CC BY
45РОЛЬ ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА В ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
УДК 622.276.031.011.433
В.Б. Белозёров, Томский политехнический университет (Томск, РФ)
М.О. Коровин, Томский политехнический университет, [email protected]
Актуальность работы обусловлена необходимостью рациональной эксплуатации месторождений нефти и газа на основе анализа фациальных условий строения продуктивного резервуара и результатов разработки месторождения на начальном этапе его освоения. Корректировка геологической модели в рамках рассматриваемого этапа с использованием фонда действующих скважин позволяет выработать наиболее рациональные мероприятия по изменению схемы эксплуатации и режима разработки залежи в целях увеличения коэффициента нефтеотдачи. Цель работы - на основе реконструкции фациальной обстановки седиментации нефтеносного коллектора выявить особенности разработки верхнеюрской залежи пласта Ю^ на начальном этапе ее освоения и скорректировать процесс последующей эксплуатации нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), расположенного в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. В ходе исследования проведена детализация строения разреза пласта Ю^ и выделены три литолого-стратиграфические пачки, имеющие различные фильтрационно-емкостные характеристики. На основе гранулометрических исследований и текстурного анализа кернового материала определены фациальные обстановки седиментации выделенных литолого-стратиграфических пачек, отражающие последовательность формирования в разрезе надлиторальной, литоральной и сублиторальной зон приливно-отливной равнины. Проведено сопоставление индикаторно-трассерных исследований, построенных схем проницаемости по ГИС и начальных дебитов скважин с фациальными особенностями строения коллектора. Выяснено, что наблюдаемые ортогональные тренды повышенной проницаемости связаны с системой приливно-отливных каналов и мелководных баров приливно-отливной равнины. Как результат на основе фильтрационно-емкостных неоднородностей выделяемых пачек продуктивного пласта и выявленной связи трендов проницаемости с фациальными условиями формирования коллектора предложен вариант корректировки системы поддержания пластового давления для повышения эффективности разработки залежи углеводородов.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ, ТЕКСТУРНЫЙ АНАЛИЗ, ИНДИКАТОРНО-ТРАССЕРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.
Условия осадконакопления тер-ригенных коллекторов играют определяющую роль в формировании фильтрационно-емкостной структуры природных резервуаров. Реконструкция фациальной обстановки седиментации нефтеносного песчаного тела позволяет объяснить особенности разработки залежи углеводородов и скорректировать процесс ее последующей эксплуатации. Примером такой связи может служить одно из разрабатываемых НГКМ, расположенное в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Продуктивность на месторождении связана с песчаными отложе-
ниями средней и верхней юры,но основные запасы углеводородов сосредоточены в пластах Ю^ и Ю^ васюганской свиты.
В соответствии с геологическим строением в основании свиты выделяется угольный пласт У2, а ее кровля ограничивается морской пачкой глин георгиевской свиты (рис. 1а). По наличию в составе васюганской свиты угольных пластов У^ и У^ она разделяется на подугольную (пласт ЮД межугольную (пласт Югм) и надуголь-ную (пласт Ю^) толщи.
Основной нефтегазоносный объект - пласт Ю^ - имеет сложное строение разреза и по особен-
ностям нефтенасыщения коллектора и конфигурации каротажных диаграмм делится на три песчаные литологические пачки Ю52а, Ю1261 и Ю1262.
Пачка Ю12а характеризуется минимальными значениями гамма-каротажа, индукционного каротажа и максимальными значениями кажущегося сопротивления. В пачке Ю1261 отмечается повышение гамма-активности, индукционного каротажа и значительное снижение значений кажущегося сопротивления. Для пачки Ю1262 динамика рассматриваемых параметров противоположна динамике показателей пачки Ю12а.
Belozerov V.B., Tomsk Polytechnic University (Tomsk, RF) Korovin M.O., Tomsk Polytechnic University, [email protected]
Role of facies analysis in the development effectiveness of hydrocarbon deposits
The relevance of the work arises from the need for rational exploitation of oil and gas fields based on the analysis of the facies conditions of the structure of the productive reservoir and the results of field development at the initial stage of its development. The correction of the geological model within the stage under consideration with the use of a fund of operating wells allows us to work out the most rational measures to change the operation scheme and the deposit development regime in order to increase the oil recovery factor. The purpose of the work is to reveal the peculiarities of the development of the Upper Jurassic accumulations in zone Yu^ (Oj2) at the initial stage of its development and to correct the process of the subsequent operation of the oil and gas condensate field located in the southeastern part of the West Siberian plate (based on the reconstruction of the facies situation of the sedimentation of the oil reservoir). As part of the study, the details of the subsurface structure of zone Yu^ (Oj2), and three lithologic-stratigraphic units with different filtration and capacitance characteristics were distinguished. Based on the granulometric studies and the texture analysis of the core material, the facies sedimentation environment of the selected lithologic-stratigraphic units are determined, which reflect the sequence of formation in the section of the tidal, littoral and sublittoral zones of the tidal plain. The comparison of indicator-tracer studies, permeability schemes constructed using GIS and initial well rates with facies features of the reservoir structure was made. It was found that the observed orthogonal trends of increased permeability are associated with a system of tidal canals and shallow-water bars of the tidal plain. As a result, the variant of adjusting the reservoir pressure maintenance system was proposed to increase the efficiency of the hydrocarbon deposit development. It was based on the filtration-capacitance inhomogeneities of the allocated reservoirs and the revealed connection of the permeability trends with the facies conditions of the formation of the reservoir.
KEY WORDS: FACIES MODEL, PERMEABILITY, TEXTURE, INDICATOR TRACER STUDIES.
Различия геофизической неоднородности пачек отражаются в петрофизических параметрах и характере нефтенасыщения. Так, для верхней пачки значения проницаемости изменяются в пределах от первых десятков до первых сотен, а по ряду скважин - и тысяч мД. Интенсивное свечение в ультрафиолетовом спектре свидетельствует о высокой нефтена-сыщенности песчаников. В пачке Ю^61 проницаемость составляет первые единицы и десятки мД, однако в ряде случаев наблюдаются прослои с повышенными коллекторскими свойствами. Для пачки Ю^61 характерно переслаивание песчаников и алевролитов, что отражается в послойном нефтенасыщении отложений. Частое переслаивание песча-но-алеврито-глинистых пород характерно для пачки Ю^62, где содержание песчаной фракции крайне ограниченно. Проницаемость отложений здесь в основном не превышает 1 мкм2, однако отмечаются прослои до 10 мкм2 и более.
В соответствии с принципами расчленения верхнеюрского разреза на толщи и пачки была выполнена корреляция отложений верхней юры по фонду эксплуатационных и разведочных скважин северо-восточной части рассматриваемого месторождения (рис. 16).
Проведенное районирование (зональность) рассматриваемой территории по наличию в разрезе выделяемых пачек (рис. 2) показало, что в начальный момент седиментации пачка Ю^62 формировалась в центральных и южных ее частях, где толщина песчаника изменяется от 1 до 8 м. При отложении пачки Ю^61 мощностью от 2 до 9 м в процесс осадконакопления 6ыла вовлечена вся изучаемая территория. 06 -ласть накопления песчаной пачки Юг2а, толщина которой составляет 3-9 м, не затрагивала юго-восточные части месторождения, где она представлена маломощными глинистыми отложениями.
Для выяснения условия о6ра-зования выделенных литоло-
гических пачек пласта Ю^ был проведен текстурный и гранулометрический анализ.
В соответствии с построенной диаграммой Р. Пассеги формирование пласта Ю^ происходило как в условиях потоковых фаций (реки, приливно-отливные каналы, валы), так и в условиях пляжа. При этом в одной и той же скважине различные части разреза пласта могли отлагаться в различных фациальных условиях, что свидетельствует о частой смене обстановок осадконакопления во времени и пространстве. Подтверждает это и динамогенети-ческая диаграмма Г.Ф. Рожкова, согласно которой формирование пласта в скв. 122 проходило в вол -новой обстановке на мелководье и эоловой переработке речных осадков, а в скв. 113 - в условиях интенсивных вдольбереговых и речных течений и волновых процессов на мелководье. В текстур-ном отношении (рис. 1б) нижняя пачка (Ю1262) сложена тонкозернистым песчано-алеврито-глини-стым материалом слинзовидной,
НКТу.е ИК> ¡См м
скв. 131 н II ив Он»« «ь
скв.159 1 ид йи»н~га
скв. 167
1 1Ш 'Ои'ц—Ю
скв. 122
БИОТУРБАЦИЯ СЛЕДЫ
скв. 147
МАССИВНАЯ ТЕКСТУРА
скв. 660
Надлитораль пачки Ю1262 I | Литораль пачки Ю1261 I I Литораль пачки Ю2а □ Сублитораль пачки Ю12а
Аргиллиты пачки Ю12
Рис. 1. Литолого-геофизическая характеристика пласта Ю12:
а) в скв. 147; б) схема зональной корреляции отложений васюганской свиты
бимодальной слоистостью и интенсивной биотурбацией осадка.
Пачку Ю^61 слагают алеври-то-песчаные разности, отмечается массивная, конволютная, параллельная градационная и косая слоистость, отмечены следы биотурбации отложений. Преимущественно песчаным разностям свойственно наличие прослоев глинистых и алевритовых включений округлой и остроугольной формы, характерных для отложений потоковой фации.
Верхняя пачка (Ю^") в центральном и западном участках представлена переслаиванием средне- и мелкозернистых песчаников с бимодальной и массивной текстурой. В северном и южном направлениях литологические особенности ее строения сопоставимы с пачкой Ю^1.
Учитывая, что согласно гранулометрическим исследованиям формирование пласта Ю^ происходило в постоянно меняющейся среде потоковых и пляжевых обстановок, наиболее приемлемой седиментационной моделью может служить обстановка приливно-отливной равнины. В соответствии с исследованиями по седиментологии [1] в осадках приливно-отливной равнин и эстуария отмечаются: хорошо выраженная бимодальность направления диагональной слоистости, частое сочетание диагональных слойков большого и малого масштаба как рядом друг с другом, так и в вертикальной последова -тельности; наличие следов, свидетельствующих о частых местных изменениях условий осадкона-копления, наличие перерывов в осадконакоплении, эрозия уже отложенных осадков; наличие полосчатой и линзовидной слойча-тости и промежуточных текстур; наличие в части осадков следов интенсивной биотурбации. Все перечисленные текстурные признаки характерны для пласта Ю^.
В морфологическом отношении в пределах приливно-отливной равнины выделяют надлитораль-
ную,литоральную и сублиторальную зоны. В надлиторальной зоне, граничащей с континентальной равниной, накапливаются слои чередующихся глин и алевролитов, в которых слоистость интен -сивно нарушена биотурбацией. Это характерно для пачки Ю1262.
Осадки литоральной зоны (пачка Ю1261) представлены преимущественно переслаиванием глин, алевролитов и песков с отчетливой полосчатой, волновой и
линзовидной слоистостью, часто биотурбированной роющимися организмами. Литоральная зона в период отлива дренируется системой русловых промоин (при-ливно-отливных каналов). Дно каналов заполняется относительно крупнозернистыми песками и многочисленными глинистыми обломками. Значительная переработка осадков происходит в результате латеральной миграции русел.
Границы зон развития отдельных пачек пласта Ю1г 0о,'"""*0 Наличие выделяемых пачек в пределах зоны
— Тренды развития баровых сегментов пачки Ю12а — — - Тренды развития приливных каналов пачки Ю12а ® Скважины, участвующие в зональной корреляции
Рис. 2. Карта зональности строения разреза и начальных дебитов нефти пласта Ю12
В сублиторальной зоне (пачка Ю12а) присутствует комплекс песчаников приливно-отливных каналов и баров морского мелководья, что формирует преимущественно песчаную провинцию седиментации. Обычной чертой фации каналов является средне- и крупномасштабная косая слоистость, в силу чего в образцах керна они характеризуются массивной текстурой. Для баровых отложений характерны более тонкозернистые пески с плоскопараллельным наслоением. Песчаники имеют высокую степень сортировки.
Реконструируя историю формирования пласта Ю12, можно отме -тить, что в процессе келловейской трансгрессии надлиторальная зона приливно-отливной равнины была перекрыта литоральной и далее сублиторальной. При этом фация сублиторали присутствует лишь в центральной и северо-западной частях рассматриваемой территории,что, вероятно, связано с заливообразным погружением палеорельефа, контролирующим морфологическую ложбину морского побережья (рис. 2).
В соответствии с концептуальной седиментационной моделью область развития приливно-от-ливной равнины тесно связана с положением морского побережья. Ориентировку береговой линии на момент формирования пласта можно спрогнозировать по пространственному развитию составляющих его пачек. Так, отсутствие нижней пачки Ю1262 в северной ча -сти рассматриваемой площади свидетельствует о наличии в ее пределах гипсометрически приподнятой зоны маршевых болот, в пределах которой формировался угольный пласт У2. Обратная картина отмечается в развитии песчаной пачки Ю12а, которая в юго-восточной части площади представлена глинистыми образованиями, сформированными на границе литорали и континентальной равнины.
Учитывая пространственное положение линий выклинивания
пачек Ю12а и Ю1262, можно прогнозировать северо-восточную ориентировку береговой линии моря на время формирования пласта Ю12. В соответствии с седиментационной моделью приливно-от-ливных равнин пространственные тренды приливно-отливных каналов должны иметь северо-западную, а мелководные баровые постройки - северо-восточную ориентировку.
Изучение профиля притока жидкости в разрезе пласта Ю12, проведенное в 22 скважинах, показало, что в 20 скважинах
интервал притока выделяется в верхней пачке Ю12а. В трех скважи -нах равнозначные притоки флюида связаны с верхней и средней пачками. В двух скважинах, расположенных в зоне отсутствия пачки Ю12а, приток локализован только в средней пачке, и незначительные притоки жидкости отмечены в пяти скважинах по нижней пачке. Полученные данные свидетельствуют о решающей роли кровельной части пласта Ю12 в разработке залежи углеводородов. Выполненные в период с декабря 2013 г. по декабрь 2014 г.
Рис. 3. Трассерные исследования пласта Ю12 за период 2012-2013 гг.
на месторождении трассерные исследования в нагнетательных и добывающих скважинах выявили два направления преимущественной фильтрации - северо-восточное и северо-западное,что согласуется с пространственным распределением прогнозируемых фациальных обстановок мелководных боровых песчаников на северо-восток и приливно-отлив-ных каналов - на северо-запад (рис. 3). Отмечается три категории взаимодействия скважин: 1-я категория - высокое взаимодействие; 2-я - влияние закачки отмечается, но оно незначительно; 3-я категория - влияние закачки не отмечено. В 1-й категории в большей степени проявляют себя северо-восточные тренды, что связано с повышенными фильтрационными характеристиками мелководных баровых песчаников. Северо-западные тренды, скорее всего, связаны с прилив-но-отливными каналами, также обладающими относительно высокой проницаемостью.
В ходе исследований отмечался маленький процент «меченой» жидкости, получаемой в наблюдательных скважинах, что ставило под вопрос качество выполненных работ.
Для выяснения причин этого явления были построены карты
отбора воды и нефти за период продвижения трассеров (рис. 3). Анализ карт свидетельствует о том, что в добывающих скважинах 1-й категории, расположенных в сублиторальной зоне, отношение добычи объемов нефти к воде составляет 0,15-0,2, в то время как для скважин 3-й категории оно изменяется в пределах от 40 до 60. В литоральной зоне и переходной от сублиторали к литорали эти параметры, соответственно, изменяются от 0,7 до 6 и от 4 до 11. Исходя из этого, можно сделать вывод, что в зоне развития сублиторали основные объемы закаченных трассеров в скважинах 1-й категории были извлечены до момента проводимых измерений.
Учитывая, что начальные де-биты скважин логичнее сопоставлять с проницаемостью, карта начальных дебитов (рис. 2) должна отражать фильтрационные возможности пачки Ю12а как основного продуктивного объекта пласта Ю12, где также можно выделить тренды баровых построек и приливно-отливных каналов, в целом подтверждающие результаты трассерных исследований.
Для оценки количественных характеристик пространственной неоднородности коллекторских свойств по отдельным пачкам пласта Ю12 на основе апробиро-
ванной методики [2-4] выполнен векторный анализ направленности изолиний проницаемости. Полученные гистограммы распределения (рис. 4) подтверждают наличие двух взаимно перпендикулярных направлений фильтрации, соответствующих результатам индикаторно-трассерных исследований (рис. 3). При этом отмечается явное преобладание северо-западного тренда проницаемости над юго-западным. Количественные отличия на представленных гистограммах могут быть обусловлены тем, что одной мелководной баровой постройке сублиторали соответствует значительное количество связанных с ней приливно-отливных каналов, дренирующих литоральную зону.
Преемственность в пространственной ориентировке приливно-отливных каналов наблюдается по всем выделяемым пачкам пласта Ю12, что может быть учтено при оптимизации процессов разработки залежи.
Фильтрационная структура коллектора пласта Ю12 и наблюдаемая анизотропия проницаемости пачки Ю12а позволяют скорректировать процесс разработки залежи углеводородов. Один из вари-антов такой корректировки может заключаться в следующем: в условиях высокой обводненности продукции по трендам повышенной проницаемости рационально проводить циклическую закачку. Остановка нагнетательных скважин позволит добывающим скважинам снизить пластовое давление по пачке Ю12а в пределах выделяемых трендов сублиторали, что позволит углеводородам из средней пачки Ю1261 подняться в кровельную часть пласта под действием разности удельного веса «нефть - вода» и сформиро -ванной пластовой депрессии. При возобновлении закачки эта нефть будет получена в добывающей скважине. После реализации возможностей циклической закачки добывающие скважины, расположенные в системе выделяемых
трендов (ячеек), можно переводить в нагнетательные, формируя замкнутую систему поддержания пластового давления.
При такой схеме встречный поток закачиваемых вод будет воздействовать на центральную часть ячейки, где ранее воздействие нагнетательных скважин не отмечалось. После реализации этого направления и оценки локализации остаточных запасов целенаправленно можно применять и другие методы увеличения нефтеотдачи.
ВЫВОДЫ
1. Фациальный анализ пласта Ю^ рассматриваемого НГКМ позволил выделить в его строении три различные по эксплуатационным возможностям литологические пачки и определить зоны их про-странственного развития.
2. Установлена фациальная принадлежность выявленных по данным трассерных исследований ортогональных трендов линейной фильтрации пачки Ю52а прилив-но-отливными каналам и барам морского мелководья.
3. Статистическая обработка результатов определения проницаемости по данным ГИС показала наличие пространственных трендов фильтрации в пачках Ю^1 и Ю1262, аналогичных пачке Юг2а.
4. В соответствии с выделенной системой трендов фильтрации рассмотрен вариант корректировки существующей схемы разработки залежи. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления / Пер. с англ. М.: Недра, 1981. 438 с.
2. Коровин М.О. Специализированный анализ керна для изучения анизотропии коллекторов нефти и газа // Изв. Томского политех. ун-та. 2014. Т. 324. № 1. С. 87-92.
3. Коровин М.О., Меркулов В.П. Направления фильтрации флюидов на месторождениях нефти юго-восточной части Каймысовского свода // Газовая промышленность. 2014. Спецвып. № 708: Эксплуатация месторождений углеводородов на поздней стадии разработки. С. 90-94.
4. Меркулов В.П., Коровин М.О. Определение количественных параметров фильтрационной анизотропии на основе комплексных данных геофизических и гидродинамических исследований скважин // Нефтепромысловое дело. 2015. № 1. С. 24-30.
REFERENCES
1. Hans-Erich Reineck, Indra Bir Singh. Depositional Sedimentary Environments. Trans. from English. Moscow, Nedra, 1981, 438 pp. (In Russian)
2. Korovin M.O. Specialized Core Analysis for Studying the Anisotropy of Oil and Gas Collectors. Izvestiya Tomskogo Politekhnicheskogo Universiteta = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2014, Vol. 324, No. 1, P. 87-92. (In Russian)
3. Korovin M.O., Merkulov V.P. Directions of the Fluids Filtration in the Oil Fields of the South-Eastern Part of the Kaimysovskyarch. Gazovaya Promyshlennost' = Gas Industtry, 2014, Special Issue, No. 708 «Exploitation of hydrocarbon deposits at a late stage of development,» P. 90-94. (In Russian)
4. Merkulov V.P., Korovin M.O. Determination of Quantitative Parameters of Filtration Anisotropy Based on Complex Data of Geophysical and Hydrodynamic Studies of Wells. Neftepromyslovoye delo = Oilfield Engineering, 2015, No. 1, P. 24-30. (In Russian)
Рис. 4. Гистограмма распределения проницаемости по площади пласта по данным ГИС: а) Ю12А; б) Ю1261; в) Ю1262
