CC BY
32EARTH SCIENCES
НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ
Нуршаханова Л.К.
к.т.н.профессор Каражанова М.К к.т.н. доцент, ТенелбайЖ
магистр, кафедра "Нефтехимический инжиниринг " Каспийский университет технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова,
г. Актау, Казахстан.
SOME FEATURES OF THE GEOLOGICAL HETEROGENEITY OF THE ZHETYBAI DEPOSIT
LAYERS
Nurshakhanova L.
the candidate of technical Sciences, Professor,
Karazhanova M. Ph. D. associate Professor, Tenelbai Zh.
master student, Department "Petrochemical engineering " Sh. Yessenov Caspian University of technologies and engineering,
Aktau, Kazakhstan.
Аннотация
В данной статье представлены состояние геологической неоднородности пластов Жетибайского месторождения, оценка и учет неоднородности коллекторских свойств продуктивных пластов при проектировании разработки залежей нефти, методы гидродинамических расчетов процесса разработки, оценка по кернам емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов продуктивных горизонтов.
Abstract
This article presents the state of the geological heterogeneity of the reservoirs Zhetybai field assessment and consideration of heterogeneity of reservoir properties of productive layers in the design of oil field development, methods of hydrodynamic calculations of the development process, based on the core capacitive-filtration properties of reservoir rocks of the productive horizons.
Ключевые слова: неоднородность пласта, пористость, проницаемость, разработка, охват пласта, залежь, исследования, вытеснение, повышение добычи.
Keywords: reservoir heterogeneity, porosity, permeability, development, reservoir coverage, deposit, research, displacement, production increase.
Введение. Проблема изучения геологической неоднородности продуктивных пластов в последнее время привлекает все большее внимание специалистов, занимающихся вопросами подсчета запасов, проектирования и разработки нефтяных залежей [1].
Существуют различные взгляды исследователей в отношении того, что является объектом изучения. Как отмечается в [2], в данном случае в зависимости от геологического строения и мощности нефтяных и газовых горизонтов объектом может являться как пласт, так и горизонт в целом или эксплуатационный объект. Согласно [1], в случае, когда горизонт состоит из небольшого количества пластов, и эти пласты обладают достаточной толщиной, изучение геологической неоднородности должно вестись по каждому пласту в отдельности. В работе [1] на основе анализа свойств горных пород приводится уточненное определение геологической неопределенности.
Обобщая различные определения, можно отметить, что неоднородность коллекторских свойств проявляется в изменчивости их по площади и разрезу, а также в различного рода фациальных замещениях песчаников алевролитами и глинами, алевролитов глинами, известняков мергелями и т. п., то есть литолого-фациальная изменчивость сводится к замещению хорошо проницаемых пород малопроницаемыми и непроницаемыми.
В нефтепромысловой геологии под геологической неоднородностью изучаемого объекта следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого-физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу, оказывающих влияние на движение пластовой жидкости к забоям скважин и подлежащих учету при установлении потенциальных возможностей нефтяных пластов, [3]. В настоящей статье приводятся результаты статистических обработок полученных значений толщин,
емкостно-фильтрационных свойств и нефтенасы-щенности коллекторов по данным ГИС и керну, а также коэффициентов неоднородности продуктивных горизонтов.
Анализ и оценка геологической неопределенности на примере месторождения Жетыбай. В пробуренных на месторождении Жетыбай скважинах проведен полный комплекс промыслово-геофизи-ческих исследований.
Структура комплекса ГИС позволяет проводить литологическое расчленение разреза, определять эффективные толщины, оценивать фильтраци-онно-емкостные свойства (ФЕС) пород, характер насыщения выделенных в разрезе пластов-коллекторов.
Оценка и учет неоднородности коллекторских свойств продуктивных пластов при проектировании разработки залежей нефти и в процессе их эксплуатации является одной из важных этапов разработки нефтяных месторождений.
В таблице 1 приведены параметры неоднородности продуктивного разреза месторождения по залежам.
Так, горизонт Ю-Х прослеживается в подошвенной части терригенных отложений байосского яруса, его толщина в среднем составляет 16 м, изменяется от 12 м в скважине 4 и достигает 29 м только в скважине 3. Покрышкой для пород коллекторов продуктивного Ю-Х горизонта служит пачка аргиллитов.
В пределах горизонта прослеживается от 1 до 3 пластов-коллекторов, в скважине 3 расчленяется до 5, толщина их варьирует от 0,7 до 12,6 м. Как видно из таблицы, коэффициент распространения горизонта в пределах контура нефтеносности равен 0,85, коэффициент расчлененности составляет 2, коэффициент песчанистости - 0,727 (табл. 1). В скважинах 8, 105 и 106 пласты-коллекторы замещены глинистыми разностями.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,1 (скв. 103) до 18,3 м (скв. 3) и в среднем составляет 8,8 м (табл. 2).
Таблица 1
Статистические показатели характеристик неоднородности
Горизонт Кол-во скважин, используемых для определения Коэффициент песчанистости и доли коллектора, д. ед. Коэффициент расчлененности, д. ед. Коэфф. распространения, д. ед.
среднее значен. коэфф. вариации среднее значен. коэфф. вариации
Ю-Х 4 0,727 0,061 2,0 0,583 0,85
Т2-А 13 0,497 0,188 9,0 0,169 0,95
Т2-Б 13 0,512 0,219 3,9 0,368 1
Т2-В 11 0,373 0,063 6,0 0,306 1
Т2 объект 12 0,304 0,127 17,0 0,132 1
Пачка Т2-А общей толщиной пачки в среднем 43 м приурочена к вулканогенно-карбонатной толще среднего триаса.
Покрышкой является толща плотных известняков и аргиллитов более 100 м. В пачке выделяется от 4 (скв.5) до 14 (скв. 101) пластов-коллекторов, коэффициент расчлененности равен 9, коэффициент
песчанистости - 0,497 (табл. 2.2). В скважинах 7 и 9 пласты-коллекторы отсутствуют, коэффициент распространения в пределах контура нефтеносности равен 0,95.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 17,6 м при изменениях от 7 м (скв. 5) до 30 м (скв. 103) (табл.2).
Таблица 2
Характеристика толщин пластов-коллекторов по залежам
Горизонт Пачка Толщина Наименование Зоны горизонта В целом по кровле подошве коллектора
нефтяная нефте-во-дяная
Ю-Х Общая Средняя, м 17,9 19,8 18,9
Коэф. вариации, д. ед. 0,633 0,276 0,478
Интервал изменения, м 11,0-24,8 9,4-30,2 9,4-30,2
Эффективная Средняя, м 14,1 12,6 13,3
Коэф. вариации, д. ед. 0,475 0,311 0,405
Интервал изменения, м 9,9-18,3 6,0-19,1 6,0-19,1
Нефте-насыщен-ная Средняя, м 14,1 3,5 8,8
Коэф. вариации, д. ед. 0,475 0,186 0,827
Интервал изменения, м 9,9-18,3 2,1-4,9 2,1-18,3
Т2 А Общая Средняя, м 34,3 54,8 35,9
Коэф. вариации, д. ед. 0,128 0 0,032
Интервал изменения, м 23,8-41,4 54,8 23,8-54,8
Эффективная Средняя, м 17,6 24,9 18,2
Коэф. вариации, д. ед. 0,117 0 0,118
Интервал изменения, м 7,0-30,0 24,9 7,0-30,0
Нефте-насыщен-ная Средняя, м 17,6 17,2 17,6
Коэф. вариации, д. ед. 0,117 0 0,119
Интервал изменения, м 7,0-30,0 17,2 7,0-30,0
Б Общая Средняя, м 14,7 13,3 14,3
Коэф. вариации, д. ед. 0,531 0,943 0,656
Интервал изменения, м 2,1-34,1 5,7-21,1 2,1-34,1
Эффективная Средняя, м 6,1 4,4 5,6
Коэф. вариации, д. ед. 0,460 0,202 0,504
Интервал изменения, м 2,1-15,4 3,0-6,0 2,1-15,4
Нефте-насыщен-ная Средняя, м 6,1 1,7 4,7
Коэф. вариации, д. ед. 0,460 0,088 0,600
Интервал изменения, м 2,1-15,4 0,8-2,7 0,8-15,4
В Общая Средняя, м 37,5 41,0 39,6
Коэф. вариации, д. ед. 0,326 0,130 0,194
Интервал изменения, м 11,9-62,8 17,0-62,3 11,9-62,8
Эффективная Средняя, м 9,8 17,6 14,5
Коэф. вариации, д. ед. 0,429 0,26 0,345
Интервал изменения, м 5,5-17,6 5,2-24,9 5,2-24,9
Нефте-насыщен-ная Средняя, м 9,8 7,7 8,5
Коэф. вариации, д. ед. 0,429 0,580 0,750
Интервал изменения, м 5,5-17,6 1,8-17,2 1,8-17,6
Т2 объект Общая Средняя, м 112,6 117,2 116,3
Коэф. вариации, д. ед. 0,017 0,048 0,042
Интервал изменения, м 94,7-130 66-156,5 66-156,5
Эффективная Средняя, м 42,4 33,7 35,4
Коэф. вариации, д. ед. 0,001 0,223 0,154
Интервал изменения, м 37,4-46,1 14,0-61,9 14,0-61,9
Нефте-насыщен-ная Средняя, м 42,4 20,6 25,0
Коэф. вариации, д. ед. 0,001 0,749 0,492
Интервал изменения, м 37,4-46,1 1,8-53,6 1,8-53,6
Пачка Т2-Б отделяется от вышезалегающей пачки Т2-А плотными известняками толщиной порядка 10 м. Общая толщина пачки в среднем равна 30,2 м, при изменениях от 26 (скв.108) до 42 м (скв. 106). В разрезе пачки прослеживается от 1 (скв. 8, 9) до 9 (скв. 104) выделенных по ГИС пластов-коллекторов, коэффициент расчлененности составляет 3,9, коэффициент песчанистости - 0,512 (табл. 2.2).
Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 4,7 м, варьируя от 0,8 м (скв. 108) до 15,4 м (скв. 104).
Пачка Т2-В выделена в подошвенной части среднетриасовых отложений, отделяется от вы-шезалегающей пачки Т2-Б толщиной до 8 м. Общая толщина пачки при изменениях от 38 (скв.5) до 76 м (скв. 101) в среднем составляет 53,3 м. Выделенные по промыслово-геофизическим данным количество пластов-коллекторов по скважинам колеблется от 3 (скв. 103) до 11 (скв. 104), коэффициент расчлененности равен 6,0. Пласт Т2-В распространен повсеместно, коэффициент песчанистости имеет самую низкую величину и равен 0,373.
Среднее значение эффективной нефтенасы-щенной толщины составляет 8,5 м, при изменениях от 1,8 (скв. 101) до 17,6 м (скв. 10). [4]
Был разработан метод гидродинамических расчетов процесса разработки, позволяющий учесть влияние неоднородности пластов на
основные показатели разработки на стадии проектирования.
Исходными материалами для проектирования разработки являются по существу все фактические данные геолого-геофизических и промысловых иследований, проведенных на месторождении в процессе его разведки и опытной эксплуатации.
При проектирование для характеристики коллектора весьма важным параметром является проницаемость, характеризующая возможность продвижения жидкости по пласту. Поэтому большое значение для учета неоднородности пласта приобретает вопрос получния полного выноса керна хотя бы по ряду первых бурящихся на залежи скважин. [5]
Из скважин месторождения Жетибай из юрского и триасового комплексов отобрано 1149 м керна и исследовано 503 образца, из которых на новые скважины приходится 293,3 м и 492 исследованных образцов. В старых скважинах исследованы единичные образцы -11.
Из продуктивных горизонтов юрской и триасовой толщ - Ю-Х, Т2-А Т2-Б и Т2-В на 01.07.14 г. керн отобран из десяти скважин. Из старых скважин, пробуренных до 1985 г. 3, 4, 5, 7, 8, 9 и 10 отобрано 86,2 м пород, исследовано 11 образцов. Из новых пробуренных на сегодняшний день скважин 100, 101, 102, отобрано 130,4 керна, исследовано 236 образцов (табл. 3).
Таблица 3
Горизонт Скважины с керном Проходка, м Вынос керна, м Вынос керна, % Кол-во исследованных образцов
Ю-X 8,10 14 5,5 35 -
Т2-А 3,5,8,9,10 109 24,5 28,8 -
Т2-Б 7,9,10 83 33 40 8
Т2-В 3,8,9,10 95 23,2 25 3
Всего 301 86,2 28,6 11
Ю-X 100,101 33 25 74 40
Т2-А 100,101 72 71,8 95 132
Т2-Б 101 2,6 2,6 100 3
Т2-В 100,101,102 31 31 100 61
Всего 138,6 130,4 94,5 236
Итого 439,6 216,6 50 247
Как видно из таблицы 3, в новых скважинах керн является более представительным, вынос керна в среднем 74-100%, исследован основной объем кернового материала.
Выделенные по ГИС пласты-коллекторы горизонта Ю-Х освещены керном только в скважинах 8 и 100 (водонасыщенные толщины) - 76,9 и 100% от эффективной толщины. Освещенность анализами керна водонасыщенных толщин в скважине 100 -3,80, представительными 1,25 ан/м.
Эффективные толщины среднетриасовых горизонтов охвачены керном от 7 до 100%. Один метр эффективной толщины горизонтов Т2-А, Т2-Б, Т2-В освещен от 1,53 до 4,48 образцами. Представительными 0,87-1,3 ан/м.
С появлением результатов исследования образцов из новых скважин (100, 101, 102) обоснована петрофизическая основа интерпретации ГИС, а
керн из поисковых и разведочных скважин является важной составляющей для понимания литологиче-ской характеристики продуктивного разреза.
Юрские продуктивные отложения из скважин 100, 101, 102 представлены керном - переслаиванием терригенных пород - песчаников, алевролитов, аргиллитов и др.
Продуктивный горизонт Ю-Х представлен слоями песчаника светло-серого или коричневато-светло-серого средне-мелкозернистого, плотного, крепкого, массивного или среднесцементирован-ного, со слабо выраженной косой слоистостью. Встречаются прослои на свежем сколе с запахом УВ.
Отложения продуктивной части вулкано-генно-карбонатной толщи среднетриасовых отложений, главным образом, представлены карбонат-
ными и вулканогенно-осадочными породами. Вулканогенные породы зачастую, карбонатизированы (чаще доломитизированы), гидрослюдизированы, хлоритизированы.
Породы залежи Т2-А представлены керном из скважин 101 (интервалы отбора керна 3090-3104 и 3117,5-3131 м) и 100 (3271-3289 м). В скважине 101 породы Т2-А представлены, в основном, доломити-стыми известняками, то в скважине 100 преобладают известняки доломитовые и известковистые доломиты, имеющие более высокие ФЕС.
Самыми низкими ФЕС обладают известняки доломитистые сгустковые или комковато-сгустко-вые микрозернистые, тонко- микрозернистые, тонкокристаллические, очень крепкие, цветом от светло-серых до темно-серых, редко с оттенками от бежевого до коричневого.
Чаще всего, высокими ФЕС обладают доломитовые известняки органогенно-детритово-обло-мочным и обломочно-оолито-комковатые с гравийной структурой и крупно-мелкозернистой, светло-серые, с бежевым оттенком, с запахом УВ на свежем сколе; с горизонтальными и субгоризонтальными трещинами, по которым порода легко раскалывается на плитки толщиной 2-4 см.
Поровое пространство сложено, в основном, биопустотами в остракодах (поры от 0,05*0,1 до 0,18*0,32 мм). [4]
Вторичная пористость (пустоты выщелачивания) наблюдаются во вмещающей в микрозернистой кальцитовой массе (поры от 0,015 до 0,1*0,22 мм). Также отмечаются редкие прерывистые трещинки шириной 0,01-0,03 мм) полностью или частично залеченные кальцитом. Видимая пористость 10% от площади шлифа. По стандартным определениям пористость и проницаемость образца с этой же глубины равны 0,176 д.ед. и 0,705 мД соответственно.
Залежь Т2-Б керном и исследованиями из новых скважин освещена слабо.
Керн из пачки Т2-В вынесен из скважин 101 (интервалы отбора керна 3193-3208,0 м), 100 (32893307 м).
Отмечается та же тенденция - известняки из скважины 100 имеют более высокие ФЕС и представлены доломитовыми известняками и доломитами известковистыми. Из скважины 101 - преимущественно известняки доломитистые.
Лучшими представителями потенциальных коллекторов явились доломитовые известняки -комковато- оолитововые и обломочно -оолитово -органогенно-детритово- комковатые; светло-серого цвета, почти белого, тонко-мелкозернистые, микрослоистые, среднесцементированные.
Поровое пространство сложено, в основном, биопустотами (поры от 0,05*0,1 до 0,18*0,32 мм). В некоторых прослоях хаотично размещены поры вы-
щелачивания до 0,5 мм, лишенные заполнения; инкрустированные крупнокристаллическим кальцитом; по ходу наклонных, извилистых трещин наблюдаются каверны размером до 2*5 мм.
Вторичная пористость (пустоты выщелачивания) наблюдаются во вмещающей в микрозернистой кальцитовой массе (поры от 0,015 до 0,1*0,22 мм). Фиксируются пустоты в межформенном и форменном пространстве размером 0,02 -0,21 мм (визуально пустоты составляют 10-15% от шлифа).
Исследований по определению граничных значений пористости и проницаемости на керне месторождения С-З Жетыбай не выполнено.
Граничное значение проницаемости Кпргр=1*10-3мкм2 для Ю-Х горизонта принимается условно, как наиболее часто используемое значение для терригенных коллекторов. При сопоставлении Кпр-Кп при принятом критерии проницаемости 1*10-3мкм2 соответствует значению пористости 12%. С целью исключения пропуска коллекторов в настоящем подсчёте в качестве граничного значения пористости для горизонта Ю-Х принято Кп.гр=11%. Тип коллектора поровый с межзерновой пористостью.
Для продуктивных отложений вулканогенно-карбонатной пачки среднего триаса, емкость которых обусловлена также вторичными пустотами, образованными процессами выщелачивания, как и на других месторождениях Южного Мангышлака, продуктивность которых связана с карбонатными отложениями среднего триаса, тип коллектора принят как каверново-поровый. Опыт выделения пород-коллекторов в карбонатных отложениях позволил принять для коллекторов горизонтов Т2-А Т2-Б и Т2-В граничное значение пористости 6,0%, которому на графике связи Кпр-Кп соответствует проницаемость 0,03* 10-3 мкм2 .
Оценка по керну емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов продуктивных горизонтов юры (Ю-Х) выполнена по образцам пород с Кп>11%; для среднего триаса - по образцам карбонатных пород (Скарб>=50%) и с Кп>0,06. Среднее значение пористости и проницаемости пород-коллекторов по керну показаны в таблице 2.4.
Представительным керном освещены коллекторы следующим образом: коллекторы горизонта Ю-Х представлены 13 образцами из скважины 100, коллекторы горизонтов Т2-А, Т2-В освещены 45 и 24 образцами из скважин 100, 101.
Как видно из таблицы, емкостно-фильтрацион-ные свойства рассматриваемых по керну образцов-коллекторов невысокие.
В таблице 4 представлены средние значения фильтрационно- емкостных свойств пород-коллекторов по горизонтам, определенным по результатам исследований керна, материалов ГИС и гидродинамических исследований.
Таблица 4
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенность_
Горизонт Метод определения Наименование Проницаемость, *10-3 мкм2 Пористость, д. ед. Нефтенасы щенность, д.ед.
Ю-Х лабораторные исследования керна количество скважин 1 (скв.100) 1 (скв.100) -
кол-во определений 13 13 -
среднее значение 6,92 0,14 -
интервал изменений 1,03-28,26 0,12-0,168 -
геофизические исследования скважин количество скважин - 5 5
кол-во определений - 27 27
среднее значение - 0,13 0,55
интервал изменений - 0,10-0,14 0,50-0,64
Т2-А лабораторные исследования керна количество скважин 2 (скв.100,101) 2 (скв.100,101) -
кол-во определений 45 45 -
среднее значение 0,394 0,114 -
интервал изменений 0,01-8,35 0,067-0,235 -
геофизические исследования скважин количество скважин - 13 13
кол-во определений - 127 118
среднее значение - 0,11 0,68
интервал изменений - 0,07-0,16 0,48-0,81
Т2-Б лабораторные исследования керна количество скважин - - -
кол-во определений - - -
среднее значение - - -
интервал изменений - - -
геофизические исследования скважин количество скважин - 13 13
кол-во определений - 41 40
среднее значение - 0,12 0,68
интервал изменений - 0,07-0,15 0,52-0,83
Т2-В лабораторные исследования керна количество скважин 2 (скв.100,101) 2 (скв.100,101) -
кол-во определений 24 24 -
среднее значение 3,107 0,119 -
интервал изменений 0,01-19,83 0,066-0,219 -
геофизические исследования скважин количество скважин 10 9
кол-во определений 46 41
среднее значение 0,12 0,61
интервал изменений 0,08-0,16 0,52-0,77
Объект Т2 лабораторные исследования керна количество скважин 2 2 -
кол-во определений 69 69 -
среднее значение 1,75 0,116 -
интервал изменений 0,01-19,83 0,066-0,235 -
геофизические исследования скважин количество скважин - 13 13
кол-во определений - 214 199
среднее значение - 0,12 0,66
интервал изменений - 0,07-0,16 0,48-0,83
гидродинам. исследования кол-во определений 2 (скв.3,100) - -
среднее значение 0,028 - -
интервал изменений 0,00158-0,054 - -
Если продуктивный пласт сильно прерывистый, т.е. если значительная часть обьема пласта представлена отдельными изолированными линзами, то это может сказаться не только на конечной нефтеотдаче в результате снежения коэффициента охвата пласта процессом вытеснения, но также и на текущей добыче или перепада давлений вследствие снижения коэффициента воздействия на пласт. [6,7]
Заключение. Как известно, месторождение Жетыбай имеет сложный рельеф, который обуслов-
лен наличием крутого склона. Склон делит месторождение на верхнюю и нижнюю зоны. В связи с этим предполагается бурение наклонно-направленных проектных скважин, которые по намеченному местоположению должны будут попасть на склон, для того, чтобы облегчить и удешевить бурение скважины. Так как границы склона имеют нечеткое очертание и координаты его не уточнены, проектировщики оставили право Недропользователю в ходе буровых работ, решать, какие скважины бурить наклонно-направленными. Бурение остальных
проектных скважин рекомендуется вести вертикальным стволом.
Таким образом, применение разработанных методов учета неоднородности продуктивных пластов позволяет существенно уточнять существующую методику проектирования разработки нефтяных месторождений. Безусловно, эти методы нуждаются в дальнейшем совершенствовании и уточнении.
Список литературы
1. Пулькина Н.Э. Изучение неоднородности продуктивных пластов. Практикумдля выполнения учебно-научных работстудентами направления «Нефтегазовое дело» / Пулькина Н.Э., Зимина С.В.; Национальный исследовательский Томский политехнический университет. -Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. -79с.
2.Семин Е.И. Геологическая неоднородность пластов и некоторые способы ее изучения. - Труды ВНИИ, 1962, вып. 34, С. 3-43.
3. Крейнин, Е. Ф. Нефтегазопромысловая геология: учеб. пособие / Е. Ф. Крейнин, Н. Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2011. - 131 с.
4. «Проект разработки месторождения Жети-бай» г.Актау 2014г.
5.Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика, - М.: Недра, 1996. -с.367. ISBN 5-247-03611-5
6. 2007 г. ТОО «СМАРТ Инжиниринг» «Проект пробной эксплуатации месторождения СевероЗападный Жетыбай», утверждённый ЦКРР РК (протокол № 46 от 19.10.2007 г.)
7. Изучение неоднородности продуктивных пластов: практикум для выполнения учебно-научных работ студентами направления «Нефтегазовое дело» / Пулькина Н.Э., Зимина С.В.; Национальный исследовательский Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 79 с.
