Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности геологического строения и нефтегазоносность покурского продуктивного комплекса южной части варьеганского мегавала 14
1.1. История исследований 14
1.2. Стратиграфия 21
1.3. Тектоника 29
1.4. Нефтегазоносность 34
2. Литологическая характеристика покурскои свиты
2.1. Общая литологическая характеристика 38
2.2. Типизация пород покурской свиты 45
2.3. Строение разрезов скважин
2.3.1. Скважина 1002 59
2.3.2. Скважина 2050 , 61
2.3.3. Скважина 2010 62
2.3.4. Скважина 2031 : 64
2.3.5. Скважина 3618 -. ; .:. 65
2.3.6. Скважина 664 67
2.4. Литологическая характеристика пород коллекторов и флюидоупоров 69
3. Пиклостратиграфический анализ покурской свиты
3.1. Общие представления 73
3.2. Краткая палинологическая характеристика отложений верхней части покурской свиты 74
3.3. Циклостратиграфическая характеристика покурской свиты
3.3.1. Скважина 1002 82
3.3.2. Скважина 2010 84
3.3.3. Скважина 2031 84
3.3.4. Скважина 2050 85
3.3.5. Скважина 3618 86
3.3.6. Скважина 664 86
4. Сопоставление разрезов скважин и выявление закономерностей строения покурского НТК южной части варьеганского мегавала 88
4.1. Корреляция разрезов скважин 88
4.2. Характеристика разреза покурского НТК 90
4.2.1. Сеноманский ярус (пласты ПК].2) 90
4.2.2. Альбский ярус (пласты ПК3 іб) 92
4.2.3. Аптский ярус (пласты ПКп-гг) 93
5. Литофациальный анализ и моделирование условий осадконакопления отложений покурскои свиты южной части варьеганского мегавала 96
5.1. Сопоставление результатов литологического и циклостратиграфического анализов 96
5.2. Палинофациальный анализ 100
5.3. Тектонические факторы седиментации 104
5.4. Литофациальный анализ
5.4.1. Общие представления 108
5.4.2. Методика проведения исследований 109
5.4.3. Сейсмофациальный анализ 112
5.4.4. Восстановление условий осадконакопления отложений покурской свиты
5.4.4.1. Этап осадконакопления 1. Нижний апт (пласт ПК22, МеЦЛ С22) 122
5.4.4.2. Этап осадконакопления 2. Апт-альб (пласты ПК2.21, циклиты С2-С21) 124
5.4.4.3. Этап осадконакопления 3. Верхняя часть покурской свиты (сеноман, пласт ПКЬ циклит С1) 133
5.4.4.4. Этап осадконакопления 4. Верхняя часть покурской свиты (поздний сеноман) и кузнецовская свита (турон, циклит СО) 136
6. Рекомендации по учету литофациальных характеристик отложений покурской свиты при проектировании разработки залежей высоковязкой нефти 140
Заключение 151
Список литературных источников
Введение к работе
Актуальность проблемы.
В связи с постоянным изменением структуры запасов нефти и газа в мире, все больший интерес уделяется залежам, приуроченным к резервуарам, отличающимся высокой степенью геологической неоднородности, что определяет необходимость использования результатов широкого спектра геолого-геофизических исследований.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции залежи такого рода резервуаров содержат значительные запасы высоковязких нефтей, которые для отложений покурской свиты оцениваются в 3 млрд. т.
Уникальными объектами разработки покурского нефтегазоносного комплекса (НГК) являются альб-сеноманские пластово-массивные преимущественно газовые залежи, в которых содержится до 80 % начальных запасов свободного газа Западной Сибири. Отличительной особенностью строения залежи рассматриваемого района является присутствие нефтяной оторочки, обладающей значительными запасами высоковязкой нефти. Залежи нижележащих продуктивных пластов преимущественно нефтяные. Крупными объектами разработки являются пласты ПКн и ПК]8.
Литологическая неоднородность продуктивных пластов покурской свиты определяет отсутствие единых контактов газ-нефть-вода. Слои непроницаемых пород на отдельных участках резервуаров способны изолировать нефтеносную часть пласта от водо- и газоносной.
Вследствие наличия мощной газовой шапки и особых физических свойств пород верхней части покурской свиты, интерпретация данных трехмерной сейсморазведки в районе исследований осложняется. Использование сейсмофациального анализа, в качестве необходимой основы для построения геологических моделей пластов, дает достоверные результаты лишь в участках с наименьшим влиянием этих факторов и применением
определенных оптимизационных методик. Для построения моделей, учитывающих литологическую неоднородность геологических объектов покурского НТК, необходимо применение циклостратиграфического и литофациального анализа.
Широко распространенными методами добычи высоковязких нефтей в настоящее время являются тепловые методы воздействия на пласт. При этом важнейшими объектами адресного расположения эксплуатационных и нагнетательных нефтяных скважин должны являться локализованные мощные песчаные пропластки, моделирование которых представляет особый интерес. Наиболее актуально это при проектировании зачохсения субгоризонтально ориентированных стволов скважин, для которых, с одной стороны -необходимо расположение в пределах крупных и однородных песчаных тел, с другой - желательна изоляция локальными глинистыми перемычками ках от газоносной, так и от водоносной частей залежи.
Соответственно, для оптимизации гидродинамических моделей залежей высоковязкой нефти необходима высокая степень дегализацин как геологического строения, так и литологаческих характеристик объектов.
Цель работы
Разработка детализированной литофациальной модели отложений покурской свиты на основе литологаческих, циклостратиграфических и сейсмофациальных исследований для уточнения геологического строения резервуаров покурской свиты южной части Варьеганского мегавала.
Основные задачи исследования
-
Литологическая характеристика отложений аптского, альбекого и сеноманского ярусов.
-
Циклостратиграфический анализ покурской свиты.
-
Сопоставление разрезов скважин.
-
Литофациалькое .моделирование отложений покурской свиты.
5. Разработка рекомендаций по учету литофациальных характеристик отложений покурской свиты при проектировании разработки залежей высоковязкой нефти.
Научная новизна выполненной работы
На основании комплексных литологических, циклостратиграфических, палинологических и сейсмофациальных исследований создана детальная литофациальная модель отложений покурской свиты в южной части Варьеганского мегавата.
Выявлены особенности циклического строения отложений покурской свиты, определяющие распределение в разрезе пород-коллекторов и слабопроницаемых прослоев.
Установлено, что породы-коллекторы приурочены в основном к нижним частям прогрессивных седиментационных циклитов и характеризуются значительными вариациями толщин по латерали.
Особенности строения покурской свиты в большей степени
определяются обстановками седиментации, контролирующими
приуроченность крупных однородных песчаных пачек к дельтовым каналам и баровым телам, имеющих полосовидный характер распространения по площади.
Для построения детальной литофациальной модели покурской свиты применен дифференцированный подход с моделированием отдельных стратиграфических подразделений - циклитов, и проведением анализа эволюции обстановок осадконакопления по разрезу всей свиты.
Практическая ценность и реализация
Литофациальные модели отложений верхней части покурской свиты были положены в основу разработки геологических и гидродинамических моделей некоторых месторождений высоковязких нефтей.
Выявленные закономерности литофациальной неоднородности позволяют повысить достоверность геологического моделирования даже в
участках с редкой сеткой скважин, что способствует повышению эффективности эксплуатационного бурения.
Даны рекомендации по учету литофациальных характеристик отложений покурской свиты при проектировании разработки залежей высоковязких нефтей покурского НГК.
Подобный подход к анализу геологической неоднородности может быть применен на большинстве залежей Западной Сибири, имеющих аналогичное строение, и открывает возможности для увеличения темпов их освоения и снижения эксплуатационных затрат.
Основные защищаемые положения
-
В неоднородном терригенном разрезе покурской свиты на основе циклостратиграфического анализа выделены седиментационные циклиты различного ранга, что позволило обосновать пространственную позицию изохронных песчаных тел исследуемого района.
-
Посредством литофациального моделирования покурской свиты были установлены обстановки осадконакопления, сформировавшиеся в пределах дельтового комплекса и определившие конфигурацию крупных песчаных тел с преобладанием субмеридианальных и субширотных форм, соответствующих дельтовым каналам, вдольбереговым и устьевым барам.
-
Литофациальное моделирование позволило оптимизировать выбор участков размещения субгоризонтально ориентированных стволов скважин центральной и западной частей района исследований и выявить высокую перспективность применения тепловых методов повышения нефтеотдачи альб-сеноманских залежей высоковязких нефтей.
Апробация работы и публикации
Результаты выполненных исследований докладывались на заседании круглого стола «Вопросы и перспективы разработки месторождений тяжелой нефти в России» под патронажем премьер-министра Республики Татарстан (2008 г.), XVII Губкинских чтениях и на выступлении в ГИН РАН (2009 г.). По
теме диссертационной работы автором опубликованы 2 печатные работы в изданиях, рекОіМендованньїх ВАК РФ. Представлена заявка на патент изобретения «Способ исследования процесса нефтевытеснения из коллектора».
Объем и структура работы
Стратиграфия
Изучением покурского продуктивного комплекса занимались: В.Х.Ахияров, А А. Бакиров, B.C. Бочкарев, А. А. Булынникова, И.С. Гутман, Т.И. Гурова, В.И. Ермаков, Ю.Н. Карагодин, А.Н. Кирсанов, Г.Н. Комардинкина, А.Э. Конторович, В.Д. Наливкин, А.А. Нежданов, Н.Н. Немченко, И.И. Нестеров, С.Г. Саркисян, Ф.И. Толмачев, Ф.З. Хафизов, А.А. Шаля, В.И. Шпильман, и многие другие авторы.
В 1954 г. Н.Н. Ростовцевым [38] было предложено выделять в разрезах мезозойских и кайнозойских отложений низменности ряд характерных литолого-фациальных толщ, названных им слоями, а затем переведенных в ранг свит, подсвит и пачек. Впервые им были выделены викуловская, ханты-мансийская (по разрезу Ханты-мансийской опорной скважины), уватская (по разрезу Уватской опорной скважины) и кузнецовская свиты (по разрезу Кузнецовской опорной скважины).
В связи с этим в решения Ленинградского (1956 г.) и Новосибирского (1960 г.) стратиграфических совещаний наряду с унифицированной схемой, составленной в соответствии с подразделениями общей биостратиграфической шкалы, была включена региональная корреляционная схема, отражающая взаимоотношения местных стратиграфических подразделений: горизонтов, свит, подсвит, пачек, а также их литологический состав и мощности.
В истории геологических исследований стратификация меловых отложений изменялась и уточнялась многими учеными и с 1960 по 1990 гг. принималась еще на трех межведомственных стратиграфических совещаниях [32]. В диссертационной работе при проведении стратиграфического расчленения разреза покурской свиты учитывались "Региональные стратиграфические схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины", принятые V Тюменским Межведомственным региональным стратиграфическим совещанием 18 мая 1990 года и утвержденные МСК СССР 30 января 1991 года.
В 1967 г. С.Г.Саркисян, Т.И. Гурова [12] в разрезе покурской свиты Среднего Приобья выделяют 3 горизонта: викуловский, хантымансийский и уватский. Одними из первых относят отложения викуловского горизонта к аптскому ярусу. Хантымансийский горизонт авторы подразделяют на две пачки и относят к альбскому возрасту. Возраст уватского горизонта авторы считают сеноманским «по палинологическим данным и положению его в разрезе между фаунистически охарактеризованными отложениями альба и турона (кузнецовская свита)». При сопоставлении разрезов скважин важное значение уделяют петрографическим признакам.
В 1968 г. И.И. Нестеров [44] подразделяет разрез покурской свиты Сургутского свода на 3 подсвиты. Нижняя викуловская подсвита принимается апт-альбского возраста, средняя ханты-мансийская-альбского, верхняя уватская— сеноманского. Автор один из первых высказывает предположение о генезисе отложений покурской свиты и считает, что они накапливались в континентальных условиях, за редким исключением переходящих в морские.
В 1971 г. С.Г. Саркисян, Г.Н. Комардинкина [20] впервые показали, что отложения сеномана (уватский горизонт) севера Западной Сибири могут быть разделены на две пачки: глинисто-алевролитовую (прибрежно-морские отложения) и песчано-алевролитовую (континентальные отложения). Источником формирования сравнительно мощных толщ алеврито-песчаных отложений авторы считают прилегающие обрамления северо-запада Сибирской платформы и Таймырский полуостров. В 1971 г. И.И. Нестеров [45] при изучении Шаимского нефтяного района подразделяет викуловскую свиту (апт) на 2 пачки морского генезиса. Ханты-мансийскую (альб) также разделяет на 2 пачки: нижняя морского генезиса, верхняя- прибрежно-морского. Уватская свита (сеноман) автором подразделяется на 2 пачки: нижнюю - глинисто-алевролитовую прибрежно-морского происхождения и верхнюю -алевролито-песчаную континентального происхождения.
В 1971 г. Ю.В. Брадучан, А.А. Булынникова [47] показали, что по количеству пыльцы покрытосемянных растений сеноман (уватский горизонт) делится на две половины. «В составе первой половины сеноманского комплекса пыльца покрытосемянных присутствует еще единичными зернами и совершенно отсутствуют туронские споры Taurocusporites reduncus (Bolch.) Stover. В комплексах второй половины сеномана возрастает содержание пыльцы покрытосемянных растений, среди которой уже появляются рода и семейства, находящие аналогов среди современных групп растений». Альбский ярус исследователи охарактеризовывают широким развитием спор Sphagnum и комплексом фораминифер Verneuilina assanoviensis Zasp. Авторы при помощи микрофаунистических исследований уточняют положение границы между сеноманским и туронским ярусами по комплексам фораминифер Таррап assanoviensis Zasp. и Placopsilina cenomana.
В 1972 г. Ф.И. Толмачев [48] при изучении Сургутского и Нижневартовского районов, дает текстурные характеристики определенным фациальным обстановкам в пределах покурской свиты. Обстановки осадконакопления апт-альб-сеноманских отложений автор определяет различными разновидностями прибрежно-морских фаций, к верхней части сеноманского яруса переходящих в континентальные.
Скважина
Разрез в целом представлен терригенными породами алевро-глинистого и песчаного состава с различным типом цементации. Периодичность изменения условий осадконакопления нашла свое отражение в циклическом строении толщи. Цитологические пачки слагают повторяющиеся в разрезе закономерные ассоциации, которые могут быть интерпретированы как седиментационные циклиты. Расчленение разреза на отдельные циклиты и. пачки проводилось на основе различий в литологическом составе, текстурных и структурных особенностей, закономерностей смены литофаций по разрезу.
В разрезе (снизу вверх) было выделено 19 циклитов, в пределах которых прослеживается 62 пачки, различающихся составом пород, их структурными и текстурными особенностями (см. приложение 25). Толщины пачек колеблются в пределах 0,21-6,95 м.
Пласт ПК? представлен пачками с 1-18. Толщина пласта составляет 21 м. Мощность пачек колеблется от 0,6 до 5 м. Пласт характеризуется более однородным и массивным строением пачек пород. Пачки большей мощности соответствуют глинистым и алевро-глинистым породам, толщины пачек составляют не менее 1,5 м.
В разрезе пласта наблюдается закономерное чередование пачек алевро-песчаных (в основании циклитов) и глинистых (в кровельной части) пород. Песчаники представлены прерывистыми нефтенасыщенными прослоями с волнистой и неясно-слоистой текстурами, линзовидными прослоями ОРО. Глины серого, темно-серого и зеленовато-серого цвета с горизонтально-волнисто-слоистой и линзовидной текстурами, обусловленными алевро песчаными прослоями, углифицированы и часто подвержены биотурбации. Породы слабосцементированы.
В пачках 11 и 16 наблюдаются прослои плотных песчаников серых с карбонатным цементом.
Пласт ПКк общая мощность которого составляет 19 м, представлен пачками с 19 по 60. Мощность пачек колеблется от 0,2 до 2,8 м На границах отдельных пачек отмечаются резкие границы с элементами перерывов в осадконакоплении и локальными размывами.
Периодическое чередование алевро-глинистых и песчаных пачек формирует 10 седиментационных циклитов в разрезе пласта ПКі. Основания циклитов формируют преимущественно рыхлые песчаники или песчаные алевролиты с текстурами течения, оползания, волнения, различной слоистости. Песчаные пачки осложнены обугленными растительными остатками. Кровельную часть слагают в основном унифицированные, биотурбированные черные и серые глинистые породы. Плотные карбонатные - песчаники формируют в пласте отдельные маломощные пачки (0,5 м).
Кузнецовская свита, мощность которой составляет около 16 м (по данным ГИС), представлена двумя пачками- 62-61. Пачки кузнецовской свиты представлены практически однородными черными глинами с остатками раковин фораминифер и рассеянным углистым веществом. Толщина представленного керном интервала составляет около 9 м.
Разрез также сложен исключительно терригенными породами. Судя по данным ГИС в разрезе резко преобладают песчаные пачки, доля пачек алевро-глинистых пород возрастает к низу охарактеризованного керном разреза. Мощность однородных песчаных пропластков в разрезе составляет от 1 до 40 м. Мощные тела песчаников сконцентрированы преимущественно в верхней части разреза (пласт ПКі). Толщины же разделяющих их алевро-глинистых пачек или толщ тонкого переслаивания изменяются от нескольких см до 8 м.
Пласт ПК , общая мощность которого составляет 24 м, охарактеризован керном в интервале абсолютных глубин 908-927 м. Пласт сложен песчаниками, алевролитами и глинами. Песчаники рыхлые мелко-среднезернистые зеленовато-серые с темными пятнами за счет неравномерной глинистости. Толщины пачек песчаных пород не превышают 2 м. Разрез характеризуется неоднородным строением, пачки песчаных пород переходят в глинистые часто с резким контаком. Глины серые с неясно-пятнистой текстурой, включающей прослойки, насыщенные ОРО. Глины часто слагают пачки переслаивания с алевролитами. Толщина прослоев от нескольких миллиметров до 10 см. Преобладают в разрезе песчаники. Подошвенная часть пласта не охарактеризована керном.
Пласт ПК?. Общая толщина пласта составляет 28 м. Пласт формирует чередование песчаных и алевро-глинистых пачек. Породы темно-бурые очень слабо сцементированные, почти рыхлые. Вверх по разрезу пачки тонкого переслаивания песчаников с алевролитами и глинами переходят в однородные песчаные пласты. Толщина прослоев песчаников в основании циклита изменяется от 0,2 до 5,2 м, алевроглинистых 1 — 2 м. Снизу вверх количество и толщина песчаных прослоев последовательно увеличивается. Выше в разрезе роль песчаных пород последовательно возрастает. Заканчивается разрез почти однородной 10-метровой толщей песков.
Пласт ПК общая толщина которого составляет 44 м, керном охарактеризован лишь в нижней части (абс. отм. -860-878 м).
В основании пласта (абс. отм. -878- 876 м) отмечаются прослои конгломератов. В породе на фоне песчаного матрикса выделяются галька представленная светло-серыми обломками и «катунами» алевроглинистых пород. Размер галек — 1-3 см, форма большей частью уплощенная. Переход к песчаникам — постепенный.
Резким преобладанием в пласте характеризуются песчаные пачки. Песчаники слагающие верхнюю часть циклита светло-буровато-серые практически однородные.
Однородные мощные песчаные пачки, выделяемые в разрезе скв. 3618, обладающие высокими фильтрационно-емкостными свойствами, являются перспективными объектами разработки.
Керном в скважине охарактеризован интервал разреза, соответствующий пластам ПК14-20 Разрез апт-альба представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями. Встречаются прослои углей, слагающие редкие слои толщиной до 3 см.
Судя по данным ГИС в разрезе преобладают алевро-глинистые пачки, вмещающие песчаные пласты и прослои различной мощности. Мощность однородных песчаных пропластков в разрезе составляет от 1 до 60 м (ПК2о)-Мощности же разделяющих их алевро-глинистых пачек или толщ тонкого переслаивания достигают 110 м (ПКнепродуктивные пласты ПК2о, ПКіз, ПКп, представляют собой песчаные части трех последовательных циклов, уменьшающихся по мощности вверх по разрезу.
Пласт ПК2о, общая мощность которого составляет 38 м, охарактеризован керном в интервале абсолютных глубин 1419,0 — 1438 м. Интервал 1419,0 — 1420,2 м сложен массивным светло-серым мелко-среднезернистым песчаником с карбонатным цементом, слагающим прослой, аналоги которого встречаются в центральной части многих продуктивных пластов. Песчаники верхней части пласта — массивные, средне
Характеристика разреза покурского НТК
Основными участками, по которым идёт дегазация и обводнение залежей, предполагаются литологические окна в слабопроницаемых разделах между песчаными пачками. Эти окна сформировались в результате размыва непроницаемых разделов, что привело к образованию гидродинамической связи между коллекторами песчаных пачек. Такие условия характерны для обстановок основного дельтового канала (северная часть района исследований, циклит С1). Таким образом, прослеживание однородных глинистых перемычек по площади исследований имеет важное значение для гидродинамического моделирования, поскольку при плохой выдержанности песчаных тел, именно глинистые толщи, залегающие между циклитами могут служить региональными покрышками.
Выдержанность по площади глинистых прослоев внутри циклитов весьма ограничена. Однако в пределах определенных участков, охватывающих один или несколько кустов скважин, прослеживаемость глинистых реперов достаточно высокая. Циклостратиграфический анализ показал отсутствие выклинивания или замещения глинистых (кровельных) частей циклитов крупного ранга в нижних и средних частях разреза покурского НТК, и резкое утонение толщин флюидоупоров поздней части покурского НТК в северной части области исследований (район скв. 3618, 2010). Следовательно, глинистые кровельные части циклитов покурской свиты (в большей степени апт-альбского возраста), способны экранировать продуктивные пласты базальных частей седиментационных циклитов.
На участке исследований запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых по причине взаимосвязанных особенностей — высокая вязкость нефти (205 МПа с), рыхлые породы-коллекторы, высокая степень расчленённости разреза покурской свиты. По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет плотность 0,961 г/см . Кинематическая вязкость определена в единичных случаях, при 20С, её величина равна 30,2 10-5м /сек (скважина 125), при 50С 0,5 и 24,0 10-5 м /сек (скважины 125, 116).
Широко распространенными методами добычи высоковязких нефтей в настоящее время являются тепловые методы воздействия. Вязкость нефти значительно снижается при нагревании ее до определенной температуры ( 100С) [2].
Основным объектом теплового воздействия является пластовая нефть, тем не менее, при ее нагревании приходится нагревать и остаточную воду, и породу. Литолого-геофизическая характеристика и литофациальные особенности отложений покурской свиты являются наиболее значимыми факторами, влияющими на интенсивность и эффективность процессов паротеплового воздействия на пласты-коллекторы. Даже при наличии самой эффективной технологии и самой совершенной технологической установки реализация проекта может оказаться неудачной, если пласт не имеет соответствующих характеристик.
Высокая пористость (до 43%) и крайне слабая литифицированность пород апт-альб-сеноманского возраста обеспечивают меньшие затраты тепловой энергии на подогрев пористой среды. Повышенные значения емкости пород обеспечивают более эффективную парообработку пластов при меньшей подаче теплоносителя.
Высокоэффективные работы по термическому воздействию в основном связаны с высокопроницаемыми коллекторами. Относительно высокие значения проницаемости (преимущественно выше 30 мДа, достигает 0,7-0,8 Да), характерные для наиболее однородных песчаных тел, способствуют высокому темпу фильтрации теплоносителя по пласту, что значительно снижает теплопотери в кровлю и подошву пласта.
Важной характеристикой как для процесса ПТВ (паро-теплового воздействия), так и ВГ (внутрипластового горения) является толщина продуктивного пласта. При закачке пара в наиболее однородные мощные ( 6 м) песчаные пачки, соответствующие дельтовым каналам или баровым телам, уменьшаются теплопотери в покрывающие и подстилающие породы. Глубина залегания продуктивных пластов верхней части покурской свиты соответствует рекомендуемой для закачки пара (800-900 м), т.к. при этом наблюдаются незначительные потери тепла по колонне труб [58].
Негативной оценкой возможности закачки теплового реагента и добычи нефти, может являться слабая литифицированность как песчаных, так и глинистых пород верхней части покурской свиты. При интенсивном паротепловом воздействии на пласты ПК1.7 рыхлые глинистые породы разобщаются и теряют экранирующую способность, что приводит к резкому обводнению добывающих скважин. Вышесказанное подтверждается испытаниями пяти пробуренных на альб-сеноманские залежи горизонтальных скважин Ван-Еганской площади. Эту особенность требуется учитывать при применении методов паротепловой обработки пласта. В частности, предлагается увеличить темпы отбора жидкости и, быть может,
Методика проведения исследований
Район скважины 104, располагающийся в сводовой части Ван-Еганского поднятия, в пределах верхней части покурской свиты охарактеризован сейсмофациальными исследованиями. Прослеженные песчаные тела сопоставимы с результатами литофациального моделирования (см. приложение 100) и интерпретации данных ГИС. Рассматриваемый участок располагается в газонефтяной зоне залежи ПКі_2, характеризуется высокими эффективными нефтенасыщенными толщинами продуктивных пластов. Максимальное средневзвешенное значение открытой пористости пластов ПКі_2 - 39 % — приурочено к району скв 104, унаследовано развивающемуся в обстановке дельтового канала. Средневзвешенный по толщине параметр проницаемости данного района также имеет максимальную отметку — 500 мДа.
Анализ литофациальной неоднородности и высокие коллекторские свойства пород сеноманского яруса, ввиду прежде всего седиментационных причин, позволили высоко оценить перспективы нефтегазоносности верхнепокурских отложений данного участка. На участке можно уже сейчас рекомендовать заложение нескольких разведочных (для уточнения контуров высокоперспективных песчаных тел) и эксплуатационных (в том числе опережающих эксплуатационных) скважин на верхние нефтеносные горизонты покурской свиты. При этом не отменяются возможные перспективы Ай-Еганского участка и южной части Ван-Еганского поднятия, плохо охваченных бурением продуктивного стратиграфического интервала в пределах прогнозируемых дельтовых каналов.
Для установления места заложения эксплуатационных скважин (желательно горизонтальных, для повышения нефтеотдачи) в целях эффективной добычи высоковязкой нефти из водогазовой и нефтегазовой зон сеноманской залежи рекомендуется выбирать участки с высокой плотностью разбуренности (эксплуатируются на нижележащие горизонты), обеспечивающую оптимальную геометризацию песчаных тел. Вместе с тем циклостратиграфическое сопоставление разрезов скважин позволило выявить зоны, где газонасыщенные коллекторы гидродинамически изолированы от нефтенасыщенных, а нефтенасыщенные- от водонасыщенных (см. приложение 101-102).
Примером для заложения горизонтальных скважин и соответственно повышения нефтеотдачи пластов верхней части покурской свиты, может служить участок в районе скв. № 2010 (см. приложение 103). Нефтенасыщенные песчаные пропластки близ скважин 3445, 3651 и 1708, имеющие толщины 9-12 м, изолированные однородными глинистыми прослоями (5-15 м) и находящиеся в зоне относительно легковязких нефтей (граница установлена по результатам исследования яркости цвета керна в ультрафиолете- -899 м), являются первоочередными объектами разработки на данном участке. Менее вязкие свойства нефти обеспечивают относительно высокую их текучесть и соответственно меньшую затратность теплового реагента при различных методах паротепловой обработки.
В условиях преимущественно высокой литологической расчлененности и малых эффективных нефтенасыщенных толщин пластов верхней части покурской свиты (НзфннПКі.2=1-20 м), особое внимание обращают на себя однородные локализованные наиболее мощные песчаные пропластки.
Наиболее однородные выдержанные линейновытянутые в субширотном направлении песчаные тела толщиной не менее 7-10 м соответствуют дельтовым каналам, береговым и устьевым барам (см. приложение 104). Ориентировать горизонтальные стволы эксплуатационных скважин рекомендуется плотной сеткой (для повышения коэффициента охвата и увеличения темпов отбора нефти) вкрест простирания крупных песчаных тел. Длина горизонтального ствола должна определяться шириной дельтового канала или барового тела. Бурение необходимо производить с имеющихся кустовых площадок. При этом под закачку теплоносителя можно использовать как сами добывающие скважины (при внутрипластовом горении), так и пробуренные ранее транзитные скважины, при условии соответствия их технических характеристик.
Как показывают проведенные исследования и результаты анализа распространения коллекторских свойств в районе скв. 104, по простиранию выявленных однородных седиментационных тел должна наблюдаться выдержанность высоких петрофизических характеристик пластов. Такие пласты, при условии их изоляции мощными непроницаемыми разделами в нефтяной зоне, также являются перспективными для заложения горизонтальных стволов скважин, т.к. обводненность и прорывы газа, ухудшающие нефтеотдачу, здесь менее вероятны (см. приложение 102). Эта особенность строения резервуара существенно влияет на характер дренирования запасов залежи.
Закономерности геологического строения верхней части покурской свиты дают достаточную основу для оптимального применения современных методов повышения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью. Применение методов паротеплового воздействия на пласты нижней части покурской свиты достаточно ограниченно, что требует дальнейшего изучения, способа воздействия на продуктивные пласты покурской свиты. Выявленные в ходе литофациальных исследований покурской свиты закономерности распределение крупных песчаных тел, являются надежной основой для проектирования методов интенсификации добычи высоковязкой нефти апт-альбских продуктивных пластов.
