CC BY
82
горизонта продуктивными являются пласты Сбр и Сбр-врез. В пределах месторождения отмечаются зоны литолого-фациального замещения продуктивного пласта на глинистые уплотненные разности алевролитов. Пласт Сбр-врез ограничен по площади и отмечается во врезовых частях разреза. Толщина бобри-ковских отложений изменяется от 3 до 69 м. Увеличение терригенных отложений происходит за счет «эрозионного» вреза, литоло-гически представленного переслаиванием глинистых и алевролитово-песчаных пород, с известковистым цементом и изредка с включением углистых сланцев. При анализе карты изопахит, построенной по данным сейсморазведки, выявлено, что на территории месторождения прослеживается русло реки фуркирующего типа, характеризующиеся низкой гидродинамикой вод. Песчаный материал с континентальной аккумулятивной равнины соседнего месторождения поступал в дельту реки, расположенной в северо-западной части от рассматриваемого месторождения (рис. 5).
По данным промысловой геофизики, фа-циальная характеристика отложений дельтового протока относится к деструктивной эстуариевой дельте, контролируемой приливами и гидродинамикой речной системы. Данный анализ вновь подтверждает, что образование песчано-алевролитовых тел бо-бриковского горизонта происходило в мелководно-морских условиях под действием течений и волнений.
С целью выявления особенностей формирования бобриковских отложений, на территории месторождения использовано макроописание керна с четырёх скважин (рис. 6).Стоит заметить, что макроописание керна присутствует только в северной части рассматриваемого месторождения. По данным исследований выявлено, что описание
пород соответствует зонам осадконакопле-ний. Скважина №1485 вскрыла отложения барьерного острова. Для данной фации характерен небольшой размер зерен в кровельной части, а также свойственно наличие углистого материла [5]. Три скважины, которые находятся в северо-западной части месторождения, вскрыли отложения устьевого бара. Фация устьевых баров образуется при впадении речных вод в морской бассейн. При выходе из устья поток пресной воды, растекаясь по поверхности соленой морской воды, имеющей большую плотность, теряет скорость и влекомый им терригенный материал задерживается в прибрежной части моря. В условиях «смешивания» пресной воды с морской накапливались пески серого цвета, характеризующиеся значительной примесью углистого вещества. Угли и углистые сланцы являются привнесенным материалом. Серый цвет пород указывает на условие формирования отложений в гумидном климате [7].
Для оценки связанности коллекторов бо-бриковского горизонта по площади, с целью обоснования ГТМ и дальнейшего бурения, рассмотрена динамика разработки и коллек-торские свойства Синеревского месторождения (рис. 7).
Известный факт, что высокие значения коэффициентов открытой пористости приурочены к фациям барьерного острова, так как данные отложения состоят из хорошо сортированного песка и в песчаном теле практически полностью отсутствует глинистый и алевритовый материал, что обуславливает низкую степень сцементированности пород. Фация вдольберегового бара характеризуется меньшими значениями пористости по сравнению с фацией барьерного острова, так как отложения прибрежного бара состоят в основном из тонкозернистого состава песчаных пород, содержание которых в разрезе вала составляет
60-80%, характеризующиеся пологим наклоном косых слойков, падающих в сторону берега [4]. В целом по залежам изучаемого месторождения коллекторские свойства горных пород в нефтяной части различны. Зоны с низким значением коэффициента пористости (19%) в нефтяной части приурочены к фации вдольберегового бара регрессивного типа (залежь №1). Высокое значение коэффициента пористости (24%) связано с фацией барьерного острова (залежь №2). Следовательно, данная неоднородность связана с фациальной особенностью пород-коллекторов каждой из рассматриваемых залежей. На рис. 7 представлена карта остаточных (подвижных) запасов нефти, на которой хорошо прослеживается неравномерность отборов по площади. Зона максимальных отборов распространена на залежи №2, в силу того, что данная залежь распространена в фации барьерного острова. Благоприятные условия формирования барьерного острова на территории рассматриваемого месторождения, вследствие хорошо отсортированного материала и высокого значения ФЕС, указывает на высокие темпы отбора залежи №2.
Следовательно, рекомендуется проводить ГТМ и разбуривание новых скважин в центральной части барьерного острова, характеризующихся высокопористым и высокопроницаемым песчаником-коллектором.
Экономический расчет
На основании полученных данных были проанализированы 3 варианта разработки месторождения.
Первый вариант рассматривает базовый вариант разработки месторождения на 10 лет, без внедрения методов повышения нефтеотдачи пласта и бурения. Действующий фонд скважин составляют: 9 добывающих и 5 нагнетательных скважин. Для данного
Рис. 5 — Карта фаций на территории соседнего месторождения;
1-внутренняя, глинистая часть поймы, 2 - русло реки фуркирующего типа, 3- внешняя (песчаная) часть речной поймы, 4 - русло реки меандрирующего типа, переходящее в дельту
Fig. 5 — Map of facies on the adjacent field; 1- inner argillaceous floodland, 2 - braided channel, 3- outer (sandy) floodland, 4 - meandering channel forming a delta
Рис. 6 — Совмещение зон осадконакопления бобриковского времени с макроописанием керна
Fig. 6 — Correlation between sedimentation zones of Bobrikovskian age and core macro-description
Основные технико-экономические показатели Значения
Добыча нефти, тыс. т 110
Выручка от реализации, млн р. 1551
Капитальные вложения, млн р. 0
Эксплуатационные затраты, млн р. 1043
Чистый дисконтированный доход, млн р. 291
Индекс доходности затрат, доли ед. 1,37
Таб. 1 — Основные ТЭ показатели, вариант №1 Tab. 1 — Main technical and economic indicator, variant №1
Базовая модель
Годы Добыча нефти, Добыча жидкости, Действующий тыс. т тыс. т фонд
доб. нагн.
2017 14 24 9 5
2018 13,2 25 9 5
2019 12,4 26 9 5
2020 11,6 27 9 5
2021 10,8 28 9 5
2022 10 29 9 5
2023 9,2 30 9 5
2024 8,4 31 9 5
2025 7,6 32 9 5
2026 6,8 33 9 5
2027 6 34 9 5
Таб. 2 — Базовая модель разработки, вариант №1 Tab. 2 — Basic model of development, variant №1
Основные технико-экономические показатели Значения
Добыча нефти, тыс. т 203
Выручка от реализации, млн р. 2855
Капитальные вложения, млн р. 41
Эксплуатационные затраты, млн р. 1784
Чистый дисконтированный доход, млн р. 549
Индекс доходности затрат, доли ед. 1,4
Индекс доходности инвестиций, доли ед. 16,72
Срок окупаемости, лет в течение 1 года
Таб. 3 — Основные ТЭ показатели, вариант №2 Tab. 3 — Main technical and economic indicator, variant №2
Рис. 7 — Карта остаточных (подвижных) запасов нефти с пространственным распределением песчаных тел на территории месторождения
Fig. 7 — Map of remaining (recoverable) oil reserves with spatial disposition of sandbodies in the field
Основные технико-экономические показатели Значения
Добыча нефти, тыс. т 189
Выручка от реализации, млн р. 2665
Капитальные вложения, млн р. 0
Эксплуатационные затраты, млн р. 1640
Чистый дисконтированный доход, млн р. 531
Индекс доходности затрат, доли ед. 1,44
Срок окупаемости, лет в течение 1 года
Таб. 5 — Основные ТЭ показатели, вариант№ 3 Tab. 5 — Main technical and economic indicator, variant №3
Бурение 2 скважин мД + 2 ОПЗ Проведение ОПЗ на 30 скважин
Годы Добыча неф- Добыча жидкости, Действующий Годы Добыча нефти, Добыча жид- Действую- ОПЗ,
ти, тыс. т тыс. т фонд тыс. т кости, тыс. т щий фонд скв.-опер.
Доб. нагн. Доб. нагн.
2017 14 24 9 5 2017 14 24 9 5
2018 22 30 11 5 2018 18,5 26 9 5 6
2019 21,3 31 11 5 2019 17,8 27 9 5
2020 20,6 32 11 5 2020 17,2 28 9 5 6
2021 19,9 33 11 5 2021 16,5 29 9 5
2022 19,2 34 11 5 2022 17 30 9 5 6
2023 18,5 35 11 5 2023 16 31 9 5
2024 17,8 36 11 5 2024 16,5 32 9 5 6
2025 17,1 37 11 5 2025 15,3 33 9 5
2026 16,4 38 11 5 2026 15,9 34 9 5 6
2027 15,7 39 11 5 2027 14,5 35 9 5
14
Таб. 4 — Бурение 2 скважин МД+ 2 ОПЗ Tab. 4 — Drilling 2 wells MD + 2IPF
Таб. 6 — Проведение ОПЗ на 30 скважинах Tab. 6 — Carrying out an OPF at 30 wells
Экспозиция НЕфть газ октябрь 6 (59) 2017
варианта разработки месторождения характерна падающая добыча по нефти и по жидкости (таб. 1 и 2).
Второй вариант предусматривает бурение двух скважин малого диаметра с проведением двух ОПЗ. Действующий фонд на момент ввода новых скважин: 11 добывающих и 5 нагнетательных скважин (таб. 3 и 4).
Третий вариант предусматривает проведение ОПЗ пласта на 6 скважинах с перерывом в 2 года. Итого, в течение 10 лет планируется провести стимуляцию на 30 скважинах действующего фонда, без осуществления бурения.
Из предложенных вариантов разработки месторождения, самым экономически выгодным является 3 вариант. А именно, проведение ОПЗ пласта на шести скважинах с перерывом в 2 года (таб. 5 и 6).
Итоги
Таким образом, проведенное на рассматриваемой площади локальное исследование по электрометрическим данным с
использованием данных кернового материала отложений бобриковского горизонта и динамики разработки, позволили выделить и закартировать песчаные тела (зоны фаций), а также рассмотреть особенности изменения литологического состава, мощностей и коллекторских свойств слагающих их пород. Кроме того, анализ разработки месторождения с использованием электрометрических моделей В.С. Муромцева позволили выявить благоприятные зоны для вовлечения их в разработку.
Выводы
Данная методика оперативного локального прогнозирования может быть использована на группе месторождений РТ для выявления литологических и структурно-литологических ловушек нефти. Методика позволяет решать вопрос о более эффективном размещении скважин на стадии ГРР, что способствует сокращению затрат на бурение или на применение иных методов исследования для поисков месторождений нефти и газа.
Список литературы
1. Биншток М.М. Геологическое строение неокома Среднего Приобья в связи
с поисками литологических залежей нефти. Автореф. дис. канд. г.-м. наук. Тюмень: ТИИ, 1978.
2. Аллювиально-дельтовые системы палеозоя Нижнего Поволжья. Под ред. В. А. Бабадаглы. Саратов:
Саратовский ун-т, 1982. 156 с.
3. Алиев М.М., Яриков Г.М., Хачатрян Р.О. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. М.: Недра, 1975. 262 с.
4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел-литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.
5. Ежова А.В. Практическая литология: учебное пособие. Томск: ТПУ, 2002. 231 с.
6. Сунгатуллина Г.М. Практические занятия по исторической геологии. Казань: Казанский государственный университет, 2004. 72 с.
ENGLISH
GEOLOGY
Use of lithofacies analysis in geomodeling of Bobrikovskian formation in Sirenevskoye oilfield
UDC 551.262
Authors:
Rais S. Khisamov — chief geologist - deputy general director1; khisamov@tatneft.ru
Albert F. Safarov — sector leader of the geological modeling of estimation of the oil and gas2; safarov@tatnipi.ru Almaz M. Kalimullin — engineer2; kalimullinAM@tatnipi.ru
1Tatneft PAO, Almetyevsk, Russian Federation
2Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft), Bugulma, Russian Federation
Abstract
Most oilfields in the Republic of Tatarstan are currently nearly depleted. Assets of each oil and gas production facility include wells which are considered noncommercial due to complex geology and low reserves. Preparation of reserves and their development is a current challenge for geologists. This paper addresses application of conceptual geologic model of Bobrikovskian formation in Sirenevskoye oilfield to estimate reserves and further evaluate hydrodynamic model. Recreation of depositional environment has been achieved through lithofacies analysis.
Materials and methods
Well log interpretation, development database, Pascal programming language.
Results
Thus, the survey of the given area, based on electrometric data, Bobrikovskian formation core analysis data and field development performance has made it possible to define and map sandbodies (facies zones) and study the pattern of lithological changes as well as thickness and properties of reservoir rocks. Furthermore, analysis of the field development through electrometric models suggested by V. Muromtsev has enabled to reveal favorable areas, which may contribute to production.
Conclusions
Such technique of prompt local forecasting may be applied to a cluster of fields in the Republic of Tatarstan to determine lithological and deformational oil traps. This approach provides for more efficient well spacing at the exploration stage, which helps to reduce drilling costs or other expenses associated with application of different survey methods for petroleum exploration.
Keywords
structural facies analysis, electric facies analysis, geologic model, reserves estimation, terrigenous formation, facies, sedimentary environment
References
1. Binshtok M.M. Geologicheskoe stroenie neokoma Srednego Priob'ya v svyazi s poiskami litologicheskikh zalezhey nefti [Geological structure of the Neocomian of the Middle
Ob region in connection with the search for lithological oil reservoir]. Abstract of candidate of geological and mineralogical sciences. Tyumen: TII, 1978.
2. Allyuvial'no-del'tovye sistemy paleozoya Nizhnego Povolzh'ya
[Alluvial-delta systems of the Paleozoic of the Lower Volga region]. Ed. by V.A. Babadagly. Saratov: Saratov University, 1982, 260 p.
3. Aliev M.M., Yarikov G.M., Khachatryan R.O. Kamennougol'nye otlozheniya Volgo-Ural'skoy neftegazonosnoy provintsii [Carboniferous deposits of the Volga-Ural oil and gas province]. Moscow: Nedra, 1975, 262 p.
4. Muromtsev V.S. Elektrometricheskaya geologiya peschanykh
tel-litologicheskikh lovushek nefti i gaza [Electrometric geology of sand bodies -lithological traps of oil and gas]. Leningrad: Nedra, 1984, 147p.
5. Ezhova A.V. Prakticheskaya litologiya: uchebnoe posobie [Practical lithology]. Textbook. Tomsk: TPU, 2002, 231 p.
6. Sungatullina G.M. Prakticheskie zanyatiya po istoricheskoy geologii [Practical classes of historical geology]. Kazan: Kazan State University, 2004, 72 p.
unn (V^) 1ЛМД Современная инженерная
MIIU fVIVIMV компания
отечественные традиции приборостроения
■ Манометры, вакуумметры, мановакуумметры
■ Напоромеры, тягомеры, тягонапоромеры
■ Электроконтактные манометры ЭКМ
■ Термометры биметаллические показывающие (ТБП) и гильзы
■ Разделители
■ Краны и клапаны запорные
■ Отводы, демпферы и вспомогательная арматура
1993 150 20
год основания патентов на представительств
компании производимую в России и Казахстане
продукцию
Наши преимущества:
Отечественная производственная компания
Понимаем требования, предъявляемые к технике в России
Лучшее соотношение цена/качество
За счет постоянной работы по оптимизации затрат
Высокий технический уровень специалистов
Решаем задачи любой сложности, квалифицированный подбор оборудования
Большой склад
Более 1800 наименований продукции на складе, готовых к оперативном отгрузке
0 Высокая надежность и качество приборов
При производстве используются только качественные комплектующие от надежных и проверенных поставщиков
й Поставки по всей России
И в другие страны Таможенного Союза
{Т) Высокая маневренность производства
А также оперативное выставление счетов на оплату
Щ Собственная метрологическая лаборатория,
Имеющая аккредитацию Федерального агентства по регулированию и метрологии
Ж Уникальные технические решения
НПО «ЮМАС» имеет рейтинг надежности 100%
По данным независимых источников
НПО Щ) ЮМАС
121552 Москва, Ярцевская ул., 29, кор. 2 info@jumas.ru www.jumas.ru
+7 (495) 730-20-20 +7 (800) 1000-818
НАДЕЖНОСТИ И КАЧЕСТВА
ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98.01
Влияние блоковой тектоники на условия залегания продуктивного горизонта БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождения
Т.Р. Султаншина
руководитель сектора по геологии Sultanshina.tatvana@vandex.ru
ООО «ИПНЭ», Москва, Россия
В статье представлены результаты изучения геологического строения продуктивного горизонта БС102+3 с учетом выполненной типизации разрезов скважин на основе детальной корреляции по изменению толщин одноименных пластов и их количества. На основе анализа данных гидродинамических исследований скважин удалось подтвердить наличие разрывных нарушений, проанализировать их влияние на гидродинамическую сообщаемость пластов горизонта БС102+3, а также выявить потенциальные застойные зоны для дальнейшего их уточнения,освоения и достижения тем самым более высоких коэффициентов извлечения нефти. Установлено, что зональность распределения фаций связана с тектоническими нарушениями субмеридиональной направленности.
Материалы и методы
Исходными данными для работы послужили материалы ГИС более чем 2500 скважин Тевлинско-Русскинского месторождения, данные описания керна, сейсмических и гидродинамических исследований, фондовые материалы по геофизическим, литологическим, обзорным и многим другим работам.
Методология изучения геологического строения нижнемеловых отложений основана на автоматизированной корреляции разрезов скважин с помощью программы «А^осогг» с использованием апробированных методических приемов комплексирования скважинных данных с результатами сейсморазведки, исследованиями керна и геолого-промысловыми данными.
Ключевые слова
корреляция разрезов скважин, типизация разреза, блоковое строение, тектонические нарушения, гидродинамические исследования, сейсмические исследования, литолого-фациальный анализ
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является основным источником добычи углеводородного сырья в стране. Начальные суммарные ресурсы (НСР) территории (около 60% ресурсов России) и состояние использования открытых запасов нефти свидетельствуют о том, что Западная Сибирь обладает огромным потенциалом для поддержания стабильной добычи нефти.
Неокомский нефтегазоносный комплекс нижнего мела Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) является наиболее перспективным объектом добычи нефти в России и характеризуется наиболее сложным геологическим строением.
В настоящее время поддержание стабильной добычи нефти может достигаться, с одной стороны, за счет ввода в эксплуатацию новых, более мелких, месторождений в сложнопостроенных коллекторах и, с другой стороны, повышения эффективности разработки крупных месторождений, большая часть которых пребывает в поздней ее стадии. Как в первом, так и особенно во втором случае необходимо построение достоверных геологических моделей, учитывающих условия залегания продуктивных пластов и изменчивость их фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу.
Как правило, крупные сложнопостроен-ные объекты, примером которого является Тевлинско-Русскинское месторождение, разрабатываются плотной сеткой эксплуатационных скважин, поэтому анализ результатов детальной корреляции приобретает первоочередную роль при изучении
особенностей условий залегания продуктивных пластов с целью выявления различного рода геологических осложнений, влияющих на достижение максимально высоких коэффициентов извлечения нефти. Примерами таких осложнений могут являться малоамплитудные разрывные нарушения, не трассируемые данными сейсморазведки и способные формировать застойные зоны.
Тевлинско-Русскинское месторождение нефти расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение является одним из крупнейших объектов добычи УВ в Западной Сибири.
Месторождение в геологическом отношении относится к сложным и находится в поздней стадии разработки.
В тектоническом плане месторождение приурочено к восточной части Когалым-ской вершины на северо-востоке Сургутского свода.
Залежи нефти связаны с пластами горизонтов БС10-БС12, а также с ачимовской толщей (БС^ ^^ БС2^ БС22).
Наиболее крупными по размерам и запасам нефти являются залежи, приуроченные к верхней части разреза сортымской свиты в составе горизонта БС102+3.
Пласты горизонта БС102+3 имеют сложное геологическое строение и характеризуются высокой неоднородностью в разрезе и невыдержанностью по площади. ФЕС коллекторов также резко изменчивы по разрезу и площади. Проницаемость изменяется от 0,051 мкм2 до 0,166 мкм2, пористость в пределах 19-23 %.
Рис. 1 — Стратиграфические поверхности горизонта БС102+3 структурного каркаса 3D [1] Fig. 1 — Stratigraphic surfaces of BS102*3 reservoir in 3D structural framework[1]
