Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов) и их неоднородность - Оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснование рационального варианта разработки

В июле 2000г. специалистами компании "PGS" была проведена работа по геологическому моделированию резервуара месторождения Сазанкурак. По каротажному материалу компания "PGS" провела собственную версию корреляции продуктивных горизонтов. При зонировании резервуара, была применена методика построения графика-колонок с песчанистостью и глинистостью, определенных на базе 50% содержания глин. Следует отметить, что данная линия проведена условно и соответствует условию, принятому при выделении коллекторов, приведенных в отчете по "Оперативной оценке запасов".

На основе данной методики выделены 4 литолого-фациальных зон, слагающих продуктивный горизонт. Выдержанные глинистые разделы в кровле и подошве горизонта коррелируются практически во всех скважинах. Верхний глинистый раздел V4 отделяет валанжин от готерива, а нижняя пачка глин V1 рассматривается в данном отчете как раздел между валанжинским и среднеюрским продуктивными горизонтами. Между этими глинистыми разделами встречаются два цикла песчаных отложений. Нижняя песчаная зона V2 характеризуется меньшей глинистостью, чем вышележащая пачка V3. Эти песчаные циклы выделены на основе каротажных материалов методов БК, ГК, ГГК и характеризуются уменьшением размеров частиц к верху и вклиниванием верхней пачки V3 в скважинах F-6 и G-5. Данные песчаные зоны, выделяемые в пределах валанжинского продуктивного горизонта, отличаются весьма непостоянным количеством глинистости. Такая структура отложений была обусловлена широким распространением трансгрессий, представленных почти во всех скважинах глинистыми пропластками (зоны V1 и V4). Два главных цикла песчаного отложения (зоны V2 и V3) интерпретированы как отложенные в условиях развития на рассматриваемой территории веероподобной речной системы, подпитываемой с севера. Анализ толщин отложений свидетельствует, что накопление осадков происходило во впадинах, амплитудой до 10м. Первый цикл накопления песчаного материала (нижние пески валанжина V2) имеют более широкую пространственную распространенность, чем верхняя пачка песков V3. Веерная система речных стоков обуславливает линзообразную геометрию распределения песчаных прослоев. Внутри каждого цикла песчаника изменения фактической степени песчанистости обусловлено изменениями фаций из-за расположения речных стоков, сносящих обломочный материал с областей питания на севере структуры. Значительное сокращение толщины нижнеюрских и отсутствие среднеюрских отложений в районе скважин SP-3, SP-59, F-30, F-10, F-20, F-24, F-25, F-29, S-57 свидетельствуют о размыве этих осадков в валанжинское время и переотложения их ниже по падению пласта.

Юрский продуктивный горизонт связан со среднеюрскими отложениями, имеет более крутое падение на юго-юго-запад и с угловым несогласием подклинивается под валанжинскую толщу. Средняя юра выклинивается вверх по восстанию пласта в районе скважин F-10, F-20, F-24, F-25, F-29, S-57. В данных скважинах валанжинские отложения залегают непосредственно на нижнеюрских отложениях. Среднеюрские отложения выделены ниже по падению структуры и характеризуются уменьшением глинистости к верху по показаниям ГК. Песчаные слои отличаются выдержанностью толщин. По методике, описанной выше, в пределах данного продуктивного горизонта также были выделены 4 литолого-фациальных зон.

Полученный фактический материал и результаты моделирования резервуара дают основание для выделения нескольких типов коллекторов, характеризующихся различной степенью глинистости, карбонатности, сцементированности, обусловленной изменениями фациальных условий накопления. Изменчивость степени глинистости и отсортированности коллектора, скорее всего, связана с озерно-речными условиями накопления. Из-за различия этих условий проницаемость на месторождении является неоднородной в соответствии с распределением фации. В результате, несмотря на то, что циклы накопления песчаника происходил в одно и то же геологическое время, во время добычи эффективное дренирование и охват резервуара разработкой будут обусловлены геометрией наиболее проницаемых песчаных тел. При ограниченности геологических данных и линейного распределения большинства скважин трудно построить подробную фациальную модель месторождения.

По текстурно-структурным признакам выделены следующие основные типы коллекторов:

    1. Пески средне - и мелкозернистые, разной плотности, слоистости и глинистости 2. Песчаники средне - и мелкозернистые, слабосцементированные, с прослойками глин, с включением углистых веществ и ОРО. 3. Песчаники мелкозернистые, крепкие, с включением пирита, алевритистые, карбонатные.

Открытая пористость по керну в меловом горизонте меняется от 27 до 36 %, в юрском же диапазоне изменения составляют 26,5-31,5%.

Проницаемость по керну меняется в мелу от 0,0001 до 15,5 мкм2, в юрских отложениях - от 0,00026 до 6,225 мкм2. Диапазон изменения нефтенасыщенности по данным анализа керна составил: в мелу 11,27-67,79 %, в юре - 32,6-63,5%.

Средние величены пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости по горизонтам приведены в таблице 2.2.3.

Горизонт "М" состоит в основном от 3 до 13 пластов. Коллектора валанжинского горизонта литологически представлены алевритами слабосцементированными, реже песками, песчаниками мелкозернистыми, обладают достаточно высокой проницаемостью. Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,1 до 1,0 в среднем - 0,75, расчлененности в среднем 4,6.

Общая толщина горизонта колеблется от 1,4м до 56,2м., а эффективная нефтенасыщенная толщина от 1,4м до 44м. Наибольшие значения ее отмечаются в западной части залежи в районах скважин F-3, F-26, SK-13, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет соответственно 43,1 м, 25,6 м, 35,3 м. В этих скважинах дебиты нефти составили от 38,0 м3/сут до 108,0 м3/сут на 9 мм штуцерах. В центральной части залежи дебиты нефти изменяются в пределах от 26,9 м3/сут. до 76,0 м3/сут.

Коллектора среднеюрского горизонта являются нефтеносными только в разрезе западного поля центрального блока. Литологически они представлены песчаниками мелко - и среднезернистыми, на глинисто-карбонатном цементе с включением углистых веществ ОРО.

Горизонт сложен от одного до четырех, реже восьми пластами-коллекторами, разделенными глинистыми прослойками. Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,17 до 1,0 в среднем - 0,74, расчлененности в среднем 3,95.

Общая толщина горизонта изменяется в пределах от 1,8 до 45,7 м, эффективная толщина составляет от 1,8 до 45,7 м, а эффективная нефтенасыщенная толщина от 0,9 м до 38,5 м.

Общая толщина горизонта М' Южного блока изменяется в пределах от 12,3 м до 58 м. Эффективная толщина составляет от 5,8 м до 31,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 4,5 до 19,9 м.

Коэффициент песчанистости меняются по скважинам от 0,2 до 0,9 в среднем - 0,5, расчлененности в среднем 4,8.

Характеристика толщины и статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов, статистические ряды распределения проницаемости приведены в таблицах 2.2.1.,2.2.2., 2.2.4.

Таблица 2.2.1. - Характеристика толщин пластов

Наименование параметров

Северный блок

Центральный блок

Южный блок

Западное поле

Вост.

Поле

М

М

Ю

М+Ю

М

МI

Общая толщина коллектора

Среднее значение

15,0

25,2

24,8

48,9

19,9

32,2

Интервал изменения

9,4-19,5

1,4-56,2

1,8-45,7

1,4-109,6

10,0-36,1

12,3-58,0

Коэффициент вариации, %

28,0

48,6

75,0

57,2

58,0

62,9

Эффектив. нефтенас. толщина

Среднее значение

6,7

17,8

12,1

25,1

12,4

8,7

Интервал изменения

4,0-9,0

1,4-44

0,9-38,5

1,4-53,5

8,6-12,4

4,5-19,9

Коэффициент вариации, %

30,7

53,7

78,6

64,0

15,2

56,1

Эффектив. водонас. толщина

Среднее значение

-

24,5

20,3

27,7

10,9

9,0

Интервал изменения

-

13-31

3-43,5

4-52,5

10,9

1,0-18,3

Коэффициент вариации, %

-

90,0

88,5

94,1

81,6

76,4

Общая эффективная толщина

Среднее значение

6,7

18,2

16,3

29,2

14,0

13,8

Интервал изменения

4,0-9,0

1,4-44

1,8-45,7

1,4-59

10,0-19,5

5,8-31,4

Коэффициент вариации, %

30,7

52,9*

72,9

61,8

28,9

63,9

Таблица 2.2.2. - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.

Наименование параметров

Сев. блок

Центральный блок

Юж. блок

Западное поле

Вост. поле

М

М

Ю

М+Ю

М

МI

Коэффициент песчанистости

Среднее значение

0,5

0,75

0,74

0,62

0,8

0,5

Интервал изменения

0,3-0,8

0,1-1,0

0,17-1,0

0,16-1

0,5-1,0

0,2-0,9

Коэффициент вариации, %

43,0

32,7

55,7

38,0

24,4

49,0

Коэффициент расчлененности

Среднее значение

2,3

4,6

3,95

7,63

4,3

4,8

Интервал изменения

2-3

1-13

1-13

1-26

1,0-9,0

2-10

Коэффициент вариации, %

20,2

57,4

87,6

69,1

78,4

47,1

Таблица 2.2.3. - Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности.

Меловой горизонт (М)

Метод опреде-ления

Наименование

Проницае-мость, мкм2

Пористость, доли ед.

Начальная

Насыщен-ность связанной водой,

Д. ед.

Нефтенасыщенность, доли ед.

Газонасыщенность, доли ед.

Лабораторные исследования керна

Количество скважин, шт.

8

8

6

Количество определ., шт.

45

49

27

Среднее значение

1,972

0,33

0,439

Коэффициент вариации, д. ед.

Интервал изменения

0,0001-15,5

0,27-0,36

0,11-0,70

Геофизические исследования скважин

Количество скважин, шт.

30

Количество определ., шт.

125

Среднее значение

0,34

Коэффициент вариации, д. ед.

Интервал изменения

0,18-0,35

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин, шт.

20

-

-

-

-

Количество определ., шт.

20

-

-

-

-

Среднее значение

4,29

-

-

-

-

Коэффициент вариации, д. ед.

1,3

-

-

-

-

Интервал изменения

0,85-17,02

-

-

-

-

Юрский горизонт (Ю)

Лабораторные исследования керна

Количество скважин, шт.

2

3

3

Количество определ., шт.

42

40

8

Среднее значение

1,094

0,30

0,433

Коэффициент вариации, д. ед.

Интервал изменения

0,0002-6,22

0,265-0,315

0,326-0,635

Геофизические исследования скважин

Количество скважин, шт.

30

Количество определ., шт.

Среднее значение

0,32

Коэффициент вариации, д. ед.

Интервал изменения

0,18-0,35

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин, шт.

7

-

-

-

-

Количество определ., шт.

7

-

-

-

-

Среднее значение

6,7

-

-

-

-

Коэффициент вариации, д. ед.

-

-

-

-

Интервал изменения

0,738-15-176

-

-

-

-

Таблица 2.2.4. - Статистические ряды распределения проницаемости

.№№

По данным лабораторного

По данным гидродинамических

П/п

Изучения керна

Исследований

Интервалы

Число

Интервалы

Число

Изменения, мкм2.

Случаев

Изменения, мкм2.

Случаев

М продуктивный горизонт

1

0-1,0

26

0-1,0

1

2

1,0-5,0

15

1,0-5,0

11

3

5,0-10,0

2

5,0-10,0

2

4

Более 10,0

2

Более 10,0

2

Всего

45

Всего

16

Ю продуктивный горизонт

1

0-1,0

7

0-1,0

1

2

1,0-5,0

13

1,0-5,0

3

3

5,0-10,0

1

5,0-10,0

0

4

Более 10,0

-

Более 10,0

2

Всего

21

Всего

6

М+Ю продуктивный горизонт

1

0-1,0

0-1,0

1

2

1,0-5,0

1,0-5,0

6

3

5,0-10,0

5,0-10,0

2

4

Более 10,0

Более 10,0

1

Всего

Всего

10

Похожие статьи




Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов (горизонтов) и их неоднородность - Оценка текущего состояния разработки месторождения и обоснование рационального варианта разработки

Предыдущая | Следующая