К оглавлению журнала

 

УДК 55.001.57

© Д. В. Булыгин, С. С Николаев, 1992

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПЛАСТА ЮК-10 ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ ДЛЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

Д.В. БУЛЫГИН, С.С. НИКОЛАЕВ (Союзнефтепромхим)

Достоверность гидродинамических расчетов зависит от того, насколько реальные объекты соответствуют выбранной модели. Для расчета текущей нефтенасыщенности важно, чтобы особенности геологического строения пластов, определяющие процесс фильтрации флюидов, непосредственно использовались при постановке математической задачи. Это позволит повысить достоверность гидродинамических расчетов.

Применительно к пласту ЮК-10 Талинской площади при построении геологической и выборе математической модели требуется определить присутствие в разрезе пласта выдержанных по площади непроницаемых перемычек; различие ФЕС между отдельными пачками; зональность в распространении толщины и расчлененности пластов по площади и изменчивость проницаемости в отдельных пачках (выделение литолого-фациальных типов); зависимость ФЕС от приуроченности коллекторов к тому или иному литолого-фациальному типу.

Решение этих вопросов позволит оценить возможность осреднения параметров, выбрать метод расчета (по объекту в целом или раздельно по пористо-проницаемым интервалам) и таким образом сформулировать требования к геологической и математической моделям.

Формирование коллекторов шеркалинского горизонта происходило в континентальных условиях осадконакопления, существовавших в раннеюрское время, при участии древних речных потоков. Направление палеопотоков сложилось в результате тектонической активности территории и образования разломов, которые прослеживаются в строении фундамента и осадочном чехле. Аллювиальный генезис отложений подтверждается морфологическими особенностями и ритмичностью строения осадочного комплекса пород, наличием в разрезе углей и полным отсутствием известняков и морской фауны. В пределах терригенной толщи пласта ЮК-10 прослеживается несколько циклов, связанных с поднятием и опусканием территории.

С целью определения в разрезе пласта ЮК-10 непроницаемых выдержанных по площади перемычек для моделирования участка были построены схемы сопоставления (рис. 1,а,б). Несмотря на резкие колебания толщины пачек А, Б, В между ними по комплексу ГИС выделяется непроницаемый интервал толщиной 0,8–1,2 м. Причем для отдельных пачек в плане (рис. 2) прослеживаются зоны развития вытянутых полос монолитных песчаников, образовавшихся за счет проградации речных рукавов. Для пачек А, Б, В эти рукава имеют среднюю толщину 2,2; 4,8 и 3,5 м соответственно. К ним примыкают участки развития маломощных песчаных отложений фации прирусловых валов и более удаленных от русла отложений пойменной и болотной.

В отдельных зонах пачек А, Б, В происходит замещение песчаников непроницаемыми разностями. При последовательном прослеживании изменения морфологии, состава и ФЕС песчаных тел от пачки В к пачке А можно отметить миграцию русел палеопотоков и изменение положения фациальных зон. Например, если в нижележащей пачке присутствует песчаный монолит, то в вышележащем интервале он сменяется маломощными пойменными осадками (скв. 3708). Подобное строение указывает на процесс надстраивания русловыми осадками прилегающих пойм, за счет чего происходила компенсация мощностей. Таким образом, аккумуляция осадков была сосредоточена в области высокого энергетического уровня русла реки и прирусловых валах. Накопление осадков в этой области вызвало миграцию русла и накопление осадков на смежных территориях.

Залегание монолитных песчано-гравелитовых тел на различных уровнях и границы зон отсутствия осадков указывают, что образование пласта ЮК-10 происходило в условиях аллювиальной долины шириной 10–15 км. В ее пределах в каждый момент времени русло занимало лишь небольшую часть долины и могло в значительной степени перемещаться, приобретая новое направление течения. Границы древней долины четко фиксируются по приподнятым частям древних структурных выступов, где отсутствуют кластические осадки (скв. 3590, 3591, 3592). Следует указать на эрозионный характер заполнения древних структурных впадин, в результате чего в некоторых скважинах наблюдается выпадение из разреза нижних частей пласта ЮК-10.

Для гидродинамических расчетов необходимо установить различие коллекторских свойств по каждой из пачек. В противном случае их следует считать как единый объект разработки. В таблице приведены параметры пластов по пачкам А, Б, В. Лучшими свойствами характеризуется центральная часть пласта пачка Б. В направлении к подошвенной части пласта (пачка В) происходит некоторое ухудшение коллекторских свойств. Особенно низкими значениями характеризуется пачка А. В связи с ростом песчанистости в пачках Б и В до 0,80–0,82 повышаются параметры пористости, проницаемости и нефтенасыщенности (см. таблицу). В связи с этим отмечается преимущественная выработка средней и нижней частей разреза при наличии запасов, не вырабатывающихся заводнением в верхней.

Исследования 17 скважин в пределах рассматриваемого участка показали довольно хорошее совпадение осредненных показателей по объемам фильтрующейся жидкости, определенные по потокометрии и данным ГИС. Процент входящей и выходящей жидкости по данным механической дебитометрии и расходометрии по пачкам А, Б и В составляют соответственно 18,5; 52,1 и 29,4 %. По величине проводимости пласта, определенной по данным ГИС, эти значения расходятся незначительно и в среднем по пачкам составляют 6,1; 57,4 и 36,5 %. Наибольшее различие характерно для верхней, наименее проницаемой пачки, для которой значения по данным РГД превышают геофизические определения на 12,4 %. Это может быть связано с рядом причин, в числе которых нарушенность колонны и цементного кольца в верхнем интервале, что искажает распределение величины потоков по пачкам пласта. Следует указать и на наличие обширных областей литологического замещения пачки А, особенно в юго-западной части участка, препятствующее поступлению воды через нагнетательные скважины.

Зависимость изменения коллекторских свойств от приуроченности пластов к тому или иному литолого-фациальному типу слабая. Довольно четко прослеживается лишь тенденция изменения толщины пласта, что объясняется ее унаследованностью от обстановки осадконакопления. Проницаемость наиболее изменчивый параметр, пористость изменяется в небольших пределах (12–18 %). Дифференциация коллекторских свойств в пределах одинаковых литолого-фациальных типов не объясняется только различной степенью сортировки песчано-гравийного материала. Песчаные зерна могли заполнять пустоты между гравелитовыми зернами, играя наряду с глинистым материалом роль цементирующего материала, снижающего ФЕС, но такие изменения происходили лишь в разных условиях. Значительный разброс значений коллекторов по каждому из выделенных типов объясняется интенсивным развитием вторичных процессов, сильно изменивших первичные признаки пород. Это подтверждается и данными исследования кернов, по которым отмечается микрокавернозность с размером пустот 0,1–1,5 мм, которая формирует сеть каналов растворения. Процессы выщелачивания связываются с циркулированием высокотемпературных рассолов, приводившим также к переносу и переотложению минеральных веществ. Определенную роль играла также различная степень уплотнения пород.

Определенную информацию об условиях формирования коллекторов и самих коллекторских свойствах позволяет получить множественный регрессионный анализ(Львовский Е. H. Статистические методы построения эмпирических формул. М.: Высш. шк.– 1988.). С этой целью по каждой пачке были изучены зависимости между толщиной (h), коэффициентами расчлененности (kp), песчанистости (kп), макронеоднородности (Кмн), а также пористостью (т), нефтенасыщенностью (s) и проницаемостью (k).

Соответственно по пачкам А, Б и В уравнения множественной регрессии имеют вид

Отмечается большое различие в коэффициентах множественной регрессии, который достигает максимального значения для пачки А (r=0,914) и много ниже для пачек Б (r=0,686) и В (r=0,677). Соответственно ведут себя и парные коэффициенты. Причем наиболее высокие они для пачки А:

Высокие значения парных коэффициентов корреляции указывают на генетическую общность прослоев пачки А, которые образуют непрерывный ряд фаций.

Для пачек Б и В определенная степень взаимосвязи существует лишь для зависимости между h=f(Кмн), по которой коэффициенты корреляции составляют соответственно 0,619 и 0,620. Для них отсутствует связь ФЕС с толщиной пласта, что объясняется разнородным генезисом, фациальным составом, наличием размывов и перерывов в осадконакоплении для пачек Б и В.

Обращает на себя внимание резкая послойная неоднородность пластов. В каждой пачке может определяться до двух-трех слоев. Причем проницаемость указанных слоев может различаться на целый порядок. Так, в скв. 3585 в разрезе пачки Б выделяются два слоя с проницаемостью 0,871 и 0,038–0,051 мкм2. Примерно в такой же степени изменяются коллекторские свойства и по простиранию пласта. С целью рассмотрения возможности объединения этих слоев для гидродинамических расчетов были построены графики распределения проницаемости по пачкам А, Б и В (рис. 3). Для пачки А число коллекторов в разрезе с проницаемостью менее 0,010 мкм2 составляет 19,6 %, а для проницаемости до 0,050 мкм2 – 65,3 %. Для нижележащих пачек Б и В доля низкопроницаемых коллекторов резко снижается.

Еще один важный аспект при расчетах нефтеотдачи пластов значение нижнего предела пород-коллекторов по проницаемости. Он связан с определением эффективной толщины пласта в скважинах (координата z), а также степенью зональной неоднородности, которая выражается через присутствие замкнутых или полузамкнутых объемов пород. Решение этого вопроса особенно важно для пачки А, так как она содержит в своем разрезе большую долю низкопроницаемых коллекторов, а также для пачек Б и В, где низкопроницаемые прослои залегают совместно с высокопроницаемыми и практически не вырабатываются. Анализ выработки запасов нефти в пачках Б и В показывает, что интенсивное обводнение (более 90 %) этих слоев начинается после извлечения из них 25–40 % от всех запасов, т. е. низкопроницаемые прослои этих пачек вырабатываются очень низкими темпами по сравнению с высокопроницаемыми.

ВЫВОДЫ

1. Зональность в распространении толщины и ФЕС коллекторов по площади и разрезу, наличие выдержанных непроницаемых перемычек, высокая послойная неоднородность пластов вызывают необходимость проведения гидродинамических расчетов раздельно по трем пачкам с учетом различия фазовых проницаемостей по зонам и изменчивости проницаемости как по площади, так и по разрезу пласта ЮК-10.

2. Геологическая модель нефтяной залежи обоснована применительно к одному из опытных участков, но предложенный методический подход может использоваться и для других участков пласта ЮК-10 Талинской площади.

ABSTRACT

A feasibility study of a geological model for hydrodynamic calculations is presented with particular reference to the Talin area. Much attention is being given to 'the features of the geologic structure controlling the process of fluid filtration and affecting oil recovery. The stratum YuK-10 exploited with a combined filter is considered as being consisted of three members which are not associated between themselves. Each of them is characterized by different zonal and layer-by-layer heterogeneity and are noted for the values of filtration-capacity properties.

РИС. 1. СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИ ПЛАСТА ЮК-10 ЦЕНТРАЛЬНОЙ (А) И ВОСТОЧНОЙ (Б) ЧАСТИ УЧАСТКА ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ:

1 – продуктивный пласт; 2 – непроницаемая перемычка

РИС. 2. СХЕМА РАЗВИТИЯ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ ТИПОВ ПЛАСТА ЮК-10 ПО ПАЧКАМ А (А), Б (Б) И В (В):

1 – добывающие и нагнетательные скважины; 2 – монолитный песчаный пласт; 3 – то же, расчлененный на два пропластка;

4 – маломощный песчаник: 5 – низкопроницаемые песчаники и алевролиты; 6 – линия выклинивания коллекторов

РИС. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПАЧЕК А (1), Б (2) И В (3) ПЛАСТА ЮК-10 ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ

Параметры

А

Б

В

Толщина, м

2,2*

4,8

3,5

0,6–6

1,6–8,4

0,8–7

Коэффициент расчлененности

1

2

1

1–3

1–3

1–2

Коэффициент песчанистости

0,54

0,80

0,82

0,14–1

0,4–1

0,33–1

Пористость, %

14

16

16

12–16

12–18

8–20

Нефтенасыщенность, %

83

86

83

60–94

50–90

40–90

Проницаемость, мкм2

0,051

0,246

0,208

0,005–0,456

0,01–0,9

0,01–0,6

Коэффициент макронеоднородности

2

3

2

1–4

1–6

1–4

*Значения параметров: в числителе средние, в знаменателепределы изменения.

Сайт создан в системе uCoz