В онлайне: 1 (гостей - 1, участников - 0)  Вход | Регистрация

 

УДК 550.8

Распределение геолого-геофизических свойств пластов-коллекторов среднеюрский отложений нефтеносной Тюменской свиты (ХМАО)

 

Юрков Р.В., студент, Фатуллаев Ф.И., доцент

Южно-российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М. И. Платова, Россия

 

Проведено исследование изменчивости и взаимосвязей коллекторских параметров по разрезу и по линии скважин Сургутского месторождения среднеюрских нефтегазоносных отложений.

 

Сургутское месторождение располагается в Сургутском районе ХМАО Тюменской области. Находится в пределах Сибирского лицензионного участка. Месторождение введено в разработку 1985 году. В настоящее время ведется разработка залежей нефти в пластах БС100, БС22, ЮС0 ЮС11, ЮС12 ЮС21, ЮС3.

Сургутское месторождение связано с моноклиналью, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении ярсомовского прогиба, в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского сводов. На южном погружении моноклинали выделяются зона, осложненная небольшими локальными куполами, к которым приурочено Сургутское нефтяное месторождение.

Общее направление погружения моноклинали выдержано по всему разрезу осадочного чехла с северо-запада на юго-восток. Амплитуда погружения по поверхности тюменской свиты составляет порядка 450 м, угол наклона оси 300.

Сейсморазведочными работами была полностью перекрыта вся площадь участка месторождения. В разведочных и добывающих скважинах, коллекторы выделялись по данным ГИС.

В качестве основного использовался метод потенциалов собственной поляризации пород в скважине и относительный параметр ГК, aгк, для флишеподобных отложений пласта ЮС21.

Пласт ЮС21 был выбрал как пример для рассмотрения характеристик геологического строения, коллекторских свойств продуктивных горизонтов.

Продуктивный пласт ЮС21 представляет собой толщу неравномерно переслаивающихся песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослойками и линзами карбонатных пород и углей и имеет повсеместное распространение по площади месторождения.

Размеры залежи составляют 40 х 39.5 км, высота залежи около 284 м. Абсолютная отметка нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 2679.6 м до 2965.1 м.

Общая толщина пласта варьирует от 9,2 м до 26,7 м, составляя в среднем 17.1 м. Средний коэффициент песчанистости равен 0,28, расчлененность – 4,6.

Коллекторы пласта ЮС21 распространяются не по всей площади месторождения. Границы распространения залежи пласта ЮС21 контролируются с юга, севера и запада границей ЛУ, а с востока – зоной неколлектора. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,9 м., изменяясь в диапазоне от 0,6 до 16,4 м

Породы-коллекторы пласта представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-среднезернистыми алевролитами серыми и светло-серыми, с буроватым оттенком в случае нефтеносности. Характерными включениями являются растительный детрит, остатки растений, обугленной древесины, прослои углей и углистых сланцев, толщина которых достигает 1- 1,5м.

Нефтеносность пласта Ю21 установлена в среднеюрских отложениях. Залежь нефти в пласте ЮС21 распространена по всей площади Сургутского месторождения. Залежь является литолого-стратиграфической.

Характер насыщения коллекторов устанавливался по величине удельного электрического сопротивления, гидродинамическим исследованиям и лабораторным исследованиям керна.

Характер латеральной изменчивости УЭС и коэффициента нефтегазонасыщенности пласта ЮС21 представлен на графиках 1,2.

Рис.1 - График распределения коэффициента удельного электрического сопротивления

 

Рис.2  - График распределения коэффициента нефтегазоностности

 

Графики схожи общей направленностью на протяжении всей линии скважин и это говорит о зависимости УЭС и коэффициента нефтегазонасыщенности, а увеличение электрического сопротивления говорит о повышении нефтенасыщенности в коллекторе. Коэффициент корреляции равен 0,84, то есть существует сильная прямая зависимость между параметрами.

Характер вертикальной изменчивости УЭС и коэффициента нефтегазонасыщенности в западной (скв. №4967, а.о.2780.5-2790.4) и восточной (скв. №5130, а.о.2821.2-2843.2) частях пласта ЮС21 представлен на рисунках 3,4.

C:UsersРусланPicturesScreenshotsСнимок экрана (171).png

Рис.3 - Графики распределения коэффициента удельного электрического сопротивления для скважин №5310 (а) и №4967 (б)

 

C:UsersРусланPicturesScreenshotsСнимок экрана (161).png

Рис.4 -  Графики распределения коэффициента нефтегазоностности для скважин №5310 (а) и №4967 (б)

 

Графики в целом повторяют контуры друг друга и это говорит о достаточной корреляции (0,8 для 4967 скважины и 0,94 для 5130 скважины соответственно) и зависимости УЭС и коэффициента нефтегазонасыщенности. С вертикальной изменчивостью УЭС прямо пропорционально изменяется и нефтегазоназыщенность.

Характер латеральной изменчивости емкостно-фильтрационных свойств и глинистости пласта ЮС21 представлен на рисунках 5,6,7.

 

Рис.5  - График распределения коэффициента пористости

 

Рис.6  - График распределения коэффициента проницаемости

 

Рис.7 - График распределения коэффициента глинистости

 

Из графиков видно, что при латеральной изменчивости емкостно-фильтрационных свойств коэффициенты пористости и проницаемости зависят друг от друга по всей линии скважин и об этом говорит сильная корреляционная связь равная 0,9. В скважинах № 358 и № 4963 наблюдаются аномальные значение пористости и проницаемости, что также говорит о зависимости этих коллекторских свойств. Чем больше содержание глинистой фракции, тем затруднительней мигрирует флюид по коллектору, так как глина сорбирует, но не пропускает через себя жидкую среду и забивает поровое пространство. Поэтому примечательна отрицательная связь показателя глинистости и пористости (-0,5).

Характер вертикальной изменчивости емкостно-фильтрационных свойств и глинистости в западной (скважина 4967, альтитуда 71,23м, а.о.2780.5-2790.4) и восточной (скважина5130, альтитуда 50,37м, а.о.2821.2-2843.2) частях пласта ЮС21 представлен на рисунках 8-10.

C:UsersРусланPicturesScreenshotsСнимок экрана (18).png

Рис.8 - Графики распределения коэффициента глинистости для скважин №5310 (а) и №4967 (б)

 

C:UsersРусланPicturesScreenshotsСнимок экрана (19).png

Рис.9 - Графики распределения коэффициента пористости для скважин №5310 (а) и №4967 (б)

 

C:UsersРусланPicturesScreenshotsСнимок экрана (20).png

Рис.10 -  Графики распределения коэффициента проницаемости для скважин №5310 (а) и №4967 (б)

 

Из графиков видно, что при вертикальной изменчивости емкостно-фильтрационных свойств коэффициенты пористости и проницаемости также прямо зависят друг от друга (коэффициент равен 0,96 для двух скважин) по всей толщине пласта. При большей концентрации пустот соответствующего размера в коллекторе увеличивается расход жидкой среды, что ведет за собой увеличение проницаемости. Также и здесь прослеживается отрицательная связь показателя глинистости и пористости (-0,3 и 0,7).

Низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта обусловлены тем, что коллектора имеют высокий процент алевритовой фракции и довольно низкий коэффициент отсортированности.

 

Библиографический список

 

1. «Проект разработки Сургутского месторождения»


 

Разделы конференции »

  1. Единый государственный реестр недвижимости и земельно-имущественные отношения
  2. Мониторинг природных ресурсов и охрана окружающей среды
  3. Комплексное использование природных ресурсов
  4. Современные вопросы геологии
  5. Физика горных пород
  6. Новые технологии в природопользовании
  7. Применение современных информационных технологий
  8. Экономические аспекты недвижимости
  9. Мониторинг использования объектов недвижимости
  10. Топографо-геодезическое обеспечение кадастровых работ

 

Проекту Kadastr.ORG требуются средства на хостинг и развитие

Сумма: руб.