CC BY
33
УДК 551.7.022
Э.Н. Поносов, М.Ю.Чаплыгин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА ПРИ АНАЛИЗЕ ГАЗОВОГО ФАКТОРА И ВЫБОРЕ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ
Рассматриваются геологические условия разработки юрских объектов, условия формирования коллекторов, фации, а также прикладные аспекты использования сейсмофациального районирования площади работ для выбора методов повышения нефтеотдачи пластов.
Ключевые слова: сейсмостратиграфический комплекс, сейсмофация, коллектор, псевдоскорость, импеданс.
E.N. Ponosov, M.Y.Chaplygin
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russia
POSSIBILITIES TO USE FACIAL ANALYSIS IN THE PROCESS OF GAS-OIL RATIO ANALYSIS AND CHOICE OF METHODS OF INCREASING THE RESERVOIR RECOVERY IN THE FIELD OF NORTH BUZACHI
We consider the geological conditions of the development of the Jurassic sites, the conditions of formation of reservoirs, facies, as well as practical aspects of seismic facies zoning of the area of work for selecting enhanced oil recovery methods.
Keywords: seismostratigraphic complex seismic facies, reservoir, pseudo, the impedance
Актуальность использования проведённых на месторождении сейсмофациальных исследований обусловлена целым рядом задач, связанных с рациональной разработкой нефтяных пластов при наличии в продукции скважин попутного нефтяного газа.
Кроме того, расширение газовых шапок, а также разгазирование продуктивных пластов вследствие выработки запасов могут создавать проблемы при бурении скважин, что отрицательно влияет на дальнейшее освоение скважин и выход их на проектный дебит. Отбор газа из
продуктивных пластов увеличивает вязкость нефти в пластовых условиях, что неизбежно приводит к уменьшению подвижности нефти в пласте и, соответственно, снижению дебитов добывающих скважин. Динамика данных процессов частично контролируется геологическим строением юрских залежей.
В литологическом разрезе продуктивный пласт Ю-1 юрского горизонта представлен песчано-алевролитовыми породами. В восточной части месторождения он размыт. Содержит от 1 до 15 пластов-коллекторов, часто пласты сливаются между собой, образуя единый мощный резервуар. Уменьшение мощности горизонта наблюдается в восточном направлении, там, где он выходит под поверхность пред-мелового размыва. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6,2 до 59,9 м, газонасыщенная - от 0,6 м до 13,4 м.
Продуктивный пласт Ю-2 юрского горизонта представлен чередованием алевролитов, песчаников и глин. Пласт имеет более ограниченное распространение в целом по месторождению в сравнении с пластом Ю-1 (рис. 1).
Рис. 1. Распределение минимальных значений псевдоскорости по пласту Ю и сопоставление со скважинными данными по коллекторам
Наиболее информативным методом ГИС в условиях исследуемого разреза является объемная плотность пород. По значениям параметра можно не только уверенно разделить разрез по литологии на песчаники и глины, но и оценить качество коллекторов. Именно с целью прослеживания литофациальных зон были расчитаны кубы плотности,
которые использованы после контроля с различными фоновыми моделями и контролем достоверности по кубу импеданса для построения карт сейсмофаций по пластам.
На рис. 1 площадное распределение псевдоскорости, построенное для продуктивной части, в целом отражает зональность развития коллекторов и с определенной долей условности позволяет оценить их качество. Необходимо отметить приуроченность юрских газовых шапок к центральной части месторождения и высокие значения псевдоскоростей (красная ограничивающая линия). Возьмем для примера скважину, расположенную в пределах данного контура вблизи газовой шапки: высокая накопленная добыча по скважине сопровождается добычей газа, который обеспечивает подвижность нефти в пласте (рис. 2, 3). Скважина находится вблизи газовой шапки, этим объясняется высокий коэффициент извлечения нефти в районе дренажа скважины. Средняя проницаемость продуктивного разреза пласта Ю-1 320 мД. В разрезе выделяются 3 высокопроницаемых пачки в верхней, средней и подошвенной частях продуктивного пласта (см. рис. 2). Все высокопроницаемые интервалы вскрыты перфорацией.
Рис. 2. Литологический разрез продуктивной скважины
Анализ по всем скважинам месторождения (рис. 4) показывает, что существует зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи газа. В результате дальнейшего анализа скважин с высоким газовым фактором установлено, что 40 % скважин расположены
в пределах участков пласта с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Эти скважины работают на режиме растворенного газа. До 30 % скважин расположены вблизи газовых шапок и работают на режиме расширения газовой шапки. Остальные 30 % скважин имеют другие причины высокого газового фактора, к которым относятся: газ из техногенных газовых шапок, прорывы газа по пласту, заколонные перетоки, разгазирование нефти в пласте.
Рис. 3. Выкопировка из карты накопленных отборов
Рис. 4. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи газа
Среди выявленных сейсмостратиграфических комплексов особый интерес представляет дельтовый, который сформировался преимущественно в прибрежно-континентальных условиях осадконакопления. На рис. 5 представлена схематическая палеогеологическая карта на начало неокома с вынесенными границами выхода каждого комплекса среднеюрской толщи на дневную поверхность. На карту нанесены фактические разрезы скважин пласта Ю-1. Анализ показывает, что большая часть запасов нефти отобрана скважинами, которые одновременно имеют высокий газовый фактор и находятся вблизи газовых шапок либо продуктивный пласт обладает хорошими статическими свойствами и увеличенными нефтенасыщенными толщинами. При этом разрезы скважин имеют определенное строение, отражающее фаци-альные особенности района. Учитывая режим работы залежи и фаци-альную изменчивость юрских пластов, закачка попутного газа обратно в пласт может оказаться целесообразной мерой, так как решает сразу несколько задач: поддержание пластового давления, снижение вязкости нефти в пласте и увеличение её подвижности, выработка запасов,
Рис. 5. Схематическая палеогеологическая карта на начало неокома: граница
распространения пласта Ю_0 (наддельтовый комплекс); граница распространения пласта Ю_1 (дельтовый комплекс); линия выхода под поверхность предисо-комского размыва кровли пласта Ю_3
утилизация попутного нефтяного газа. Типы разреза скважин и привязка их к сейсмофациям дают возможность прогнозировать добычу газа на неизученных участках месторождения, а также обосновать воз-
можность закачки попутного газа в пласт в определенном типе разреза с расчётом конечного результата с целью ограничить прорывы газа в соседние добывающие скважины.
Библиографический список
1. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. -М.: Недра, 1978. - 290 с.
2. Антониади Д.Г.Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. - М.: Недра, 1998. - 303 с.
3. Азаматов В.И., Свихнувшин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1976. - 216 с.
4. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. - М.: Геоинформарк, 2004. - 286 с.
5. Литологическое расчленение разреза и построение литолого-фациальной модели месторождения на основе комплексирования данных ГИС и сейсморазведки обучаемыми нейронными сетями / Д.О. Гафуров, А.С. Ефимов, А.А. Конторович, Н.Б. Красильникова, З.Ф. Пономаренко, О.М. Гафуров // Литологические аспекты геологии слоистых сред; ИГГ УрО РАН. - Екатеринбург, 2006. - С. 306-308.
6. Грачевский М.М., Берлин Ю.М. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа. - М.:Недра,1969. - 294 с.
References
1. Amelin I.D. Features of the development of oil and gas deposits. -Moscow: Nedra, 1978. - 290 p.
2. Antoniadi D.G. The increase in oil recovery by gas and steam methods. - Moscow: Nedra, 1998. - 303 p.
3. Azamatov V.I., Svihnuvshin N.M. Methods for studying heterogeneous reservoirs in connection with the assessment of oil and gas reserves. -Moscow: Nedra, 1976. - 216 p.
4. Ampilov J.P. Seismic interpretation: experience and problems. -M.: Geoinformark, 2004. - 286 p.
5. Gafurov D.O., A.S. Efimov, A.A. Kontorovich, Krasilnikov, N.B., Ponomarenko, Z.F., Gafurov D.O. Lithological subdivision of the cut and construction of litho-facies model of the deposit based on the aggregation of GIS
data and seismic-trained neural networks / / litho logical aspects of geology of layered media. - Yekaterinburg: IGG UB RAS, 2006. - S. 306-308.
6. Grachevsky M.M., Berlin J.M. Correlation different faciel wedth in the process of oil and gas hunting. - Moscow: Nedra, 1969. - 294 p.
Об авторах
Поносов Э.Н. (Пермь, Россия) - эксперт по геологии «Нельсон Петролеум Бузачи», г. Актау (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29).
Чаплыгин Максим Юрьевич (Пермь, Россия) - студент Пермского национального исследовательского политехнического университета, г. Пермь (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29).
About the authors
Ponosov E.N. (Perm, Russia) - an expert on the geology of Nelson Petroleum Buzachi, Aktau (614990, Perm, Komsomolsk Ave., 29).
Chaplygin Maxim (Perm, Russia) - a student of Perm National Research Polytechnical University, Perm (614990, Perm, Komsomolsk Ave., 29).
Получено 7.02.2012
