ОБОБЩЕНИЕ, АНАЛИЗ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАКРО И МИКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ ФАИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ - Сравнительная характеристика геологической неоднородности пластов ЮС1 васюганской свиты и пласта АЧИМ1 Сортымской свиты Фаинского месторождения

Сопоставление коллекторских свойств, которые были определены различными методами

В виду отсутствия собственных керновых определений по ачимовским отложениям ниже приводится сопоставление коллекторских свойств только для пласта ЮС11.

В таблице 10 и см. таблице 7 приведено сопоставление средних значений открытой пористости, определенной по керну и ГИС в среднем по залежам пласта ЮС11. Из таблицы видно, что средневзвешенные значения открытой пористости, определенные по керну и ГИС во многом совпадают.

Таблица 10 - Результаты определений открытой пористости по керну и ГИС [3]

Пласт	Залежь	По керну	По ГИС	Принятые значения Кп для проектиро-вания
Кол-во скважин	Средневз. значение Кп, %	Кол-во скважин	Среднее значение Кп, %
ЮС11	Основная	23	15.5	688	16.5	16.5
Западно-Фаинская	6	16.1	7	14.6	14.6

Ввиду большего объема, а также для поинтервальной оценки коэффициента пористости в разрезах всех скважин, для проектирования приняты значения пористости, определенные по ГИС.

В таблице 11 и приведено сопоставление средних значений проницаемости, определенной по керну, ГИС и ГДИ в среднем по пласту

По данным ГИС доля высокопроницаемых коллекторов (более 100 мД) выше, чем по керновым данным. Это связано с большим удельным весом исследованного керна из западной и южной частей месторождения, где в целом наблюдаются более низкие значения ФЕС по сравнению с более продуктивной северной частью.

Результаты определения проницаемости по керну характеризуются большим разбросом значений, что отражает микрослоистость коллекторов. Проницаемость смежных прослоев (толщиной от первых сантиметров до первых десятков сантиметров), не отделенных друг от друга непроницаемыми слоями, может отличаться на порядок. В то же время, вариация проницаемости более крупных элементов разреза (прослоев толщиной от полуметра и более) происходит в значительно более узком диапазоне значений.

Таблица 11 - Результаты определения проницаемости различными методами [3]

Залежь	По керну	По ГИС	По ГДИ	По промысловым данным	Принятые значения Кпр для проектирования
Кол-во скважин	Средне вз. значение Кпр, мД	Кол-во скв.	Среднее значение Кпр, мД	Среднее значение Кпр, мД	Среднее значение Кпр, мД
Основная	32	12.2	688	43.6	26.6	27.1	26.6
Западно-Фаинская	6	26.8	7	26.9	-	-	26.9

Проницаемость керновыми и гидродинамическими исследованиями охарактеризована незначительно. При построении гидродинамической модели полученные в первом приближении значения коэффициентов проницаемости по ГИС при необходимости корректировались с учетом энергетического состояния.

Корректировка осуществлялась в несколько итераций, в ходе последней итерации на выходе из модели получен куб проницаемости по промысловым данным, на основании которого была оценена проницаемость в разрезе каждой скважины.

Для ознакомления с распространением ФЕС пласта, на базе имеющихся данных геофизических исследований скважин были построены карты распространения геологических параметров (пористость и проницаемость) по площади.

Определение коэффициентов вытеснения нефти водой

Определения коэффициентов вытеснения нефти водой на Фаинском месторождении проводились только для пласта ЮС11.

Опыты проводились на установках, позволяющих максимально приближать условия проведения эксперимента к пластовым по скорости фильтрации, имитации давлений (порового и горного), поддержанию пластовой температуры, максимально возможному снятию концевых эффектов и т. д. Определяющими условиями проведения эксперимента являлись:

- использование образцов реального пласта; - использование пластовых или модельных жидкостей (воды, нефти и газа); - достаточно точные измерения перепада давления на участке фиксируемой длины; - надежное фиксирование объемов, подаваемых в образец и выходящих из образца жидкостей (фаз), то есть текущей насыщенности образца.

В связи с отсутствием собственных исследований по пластам ачимовской пачки использовалась информация по аналогичным отложениям соседних месторождений. Характеристики вытеснения по ачимовским отложениям приняты по пластам-аналогам Западно-Малобалыкского, Усть-Балыкского и Средне-Балыкского месторождений. Количество исследований по определению коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом на образцах пласта ЮС11 Фаинского месторождения является удовлетворительным (246 определений). Ниже приведена характеристика пластов-аналогов ачимовской пачки соседних месторождений (таблица 12).

Таблица 12 - Характеристика ачимовских отложений соседних месторождений [3]

Месторождение (пласт)	Кол-во опреде-лений, шт	Средние значения по данным лабораторных исследований
Пористость, %	Прони-цаемость, мД	Содержание связанной воды, %	Коэффи-циент вытеснения, д. ед
Средне-Балыкское (БС17)	26	17.2	5.2	49.3	0.468
Западно-Малобалыкское (Ач)	6	17.6	2.5	58.1	0.380
Усть-Балыкское (БС16-18)	1	19.0	13	52.0	0.520

Пласт ЮС11

В целом были учтены эксперименты по 246 образцам керна, охвативших диапазон пород с проницаемостью от 2.1 до 279 мД, пористостью от 12.2 до 19.3 %, содержанием связанной воды от 23.5 до 60.9 %. Обобщенные результаты опытов приведены в таблице 13.

Расчетное значение коэффициента вытеснения, используемое для оценки нефтеотдачи залежей продуктивного пласта ЮС11 составляет 0.502 д. ед.

Пласт Ачим1

В целом по ачимовским отложениям обобщены результаты по моделированию вытеснения нефти водой на 33 образцах керна, в диапазоне проницаемости пород от 0.8 до 13.0 мД, пористостью от 16.1 до 18.3 %, содержанием связанной воды от 37.5 до 66.3 % (таблица 13).

Среднее значение коэффициента вытеснения нефти водой для залежей ачимовской пачки составляет 0.457 д. ед.

Таблица 13 - Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом [3]

Пласт	Наименовани	Кол-во опреде-лений, шт.	Проница-емость МД	Содержание связанной воды, Доли ед.	Коэфф-т начальной нефтенасы-щенности, доли ед.	Коэфф-т остаточной нефтенасы-щенности, доли ед.	Коэфф-т вытеснения, доли ед.
ЮС11	Среднее значение	246	28.8	0.380	0.620	0.309	0.502
Интервал изменения	2.1 -279	0.235 -0.609	0.391 -0.765	0.187 -0.446	0.224 -0.676
Ачим1	Среднее значение	33	5.0	0.505	0.495	0.265	0.457
Интервал изменения	0.8 -13.0	0.375 -0.663	0.337 -0.625	0.218 -0.318	0.353 -0.584

Опыты по определению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) проводились на образцах керна юрских отложений Фаинского месторождения. Собственных исследований пласта Ачим1 на Фаинском месторождении нет, в связи с чем в работе использованы материалы по пластам-аналогам Средне-Балыкского месторождения.

Опыты проводились на установке многофазной фильтрации с использованием в качестве углеводородной фазы дегазированной пластовой нефти. В качестве пластовой и закачиваемой воды использовалась минерализованная вода. Суммарная скорость фильтрации флюидов через образцы выбиралась близкой к реальной и составляла в пересчете на линейную скорость около 0.5 м/сут. Жидкости закачивались при постоянном расходе в образец прессами высокого давления. Насыщенность образцов в процессе экспериментов определялась по показаниям рентгеновского томографа. Эксперимент заканчивался при фильтрации через образец только воды.

При моделировании в качестве базовых кривых (для первого приближения) были использованы истинные кривые ОФП, определенные в лаборатории физики пласта ТомскНИПИнефть на образцах керна пласта ЮС11 из скв. 2П, 26Р, 67Р, 70Р, 1807 с проницаемостью в диапазоне от 2.3 до 112 мД. Установлено, что при совместном движении двухфазного потока "нефть-вода" при достижении в образце критического значения водонасыщенности, соответствующего началу движения воды, происходит резкое снижение относительной проницаемости по нефти, а относительная проницаемость по воде растет и при остаточной нефтенасыщенности для исследованных образцов изменяется от 0.05 до 0.3. Из полученных графиков видна четкая закономерность увеличения критической водонасыщенности в низкопроницаемых коллекторах. Коллекторы с низкой проницаемостью при большей водонасыщенности дают приток безводной нефти. Данные закономерности учитывались при геолого-промысловом анализе и при построении фильтрационной модели.

Обобщение и интерпритация

По данным геофизических исследований скважин, Основная и Западно-Фаинская залежи охарактеризованы схожими по значениям ФЕС. В целом коллектора пласта ЮС11 Относятся к низкопроницаемым (менее 50 мД) с пористостью менее 18 %. В этом отношении они не выделяются среди верхнеюрских коллекторов Среднего Приобья, характеризуясь типичными для этих образований фильтрационно-емкостными свойствами.

Из выделенных субфаций лучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают русловые (пойменные) и баровые образования, худшими - образования лагун и застойных зон.

Расчетные значения коэффициентов вытеснения, используемые для оценки нефтеотдачи залежей Фаинского месторождения, составили в среднем по пласту ЮС11- 0.502, для залежей ачимовской пачки (с учетом привлеченных данных по ряду соседних месторождений) - 0.457 д. ед.

Из графиков ОФП установлена закономерность увеличения критической водонасыщенности в низкопроницаемых коллекторах. Коллекторы с низкой проницаемостью при большей водонасыщенности дают приток безводной нефти.

Согласно классификации А. А.Ханина (таблица 14), учитывающей эффективную пористость, проницаемость и гранулометрический состав, наиболее распространены коллектора V класса. Достаточно часто встречаются и коллектора IV класса, которые в центральной части площади преимущественно залегают в верхней части разреза пласта, в то время как южнее они не имеют четкой локализации в разрезе, а в северной части отчетливо доминируют в нижней части пласта. Коллектора III класса имеют спорадическое распространение в разрезе и встречаются главным образом в северной части площади. Коллектора VI класса не имеют четкой локализации ни по площади, ни по разрезу.

Таблица 14 - Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А. А.Ханину, 1973) (от автора 2015)

Класс коллектора	Название породы	Эффективная пористость, %	Проницае-мость, Мкм2
Коллектора пласта ЮС1
Основная (Фаинская) залеж
III-средний	Песчаник мелкозернистый	15,3	0,121
Алевролит крупнозернистый	16,6	0,125
V-низкий	Песчаник мелкозернистый	2-8	0.001 -0.01
Алевролит мелкозернистый	3.6 -12
Западно-Фаинская залеж
III-средний	Песчаник мелкозернистый	14,3	0,12
Алевролит крупнозернистый	16,3	0,12
V-низкий	Песчаник мелкозернистый	2-8	0.001 -0.01
Алевролит мелкозернистый	3.6 -12
Коллектора пласта Ачим1
IV-средний	Песчаник мелкозернистый	5.8 -11	0.01 -0.1
Алевролит мелкозернистый	19,3
V-низкий	Алевролит мелкозернистый	3.6 -12	0.001 -0.01

В результате проведенного обобщения параметров, характеризующих микро и макронеоднородность, была составлена таблица 15

Таблица 15 - Характеристика макро и микро неодногодности и нефтенасыщенности продуктивных пластов ЮС1 и Ачим1 Фаинского месторождения (от автора 2015)

№ пласта Параметры	ЮС1	Ачим1
Основная залежь	Западно-Фаинская залежь	Южно-Асомкинская залежь	Средне-Асомкинская залежь
Пористость(%) (ЧНЗ)
Пористость(%) (ВНЗ)
Проницаемость Мкм2) (ЧНЗ)
Проницаемость Мкм2) (ВНЗ)
Коэф. пористости (по керну)	15.5	16.5	-	-
Коэф. пористост (по гис)	16.1	14.6	-	-
Коэф. песчанистости	0.49	0.23	0.20	0.23
Коэф. нефтенасыщенности	9.4	5.6	7.7	4.8
Коэф. водонасыщенности	4.0	8.2
Расчлененность	4,1	2,7	8.1	9.4

По которой можно судить, что нефтеносность пласта ЮС1 зависит от пористости и проницаемости коллекторов. Максимум пористости приходится на Основную или Фаинскую залеж, а минимум на Западно-Фаинскую залежь, в свою очередь эти показатели зависят от размеров пор от 10-20 до 50 мкм, такие размеры пор зависят от размерности зерен песчаника от 0,12 до 0,21 мм и аргиллита от 0,09 до 0,16 мм.

Так же наличие в разрезе осадков высокой структурной зрелости (среднезернистых песчаников высокой степени отсортированности) дают значительное повышение проницаемости коллекторов, следует отметить, что данные повышения проницаемости являются локальными.

Большая продуктивность Основной залежи так же получается за счет большего отношение объема песчаников к общему объему пород по сравнению с Западно-Фаинской залежью, коэф. песчанистости 9,4 против коэф. песчанистости Западно-Фаинской равным 5,6. Еще один показатель продуктивности среднее число проницаемых прослоев или расчлененность, данный показатель у Основной залежи равен 4,1, а у Западно-Фаинской 2,7 это связанно с тем что в южном направлении происходит глинизация кровельной части пласта, что соответсвует расположению Западно-Фаинской залежи. Максимальне нефтенасыщенные толщины приурочены к северо-восточной части, что соответствует Основной залежи. В пласте выделяются 2-3 маломощных пропластка песчаника, а остальная часть пласта заглинизирована. Именно по этим показателям можно судить о нефтенасыщенности пласта ЮС1, Основная или Фаинская залежь, которого является наиболее продуктивной.

Продуктивность залежей пласта Ачим1, Южно-Асомкинской и Средне-Асомкинской, ниже продуктивности пластов ЮС1, но также зависит от пористости о проницаемости коллекторов. Максимум пористости приходится на Южно-Асомкинская залежь 19,3, а минимум на Средне-Асомкинская залежь 12,9, при размерах зерен от 0,06 до 0,13 мм. Эти имеют данное значение за счет того, что разработку залежей пласта Ачим1 начали в 2006 году, а отчет составлен в 2007 году.

Песчано-алевролитовые породы пласта Ачим1 отличаются по гранулометрическому составу от аналогичных образований неокома более плотной упаковкой зерен и худшей отсортированностью, что в свою очередь является одной из определяющих причин низкой проницаемости коллекторов Южно-Асомкинской и Средне-Асомкинской залежей.

Средние показатели нефтенасыщенности по пласту Ачим1 ниже чем у пласта ЮС1 в связи с большым коэффицентом водонасыщенности равным 8,2, против 4,0 у пласта ЮС1.

Похожие статьи