Влияние фациальной неоднородности терригенных коллекторов на разработку залежей углеводородов Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

интерпретацию обстановок осадконакопления по форме кривых радиоактивного каротажа и самопроизвольной поляризации в соответствии с выбранной фациальной группой; подбор наиболее оптимальной седиментацион-ной модели из числа выделяемых в изучаемой фациальной группе пород, удовлетворяющей

наблюдаемому пространственному распределению электрофаций по скважинам; территориальный прогноз фациальных обста-новок, не выявленных ранее бурением, но предполагаемых в соответствии с выбранной седи-ментационной моделью.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления. Пер. с англ. - М.: Недра, 1981. - 438 с.

2. Глестер Р.П., Нельсон Х.У. Роль гранулометрического анализа в определении фаций. Пер. с англ. - М.: Всесоюзный центр перевода, 1976. - № Ц-88456. - 82 с.

3. Конибир Ч.Э.Б. Палеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. Пер. с англ. - М.: Недра, 1979. - 255 с.

4. Хобсон Г.А. Достижения в нефтяной геологии. Пер. с англ. -М.: Недра, 1980. - 234 с

5. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. Пер. с англ. - М.: Недра, 1989. - 93 с.

6. Рединг Х. Обстановка осадконакопления и фации. - М.: Мир, 1990. - Т. 1. - 350 с.

7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984. -259 с.

8. Топычканова Е.Б., Ермакова С.А., Зорькина О.А. Особенности геологического строения и условий формирования неоком-ских отложений на Западе Сургутского свода // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 8. - С. 18-20.

9. Крупин А. А. Анализ развития палеорусловых отложений в юрских горизонтах месторождения Каламкас // Нефть. Газ. Новации. - 2010. - №10. - С. 60-71.

10. Попов И.В. Загадки речного русла. - Л.: Гидрометеоиздат, 1977. - С. 99-103.

Поступила 20.01.2001 г.

УДК 553.98

ВЛИЯНИЕ ФАЦИАЛЬНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА РАЗРАБОТКУ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

В.Б. Белозёров

Томский политехнический университет E-mail: BelozerovVB@hw.tpu.ru

Проведён анализ фильтрационно-емкостной неоднородности песчаных коллекторов с позиции условий их образования. В зависимости от фациальной принадлежности песчаников, выделены фациальная, макрослоистая (гранулометрическая), слоистая (текстурная) и микрослоистая фильтрационно-емкостные неоднородности. Показано участие рассматриваемой совокупности фильтрационно-емкостных неоднородностей коллектора в построении его геологической модели и особенностях разработки залежей нефти и газа. Проведена качественная оценка эффективности существующих методов разработки для каждой из выделенных неоднородностей.

Ключевые слова:

Фация, слоистость, анизотропия, проницаемость, пористость, нефть, газ. Key words:

Facies, cleavage, anisotropy, permeability, porosity, oil, gas.

Внедрение в нефтегазовую геологию новых технологий, затрагивающих как добычу углеводородного сырья (гидравлический разрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин), так и математическое моделирование процесса разработки залежи, позволяет использовать фильтрационно-ем-костную неоднородность пласта в повышении эффективности эксплуатации месторождений нефти и газа [1, 2].

Учитывая, что эффективность эксплуатации связана с реализацией определённой технологической схемы разработки залежи в соответствии с построенной геологической моделью пласта,

предлагается новый подход оценки фильтрацион-но-емкостной матрицы коллектора. В его основу положены литолого-седиментационные характеристики терригенного пласта, базирующиеся на четырёх типах его фильтрационно-емкостной неоднородности.

Первый тип связан с фациальной неоднородностью формирования коллектора, в результате чего песчаный пласт рассматривается не как единое целое, а как геологическое тело, изменчивое по лате-рали в соответствии с конкретными обстановками осадконакопления (рис. 1, а). Для каждой из обста-новок характерны свои закономерности распреде-

Известия Томского политехнического университета. 2011. Т. 319. № 1

ления толщин коллектора и зависимости значений пористости и проницаемости (рис. 1). Кроме того, как показывают проведённые исследования [3], границам фациальной неоднородности свойственно наличие непроницаемых разделов (фронталь-

ных экранов), представленных незначительными по толщине прослоями аргиллитов и карбонатизи-рованных песчаников, которые могут разобщать нефтяное поле месторождения наряд самостоятельных залежей.

Рис. 1. Фациальная (а) фильтрационно-емкостная (б) неоднородности пласта Ю^Малореченского месторождения нефти (Томская область)

Рис. 2. Седиментационная модель (бар дальней зоны) пласта Ю'Игольского месторождения нефти

а

Ноябрь 2002 г.

/У> 36 _

211Р 568,0 Ориентировка слоистостои неоднородности в

®59 продуктивном пласте Ю,3и особенности

40,2...5 % ,

вытеснения нефти водой нагнетательной

ГП 347

\Т> 198,0 ^ 80,2...59 %

скважины

357

201Р

4-3

354

> 366

О 102

П9Д~5% в370

__ 104

^368 из,7...6%

©124 ' '

116,7...6% • 382

372

' 383

381

379

395

,391

393

405

б

© ©

© ©

Январь 2008 г.

Скважина ,— _____

—1—- з (• I ■; 345

220...91 % Суточный дебит нефти, м3 \ ТУ 645,0 -------,

и обводнённость, %

211Р

59 23...83 % 347 26,2...78

36 390,0

Л57_

13,2...9

>*Тл 350

406,0

264,0

Скважина добывающая

Скважина нагнетательная

0102 Ч^УЧ 370

17,6...86 % \ \ 19,5...70 %

366 ;Ч-Ь/813'0 I (г)7Ж-92%

,'*Тч Ч*Д2,0...97 % „ 124 ■' ^ ^383 ;Л^.364 ^ \ ^8,9...9/% 382 ^ 323,0

'3'462,0 Ч ^Л^ %

©379_ 19,2...93 %/ 395

25,8...91% *.......?*?"«'393 16,0...90%

350

Скважина

640 Суточный объём закачки воды, м

---'У' 393

391 212,0

149,9...16 % ^Ч ^о^

^27ЖТ4% /ТЧ 156 Ч-У 21.5...9:

156 268,0

,5...92 %

/1 \ 170

чХ'''689-0

в

©1^9

.350_.<1>1

388,0 Ч7.''

201

Скважина

,МЛ 345

чХ? 771,0

Ш / О

чХ*' 2,6...495,0 ' ^^

О' 366 205,2

201

61

129,1...2,0

64...2,0 Суммарная закачка воды ^ за период эксплуатации, тыс. т Суммарная накопленая добыча нефти за период эксплуатации, тыс. т

64,2... 2,0 370

©5ТТ

©104

196,2

Январь 2008 г.

(7)—

Ч Шк 381 ^^ У® 66,0 ч.Лх

Ч«ЯР 127,9 / ^ 395

368

Скважина

391 377,8

393

^ 40,9

3 84 Суммарная закачка воды

за период эксплуатации, тыс. т

/Г\ 156 ^0,3...266,0

8,4...317,0 ©

(7)

->123,4

102

Скважина

205,3 Суммарная накопленая добыча нефти за период эксплуатации, тыс. т

Рис. 6. Карты состояния разработки (а, б) и суммарных отборов нефти (в) по пласту Ю3 центральной залежи Крапивинского месторождения (Томская область)