CC BY
186
УДК 556.3
СТРУКТУРА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ПОЛЯ БОВАНЕНКОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ксения Валерьевна Сесь
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири, тел. (383)363-80-37, e-mail: SesKV@ipgg.sbras.ru
Рассмотрен гидрогеологический разрез Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения. Рассчитаны коэффициенты аномальности пластовых давлений, гидропровод-ности и продуктивности пласта. Выявлены гидрогеологические комплексы, обладающие наибольшей гидропроводностью и пористостью. Установлена четкая гидродинамическая зональность, заключающаяся в смене гидродинамических зон с глубиной.
Ключевые слова: гидродинамика, подземные воды, аномально высокие пластовые давления, фильтрационно-емкостные свойства.
STRUCTURE OF HYDRODYNAMIC REGIME OF THE BOVANENKOVO OIL AND GAS CONDENSATE FIELD
Kseniya V. Ses
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Junior Researcher of the Laboratory of Hydrogeology of sedimentary basins of Siberia, tel. (383)363-80-37, e-mail: SesKV@ipgg.sbras.ru
Hydrogeological section of the Bovanenkovo oil and gas condensate field was considered. Coefficients of formation pressure, hydraulic conductivity and formation productivity were calculated. Hydrogeological units with high permeability and porosity were revealed. A clear hydrody-namic zoning (the change in hydrodynamic zones with depth) was identified.
Key words: hydrodynamics, groundwaters, abnormally high formation pressure, porosity-permeability.
В последние годы ОАО «Газпром» приступил к промышленному освоению Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения. В связи с началом промышленной эксплуатации и созданием гидродинамических моделей залежей необходима комплексная интерпретация данных геолого-разведочных работ, в первую очередь - результатов испытания скважин.
Бованенковское месторождение является уникальным по своим запасам нефти и газа. Оно расположено в пределах Харасавейско-Бованенковской перспективной зоны преимущественно газонакопления, выделенной в Нурминском нефтегазоносном районе (НГР) в центральной части Ямальской нефтегазоносной области (НГО). Этаж промышленной нефтегазоносносности охватывает отложения от юрских до верхнемеловых.
Согласно принятой гидрогеологической стратификации Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ) [1, 2], на исследуемой территории в пределах нижнего гидрогеологического этажа выделяются четыре гидрогеологических комплекса (сверху вниз): апт-альб-сеноманский; неокомский; поскольку верхнеюр-
ский заглинизирован на всей территории Ямала, выделяется юрский комплекс, объединяющий нижне-среднеюрские отложения; триас-палеозойский (нерас-члененный). Все выделенные мезозойские комплексы сложены преимущественно песчано-алевролитовыми породами, которые разделяются аргиллито-глинистыми водоупорами.
В настоящей работе рассмотрены гидродинамические особенности разреза Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения. Фактическим материалом послужили результаты испытания 127 объектов 27 скважин. Было проанализировано около 45 замеров пластовых давлений, материалы интерпретации ГИС и лабораторных исследований керна (всего 545 определений).
Расчеты сведены в таблицу 1. Градации по коэффициенту аномальности пластовых давлений приведены в соответствии с классификацией М.Б. Букаты [3]: пониженные (0,8-0,95); нормальные (0,95-1,05); повышенные (1,05-1,15); аномально высокие (более 1,15) пластовые давления.
Одной из основных гидродинамических характеристик является гидропро-водность пласта - способность коллектора пропускать через себя флюид, насыщающий его поры. Коэффициент гидропроводности (в) был рассчитан по следующей формуле [4]:
КН
в =
и
л
где ¡и- вязкость, МПас; К - коэффициент проницаемости пласта, мкм ; И - м. Коэффициент продуктивности (Кпр) рассчитывали следующим образом:
_ 0,236в
пР = V '
Ь - 1в ^ г
пр
где в - коэффициент гидропроводности пласта, мкм м/МПас; Rk - радиус контура питания, м; гпр - радиус скважины по долоту, м; Ь - объёмный коэффициент нефти.
Таблица 1
Гидродинамическая характеристика Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения
Название Комплекса Рпл., МПа Ка, ед. Т, оС в, (мкм м/МПа с) Кпр, (м3/сут- МПа) Кп, %
Апт-альб-сеноманский 14,25-15,09 1-1,15* 39-46 3,13-25150 0,42 14,40-35,40
14,72 (4) 1,06 (4) 42,5 (4) 15327,78 (4) 24,40 (52)
Неокомский 12,11-27,93 0,64-1,32 62-77 0,82-167310 0,00-1,69 11,60-27,00
21,65 (17) 1,06 (17) 70,50 (20) 12383,69 (19) 0,61 (8) 19,01 (36)
Юрский 43,05-49,76 1,29-1,77 94-120 5,43-3640 6,33-235,64 11,00-20,80
43,97 (18) 1,61 (18) 106,10 (39) 768,88 (16) 120,99 (2) 15,12 (12)
Триас-палеозойский — — 120-125 121,25 (4) — — —
* в числителе: минимальные - максимальные значения; в знаменателе: средние значения (количество замеров).
Отложения триас-палеозойского гидрогеологического комплекса вскрыты на глубине 3210-3455 м (скв. 97, 116). В литологическом плане комплекс представлен мелко-среднезернистым туфоалевролитом, сложенным неокатанными обломками кварца и полевого шпата. В результате испытания пластов в большинстве случаев притока не получено, только в скв. 97 получен газ с дебитом
3 о
0,5 тыс.м /сут. Замеренная пластовая температура составляет 120 0С. Вследствие слабой изученности комплекса оценить его гидродинамические характеристики не представляется возможным.
Отложения юрского гидрогеологического комплекса на исследуемой территории представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с доминирующей долей песчаного материала в составе. Для него характерны аномально высокие пластовые давления (АВПД) 40-50 МПа (рис. 1, а). Коэффициент аномальности изменяется от 1,29 до 1,77 (рис. 1, б). Коэффициент гид-ропроводности варьирует в широких пределах от 5,43 до 3640 мкм м/МПа-с (рис. 2). Наибольшей проводимостью обладают отложения малышевского и вымского резервуаров (скв. 98, 127). Среднее значение коэффициента пористости составляет 15 %.
Неокомский гидрогеологический комплекс представлен переслаиванием песчаных и глинистых пород. Для него характерны нормальные и повышенные пластовые давления. На этом фоне выделяются резервуары танопчинской и ах-ской свит (скв. 98, 119, 132), где выявлены АВПД с коэффициентом аномальности, достигающим 1,32. В целом по комплексу параметр изменяется от 0,64 до 1,17. Коэффициент гидропроводности варьируется в широких пределах от 0,82
л
до 167310 мкм м/МПа с. Коэффициент пористости в среднем составляет 19 %.
Рис. 1. Изменение пластовых давлений (а) и коэффициента аномальности (б) с глубиной: 1 - расчетных и 2 - замеренных пластовых давлений.
Отложения апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса представлены переслаиванием песчаных и глинистых пород покурской, танопчин-ской и ханты-мансийской свит. Для комплекса характерны нормальные и по-
вышенные пластовые давления. Коэффициент аномальности в среднем составляет 1,06. В скважинах 127, 204 зафиксированы наибольшие значения коэффициента гидропроводности, превышающие 25000 мкм м/МПас. Коэффициент пористости изменяется от 14 до 35 %, составляя в среднем 24 %.
При анализе пластовых давлений с глубиной установлено, что нормальные и повышенные давления развиты до 2500 м, ниже установлены аномально высокие пластовые давления преимущественно в малышевском резервуаре юрского комплекса. Такая же закономерность установлена для величины коэффициента аномальности, в основном преобладают аномально высокие пластовые давления (рис. 1).
Установлено, что наибольшей гидропроводностью обладают коллекторы апт-альб-сеноманского и неокомского комплексов, что является закономерным ввиду более высокой пористости (рис. 2).
Рис. 2. Изменение коэффициента пористости (а) и гидропроводности (б) с глубиной. Коэффициент пористости: 1 - по данным ГИС, 2 - по керну.
Таким образом, в гидрогеологическом разрезе Бованенковского нефтегазо-конденсатного месторождения проявляется четкая гидродинамическая зональность, выраженная в смене гидродинамических зон с глубиной. В меловых комплексах до глубины 2500 м доминируют нормальные и повышенные пластовые давления, ниже распространены аномально высокие пластовые давления.
Закономерное уменьшение пористости коллекторов с глубиной хорошо согласуется с выявленной зависимостью по уменьшению гидропроводности по мере погружения гидрогеологических комплексов Бованенковского месторождения.
Структура гидродинамического поля весьма сложна, что связано с большой анизотропией фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов и высокой газонасыщенностью приконтурных вод залежей.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гидрогеология СССР. Т. XVI: Западно-Сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская области). - М.: Недра, 1970. - 368 с.
2. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов [и др.]. - М.: Недра, 1975. - 680 с.
3. Букаты М.Б., Зуев В.А. Обработка и интерпретация данных в нефтегазопоисковой гидрогеологии: учебное пособие. - Томск: ТПИ, 1990 - 96 с.
4. Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973. - 344 с.
© К. В. Сесь, 2015
