МетодическОе обоснованиЕ выработки залежей нефти в неоднородных сильнорасчлененных пластах



страница1/8
Дата26.10.2016
Размер1.58 Mb.
ТипДиссертация
  1   2   3   4   5   6   7   8


Государственное унитарное предприятие

«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Республики Башкортостан

(ГАНУ ИНТНМ РБ)


УДК 622.276.2 На правах рукописи

ДУЛКАРНАЕВ МАРАТ РАФАИЛЕВИЧ


МетодическОе обоснованиЕ

выработки залежей нефти в неоднородных сильнорасчлененных ПЛАСТАХ

(месторождениЯ КогалымскоГО РЕГИОНА)

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание учёной степени

кандидата технических наук


Научный руководитель –

Котенев Юрий Алексеевич,

доктор технических наук профессор


Уфа - 2014


Содержание


Введение……………………………………………………………………..


4

1. ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ

ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗОНУ ДРЕНИРОВАНИЯ СКВАЖИН…………………………………………..

7


1.1. Анализ влияния литолого-фациальных особенностей залежи нефти

на эффективность выработки запасов нефти с применением технологий воздействия на зону дренирования скважин…………………………….



7


1.2. Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта

в зависимости от фациальной неоднородности пласта Ю1 месторождений Когалымского региона…………………………………



20


1.3. Фациальная диагностика осадочных пород на основе кластерного анализа макроописаний керна…………………………………………….

28


Выводы по главе 1…………………………………………………………….


39

2. МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН………………………………………….

41


2.1. Влияние интерпретации геофизического исследования скважин

на распределение фильтрационно-емкостных свойств

и эффективность разработки пласта………………………………………


41


2.2. Разработка методики интерпретации петрофизических данных

45

Выводы по главе 2……………………………………………………………..


51

3. МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО

И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

ДЛЯ ОЦЕНКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ……………………………………………………………………….

52


3.1. Статистическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов…………………………………………………

52


3.2. Оценка распределения остаточных запасов нефти с использованием итерационной методики построения геолого-гидродинамических моделей продуктивных пластов……………………………………………

57


3.3. Анализ применимости графоаналитических методов интерпретации гидродинамических исследований скважин………………………………

68


Выводы по главе 3……………………………………………………………

71







4. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ С УЧЕТОМ ПЛОТНОСТИ ТЕКУЩИХ ПОДВИЖНЫХ ЗАПАСОВ, ФИЛЬТРАЦИОННЫХ

И ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА………………………………………………………………….......

72


4.1. Обоснование выбора метода воздействия на зону дренирования скважины по результатам индикаторных исследований…………………

72


4.2. Обоснование системы заводнения в низкопроницаемых

коллекторах…………………………………………………………………


84


4.3. Обоснование комплексного подхода к увеличению нефтеотдачи пласта с реорганизацией системы разработки……………………………

88


4.4. Обоснование физико-химических методов и технологий воздействия………………………………………………………………….

93


4.4.1. Реогазохимическое воздействие…………………………………………

93

4.4.2. Комплексное физико-химическое воздействие………………………..

99

Выводы по главе 4……………………………………………………………..

106

Основные выводы и рекомендации…………………………………………

107

Библиографический список использованной литературы……………….

109


ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы. В условиях залежей нефти, характеризующихся высокой неоднородностью и сильной расчлененностью, обоснование проектных решений, направленных на увеличение технологической эффективности добычи углеводородов, должно включать всесторонний анализ геолого-технологических свойств и параметров, определяющих выработку запасов. Стандартные методики подсчета запасов и геолого-гидродинамического моделирования (ГГМ) оказываются недостаточными, поскольку они изначально ориентированы в большей степени на получение интегральных показателей. Для более точной локализации остаточных запасов и повышения эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ) необходимы дополнительные исследования на основе усовершенствованных методик обработки геолого-геофизической и промысловой информации.

Актуальность данной проблемы обоснована поиском новых подходов к выработке малоподвижных текущих запасов нефти в условиях высокой обводненности добываемой продукции. Для повышения успешности геолого-технологических мероприятий необходимо комплексно и системно обосновывать проектные решения в пределах каждого отдельного участка залежи с остаточными запасами углеводородов, которые, в свою очередь, основываются на анализе и оценке влияния литолого-фациальной изменчивости продуктивных пластов на выработку запасов, оценке взаимосвязи фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и характера насыщенности коллектора, статистическом и геолого-гидродинамическом моделировании, анализе энергетического состояния залежи и причин снижения производительности скважин, оценке эффективности технологий и методов воздействия на пласт и его призабойную зону.



Цель работы разработка комплексного методического подхода к обоснованию принципов и технологий выработки остаточных запасов нефти из неоднородных сильнорасчлененных продуктивных пластов.

Основные задачи работы:

  • анализ влияния изменчивости литолого-фациальных условий на эффективность выработки запасов нефти из неоднородных сильнорасчлененных пластов;

  • определение причин некорректной интерпретации петрофизических данных и совершенствование методик по построению геолого-петрофизических и гидродинамических моделей месторождений углеводородов;

  • разработка метода моделирования фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов;

  • разработка методики построения геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ) для оценки распределения остаточных запасов нефти и планирования геолого-технологических мероприятий;

  • разработка методики оценки эффективности влияния системы заводнения на выработку запасов нефти.

Методы решения поставленных задач. Использованы общепринятые методики научных исследований, включающие обобщение результатов геологических, геофизических, гидродинамических и промысловых исследований. Основными методами изучения влияния ФЕС на движение флюидов в пористой среде являлись петрофизические методы, многомерный статистический анализ, геолого-гидродинамическое моделирование и др. Достоверность результатов исследований базируется на сходимости фактических и расчетных показателей разработки продуктивных объектов.

Научная новизна результатов работы

  1. Усовершенствованы подходы в применяемых методиках обработки и интерпретации петрофизических данных, используемых в геолого-петрофизических и гидродинамических моделях месторождений углеводородов, оценена степень влияния литолого-фациальных особенностей на эффективность выработки запасов нефти для неоднородных пластов нефтяных месторождений Когалымского региона.

  2. Разработана методика интерпретации гидродинамических исследований, заключающаяся в совместной интерпретации многократных гидродинамических исследований по группе близкорасположенных скважин с целью создания непротиворечивой модели пластовой системы.

  3. Разработана итерационная методика построения геолого-гидродинамических моделей для оценки распределения остаточных запасов нефти и планирования геолого-технологических мероприятий.

  4. Усовершенствована методика оценки и уточнения определения величи­ны абсолютной проницаемости и величины остаточной водонасыщенности.

Основные защищаемые положения:

  • итерационная методика построения геолого-гидродинамических моделей для неоднородных сильнорасчлененных пластов и оценки степени влияния литолого-фациальных особенностей на эффективность выработки запасов нефти;

  • методика интерпретации многократных гидродинамических исследований по группе скважин, используемая при построении адекватных моделей пластовых систем;

  • методические подходы к обработке и интерпретации петрофизических данных, определению величин абсолютной проницаемости и остаточной водонасыщенности, используемых в геолого-петрофизических и гидродинамиче­ских моделях залежей углеводородов.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 1: Промыслово-геологическое (горно-геологическое) строение залежей и месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа, пластовых резервуаров и свойства насыщающих их флюидов с целью разработки научных основ геолого-информационного обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа.



Практическая ценность результатов работы

  1. По результатам оценки степени влияния литолого-фациальной обстановки на эффективность выработки запасов нефти с применением технологий воздействия на пласт и его призабойную зону выполнено ранжирование эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и обработки призабойной зоны (ОПЗ) согласно фациальной зональности.

  2. Предложенные в диссертационной работе методы и технологии позволили вовлечь в процесс фильтрации малоподвижные текущие запасы нефти. Эффективность от рекомендуемых ГТМ составила 49,360 тыс. т дополнительной нефти, сокращение попутно добываемой воды – 1049,244 тыс. т при продолжительности эффекта 4…18 месяцев.

  3. На основе гидродинамических и индикаторных исследований определены причины низкой эффективности системы заводнения и предложены новые подходы к выбору методов увеличения нефтеотдачи.

  4. С целью совершенствования системы заводнения для условий неоднородных и расчлененных эксплуатационных объектов обоснован метод перекрестной схемы закачки с циклом 10 дней.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; обосновании комплекса методических положений, учитывающих особенности выработки запасов нефти из неоднородных сильнорасчлененных пластов с учетом литолого-фациальных, гидродинамических, промысловых индикаторных исследований, обобщении их результатов, внедрении разработанных методик.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов» (Казань, 2009 г.); XIV, XV, XVI ежегодных научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югра» (Ханты-Мансийск, 2010, 2012, 2013 гг.); III научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», посвященной 15-летию КогалымНИПИнефть (Тюмень, 2011 г.); научно-технических совещаниях и семинарах различного уровня в ОАО «ЛУКОЙЛ»; научно-методических семинарах научного совета ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов», а также кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ (Уфа, 2013, 2014 гг.).

1. ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ

ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ЗОНУ ДРЕНИРОВАНИЯ СКВАЖИН
1.1 Анализ влияния литолого-фациальных особенностей залежи нефти на эффективность выработки запасов нефти с применением технологий воздействия на зону дренирования скважин
Наиболее значимым фактором, оказывающим влияние на эффективность разработки нефтяных месторождений, является неоднородность резервуара, вызванная литологическими особенностями пласта, условиями образования пласта, тектонической приуроченностью территории, постседиментационными преобразованиями. Исследования, позволившие изучить и оценить степень влияния неоднородности пласта на выработку запасов углеводородов, проведены такими специалистами и учеными, как В. Е. Андреев, В. А Бадьянов,
К. С. Баймухаметов, Ю. Е. Батурин, В. Б. Белозеров, В. Н. Бородкин,
Д.В. Булыгин, Г.В. Ведерников, Р.Х. Гильманова, Е.Е. Гавура, В.П. Девятов,
Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, P.P. Ибатуллин, М.М. Иванова, В.А. Конторович,
Ю.А. Котенев, Е.В. Лозин, А.Х. Мирзаджанзаде, В.С. Муромцев, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Р.Я. Нугаев, Б.М. Орлинский, В.Г. Пермяков,
А.А. Потрясов, М.М. Саттаров, К.Г. Скачек, В.С. Славкин, М.Л. Сургучев,
М.А. Токарев, К.М. Федоров, М.М. Хасанов, Н.И. Хисамутдинов,
Н.Ш. Хайрединов, Р.Х. Хазипов, Г.Г. Шемин, В.Н. Щелкачев, К.Ш. Ямалетдинова и другие.

Существует множество методов изучения неоднородности пласта: гидропрослушивание, метод меченной жидкости, электрофациальные и сейсмофациальные анализы, фациальные исследования керна. Наиболее доступными и малозатратными являются последние два вида исследований.

В качестве примеров эффективного применения этих видов исследований в данной работе приводятся зависимости эффективности геолого-технологических мероприятий от фациального замещения пласта БС10 Южно-Ягунского месторождения, который проведен на основе фациального анализа по керну, и эффективности геолого-технологических мероприятий пласта АВ1-2 в западной части Ватьеганского месторождения с учетом неоднородности резервуара.

Результатом изучения неоднородности пласта БС10 Южно-Ягунского месторождения на основе фациального анализа по керну стало выделение следующих фациальных зон: супралитораль (верхний пляж), литораль (нижний пляж и верхняя часть предфронтальной зоны пляжа), сублитораль (нижняя часть предфронтальной и переходной зон пляжа), неритовая зона (дальняя зона пляжа) (рисунок 1.1).


Рисунок 1.1  Схема распространения фациальных зон


Как видно из фациальной карты, зона супралиторали (верхний пляж) распространена в центральной, юго-восточной частях и обособлена на севере Южно-Ягунского месторождения. Это надприливная область пляжного комплекса, затопляется только во время штормов. От нижней зоны верхняя зона обычно отделяется низким уступом (бермой). На этом участке преобладают процессы заплеска, прибоя и обрушения, дополняемые вдольбереговыми течениями. Отложения зоны супралиторали представлены светло-серыми, неравномерно бурыми, средне- и мелкозернистыми песчаниками. Прослоями (от 7…10 см до 2 м) песчаники карбонатные. Текстура слабовыраженная, горизонтальная и косая однонаправленная слойчатая за счет слойков обогащения углисто-слюдистым материалом, редко текстура массивная. Отмечаются редкие фрагменты пропластков угля мощностью до 8 мм, единичные отпечатки двустворчатых раковин. Коэффициент сортировки (So) обычно 1,6…1,8. Проницаемость составляет 0,250…0,540 мкм2 участками до 0,800 мкм2. Преобладает пористость 18…22 %. Содержание слюд до 2…7 %. Растительный детрит (участками до 3 %) в виде пластинчатых витринизированных фрагментов длиной до 0,2…0,5 мм. Палеогидродинамический режим соответствует первому уровню гидродинамической активности (αпс = 0,8…1,0). Практически вся центральная часть площади исследования представляет собой зону литорали, которая подвержена сильному волновому воздействию. Отложения зоны литорали представлены светло-серыми, мелкозернистыми, участками  карбонатными песчаниками. Отмечаются прослои (до 15 см) темно-серых, мелкозернистых, глинистых алевролитов с внутренней горизонтальной слойчатой текстурой, иногда с текстурами пластической деформации. Реже отмечаются прослои (мощностью до 15 см) обогащения интракластами серых, сильноглинистых алевролитов. Текстура массивная, участками  горизонтальная или косая, редко  разнонаправленная слойчатая за счет слойков обогащения углисто-слюдистым материалом со следами биотурбации. Коэффициент сортировки (So) изменяется от 1,4 до 2,9 с преобладанием 1,5…2,2. Проницаемость 0,050…0,600 мкм2, реже достигает 0,990 мкм2. Пористость насыщения  от 14 % до 25 %. Содержание слюд  от 1 % до 3 %, в нижней части до 9 %. Растительный детрит (от единичных знаков до 3 %) в виде пластинчатых витринизированных и фюзенизированных фрагментов иногда длиной до
0,2…0,5 мм; редко отмечается раковинный детрит. Косые разнонаправленные текстуры отражают приливно-отливные течения. Редкие прослои глинистых алевролитов образовывались в обстановках забаровых лагун в условиях низкой гидродинамической активности. Палеогидродинамический режим соответствует второму уровню гидродинамической активности (αпс = 0,6…0,8). Фации нижней и верхней частей сублиторали распространены в юго-западной и северной частях изучаемой территории. Комплекс пород представлен серыми, темно-серыми мелкозернистыми неравномерно-глинистыми алевролитами. Текстура горизонтальная пологоволнистая слоистая за счет частых линзовидных прослоев (1…3 см) светло-серых крупнозернистых алевролитов и песчаников (10…15 см, иногда до 1 м и более). Отмечается обилие следов биотурбации мелкими донными организмами. Внутренняя текстура в прослоях алевролитов косая, пологоволнистая слойчатая за счет слойков обогащения углисто-слюдистым материалом. Песчаники бурые, буровато-серые, мелкозернистые. Текстура слабо-выраженная, горизонтальная слойчатая. Участками отмечаются обильная примесь интракластов глинистых алевролитов со следами пластической деформации, следы интенсивной биотурбации, крупные обломки обугленных растительных остатков (ОРО), редкие обломки раковинного детрита и морских лилий. Коэффициент сортировки песчаников и алевролитов светло-серых  от 1,4 до 2,2. Проницаемость колеблется в широких пределах  от 0,0001 до 0,185 мкм2, обычно составляя 0,006…0,009 мкм2. Пористость изменяется в диапазоне от 12 % до 19 %. Содержание слюд  от единичных знаков до 2 %. Палеогидродинамический режим среды седиментации в целом соответствует третьему уровню гидродинамической активности (αпс = 0,4…0,6).

Неритовая зона распространена в северо-западной части Южно-Ягунского месторождения. Отложения данной зоны представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами субрегиональной чеускинской пачки, являющейся литологическим экраном для линз пласта БС102. Текстура горизонтальная, участками линзовидная слоистая за счет тонких прослоев светло-серых алевролитов, как правило, градационного строения. Характерны мелкие следы биотурбации (хондриты). В подошвенной части пачки отмечаются пиритизированные остатки растений, чешуи рыб, отпечатки обугленных растительных остатков и фрагменты мелких тонкостенных раковин двустворчатых моллюсков. На плоскостях наслоения отмечается обогащение примесью углисто-слюдистого материала. Палеогидродинамическая активность среды седиментации соответствует низшему, пятому, уровню (αпс = 0…0,2).

Фациальные особенности обуславливают геологические особенности коллектора: пористость, глинистость, карбонатность, слоистость, расчлененность, проницаемость, наличие химически и физически связанной воды [1  6].

Для того чтобы проследить гидродинамическую связь фациальных зон с дебитами скважин, сопоставлены карты текущих и накопленных отборов пласта БС10 с фациальной картой. Выделены низко-, средне-, высокодебитные скважины (рисунок 1.2).



Рисунок 1.2   Схема распределения дебитов
К низкодебитным скважинам относятся скважины, текущий дебит жидкости которых изменяется от 1 до 25 м3 в месяц, к среднедебитным 
25…55 м3, к высокодебитным  55…100 м3. Высокодебитные скважины приурочены к зоне супралиторали (верхний пляж). Зоны с низкими значениями дебитов приурочены к мелководной и глубоководной сублиторали. Полученная карта подтверждает закономерность размещения данных фациальных зон.

Для упрощения работы со статистическими данными рассматриваемая область была разделена на 4 зоны: супралитораль, литораль, мелководная и глубоководная сублиторали (рисунок 1.3).



Рисунок 1.3  Схема распределения фациальных зон

Проанализированы следующие виды ГТМ: гидроразрыв пласта (ГРП), обработка призабойной зоны пласта реагентом на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) и кислот, форсированный отбор жидкости (ФОЖ), бурение горизонтальных стволов, перфорация, ремонтно-изоляционные работы (РИР), дострелы, избирательная перфорация, бурение боковых стволов, оптимизация режима эксплуатации, прострелочно-взрывные работы.

В качестве результативности работ использовалась оценка абсолютного прироста дебита нефти (рисунок 1.4) и относительной эффективности геолого-технологического мероприятия согласно фациальной зональности (рисунок 1.5). По результатам анализа выявлено, что ГРП является во всех рассмотренных зонах эффективным методом за счет высокой песчанистости и расчлененности продуктивного пласта БС101.

Самыми благоприятными для проведения кислотных обработок
(Алдинол-20, КСПЭО), по данным полученных гистограмм, являются зоны супралиторали и литорали. Эти зоны характеризуются высокопроницаемыми песчаниками-коллекторами, которые в своем составе имеют участками карбонатный цемент. В зонах глубоководной и мелководной сублиторалей они менее эффективны из-за содержания в песчаных коллекторах алевритисто-глинистых разностей.

Ремонтно-изоляционные работы являются эффективными в зонах мелководной и глубоководной сублиторалей в связи с тем, что в пласте БС101 присутствует большая глинистая составляющая и при бурении возникает большое количество каверн, из-за чего происходит некачественное цементирование в ряде зон. Из полученных результатов, РИР также эффективен в зонах супралиторали и литорали за счет того, что поры и каналы коллектора большие, происходит некачественное тампонирование цементом [1].

Основные рекомендации по применению технологий воздействия на зону дренирования скважин приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Рекомендации по применению ГТМ в зависимости

от фациальной принадлежности коллектора


Фациальные зоны

Рекомендуемые ГТМ

Характеристика зоны

для условий пласта БС10 Южно-Ягунского месторождения

Супралитораль, литораль

ОПЗ на основе кислот, ремонтно-изоляционные работы, ГРП, термогазохимическое воздействие (ТГХВ)

Высокопроницаемые песчаники-коллекторы, имеющие в своем составе участки карбонатного цемента

Мелководная и глубоководная сублиторали

Ремонтно-изоляционные работы

Имеют большую глинистую состав­ляющую, что при бурении приводит к образованию большого количества каверн




Таким образом, в зонах супралиторали и литорали рекомендуется проводить ГРП, РИР и кислотные обработки, ТГХВ, так как данные ГТМ в изучаемых зонах наиболее эффективны, в зонах мелководной и глубоководной сублиторалей  ГРП, РИР, ТГХВ, дающие также положительный эффект. Рекомендуется также разбуривание новых кустов начинать в благоприятных фациальных зонах, таких как супралитораль и литораль, характеризующихся высокопористыми и высокопроницаемыми песчаниками-коллекторами. Затем переходить к бурению скважин в зонах мелководной и глубоководной сублиторалей, характеризующихся менее высокими значениями коэффициентов пористости и проницаемости.

При анализе эффективности ГТМ пласта АВ1-2 Ватьеганского месторождения за основу приняты результаты переинтерпретации данных сейсморазведки ЗD в западной части Ватьеганского месторождения, сопоставленные со структурной картой пласта АВ1-2 (рисунок 1.6). По особенностям геологического строения можно отметить, что в пределах месторождения накопление продуктивных отложений осуществлялось преимущественно в прибрежно-морской и мелководно-морской обстановках 7.

Рисунок 1.6  Временной седиментационный срез в интервале залегания

отложений пласта АВ1-2

Наибольший интерес вызывает пачка русловых отложений, которая выделяется в разрезах скважин, расположенных в южной и центральной частях месторождения. Зоны протягиваются в субширотном направлении. Перекрывается эта пачка отложениями, аккумуляция которых осуществлялась в условиях периодической смены фациальной зоны мелководно-морского шельфа, расположенного в непосредственной близости от береговой линии, и дельтовой обстановки. В результате в верхней части группы пластов сформировались отложения, характеризующиеся своеобразными мелколинзовыми текстурами. Среди данных пород выделяются коллекторы, которые в ряде случаев именуются так называемыми «рябчиками». Рассматриваемые отложения распространены по всей площади месторождения. Подстилается пачка русловых отложений преимущественно глинистыми отложениями. Данный тип разреза тяготеет к I зоне  центральные русловые отложения и III зоне  южные русловые отложения.

Второй тип разреза представлен следующим образом: отложения верхней части разреза представлены преимущественно глинистыми породами; нижняя часть разреза представлена преимущественно песчано-алевролитовыми отложениями. Данные отложения распространены в юго-восточной (скв. 56, 183, 187, 1672, 1673, 1954 и т.д.) и в северо-западной (скв. 10, 102, 158, 164) частях полигона сейсмической съемки ЗD. Вероятно, скважины вскрыли отложения или стариц, или заболачиваемых озер. Это II зона  центральные межрусловые отложения, а также западная часть V и VI зон  соответственно северные русловые отложения и западные межрусловые отложения.

В третьем типе разреза отложения верхней части представлены преимущественно песчано-алевролитовыми отложениями, а отложения нижней части представлены преимущественно глинистыми породами. Области распространения отложений данного типа разреза (скв. 159, 161, 2387, 2653, 2779, 5483 и т.д.) преимущественно контактируют с фациальной зоной основного русла. Очевидно, в данном случае осуществлялась миграция потока за счет врезания в области развития болот. В данном случае это западная часть I и VI зон, а также IV зона  северные межрусловые отложения.

Четвертый тип разреза представлен и в нижней, и в верхней частях глинистыми породами. Данный тип разреза встречен в скв. 160, 165, 411, 2030, 2385, 2442, 2870, 5269 и т.д. Очевидно, рассматриваемые отложения накапливались преимущественно на территории болот. Песчаный материал поступал в данные зоны, скорее всего, во время сезонных паводков. В нашем случае это VII зона  южные межрусловые отложения.

Всего на исследуемом участке выделяется 7 зон, из которых 3 зоны являются русловыми отложениями, а 4 зоны  межрусловыми. После сопоставления зон неоднородности на картах разработки и текущих отборов (рисунок 1.7) отмечено, что:






  • центральное и южное русла, имеющие лучшие фильтрационно-емкостные свойства, хорошо коррелируются с зонами максимальных отборов;

  • межрусловые зоны хорошо коррелируются с зонами минимальных отборов.

Таким образом, все зоны неоднородности, выявленные по результатам переинтерпретации сейсморазведки, соответствуют зонам максимальных и минимальных отборов.

Ранжирование эффективности ГТМ в пределах рассматриваемых фациальных зон путем анализа средних абсолютных приростов дебита нефти приведено на рисунке 1.8.



Рисунок 1.8  Распределение эффективности ГТМ согласно фациальной

зональности
Наиболее эффективным на рассматриваемом участке является ГРП, так как позволяет эффективно вырабатывать запасы в объектах с высокой зональной и послойной неоднородностями. ФОЖ оказался эффективным в I и III зонах. Для успешного проведения ФОЖ необходимо, чтобы пласт обладал хорошими ФЕС. Данные зоны этим и отличаются.

Кислотные обработки эффективны в I и III зонах. За счет кислотной обработки разрушается карбонатный цемент и улучшаются ФЕС. В I и III зонах по керну скважин карбонатный цемент присутствует в больших количествах; в связи с повышенной гидродинамической активностью в III зоне карбонатного цемента больше. В межрусловых зонах в основном глинистый цемент. Следовательно, кислотная обработка не эффективна в межрусловых зонах.

Комплексная обработка призабойной зоны проведена только в III зоне и показала себя очень эффективно. Это можно объяснить хорошими ФЕС пласта и особенностями метода, при котором освоение после комплексной ОПЗ происходит с помощью свабирования, тем самым продукты реакции углеводородов с кислотой вымываются.

Положительные результаты дострела (перестрела) пласта получены в межрусловых зонах. За счет высокой расчлененности пласта именно в этих зонах при достреле приобщаются ранее недренируемые участки [1].



После анализа зависимости эффективности ГТМ от фациальной зональности пласта АВ1-2 Ватьеганского месторождения необходимы перераспределение эффективных ГТМ, отмена малоэффективных.
Каталог: Documents -> Dulkarnaev
Documents -> Информация относительно прав пожилых людей
Documents -> Кемеровской области гбук кемеровская областная научная библиотека им. В. Д. Федорова
Documents -> Кабинет Министров Украины Министерство социальной политики Украины Государственная служба по вопросам инвалидов и ветеранов Украины национальный доклад
Documents -> Дополнительное оборудование
Documents -> П\п Наименование дисциплины (модуля), практик в соответствии с учебным планом
Documents -> Ключи многократной установки для корпоративных лицензий
Dulkarnaev -> МетодическОе обоснованиЕ выработки залежей нефти в неоднородных сильнорасчлененных пластах


Поделитесь с Вашими друзьями:
  1   2   3   4   5   6   7   8


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал