Анализ неоднородного геологического строения Кутушского

Анализ неоднородного геологического строения Кутушского нефтяного
месторождения
Р.Р. Кабирова (институт «ТатНИПИнефть»)
Научный консультант: В.Н. Петров (институт «ТатНИПИнефть»)
Одной из главных задач при проектировании разработки нефтяных месторождений
является обоснование неоднородного строения месторождения для подготовки данных для
новых технологических решений. Для этого проводятся исследования параметров
геологического строения продуктивных горизонтов и свойства пластовых флюидов.
На примере Кутушского нефтяного месторождения выделим основные особенности
геологического
строения
и
фильтрационно-емкостных
характеристик
(ФЕС)
представленных коллекторов.
В региональном тектоническом плане Кутушское месторождение располагается на
восточном склоне Мелекесской впадины (рис.1).
Рис. 1. Обзорная схема Кутушского нефтяного месторождения
Представление о геологическом строении продуктивных горизонтов Кутушского
нефтяного месторождения формировалось с началом поисковых и разведочных работ, во
1
время ввода в пробную эксплуатацию, а затем и с последующим разбуриванием в процессе
промышленной разработки. Исследование параметров геологического строения как по
площади, так и по разрезу, позволяет получить представление о сложном их строении и
гидродинамически разобщенном залегании продуктивных горизонтов.
Эксплуатационное бурение скважин на месторождении началось в 1993 г., при этом
пробурено 139 скважин, из них поисковых – 23, разведочных – 51 , оценочных – 3,
эксплуатационных – 62.
За время изучения месторождения накоплен большой объем фактического материала
о результатах отбора и обработки керна. Керн отбирался из 84 скважин из пашийских,
кыновских, турнейских, бобриковских, тульских, башкирских и верейских продуктивных
пластов. Всего с отбором керна пройдено 6572,9 м, при этом вынос керна составил 3410,4
м или 51,9 %
от проходки с отбором керна. Фильтрационно-емкостные свойства и
нефтенасыщенность коллекторов оценивались по результатам керна, ГИС и ГДИ.
Было выявлено, что месторождение характеризуется наличием большого количества
поднятий и мелких залежей, имеющих различные размеры и нефтенасыщенные толщины.
В продуктивных отложениях месторождения установлено 19 поднятий, объединяющих 94
залежи нефти в 8 пластах.
Современный этап разработки месторождения характеризуется снижением темпов отбора
нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности продукции до 77,6 %.
Распределение геологических запасов нефти по продуктивным горизонтам показано
на рис. 2.
Рис. 2. Распределение геологических запасов нефти по горизонтам
Основным объектом разработки по величине начальных извлекаемых запасов нефти
является тульско-бобриковский, на долю которого приходится 58,5 % извлекаемых запасов
нефти месторождения и 86,3 % − накопленной добычи нефти. Вторым по величине
2
извлекаемых запасов (28 %) является верей-башкирский объект, доля накопленной добычи
которого равна 4,9 %. Все скважины объектов разработки работают с водой. Обводненность
добываемой продукции составила: по кыновско-пашийскому – 65,5 %, турнейскому – 39,8
%, тульско-бобриковскому – 79,4 %, верей-башкирскому – 17,1 %. Процент отбора от
начальных извлекаемых запасов нефти по объектам составляет: кыновско-пашийскому –
28,1 %, турнейскому – 27,2 %, тульско-бобриковскому – 63,6 %, верей-башкирскому – 7,6
%. Текущий КИН по объектам составляет: кыновско-пашийскому – 0,113, турнейскому –
0,056, тульско-бобриковскому – 0,255,
Моделирование
разработки
верей-башкирскому – 0,016 доли ед.
нефтяных
месторождений
позволяет
уточнить
геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) нефтяного пласта при
воспроизведении истории разработки, а также выбрать наилучший вариант разработки
месторождения при расчетах прогнозных вариантов. Моделирование залежей нефти,
характеризующихся высокой расчлененностью пластов, является одной из актуальных
проблем нефтедобывающей промышленности.
Основным
элементом
на
начальном
этапе
моделирования
Кутушского
месторождения являлось построение структурной стратиграфической модели, в нашем
случае с использованием пакетов Horizon Mapping и Isochore Mapping.
Информативность построенной модели заключалась в том, что по ее результатам
можно было выделить основные закономерности особенностей строения, например, по
трехмерным структурным сеткам и структурным картам продуктивных отложений в
первом приближении стало возможным охарактеризовать Кутушское месторождение как
сложнопостроенное и неоднородное (рис. 3-5). Неоднородность пластов существенно
влияет на эффективность и «равномерность» выработки запасов. В неоднородных пластах
обводнение залежи происходит крайне неравномерно, вода прорывается в добывающие
скважины по высокопроницаемым пропласткам, оставляя не вытесненной нефть в
низкопроницаемых слабодренируемых зонах, массовый прорыв воды приводит к высокому
обводнению добываемой продукции, что предопределяет отключение таких скважин.
Анализ исследований пластов проводился с верхнего до нижнего пласта по порядку.
Пласт
каширского
уплотненными,
горизонта
(С2ks)
трещиноватыми.
представлен
Залежь
−
известняками
пластово-сводовая
и
доломитами
литологически
экранированная, размеры - 1,46 х 1,08 км, высота - 1,7 м.
3
Рис. 3. Структурная карта по кровле коллектора каширского горизонта
Пласт верейского горизонта (С2vr) представлен известняками буровато-коричневыми,
прослоями органогенно-обломочными трещиноватыми. Выявлено 20 пластово-сводовых
залежей, две из них - литологически экранированные. Размеры залежей изменяются от 0,4
х 0,23 до 2,93 х 1,73 км, высота залежей меняется от 1,4 до 5,1 м.
Пласты башкирского яруса представлены известняками и доломитами уплотненными,
трещиноватыми. Всего установлено 25 массивных залежей нефти. Размеры залежей
изменяются от 0,35 х 0,38 до 3,35 х 2,23 км, высота залежей меняется от 1,3 до 4,0 м.
Пласт тульского горизонта (С1tl) представлен песчаниками и алевролитами. Выявлено
пять пластово-сводовых литологически экранированных залежей. Размеры залежей
изменяются от 0,35 х 0,28 до 0,92 х 0,5 км, высота залежей меняется от 2,0 до 3,6 м.
Пласт бобриковского горизонта (С1bb) представлен песчаниками и алевролитами.
Выявлено 19 пластово-сводовых залежей из них три - литологически экранированных.
Размеры залежей изменяются от 0,2 х 0,15 до 3,40 х 1,75 км, высота залежей меняется от 1,1
до 7,2 м.
Пласт турнейского яруса (С1t) представлен чередованием плотных и пористопроницаемых прослоев известняков и доломитов. Выявлено 14 массивных залежей.
Размеры залежей изменяются от 0,2 х 0,8 до 2,80 х 0,67 км, высота залежей меняется от 1,1
до 2,9 м.
Пласт кыновского горизонта (D3kn) представлен песчаниками и алевролитами.
Выявлено девять пластово-сводовых залежей. Размеры залежей изменяются от 0,29 х 0,24
до 1,55 х 1,15 км, высота залежей меняется от 1,2 до 5,0 м.
4
а)
б)
Рис. 4. Структурная карта по кровле коллектора:
а) верейского горизонта; б) башкирского яруса
Пласт пашийского горизонта (D3ps) представлен песчаниками и алевролитами.
Выявлена одна пластово-сводовая залежь. Размеры залежи - 1,00 х 0,5 км, высота залежи 2,7 м.
а)
б)
5
в)
г)
Рис. 5. Структурная карта по кровле коллектора: а) тульского; б) бобриковского;
в) турнейского; г) кыновского
Выделенные
пласты
по
площади
залежи
распространены
неравномерно.
Литологически наиболее выдержаны пласты кыновского и пашийского горизонтов.
Распределение коэффициента пористости производилось с учетом параметра
литологии, т.е. распределение параметров проводилось только в коллекторах.
Рис. 6. Геолого-статистический разрез по осредненным скважинным данным в
отложениях верейского горизонта (слева) и башкирского яруса (справа)
По мере изучения с учетом корреляции отдельных пластов были четко выделены
пласты/пропластки, из которых состоят эти объекты.
6
Рис. 7. Трехмерный вид распределения непрерывного параметра доли коллектора
NTG по геологической модели продуктивных отложений нижнего карбона
Рис. 8. Трехмерный вид распределения дискретного параметра доли коллектора
COLL_D по геологической модели продуктивных отложений нижнего карбона
Анализ
каротажного
материала
и
сопоставление
его
с
лабораторными
исследованиями керна позволяют в разрезе верейского горизонта и башкирского яруса
выделить несколько пластов, которые отличаются по фильтрационно-емкостным
свойствам. В результате анализа геолого-геофизических разрезов были определены
основные закономерности распределения параметра коллектора/неколлектора по разрезу.
Установлено, что
пласты исследуемых горизонтов расчленяются плотными более
глинистыми разностями карбонатных пород, которые выделяются по результатам
геофизических исследований гамма-методом (рис. 9).
В то же время наличие
перемежаемости проницаемых и непроницаемых пластов (глин) в разрезе создало
благоприятные условия для формирования пластов, имеющих собственные значения
7
пористости, проницаемости, давления и т.д., т.е. находящиеся в различных пластовых
условиях.
В
целом
Кутушское
нефтяное
месторождение
нефти
является
многопластовым, сложного геологического строения, с залежами нефти в терригенных и
карбонатных коллекторах. Толщина нефтенасыщенных продуктивных пластов, их
коллекторские свойства изменяются как по разрезу, так и по площади.
На рис. 9 представлен геологический профиль по линии скважин 389-712К верейского
горизонта Кутушского месторождения. Горизонт хорошо прослеживается по всей линии
скважин. В разрезе горизонта выделяется четыре пласта − Свр-4, Свр-3, Свр-2 Свр-1. Пласт
Свр-1 прослеживается только в трех скважинах − 181, 189К, 712К. Пласты сложены
карбонатными породами, между собой разделены плотными глинами.
В таблице представлены основные характеристики и зависимости свойств
коллекторов по всем объектам разработки.
Таблица 1
Пористость, %
Вынос керна
толщин, м
среднее
Количество
анализов, шт.
мин.
макс.
среднее
Значение
макс.
Значение
мин.
из нефтена-
Проницаемость, 10-3мкм2
Количество
анализов, шт.
горизонта, яруса
Название
Основные характеристики и зависимости свойств коллекторов
2
3
4
5
6
8
9
10
11
Пашийский
горизонт
Кыновский
горизонт
6,2
19
19
29,4
23,8
15
203
2492
1039
1,4
1
-
-
15,4
1
-
-
173
Турнейский ярус
32,3
157
7,8
19,8
12,3
144
0,34
56,8
7,5
Бобриковский
горизонт
19,4
76
16,7
30,4
26
7
317
2200
1029
Башкирский ярус
39,9
159
7
26,6
13,1
128
0,94
1804
130
Верейский
горизонт
92,8
769
13,9
34,5
27,9
723
0,28
3063
128
1
сыщенных
8
3
Условные обозначения:
1 - фрагмент сеточной области
(из трехмерной модели) верейского
объекта;
2
2
- траектория построения
разреза;
3
4
1
-
геологический
разрез
(нефтенасыщенность), построенный
в программе ROXAR, по заданной
траектории;
4 -
геолого-геофизический
разрез продуктивных отложений
9
Рис. 9. Фрагмент сеточной области геологической модели
10
С целью оценки влияния параметров неоднородности пласта на эффективность
разработки также были построены графики корреляционной зависимости. В качестве
параметров
неоднородности
были
выбраны
проницаемость,
пористость,
нефтенасышенности.
Зависимость между пористостью и проницаемостью изменчива и трудно поддается
определению. Помимо общеизвестного факта, что проницаемая порода должна быть также и
пористой, между двумя ее свойствами нет более тесной связи.
а)
б)
Рис. 10. Корреляционная зависимость коэффициентов проницаемости от пористости:
а) верейского горизонта и б) башкирского яруса
На построенных графиках по верейскому горизонту и башкирскому ярусу, несмотря
на общее увеличение проницаемости с увеличением пористости, наблюдается широкий
разброс точек, свидетельствующий об отсутствии тесной связи между пористостью и
проницаемостью. Так, любому значению проницаемости соответствуют различные
значения пористости (рис. 10).
Пористость на верейских отложениях изменяется в пределах от 6 до 27 %,
проницаемость – от 0,5 до 5000 ∙10-3 мкм2. Установить зависимость между проницаемостью
и пористостью не удалось, что подтверждается низким значением коэффициента
корреляции (r2 = 0,25).
Башкирские отложения характеризуются изменением пористости в диапазоне от 6 до
21 % и проницаемости − от 1 до 3000 ∙ 10-3 мкм2. Как и на верейских отложениях,
коэффициент корреляции низкий (r2 = 0,38), что не позволяет установить связь между
проницаемостью и пористостью.
11
Сопоставление
корреляционных
зависимостей
открытой
пористости
и
проницаемости показало, что башкирские и верейские продуктивные горизонты имеют
схожие диапазоны изменения параметров и находятся
практически в одной области
построения.
а)
б)
Рис. 11. Корреляционная зависимость коэффициентов проницаемости от
пористости: а) тульского и бобриковского горизонтов и б) турнейского яруса
Тульские и бобриковские отложения характеризуются небольшим разбросом значений
пористости − от 15 до 26 %, проницаемость меняется от 450 – 3500 ∙ 10-3 мкм2. На
турнейском ярусе пористость изменяется от 6 до 20 %, проницаемость − от 0,5 до 80 ∙
10-3 мкм2. Коэффициент корреляции на тульских и бобриковских отложениях стремится к 1
(r2 = 0,76), что подтверждает наличие сильной связи между проницаемостью и пористостью,
на турнейских отложениях коэффициент корреляции равен
r2
= 0,53, связь между
параметрами тесная (рис.11).
На кыновских и пашийских отложениях пористость меняется от 14 до 29 %, диапазон
изменения проницаемости – от 60 до 4000 ∙ 10-3 мкм2. Как и на тульских и бобриковских
отложениях, между пористостью и проницаемостью наблюдается сильная связь,
коэффициент корреляции стремится к одному и равен r2 = 0,68 (рис. 12).
Существующая
достаточно тесная зависимость между начальной и остаточной
нефтенасыщенностью и коллекторскими свойствами пластов была проанализирована по
большому количеству замеров. После
проведенных лабораторных исследований
по
определению начальной и остаточной нефтенасыщенности была построена статистическая
зависимость от проницаемости по воздуху.
12
На графиках показаны определенные
зависимости и полученные эмпирические
коэффициенты для всех продуктивных горизонтов (рис. 13-15).
Рис. 12. Корреляционная зависимость коэффициентов проницаемости от пористости
кыновского и пашийского горизонтов
.
а)
б)
Рис. 13. Зависимости коэффициентов начальной и остаточной нефтенасыщенности
от проницаемости по воздуху: а) каширского и б) верейского горизонтов
13
а)
б)
Рис. 14. Зависимости коэффициентов начальной и остаточной нефтенасыщенности
от проницаемости по воздуху: а) башкирского яруса; б) тульского и бобриковского
горизонтов
а)
б)
Рис. 15. Зависимости коэффициентов начальной и остаточной нефтенасыщенности
от проницаемости по воздуху: а) турнейского яруса; б) кыновского и пашийского
горизонтов
Между начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью обычно существует
достаточно сильная зависимость. Такую связь можно наблюдать на турнейском ярусе,
кыновском и пашийском горизонтах, где коэффициент корреляции равен 0,84 и 0,89
соответственно. На остальных горизонтах связь между параметрами слабая, коэффициент
корреляции находится в интервале от 0,05 до 0,58.
14
Выводы:
1. С учетом выделенных особенностей геологического строения Кутушского
месторождения было показано, что объекты разработки имеют неоднородное строение.
2. Неоднородное строение разреза и изменчивость свойств коллекторов в широких
диапазонах обусловливает типичный характер залегания продуктивных пластов на всем
месторождении.
3. Отложения башкирского яруса сложены в основном породами с ухудшенными
коллекторскими свойствами по сравнению с отложениями верейского горизонта. Причем
нефть башкирского яруса и верейского горизонта обладают схожими свойствами: они
тяжёлые, высоковязкие, особо высокосернистые, парафинистые и высокосмолистые. Пласты
обоих объектов разобщаются между собой глинистыми разделами, при этом зоны слияния
между ними отсутствуют, что дает возможность осуществлять добычу и закачку по каждому
пласту раздельно.
15