная вероятность,

%

<1

5.3

5.3

1.5

1.5

1-10

49.7

55.0

75.4

76.9

10-50

22.0

77.0

14.7

91.5

50-100

7.8

84.8

3.8

95.3

100-150

2.8

87.6

1.7

97.0

>150

12.4

100

3.1

100

Таблица 9 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности в пределах выделенных субфаций по данным ГИС [3]

Метод определения

Тип образований

Наименование

Проница-емость, мД

Порис-тость, %

Начальная нефтенасы - щенность, %

Геофизи-ческие исследования скважин

Русловые и пойменные образования

Количество скважин

155

155

108

Количество определений

2011

2011

1407

Среднее значение

41.2

16.4

58.2

Коэффициент вариации

1.38

0.11

0.24

Интервал изменения

0.76 -182.9

12.7 -19.2

21.0 -84.2

Баровые образования

Количество скважин

34

34

24

Количество определений

349

349

244

Среднее значение

42.8

16.2

56.3

Коэффициент вариации

1.46

0.12

0.35

Интервал изменения

0.79 -182.9

12.7 -19.2

19.9 -71.2

Образования переходного типа

Количество скважин

146

146

130

Количество определений

1512

1512

1483

Среднее значение

40.0

16.1

51.8

Коэффициент вариации

1.58

0.1

0.37

Интервал изменения

0.76 -182.9

12.7 -19.2

16.4 -80.1

Сублиторальные образования

Количество скважин

292

292

262

Количество определений

2986

2986

2600

Среднее значение

37.4

15.9

49.4

Коэффициент вариации

1.59

0.13

0.3

Интервал изменения

0.76 -182.9

12.7 -19.2

14.0 -77.7

Образования лагун и застойных зон

Количество скважин

38

38

26

Количество определений

243

243

167

Среднее значение

12.4

14.6

45.2

Коэффициент вариации

2.87

0.11

0.38

Интервал изменения

0.76 -182.9

12.7 -19.2

12.3 -60

Начальная нефтенасыщенность пласта для чисто нефтяной зоны составила 58.1 %, для водонефтяной - 51.6 %.

Наибольшей нефтенасыщенностью охарактеризованы русловые и пойменные образования (58.2 %), наименьшей - лагуны и застойные зоны (45.2 %).

Западно-Фаинская залежь

Открытая пористость в чисто нефтяной зоне пласта составляет 14.3 %, изменяясь в диапазоне 12.9-19.2 %, в водонефтяной зоне - 16.3 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС для ЧНЗ - 12.5 мД, диапазон изменения широкий - от 0.85 до 182.9 мД. В водонефтяной зоне проницаемость пласта выше и составляет 49.9 мД.

Начальная нефтенасыщенность пласта в среднем оставляет 51 %, изменяясь от 35.9 до 65.8 %.

Пласт Ачим1

Южно-Асомкинская залежь

Открытая пористость целом по залежи в среднем составляет 17.2 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС по чисто нефтяной зоне (скв. 24Р) составляет 251.7 мД, по водонефтяной в среднем 58.1 мД.

Начальная нефтенасыщенность пласта составила: для ЧНЗ - 55.8 %, для водонефтяной - 48.6 %.

Средне-Асомкинская залежь

Открытая пористость составляет 16.3 %, изменяясь в диапазоне 12.9-19.2 %, в водонефтяной зоне - 16.3 %.

Проницаемость пласта по данным ГИС для ЧНЗ - 12.5 мД, диапазон изменения широкий - от 0.85 до 182.9 мД. В водонефтяной зоне проницаемость пласта выше и составляет 49.9 мД.

Начальная нефтенасыщенность пласта в среднем оставляет 51 %, изменяясь от 35.9 до 65.8 %.

Абсолютное большинство (91.5 %) пропластков коллектора ачимовских отложений имеют проницаемость менее 50 мД. Доля высокопроницаемых (более 100 мД) коллекторов составляет около 5 %.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным гидродинамических исследований скважин

Проницаемость по данным гидродинамических исследований определялась лишь для коллекторов юрских отложений. Всего проведено 446 исследований по 264 скважинам. Величина проницаемости изменяется в пределах от 1 до 79 мД, в среднем составляет 26.6 мД.

Похожие статьи




ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ - Сравнительная характеристика геологической неоднородности пластов ЮС1 васюганской свиты и пласта АЧИМ1 Сортымской свиты Фаинского месторождения

Предыдущая | Следующая