Характеристика коллекторских свойств и неоднородности пласта Ю2-3 Западно-Тугровского нефтяного месторождения

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

Западно-Тугровское нефтяное месторождение расположено на территории Западно-Тугровского лицензионного участка, в пределах Сергинского нефтегазоносного района Красноленинской нефтегазоносной области.

Западно-Тугровское месторождение открыто в 1992 г., введено в разработку в 2008 г.

Подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа производился раздельно по пластам Ю 2–3 , Ю 4 , Ю 5 , Ю 6 , Ю 10 ¹, Ю 10 ². В эксплуатации находятся залежи в составе пластов Ю 2–3 , Ю 4 , Ю 5 , Ю 6 , Ю 10 ¹, Ю 10 ². На дату исследований в разработке два эксплуатационных объекта — Ю 2–6 , и Ю 10 ;

Основной объем запасов нефти месторождения приходится на пласт Ю 2–3 объекта разработки Ю 2–6 .

Продуктивная толща пласта Ю 2–3 на месторождении представлена среднеюрскими отложениями тюменской свиты, которые характеризуются неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с редкими прослоями аргиллитов. По структуре песчаники мелкозернистые и средне-мелкозернистые, а алевролиты преимущественно мелкокрупнозернистые. Общая толщина пласта достигает 32,1 м (Рисунок 1).

Рисунок 1. Геологический профиль по линии скважин 20П-25Р. Объект разработки Ю 2–6 .

Залежь пласта Ю 2–3 пластовая, сводовая, тектонически- и литологически экранированная. Линиями тектонических нарушений разделена на 3 блока (Рисунок 2).

Доля геологических запасов промышленных категорий пласта Ю 2–3 в объекте разработки Ю 2–6 составляет 68% (Рисунок 3).

Характеристика коллекторских свойств и неоднородности пласта Ю 2–3 представлена по материалам геофизических исследований пробуренных на месторождении поисковоразведочных и эксплуатационных скважин.

Рисунок 2. Структурная карта пласта Ю 2–3 Западно-Тугровского месторождения.

Рисунок 3. Доля геологических запасов промышленных категорий по пластам объекта ЮС 2–6 .

Морфологическая сложность, неоднородность и коллекторские свойства залежи продуктивного пласта Ю 2–3 тюменской свиты изучались по данным ГИС скважин, вскрывших продуктивный разрез Западно-Тугровского месторождения.

Неоднородность строения пластов продуктивной части разреза анализировалась и оценивалась по следующим показателям: толщина (общая, эффективная, нефтенасыщенная), расчлененность (К расч ), толщины песчаных и глинистых пропластков, песчанистость (К песч ), пористость (К п ), проницаемость (К пр ), нефтенасыщенность (К н ).

Отложения пласта Ю 2–3 распространены практически по всей площади месторождения (Рисунок 1). Отложения продуктивной части пласта в границах залежей вскрыты 73 скважинами, в том числе: ЧНЗ — 69 скважин, ВНЗ — 4 скважины.

Общая толщина пласта в границах нефтеносности изменяется от 27,1 м до 38,5 м, при среднем значении параметра — 32,1 м. Эффективные толщины по скважинам изменяются в широких пределах от 0,9 м до 13,3 м, составляя в среднем — 8,3 м.

Песчанистость (К песч ) по скважинам изменяется от 0,03 до 0,44, при среднем значении — 0,26.

Распределение скважин по коэффициенту песчанистости представлено на Рисунке 4. Из распределения следует, что в целом продуктивная часть пласта Ю 2–3 характеризуется низкой песчанистостью разреза.

Характер распределения коэффициента песчанистости по площади месторождения показал, что доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) в разрезе пласта (К песч >0,7) отсутствует.

Песчанистость, д.ед                                Коэфф, скчаиистосгк

Распределение скважин по коэффициенту         Геолого-статистический разрез по кпесч песчанистости

Рисунок 4. Характеристика песчанистости пласта Ю 2–3 Западно-Тугровского месторождения.

Количество проницаемых пропластков в разрезе пласта по скважинам изменяется от 1 до 12, при среднем значении коэффициента расчлененности — 7,1. Максимальными значениями коэффициента расчлененности характеризуются разрезы скважин, пробуренных в сводовой нефтяной зоне пласта.

Распределение скважин по параметру «расчлененность» и нефтенасыщенная мощность представлено на Рисунке 5.

Продуктивный разрез сложен песчаными пропластками с толщиной от 0,3 м до 3,8 м, в среднем — 1,0 м, коэффициент вариации — 0,6.

Распределение нефтенасыщенных пропластков по интервалам толщин приведено на Рисунке 4. Из распределения следует, что 93,5% песчаных пропластков имеют толщину меньше 2 м (в т. ч. 61,2% с толщиной меньше 1 м), 5,7% — от 2 до 3 м, 0,8% — от до 4 м.

Средние по скважинам значения толщин глинистых пропластков варьируют от 0,1 м до 29,5 м, при среднем значении — 3,1 м. Перемычки с толщиной от 4 м и более составляют 26% пропластков.

Расчлененность

Нефтенасыщенная толщина, м

Рисунок 5. Распределение скважин по расчлененности и нефтенасыщенной толщине пласта Ю 2–3 Западно-Тугровского месторождения.

В целом по месторождению толщина непроницаемого раздела между нефтенасыщенным и водонасыщенным коллектором по данным ГИС 4 скважин, вскрывших водонефтяную зону пласта, варьирует от 0,5 м до 5,6 м, составляя в среднем — 3,4 м.

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта изучались по данным 508 определений.

Средневзвешенные по скважинам значения К п изменяются от 13,0% до 18,7%, при среднем значении параметра — 15,3%.

Распределение К п по площади месторождения и геолого-статистический разрез по коэффициенту пористости показано на Рисунке 6, из которого следует, что лучшими емкостными свойствами характеризуются коллекторы в купольной части разрез пласта.

Распределение К п по площади

Рисунок 6. Характеристика пористости пласта Ю 2–3 .

Геолого-статистический разрез по К п

Разрез продуктивной толщи в пределах контура нефтеносности сложен проницаемыми прослоями с К п от 13,0% до 22,3%, при среднем значении К п — 15,0%.

Из распределения следует, что 31,9% прослоев в нефтенасыщенном объеме имеют К п ниже 14%, прослоев с К п от 14% до 16% имеют 40,7%, прослоев с К п от 16% до 18% имеют 5,7% прослоев, с К п более 20%, имеют 0,6%.

Средневзвешенные по скважинам значения проницаемости (К пр ) изменяются в пределах от 0,2×10^-3 мкм² до 113×10^-3 мкм², при среднем значении — 3,1×10^-3 мкм². Разрез пласта в границах нефтеносности сложен прослоями коллектора с К пр от 0,2×10^-3 мкм² до 244,1×10^-3 мкм², при средневзвешенном по объему значении К пр — 3,0×10^-3 мкм² и коэффициенте вариации — 4,2, что говорит о высокой степени анизотропии разреза по проницаемости. Распределение нефтенасыщенных прослоев, слагающих продуктивный разрез, по интервалам К пр представлено на Рисунке 7.

Распределение Кпр

Рисунок 7. Распределение нефтенасыщенных прослоев по интервалам коэффициента проницаемости К пр . Пласт Ю 2–3 .

Проницаемость. *10 'мкм-

Геолого-статистический разрез по Кпр

Анализ распределения показал, что 68,9% прослоев в нефтенасыщенном объеме пласта Ю 2–3 имеют очень низкие значения К пр , не превышающие 1×10^-3 мкм², 28,7% — от 1×10^-3 мкм² до 10×10^-3 мкм², 2% — от 10×10^-3 мкм² до 100×10^-3 мкм², 0,4% прослоев обладают средними фильтрационными свойствами и имеют К пр более 100×10^-3 мкм².

Анализ площадного распределения показал, что по коэффициенту нефтенасыщенности пласт наиболее неоднороден в купольной части разреза. Средневзвешенные по скважинам значения нефтенасыщенности (К н ) по данным ГИС (293 послойных определений), изменяются в пределах от 33,3% до 69,5%, при среднем значении — 47,1%. Геологостатистический разрез по коэффициенту нефтенасыщенности представлен на Рисунке 8.

Из распределения нефтенасыщенных прослоев по интервалам следует, что 27,6% прослоев разреза пласта имеют Кн ниже 40%, 40,3% прослоев с Кн от 40% до 50%, 20,8% прослоев с Кн от 50% до 60%, 10,2% от 60% до 70 , 1,1% прослоев с Кн выше 70%.

Распределение нефтенасыщенности, %

Геолого-статистический разрез по К н

Рисунок 8. Распределение нефтенасыщенных прослоев по интервалам пласта Ю 2-3 .

Выводы

Анализ морфологической сложности и неоднородности строения продуктивного пласта Ю 2-3 Западно-Тугровского месторождения показал следующее:

–для пластов тюменской свиты характерен значительный разброс величин таких параметров, как эффективная толщина (0,9–13,3 м), свойственно наличие многочисленных зон глинизации пластов (толщина глинистых пропластков 0,1–29 м), линзовидный характер песчано-алевритовых тел (продуктивные площади пластов Ю 4 –Ю 6 уменьшаются от 50% до 17% относительно пласта Ю 2–3 );

–низкая песчанистость продуктивной части разреза (по пластам изменяется от 0,03 до 0,44);

–низкие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов продуктивных пластов Ю 2-3 , Ю 4 , Ю 5 , Ю 6 (проницаемость по пласту изменяется от 0,2×10^-3 мкм² до 113×10^-3 мкм²), пористость от 13,0% до 18,7%, нефтенасыщенность изменяется от 33,3% до 69,5%).

Вышеперечисленные показателями морфологической сложности и неоднородности строения пласта Ю 2–3 оказывают негативное влияние на характер и процесс выработки запасов УВ в пределах отдельных участков залежи, таких как:

–наличие зон глинизации и тектонических разломов, влияющих на распределение фильтрационных потоков, а, следовательно, и процесс выработки запасов;

–характер глинизации продуктивных отложений, обуславливающий зональную неоднородность пластов по толщине, которая в свою очередь влияет на характер выработки запасов на участках залежей с резким выклиниванием пласта.

–фильтрационная неоднородность разреза пластов, влияющая на равномерность выработки запасов УВ.