CC BY
1
ФАЦИАЛЬНЫИ АНАЛИЗ ОБЪЕКТА ЮВ1/1 МЕСТОРОЖДЕНИЯ N КАК ИНСТРУМЕНТ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
Д.И. Мубаракшин, студент
Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьский (Россия, г. Октябрьский)
DOI:10.24412/2500-1000-2024-9-3-275-281
Аннотация. Работа посвящена проведению фациального анализа электрофациальным методом с применением многомерного статистического дискриминантного анализа на геологически неоднородном верхнеюрском объекте с целью трансформации системы ППД и выделения участков под новое бурение.
Ключевые слова: фациальный анализ, месторождение, каротажная кривая, массив данных, фации, фациальный анализ, залежь.
Месторождение N расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Разработка месторождения N осуществляется ТПП «Лангепаснефтегаз», базой которого является город Лангепас. Ближайшие разрабатываемые месторождения:
Лас-Еганское, Поточное (граничит на севере), Чумпасское (на юге), Нивагальское (на западе) ТПП «Лангепаснефтегаз» и Покурское (на юго-востоке)
ОАО «Славнефть». На рисунке 1 представлена обзорная схема района работ [1].
Рис. 1. Обзорная схема района работ
Выделение проблемы проектной работы и последующий анализ разработки, который позволил подтвердить слабую эффективность системы разработки Восточной залежи, и, как следствие, низкую дополнительную добычу нефти после проведения
ГТМ по сравнению с Основной залежью, способствуют дальнейшему анализу с точки зрения геологии. Действительно, ранее было отмечено, что основные показатели разработки Основной залежи превышают показатели Восточной залежи, при этом,
обе залежи находятся на малом удалении друг от друга. Таким образом, необходимым является проанализировать геологические условия осадконакопления, чтобы выявить причину столь значительных отклонений в разработке залежей [2, 3, 4].
Фациальный анализ в данном проекте включал в себя электрофациальный и дис-криминантный анализы. Первый основан на визуальном восприятии каротажных кривых потенциала собственной поляризации (ПС). Фациальная обстановка, а данном случае, определялась по классификации В.С. Муромцева на основании типовых форм кривой ПС с учетом значения альфаПС, указывающего на содержание глинистых частиц в породе, ширины аномалии, определяющей мощность песчаного тела, а также коэффициента песчани-
стости, отражающего долю пласта-коллектора в общей мощности пласта. По результатам электрофациального анализа обстановки осадконакопления изучены по результатам бурения 500 скважин. Ввиду близкого расположения Нонг-Еганской залежи, фациальный анализ был также проведен и по данной залежи. В конечном итоге в пределах Восточной залежи выделяются 6 различных фациальных обстано-вок (барьерного острова, регрессивного бара, промоин разрывных течений, головных частей разрывных течений, пляжей и устьевых баров), в пределах Основной залежи - 4, в пределах Нонг-Еганской - 9 (помимо названных 6-ти, русловых отмелей спрямленных рек, забаровой лагуны, разливов песков). На рисунке 2 представлен пример каротажной кривой ПС [5, 6].
Рис. 2. Каротажная кривая ПС (русловых отмелей спрямленных рек)
Следующим шагом исследования являлся дискриминантный анализ, который основан на вращении осей в многомерном пространстве, позволяющим разграничить какой-либо массив данных, представленный набором параметров. В данном случае, было выделено 9 параметров: коэф-
фициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененность, эффективная толщина, средняя толщина нефтенасыщенного про-пластка, альфаПС и удельное электрическое сопротивление (УЭС) [7].
Все данные взяты по данным РИГИС. При отсутствии какого-либо параметра применялись корреляционный и регрессионный анализы. Для каждой залежи была построена корреляционная матрица с целью определения линейной связи между двумя характеристиками. Необходимость же применения регрессионного анализа заключалась в определении численной связи параметров ГФХ с учетом результатов корреляции [8].
После чего, по полученным значениям ГФХ проведен дискриминантный анализ,
по результатам которого построены диаграммы расположения скважин с приуроченностью к фациальной обстановке на основании апостериорных вероятностей. На рисунке 3 отражено распределение фа-циальных обстановок с помощью вращения оси в многомерном пространстве на примере 17-18 кустов Восточной залежи, на рисунке 4 - конечное расположение скважин с фациальной приуроченностью после применения дискриминантного анализа.
4
A ■ "
* + + ++ + ■ 1 •
♦ • *
* ♦ • * • « # Фация: регрес. бар
• ♦ Фация: гопав. часть разрыв, геч. ■ Фация: устьевой бар А Фация: промпин разрыв, теч.
Кор. 1
Рис. 3. Разобщение фаций осью вращения
В пределах Восточной залежи по скважинам с горизонтальным окончанием, и вторым стволом был проведен дискрими-нантный анализ лишь по 3 параметрам: коэффициентам пористости, проницаемо-
сти, нефтенасыщенности. Данные взяты из окончательного заключения по РИГИС непосредственно хранящихся в делах скважин.
Рис. 4. Приуроченность скважин к фациальным обстановкам
Эффективность дискриминантного анализа по Восточной залежи составила 97%, по Основной - 80%, по Нонг-Еганской залежи анализ имеет низкие показатели (65%) ввиду высокой неоднородности залежи и, как следствие, развития значительного количества фациальных обстано-вок.
Для более точного распределения фаци-альных обстановок в межскважинном пространстве были построены карты по всем параметрам, которые, при наложении позволят принять решение о развитии той или иной фациальной обстановки. Метод интерполяции при построении карт опреде-
лялся с помощью перекрестной проверки «Cross-Validate» на основании полученных регрессионных остатков.
Данный метод основан на восстановлении фактического значения параметра в скважине за счет тестовой выборки, то есть скважина, имеющая конкретное значение параметра не участвует в построении карты, что в конечном итоге позволяет оценить, насколько точно метод интерполяции по оставшимся скважинам смог воссоздать то фактическое значение параметра в скважине. На рисунке 5 представлена фациальная схема объекта ЮВ11 месторождений N и Z.
Рис. 5. Фациальная схема объекта ЮВ11
Таким образом, фациальный анализ позволяет сделать вывод о том, что Основная залежь характеризуется накоплением хорошо отсортированного, менее глинистого и дифференцированного материала. Несмотря на гомогенность условий
осадконакопления фациальная обстановка промоин разрывных течений Восточной и Основной залежей значительно различается между собой, что подтверждается расчетом ^критерия Стьюдента, представленного в таблице 1.
Таблица 1. Расчет t-критерия Стьюдента по ГФХ по фациальным зонам
Параметры Остров (ПНГ) Барьерный Барьерный остров (КНГ) Промоин разрыв. теч. (ПНГ) Промоин разрыв. теч. (КНГ) Регрессивный бар (ПНГ) Регрессивный бар (КНГ) t- критерий P
Кп, % 0,177±0,013 0,179±0,012 - - - - -1,1355 0,2598
- - 0,144±0,013 0,171±0,015 - - -4,5321 0,0000
- - - - 0,16±0,012 0,168±0,014 -2,9137 0,0046
Кпр, мД 41,902±24,756 52,09±30,26 - - - - -1,6248 0,1084
- - 4,414±4,124 32,385±28,852 - - -2,5436 0,0136
- - - - 20,202±25,301 28,138±23,866 -1,4947 0,1387
Кнн, % 0,510±0,150 0,586±0,059 - - - - -2,8052 0,0064
- - 0,466±0,036 0,531±0,079 - - -2,1389 0,0365
- - - - 0,545±0,067 0,547±0,0577 -0,1476 0,883
Нэф., м 9,305±1,858 9,614±1,793 - - - - -0,7215 0,473
- - 4,429±2,030 5,996±1,634 - - -2,3349 0,0228
- - - - 5,692±1,808 6,86±1,617 -3,049 0,0031
Альфа ПС, д. ед. 0,800±0,124 0,851±0,093 - - - - -1,9621 0,0537
- - 0,526±0,092 0,744±0,146 - - -3,767 0,0004
- - - - 0,669±0,112 0,717±0,131 -1,748 0,0844
Расчл., ед. 3,919±1,706 4,139±1,823 - - - - -0,5325 0,596
- - 3±1,155 3,579±1,133 - - -1,2734 0,2076
- - - - 3,263±1,057 4,738±1,289 -5,5605 0,0000
Кпесч., д. ед. 0,600±0,095 0,619±0,09 - - - - -0,8691 0,3876
- - 0,264±0,081 0,434±0,098 - - -4,4058 0,0000
- - - - 0,432±0,133 0,481±0,094 -1,9436 0,0553
Отличия фациальных зон в ГФХ обу- обусловлены меньшей дифференциацией словлено, во-первых, удаленностью ис- осадка, благоприятными условиями для точника сноса материала и структурой па- осадконакопления увеличенной мощности, леорельефа, во-вторых, сменой линзовид- что выражается структурой палеорельефа ных тел. (пониженные глубины), и, как следствие,
Таким образом, более высокие показа- более эффективной системой ППД. тели добычи нефти на Основной залежи
Библиографический список
1. Литологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа / В.А. Бабадаглы [и др.]. - М.: Недра, 1988. - 256 с.
2. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах: учеб. для вузов. - М.: Недра, 1982. - 351 с.
3. Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике / под общ. ред. В.Г. Мартынова, Н.Е. Лазуткиной, М.С. Хохловой. - М.: Инфраинже-нерия, 2009. - 960 с.
4. Косков В.Н. Промысловая геофизика: учеб. пособие. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2008. - 279 с.
5. Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1966. - 387 с.
6. Гроссгейм В.А. Задачи литологии при поисках зон выклинивания гранулярных коллекторов // Состояние и задачи советской литологии. - М.: Наука, 1970. - Т. 3. - С. 82-86.
7. Методика палеогеоморфологических исследований областей СССР // Тр. ВНИГНИ. -Вып. 250. - М.: Недра, 1985. - 191 с.
8. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984. - 260 с.
- HayKU o 3eMne -
FACIES ANALYSIS OF THE OBJECT YUV1/1 OF THE N FIELD AS A TOOL FOR ENHANCED OIL RECOVERY
D.I. Mubarakshin, Student
Branch of Ufa State Oil Technical University in Oktyabrsky (Russia, Oktyabrsky)
Abstract. The work is devoted to conducting facies analysis by the electrofacies method using multivariate statistical discriminant analysis on a geologically heterogeneous Upper Jurassic object with the aim of transforming the reservoir pressure maintenance system and identifying areas for new drilling.
Keywords: facies analysis, field, well log, data array, facies, facies analysis, reservoir.
