Обоснование модели залежи горизонта ПК19-20 Барсуковского месторождения

№49-2,

технические науки

В статье представлены основные модели залежи горизонта ПК 19-20 Барсуковского месторождения.

Похожие материалы

Основная доля запасов углеводородов в пределах Барсуковского месторождения сосредоточена в горизонте ПК 19-20, который относится к апт-альбскому нефтегазоносному подкомплексу. В пределах изучаемой области этот подкомплекс представлен нижней подсвитой покурской свиты. Продуктивные пласты горизонта ПК 19-20 представлены переслаиванием преимущественно песчаников, алевролитов с прослоями аргиллитов и глин.

Месторождение разрабатывается при линейном расположении эксплуатационных скважин. Широтными рядами нагнетательных скважин выделены блоки самостоятельной разработки. Между нагнетательными рядами размещены 7 рядов добывающих скважин. Во всех нагнетательных скважинах перфорацией старались вскрывать только нефтеносные коллекторы[1].

Для иллюстрации геологического строения залежи горизонта ПК 19-20 по V, VI и VII рядам нагнетательных скважин построены геологические профили и геолого-статистические разрезы (ГСР). Последние строились с использованием одного пласта репера и показывают вероятность встречи коллектора на различном расстоянии от этого репера. В качестве репера использовались два близко залегающих друг к другу пропластка углей над горизонтом ПК 19-20 .По данным подсчета запасов, начальное положение ВНК и ГНК по залежи ПК 19-20 имеет наклон с юга на север, а среднее значение ВНК соответственно изменяется от - 1633 до - 1639 м, а ГНК: от - 1600 м до - 1607 м[2,3].

По корреляции разрезов скважин в составе горизонта ПК 19-20 присутствуют заглинизированные прослои, отдельные из которых коррелируются в разрезе всех скважин и позволяют в составе этого горизонта выделить три пласта-коллектора, которые на значительной части площади гидродинамически не связаны между собой (рис.1). Подобные 2 прослоя выделяются на ГСР четкими минимумами вероятности встречи коллектора (рис.2). Все три пласта-коллектора представлены в разрезе всех скважин за редким исключением.

В скважинах VII-го нагнетательного ряда все продуктивные пласты представлены нефтеносными песчаниками. В скважинах V и VI рядов по заключению геофизического предприятия часть песчаников газоносные. В общем случае по комплексу ГИС после выхода скважины из бурения нельзя однозначно дифференцировать коллекторы на нефтеносные и газоносные. Для горизонта ПК 19-20 сопротивление заведомо нефтеносных коллекторов обычно не превышает 10-18 Ом м. Поэтому сопротивление 21-40 Ом-м будет соответствовать газоносным коллекторам. В ряде случаев нефтеносные и газоносные коллекторы не отличаются по сопротивлению, и эта задача решается по временным замерам НКТ после расформирования зоны проникновения. На приведенных профилях и ГСР нефтегазонасыщенность коллектора приведена по заключению геофизического предприятия (рис.1,2).

Условные обозначения: Пласт репер - 1; Песчаник: Нефтеносный - 2, водоносный - 3, газоносный - 4; Глинистые разности - 5; Интервал перфорации - 6
Геологические профили по скважинам нагнетательных рядов
Рисунок 1. Геологические профили по скважинам нагнетательных рядов

Вероятность встречи коллектора

Геолого-статистические разрезы по V и VII нагнетательным рядам горизонта ПК <sub>19-20</sub>
Рисунок 2. Геолого-статистические разрезы по V и VII нагнетательным рядам горизонта ПК 19-20

По VII нагнетательному ряду 1-ый верхний пласт горизонта ПК 19-20-нефтеносный. По форме диаграммы ПС, в процессе накопления обломочного материала активность водного бассейна была непостоянной, лишь в отдельных скважинах пласт представлен практически монолитным песчаником. В разрезе большинства скважин присутствуют 1-2 глинистых прослоя. На ГСР в верхней части пласта четко выделяется один из глинистых прослоев. Из-за наличия этих глинистых разностей вероятность встречи коллектора в интервале пласта не достигает 0,9. Толщина пласта меняется от 4 м до 6-7 м[4,5].

В разделе между 1- м и 2-м пластами вероятность встречи коллектора 0,06, толщина этого глинистого прослоя на западе 1 м, увеличивающаяся на востоке до 3,5 м.

По условиям осадконакопления второй пласт подобен первому, но толщина его больше и закономерно уменьшается от 12 м на западе и 6 м на востоке до фациального замещения и выклинивания (рис.1, VII ряд). Пропорционально увеличению его толщины увеличивается и количество глинистых прослоев в его составе. Отдельные из этих прослоев коррелируются в пределах 4-5 скважин. Ввиду присутствия глинистых прослоев и фациального замещения, вероятность встречи коллектора не достигает 0,8. На западе 2-ой пласт содержит подошвенную воду и вероятность встречи продуктивного коллектора в 2 раза меньше, чем вероятность встречи коллектора вообще.

Раздел между 2-м и 3-м пластами представлен чередованием глин, аргиллитов с единичными прослоями алевролитов. Поэтому вероятность встречи коллектора в интервале этого раздела больше, чем для раздела между 1-ми 2-м пластами и составляет 0,2-0,4.

Пласт 3 практически на всей площади залежи - с подошвенной водой и толщина его до 70 м. Как и верхние пласты, он содержит прослои глинистых разностей и плотные прослои. Относительная амплитуда ПС в интервале коллектора обычно больше, чем для верхних пластов, то есть пористость и проницаемость его выше. Вероятность встречи коллектора возрастает с увеличением расстояния от кровли пласта и в отличие от верхних пластов достигает 1. На расстоянии 31 м от репера на ГСР выделяется минимум вероятности встречи коллектора, который соответствует

I л инистому прослою, расположенному в верхней части 3-го пласта (рис.2, ряд VII). Нефтенасыщенная часть пласта приурочена к песчанику, залегающему в своде структуры между кровлей пласта и н им глинистым прослоем.

В VI нагнетательном ряду по геологическому строению верхние пласты горизонта ПК19.2о подобны этим пластам в VII ряду. Толщина соответствующих пластов практически одинакова (рис.1).

В сводовой части второй пласт содержит меньше глинистых прослоев, более однородный. Раздел между 1-м и 2-м пластами больше и прослеживается в разрезах всех нагнетательных скважин. Однако верхние пласты существенно отличаются по насыщенности от соответствующих пластов VII нагнетательного ряда. На крыльях структуры второй пласт водоносный или содержит подошвенную воду. По заключению геофизического предприятия в сводовой части залежи первый пласт газоносный. Газ содержится также в пяти скважинах и во втором пласте.

Толщина раздела между 3-м и 2-м пластами закономерно уменьшается с запада на восток от 8,5 м до 2 м.

В VI ряду 3-ий пласт подобен по геологическому строению этому пласту в скважинах VII нагнетательного ряда, но, как и верхние пласты горизонта, отличается по насыщенности. На крыльях структуры пласт водоносный, а в остальных скважинах - с подошвенной водой. По мере приближения к сводовой части толщина нефтеносного коллектора увеличивается и достигает 34 м.

В V нагнетательном ряду существенно меняется геологическое строение верхних пластов горизонта (рис.1).

В центральной части нагнетательного ряда первый пласт представлен газоносным коллектором. По условию осадконакопления и своему строению он принципиально отличается от первого пласта, вскрытого скважинами VI нагнетательного ряда. Толщина его в 1,5- 2,5 раза больше, он представлен практически монолитным песчаником, и, судя по амплитуде ПС, характеризуется высокими фильтрационно-емкостными свойствами. По мере удаления от газоносной части залежи увеличивается глинистость коллектора, в средней и кровельной частях выделяются прослои глинистых разностей. Толщина глинистого прослоя между 1-м и 2-м пластами по сравнению с рассмотренными нагнетательными рядами уменьшается и составляет 1-2 м. Этот раздел выделяется четкой симметричной аномалией во всех скважинах, но ввиду его малой толщины вероятность встречи коллектора в этом интервале увеличивается по сравнению с VII рядом от 0,06 до 0,5 (рис.2, ряд V)[6].

На западной половине ряда второй пласт такой же, как и в скважинах VI ряда. Четко прослеживается увеличение глинистости в нижней половине пласта, то есть при регрессии моря активность водного бассейна была не постоянной в отличие от трансгрессии, когда произошла резкая смена фаций и кровля пласта выделяется четкой аномалией ПС. Верхняя половина пласта характеризуется такими же высокими коллекторскими свойствами, как и первый пласт. На восточной половине V ряда толщина второго- пласта в 2-4 раза больше, чем по скважинам VI нагнетательного ряда. По форме ГСР хорошо видно, что по сравнению с VII рядом толщина верхней части горизонта увеличилась от 22 до 35 м, и возросла до 1 вероятность встречи коллектора[7].

На западной и восточной частях нагнетательного ряда толщина раздела между 3-м и 2-м пластами равна 3-8 м. В средней части толщина этого раздела уменьшается до 2-3 м, но ниже, уже в составе 3-го пласта, выделяется прослой, представленный чередованием аргиллитов и алевролитов толщиной до 8,5 м. Толщина нефтяного коллектора в сводовой части 31-36 м. Практически в пределах всей площади залежи в верхней части продуктивных коллекторов выделяются глинистые прослои, которые достаточно уверенно коррелируются между скважинами. Поэтому вероятность встречи коллектора от 0,8 в кровле увеличивается в водоносной части до 1 (рис.2, ряд V).

Таким образом, геолого-статистические разрезы и корреляция продуктивных отложений позволили в составе горизонта ПК 19-20 выделить три пласта - коллектора, отличающихся по строению и условию залегания углеводородов. На основной части площади эти пласты достаточно гидродинамически изолированы друг от друга, что позволяет проводить анализ разработки и состояния выработки запасов не в целом по горизонту, а по каждому из выделенных пластов.

Список литературы

  1. Коровин В.М. ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ СРЕДСТВ ТЕЛЕКОММУНИКАЦИЙ //Геофизический вестник. 2006. № 6. С. 14.
  2. Коровин В.М., Адиев Р.Я., Булаев В.И. ПЕРЕДАЧА ДАННЫХ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА ПО ЦИФРОВЫМ КАНАЛАМ СВЯЗИ //Каротажник. 2004. № 2. С. 40.
  3. Рафиков В.Г., Хабиров Р.Р., Гайфуллин М.Я., Коровин В.М. ЦИФРОВАЯ АППАРАТУРА ВАК-73М С РАСШИРЕННЫМИ ВОЗМОЖНОСТЯМИ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОДОМ ВАК //Каротажник. 2006. № 7-8. С. 228-239.
  4. Ташбулатов В.Д., Еникеев В.Н., Гайфуллин М.Я., Миллер А.В., Булгакова Ю.А., Коровин В.М. ВОЗМОЖНОСТИ АППАРАТУРНОПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА ВИДЕОКАРОТАЖА МАЛОГО ДИАМЕТРА АВК-42М //Каротажник. 2006. № 7-8. С. 242-254.
  5. Коровин В.М. АНАЛИЗ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ СБОРА И ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН //Нефтяное хозяйство. 2006. № 7. С. 112-114.
  6. Коровин B.М. НОВАЯ КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ГИС //Каротажник. 2007. № 1. С. 88-98.
  7. Валеев Г.З., Коровин В.М., Адиев Р.Я., Барышев В.И. СИСТЕМНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В СВЕТЕ ДОСТИЖЕНИЙ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ //Каротажник. 2009. № 7. С. 44-50.