опыт
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА ЮС2 НА ПРИМЕРЕ РОДНИКОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Е. КОЛЕСНИК, С. ЛЕВКОВИЧ, НГДУ "Комсомольскнефть"
Основным объектом разработки Родникового месторождения является горизонт БС12, находящийся в данный момент на последней стадии разработки. Высокая обводненность продукции, большие объемы закачиваемой воды, огромные затраты на электроэнергию и эксплуатацию скважин - все это характеризует высокую себестоимость продукции, добываемой по пласту БС12.
Вторым объектом по величине запасов на Родниковом месторождении является горизонт ЮС2. Ввиду слабой изученности и отсутствия четкого представления о его геологическом строении в протоколе ГКЗ от 02.02.1995 г. были поставлены первоочередные задачи дальнейшего изучения пласта ЮС2, поскольку он является основным резервом по наращиванию добычи нефти на Родниковом месторождении.
Таким образом, основной задачей на данный момент является вовлечение в разработку новых запасов углеводородов по пласту ЮС2.
С целью уточнения геологического строения горизонта ЮС2 и бурения боковых стволов с нерентабельных скважин пласта БС12 был проведен ряд исследований: изучение геофизического материала по пробуренным скважинам и сопоставление с материалами скважин других месторождений региона, изучения анализа материалов керна в комплексе с материалами ГИС, сравнение эксплуатационных показателей по скважинам с разными ФЕС пласта.
ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНОГО КОЛЛЕКТОРА
Продуктивный горизонт ЮС2 приурочен к кровле тюменской свиты и делится на два пласта - ЮС2-1 и ЮС2-2 (по другим источникам - ЮС2 и ЮСз). Однако нефтеносным в пределах Родникового месторождения является только ЮС2-1 (далее по тексту - ЮС2).
Вмещающие породы коллекторы (по керну) представлены песчаниками, алевролитами. Песчаники переслаиваются с аргиллитами, которые составляют покрышку коллектора.
По состоянию на 01.01.2002 на Родниковом месторождении продуктивный горизонт ЮС2 был вскрыт 75 вертикальными скважинами. Почти во всех скважинах произведено испытание с помощью кумулятивных перфораторов ПКС-80 и ПКС-105. При испытаниях притоки нефти были незначительны по величине (от сотен литров до единиц т/сут.) на низких динамических уровнях 900-1200 м.
Водонасыщенные коллекторы горизонта подсечены в некоторых скважинах юж-
ной части залежи и в северо-западном крыле, однако необходимо уточнение причин наличия воды. Возможно, это связано с некачественным вскрытием пласта.
Пласт ЮС2 характеризуется значительной литологической неоднородностью, а также неоднородностью по проницаемости. Коэффициент песчанистости колеблется от 0,19 до 0,87 и составляет в среднем 0,405. Коэффициент расчлененности пласта изменяется от 1 до 7, в среднем - з,5.
Эффективные толщины также изменяются в значительных пределах - от 2,2 до 18,5 м, в среднем - 6,5 м. Проницаемость варьирует от 0,М0-3 до 65-132И0-3 мкм2, однако прямой зависимости между проницаемостью и притоком скважины не наблюдается. Так, например одна скважина была перфорирована зарядами ПКС-105С+ТГХВ и работает Ож=36 м3 и обводненность 0,1% (проницаемость 100И0-3 мкм2), а другая -с проницаемостью 7%10-3 мкм2 после вторичного вскрытия такими же зарядами дала приток 5 м3/сут. при динамическом уровне 1400 м и при том, что эффективная мощность составляет соответственно 6 и 4,7 м.
Залежь пласта ЮС2 Родникового месторождения является частью более обширной залежи, регионально развитой по восточному борту Сургутского свода и охватывающей обширную территорию Восточно-Сургутского, Елового, Родникового, Кечи-мовского и ряда других месторождений. Поэтому детальное изучение и выяснение закономерностей площадного развития, характера залегания и принципиальной модели строения песчаного резервуара залежи и сравнение этих показателей с данными по другим месторождениям является крайне важной задачей, решение которой позволит подобрать и рассчитать наиболее эффективную технологическую схему разработки объекта ЮС2.
ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА ПО ДАННЫМ АНАЛИЗА КЕРНА
Пласт ЮС2 стратиграфически приурочен к верхам тюменской свиты. Отложения пласта имеют довольно сложный литологи-ческий состав, изменчивы, не выдержаны по площади и представлены сложным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород, часто обогащенных углисто-слюдистыми включениями. Отложения верхней части пласта сформировались, вероятно, в условиях морского мелководья, породы нижней части сложены комплексом континентальных речных отложений. Наиболее полно керном охарактеризована нижняя часть пласта.
По характерным особенностям литоло-гических и петрофизических свойств выделено три литотипа пород пласта ЮС2. Ли-тотип 1 - песчаники и алевролиты, литотип 2 - глинистые породы и литотип 3 - карбонатные породы. В отличие от пластов БС10, БС12 и ЮС1 в отложениях пласта ЮС2 очень трудно разделить песчаники и алевролиты по коллекторским свойствам. Это связано со значительными вторичными преобразованиями, которые претерпели породы пласта ЮС2. Более крупнозернистые песчаники за счет более сильного уплотнения и вторичного минералообразования по своим петрофизическим свойствам оказались близки к крупнозернистым алевролитам, претерпевшим в меньшей степени вторичные изменения. Поэтому все проницаемые разности пород были объединены в один литологический тип пород.
Литотип 1
(песчаники и алевролиты)
Породы первого литотипа имеют значительный диапазон изменения средних гранулометрических характеристик обломочной части: в песчаниках размер преобладающих фракций - 0,12-0,2 мм, встречаются средне- и мелкозернистые разности с преобладающим размером обломков 0,2-0,25 мм; в алевролитах средний размер обломков 0,06-0,09 мм. Степень сортировки обломочного материала средняя до хорошей, зерна изометричной формы полуугловатые и полуокатанные.
По составу породообразующих минералов породы можно отнести к группе полевошпатовых граувакк (по классификации В. Д. Шутова): полевых шпатов 35-45%, кварца 30-35%, обломков пород 20-30% и слюды 1-3%.
Значения коэффициента проницаемости изменяются в пределах 0,01-132И0-3 мкм2, в среднем равны 1,1 •Ю-3 мкм2 Преобладающие значения открытой пористости составляют 14-16%, наибольшая пористость -21,4%. Значения коэффициента водоудер-живающей способности изменяются в пределах 28,2-93,3%, в среднем равны 53,9%.
Литотипы 2 и 3
(глинистые и карбонатные породы)
Ко второму литотипу отнесены породы с содержанием глинистой компоненты более 50% от общего объема породы. В породах данного литотипа значения коэффициента проницаемости не превышают 0>10-3 мкм2.
К третьему литотипу отнесены породы с содержанием карбонатного материала более 15%, представленные мелкозернистыми песчаниками, крупно- и разнозернистыми алевролитами. Карбонатный материал - поровый
опыт
кристаллически-зернистый кальцит (11,7%), реже доломит (2,3%), анкерит (2,5%) и пели-томорфный сидерит (4,5%). Для пород данного литотипа значения коэффициента открытой пористости изменяются в пределах 2,5-2,1%, значения коэффициента проницаемости - в пределах 0,01-0,3^10-3 мкм2.
Отложения пласта характеризуются неоднородным строением, обусловленным чередованием разных типов пород по разрезу и взаимным замещением по простиранию. Проницаемые прослои пласта ЮС2 представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупно- и разнозернистыми с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Вторичные процессы, протекающие в породах пласта ЮС2, значительно ухудшили их коллекторские свойства. В песчано-алеври-товых породах наблюдаются новообразования сидерита, кальцита, пирита, кварца, значительное уплотнение с образованием структур внедрения и приспособления, изменение обломочного материала, присутствие в значительном количестве гидрослюды и хлорита в цементе. Все это усложнило структуру порового пространства и привело к его сокращению. По визуальному наблюдению в шлифах размер пор редко превышает 0,03-0,05 мм, и распределение их в породе, как правило, неравномерно.
АНАЛИЗ
ГЕОФИЗИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА
Не менее важной является и задача, связанная с прогнозом распространения песчаных коллекторов по площади, относящихся к разным литолого-фациальным генотипам.
Анализ каротажных диаграмм пласта ЮС2 на рассматриваемых площадях в сопоставлении их с керновыми исследованиями позволяет выделить следующие типы разрезов.
1. Прослои коллектора уверенно выделяются по диаграммам методов ПС и ГК. Керн представлен средне-мелкозернистыми песчаниками, имеющими рассеянную глинистость. Описание взято с керна Западно-Сургутского месторождения.
Данный тип разреза свидетельствует о том, что скважинами зафиксированы прибрежно-морские или осадки русла рек. Этот тип разреза назван литотип 1. Деби-ты нефти после проведения геолого-технических мероприятий (ГРП, горизонтальный ствол) по данным скважинам составляют до 70 м3/сут.
2. Каротажные диаграммы представлены прослоями с различной характеристикой по методам ПС, ГК, рп, свойственной для песчаников, алевролитов глин и углей. Прослои, характерные для литотипа 1, приурочены преимущественно к подошвенной части.
Данный тип разреза, очевидно, является переходным от русловых фаций к фациям пойменным. Процесс осадконакопления здесь может рассматриваться по схеме: фации реки, старицы, озера, болота. Этот тип разреза назван литотип 2.
Дебиты нефти по скважинам данного разреза составляют в среднем 3-4 м3/сут.
3. Разрезы с недифференцированными кривыми методов ПС и ГК отнесены к ли-тотипу 3.
По керну они представлены тонким переслаиванием прослоев глинистых песчани-
ков, алевролитов и глин. Толщины этих разностей составляют 5-40 см. Это слоистый тип строения разреза. В скважинах данного типа коллектора максимальные дебиты по нефти составляют сотни литров в сутки.
ПЛОЩАДНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Коллектор южной части месторождения соответствует литологическому типу 2, т. е. участок залежи, очевидно, является переходным от русловых фаций к пойменным. Проницаемость варьирует от 0,01 до 10»10-3 мкм2. Пористость от 11 до 15%. Дебиты нефти меняются
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.