Особенности геологического строения исследуемого пласта

Ниже представлены особенности геологического строения исследуемого низкопроницаемого неоднородного пласта в юрских отложениях на примере одного из месторождений Западной Сибири. В юрских отложениях выделяются три горизонта: ЮС₀ (баженовская свита), ЮС₁ (верхняя часть васюганской свиты), ЮС₂ (тюменская свита). В свою очередь в горизонте ЮС₁ выделяются пласты ЮС_1.1, ЮС_1.2, ЮС_1.3.

Промышленная продуктивность юрских отложений связана с верхним песчаным пластом ЮС_1.1.. Пласт достаточно хорошо выдержан, его толщина незначительно увеличивается с востока (30 м) на запад (35 м). К настоящему времени на месторождении выявлено две залежи нефти с различными характеристиками которые приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Характеристики залежи исследуемого месторождения

№ залежи	Глубина залегания, м	Тип залежи	Тип коллектора	Характер насыщения
№ 1	-2890	пластово-сводовая	терригенно-поровый	нефть
№ 2	-2922	пластово-сводовая	терригенно-поровый	нефть

Характерной особенностью продуктивных отложений является значительная расчлененность и частое замещение коллекторов непроницаемыми разностями. Это определяет наличие многочисленных локальных литологических экранов, затрудняющих процесс разработки. Пласт является сложнопостроенным геологическим объектом и представлен песчаниками и алевролитами. По типу коллектор терригенный, поровый.

Проницаемыми породами являются песчаники светло-серые, мелкозернистые, глинистые, плотные и алевролиты серые и светло-серые, средне- и крепкосцементированные, плотные, глинистые с характерной для данных отложений горизонтальной слоистостью, мелкой и крупной косой, косо-пологой, перекрестно-волнистой, обусловленной намывами слюд и глинистого материала по плоскостям наслоения.

Непроницаемые породы представлены в основном аргиллитоподобными глинами темно-серыми, слюдистыми, с вкраплениями растительного детрита. Промысловые данные указывают на наличие межслойных перетоков, влияющих на фильтрационные потоки. Так, на исследуемом месторождении положение ВНК существенно влияет на процесс обводнения скважин, несмотря на то, что в ряде случаев предполагается наличие непроницаемых пород.

Стоит отметить тот факт, что в целом песчано-алевролитовые породы продуктивных отложений отличаются по гранулометрическому составу от аналогичных образований неокома более плотной упаковкой зерен и худшей отсортированностью, что является одной из определяющих причин низкой проницаемости коллекторов.

Нефтенасыщенные толщиныпласта изменяются в широком диапазоне, что указывает на значительную литолого-фациальную изменчивость пласта по латерали. Так, нефтенасыщенная толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 22,1 м до 15,7 м, в среднем составляя 18,9 м.

Расчлененность разреза по всей площади высокая (рисунок 1.3). Максимальное количество проницаемых пропластков достигает 22, однако редко, но встречаются скважины с 1-3 пропластками коллектора. В среднем по разрезу пласта количество пропластков колеблется от 14 до 16. Часты прослои коллектора в виде невыдержанных линз с выклиниванием или замещением их непроницаемыми породами. Средняя песчанистость пласта в нефтенасыщенной части составляет 27 %, расчлененность – 4,1 д.ед. КИН проектный 0,344; текущий КИН 0,183.

ВНК

Рисунок 1.3 - Профильный разрез продуктивного пласта

Процесс разработки сопровождается изменением пластового давления (по большей части его снижением) при отборе жидкости и газа из пласта.

Проанализируем неоднородность коллекторских свойств исследуемого пласта данной залежи. Характеристика неоднородности с вероятностной точки зрения задается функцией и плотностью распределения. Поэтому анализ неоднородности будем проводить на основе метода построения закона распределения случайных величин на основе промысловых данных [31].

Применим данный математический метод к анализу неоднородности проницаемости продуктивного коллектора. В данной залежи полная информация по проницаемости пропластков имеется по 24 скважинам, которая представлена на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4 - Гистограмма распределения частостей проницаемостей по всем нефтенасыщенным пропласткам пласта ЮС_1.1.

Из приведенных выше данных по проницаемости можно сделать вывод, что в среднем пласт, вскрываемый одной скважиной, представлен 12 пропластками коллектора в нефтенасыщенной части. Большая доля нефтенасыщенных пропластков, порядка 62 %, лежит в интервале проницаемостей до 3 мД (рисунок 1.4). В настоящее время существует множество различных классификаций терригенных коллекторов по проницаемости: П.П. Авдусина и М.А. Цветковой, Г.И. Теодоровича, Ф.А. Требина, И.А. Конюхова, А.А. Ханина, Berg, Li. В России наиболее широко используется классификация А.А. Ханина, согласно которой коллекторы разделяются на шесть классов по абсолютной проницаемости [27]:

· 1 класс – проницаемость более 1000 мД;

· 2 класс – проницаемость от 500 до 1000 мД;

· 3 класс – проницаемость от 100 до 500 мД;

· 4 класс – проницаемость от 10 до 100 мД;

· 5 класс – проницаемость от 1 до 10 мД;

· 6 класс – проницаемость от 0,1 до 1 мД.

Породы с абсолютной межзерновой проницаемостью по газу меньше 0,1 мД отнесены к неколлекторам, то есть к таким в которых нефть, если и присутствует, то не может быть извлечена. По классификации А.А. Ханина все продуктивные пропластки пласта ЮС_1.1. относятся к 4, 5, 6 классу. Пятьдесят лет назад коллектора 6 класса относили к так называемым неколлекторам, в настоящее время развитие технологий добычи и интенсификации нефти позволяет проводить их рентабельную эксплуатацию.

Однако в продуктивной части пласта вскрываемых одной скважиной присутствуют пропластки с различной проницаемостью, которая отличается между собой в десятки раз.

Рассчитаем однородность пласта ЮС_1.1. с помощью коэффициента однородности (K). Основная суть данного коэффициента заключается в следующем: если по проницаемости продуктивный коллектор однороден по всей исследуемой мощности, коэффициент однородности равен единице. При полной неоднородности данный коэффициент однородности будет равняться нулю. Следовательно, для всех остальных случаев коэффициент однородности будет находиться между нулём и единицей [61].

Для нахождения коэффициента однородности используем широко известную “Кривую Лоренца”. “Кривая Лоренца”− это графическое изображение функции распределения. Данная кривая используется как в теории экономической науки, так и за её пределами.

Для построения графика составим таблицу 1.2, в которую занесем проницаемости различных интервалов пласта скважины № 1 в убывающем порядке.

Таблица 1.2. Проницаемости различных интервалов пласта скважины № 1

ki
hi		1,8	1,9	1,6	1,8	0,9		2,3	2,8	5,2	0,8		3,5
(∑hi)/ h
(∑(hi∙ki))/(h∙kср)

Ось ординат данного графика (рисунок 1.5) − это безразмерная величина (∑(h_i∙k_i))/(h∙k_ср), где h_i − мощность пропластков с различной проницаемостью k_i; h− полная мощность продуктивных пропластков пласта; k_ср − средневзвешенная проницаемость. Ось абсцисс − безразмерный параметр (∑h_i)/ h.

Диагональ ОВ на данном графике соответствует полной теоретической однородности пласта ЮС_1.1. когда, соответственно, коэффициент однородности будет равен единице. Линия ОАВ соответствует полной теоретической неоднородности, когда, соответственно, коэффициент однородности будет равен нулю. Линия ОТС построенная по данным таблицы 1.2 представляет собой реальную кривую частичной неоднородности продуктивных прослоев пласта ЮС_1.1.. В соответствие с этим коэффициент однородности для продуктивных прослоев представляет собой отношение площади фигуры ОАВСТО к площади фигуры ОАВО.

Рисунок 1.5 - Распределение однородности пласта по проницаемости

В числовом выражении коэффициент однородности по проницаемости будет равен: K_пр=0,4 /0,5=0,8.

Тем не менее, данное значение неоднородности рассчитано нами только для одной скважины № 1. Для более полной характеристики литологической однородности пласта ЮС_1.1.. воспользуемся коэффициентом стратификации, или коэффициентом напластования [61]. С помощью данного коэффициента рассчитаем степень изменения проницаемости пласта от одной скважины (№ 1) до другой скважины (№ 2). Забои данных скважин расположены в диаметрально противоположных районах залежи. Выбор данных скважин на таком большом расстоянии был сделан для того, чтобы подсчитать корреляцию проницаемости пласта ЮС_1.1. в разных точках.

Коэффициент стратификации определим с помощью графика (рисунок 1.6), на котором по одной оси отложим значения проницаемости для скважины № 1, а по другой оси – значения проницаемостей для скважины № 2.

Рисунок 1.6 - Корреляция проницаемости между двумя скважинами

Через полученные точки проведем прямую линию и измерим вертикальное расстояние d каждой точки от этой линии. Полученные и рассчитанные данные представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3. Корреляция проницаемости между скважинами № 1 и № 2

Проницаемость, kпр, мД	отклонение	Квадрат отклонения	Отклонение от линии регресcии, d	d2
скв. № 1	скв. № 2	Х=K-kпр	Х2=(K-kпр)2
		-22,4	502,3	-0,2217	0,049
47,2	2,4	-20,6	424,8	0,27624	0,076
37,1	2,1	-10,5	110,5	0,00357	0,00001
30,2	1,9	-3,6		-0,18766	0,035
20,1	1,5	6,5	42,1	-0.36033	0,129
18,3	0,9	8,3	68,7	0,13761	0,018
15,4	0,6	11,2	125,2	0,27318	0,074
	0,5	14,6	212,8	0,1804	0,032
	0,4	16,6	275,2	0,167	0,027
K=(∑проницаемостей)/ (количество пропластков)	-	197,1	-	0,048

Коэффициент стратификации или напластования вычисляется по формуле

Коэффициент S изменяется от нуля до единицы; при S=1 наблюдается полная корреляция проницаемости между рассматриваемыми скважинами № 1 и № 2; при S=0 непрерывность её нарушается.

Открытая пористость пород пласта в лабораторных условиях определена по результатам анализов керна. Все определения проведены по нефтенасыщенным образцам. Открытая пористость 18 %, изменяется в диапазоне от 12,9 до 23,5 %. Начальная нефтенасыщенность в среднем составляет 52 %. По характеру насыщения пласт относится к нефтяным.

Пластовая нефть исследуемого месторождения находится в условиях высоких давлений (пластовое давление – 28 МПа) и температур (95 ºС). В условиях пласта нефть недонасыщена газом, давление насыщения пластовой нефти газом намного ниже пластового давления (давление насыщения – 9 МПа). По плотности нефти относятся к легким (783 кг/м³). Пластовая нефть маловязкая (1,16 мПа·с).

Лабораторные опыты по определению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для нефти и воды проводились на керне методом стационарной фильтрации. Вид кривых ОФП (рисунок 1.7) указывает на гидрофильный характер поверхности горной породы объектов разработки. Зависимости кривых капиллярного давления от водонасыщенности, полученные по данным керновых исследований, представлены на рисунке 1.8.

Рисунок 1.7 - Диаграммы ОФП в нормированных координатах (шифр кривых - проницаемость образцов по газу, 10^-3 мкм²)

Рисунок 1.8 – Зависимость капиллярного давления от водонасыщенности (шифр кривых - номер опыта)

В большинстве случаев при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ основополагающей является теория гравитационно-антиклинального нефтегазонакопления, согласно которой нефть аккумулируется в наиболее приподнятых участках, под действием силы гравитации. Так как нефть легче воды, то она всплывает на её поверхности. По этой же теории водонефтяной контакт представляет собой горизонтальную поверхность [13]. Однако, по исследуемому месторождению, имея достаточно высокую плотность скважин и большой накопленный фактический материал, доказан не горизонтальный ВНК.

Для построения данного профиля ВНК были отобраны и проинтерпретированы скважины с минимальными значениями удлинения и с начальным нефтенасыщением (не затронутые разработкой).

Рисунок 1.9 - Зависимости ВНК от кровли пласта

По данным скважинам были построены соответствующие графики зависимости ВНК от кровли пласта в абсолютных отметках (рисунок 1.9). Установлено, что перепад уровней ВНК на различных участках залежи (с одинаковым значением кровли продуктивного пласта) может составлять до 48 м (рисунок 1.10).

Рисунок 1.10 - Уровни ВНК на различных участках залежи

Причинами данной геологической особенности залежи могут быть:

· наличие тектонических экранов, разломов, замещений;

· фациальные обстановки осадконакопления;

· наличие крупных тектонических процессов.

В работе были рассмотрены и подробно проанализированы все три возможные причины негоризонтального положения ВНК.

По месторождению выполнены исследования 2D и 3D сейсмикой на всей площади месторождения. По результатам в верхнеюрских образованиях выделен только один тектонический разлом на северо-западе месторождения, который естественно не может являться причиной неравномерного распределения уровня ВНК по всей площади месторождения. По сейсмике основная масса крупных разломов выделена в нижнеюрских отложениях.

Далее были построены профили ВНК через различные фации. По данным профилям ВНК находится в пределах 2890-2918 м, что доказывает независимость уровней ВНК от фациальных обстановок осадконакопления.

При проведении анализа временной стадийности нефтеобразования и палеореконструкции разреза [71] (выравнивание профиля на кровлю пласта, выравнивание на кровлю баженовской свиты, выравнивание на кровлю алымской свиты, выравнивание профиля на промежуточные маркеры) для юрских отложений исследуемого месторождения было замечено, что крупные тектонические процессы (поднятие северной и центральной частей Западно-Сибирской плиты) происходили после основной генерации нефти в продуктивном пласте, что и привело к его деформации. Данные тектонические движения привели к сложной геометрии поверхности ВНК, что и объясняет перепады уровней ВНК до 48 м в условно вертикальных скважинах по данным ГИС и опробований в поисковых и разведочных скважинах.

Используя данные кросс-дипольного акустического каротажа, зарегистрированные в эксплуатационной скважине в обсаженном стволе, была произведена оценка естественной анизотропии и азимутального направления напряжения горных пород. В скважине были проведены исследования прибором волнового широкополосного акустического каротажа АВАК-11Ц. Результатом обработки явился расчет количественной информации о скоростях продольной и поперечной волн, а также выделение интервалов с азимутальным изменением напряженного состояния пород.

На основе данных исследований определено направление максимального и минимального напряжения в пласте, учет которого позволяет снизить риски преждевременного обводнения добывающих скважин и контролировать параметры трещин ГРП. Так, в том случае, если добывающие скважины расположены между нагнетательными скважинами в направлении образования трещин, создается дизайн ГРП с ограничением длины трещины в 100-120 м. Более 120 м длины трещин достигают при условии, что риск прорыва воды к скважинам по трещинам ГРП невелик.

Данная информация о наличии в пласте направления преимущественного распространения трещин ГРП, которое перпендикулярно направлению минимального напряжения в пласте, будет необходима при проведении численных исследований разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов системами ГС с ГРП.