Выделение наиболее перспективных фациальных зон для разработки Бобриковского пласта сибирского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 552.578.2.061.4

Выделение наиболее перспективных фациальных зон для разработки Бобриковского пласта сибирского месторождения

Петрова К.А.

Пермский национальный исследовательский политехнический университет E-mail: petrova_pstu@mail.ru

В данной работе проведен анализ фациального строения визейских отложений Сибирского нефтяного месторождения. Фациальные зоны по скважинам сопоставлены с результатами гидродинамических исследований, проведенными в 2015-2016 гг. На основании результатов исследований построена карта значений пористости и проницаемости по скважинам. В итоге определены наиболее перспективные зоны, рекомендуемые для выработки запасов углеводородов, а также для заложения первых поисково-оценочных скважин на соответствующих эксплуатационных объектах на близлежащих месторождениях.

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, фациальный анализ, фациальные зоны, Сибирское нефтяное месторождение.

DETECTION OF THE MOST CHALLENGING FACIAL ZONES TO DEVELOPE THE BOBRIKOVSKY RESERVOIR OF SIBERIAN FIELD

Petrova K. A.

In this work, the facial structure analysis of the Siberian oil field Visean deposits is coducted. Facies zones in wells compared with the results of hydrodynamic studies carried out in 2015-2016 ages. Bases on research results the tporosity and permeability card is built. As a result, we identified the most promising areas recommended for production of hydrocarbons, as well as laying the first exploration wells on the respective operating facilities in the surrounding fields.

Keywords: hydrodynamic studies, facies analysis, facies zone, Siberian oil field.

В административном отношении Сибирское нефтяное месторождение расположено в Усольском районе Пермского края в 145 км севернее г. Перми. В тектоническом отношении месторождение находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и приурочено к двум поднятиям: Сибирскому и Родыгинскому. Схематическое расположение Сибирского нефтяного месторождения на территории Пермского края представлено на рисунке 1.

Рисунок1. Схематическое расположение Сибирского нефтяного месторождения на территории Пермского края

На месторождении разрабатываются карбонатные отложения турнейско-фаменского яруса, терригенные отложения бобриковского горизонта, а также карбонатные отложения башкирского и серпуховского ярусов.

По данным на июль 2016 года бобриковскую залежь разрабатывают 49 скважин, 3 из которых находятся в простое. Средний дебит скважин по жидкости составляет 47,57 м³/сут, а по нефти 24,37 т/сут. В 2015 и 2016 году были проведены гидродинамические исследования (ГДИ) на 45 скважинах бобриковской залежи. На рисунке 2 представлено схематическое расположение исследуемых скважин, а также результаты ГДИ. В работе исследуемым скважинам присвоены условные номера.

Рисунок 2. Схематическое расположение исследуемых скважин

В ходе работы проведен детальный анализ фациального строения терригенных отложений Сибирского месторождения. Основываясь на материалах сейсмофациального анализа (выполненного "ПермьНИПИнефть"), были выделены две фациальные зоны: русловые отложения и пойменные отложения (рис. 3). Краткая характеристика отложений приведена ниже.

нефтяной месторождение выработка

Рисунок 3. Сейсмофациальная схема визейских отложений совмещенная с параметрами ГДИ

Русловые отложения (АР): слагают мощные песчаные тела средней толщиной 10 м - 20 м. Песчаники светло-серые, серые, коричневато-серые, кварцевые, мелко-среднезернистые, крупнозернистые, косо- и тонкослоистые, с тонкими прожилками, выполненными черным, органическим материалом, с редкими мелкими включениями пирита и углистых частиц, пористые и слабопористые, преимущественно крепкие, участками - слабосцементированные. Сортировка материала средняя, улучшается вверх по разрезу. Фации руслового аллювия (АР) представляют наибольший интерес с точки зрения коллекторских свойств.

Пойменные отложения (АП): генетически связанные с русловыми фациями, включают в себя комплекс пород от мелкозернистых песчаников до аргиллитов, часто тонкопереслаивающихся между собой. Породам свойственна слоистость от волнистой до тонкой горизонтальной, часто в них встречаются растительные остатки и детрит [1,3,4].

Аргиллиты темно-серые до черных, листоватые, плотные, в различной степени углистые, прослоями алевритистые и песчанистые, с растительными остатками, с включениями и зернами пирита, с рассеянными тонкими углистыми частицами, с многочисленными слюдистыми частицами, от среднекрепких до некрепких. Отмечаются редкие прослои каменного угля и углистоглинистого сланца [2,5].

В работе установлены принадлежности параметров гидродинамических исследований к фациальным зонам, а также установлены различия между зонами. Для анализа выбраны такие параметры как эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент проницаемости, коэффициент гидропроводности, коэффициент пористости. В таблице 1 представлены принадлежности данных параметров к фациальным зонам.

Таблица 1 - Принадлежность параметров ГДИ к фациальным зонам

По данным таблицы 1 построены гистограммы распределения средних значений параметров ГДИ по фациальным зонам. Распределение средних значений коэффициента продуктивности по фациальным зонам изображено на рисунке 4, распределение средних коэффициентов проницаемости по фациальным зонам представлено на рисунке 5.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок4. Распределение средних значений коэффициентов продуктивности скважин по фациальным зонам

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5. Распределение средних коэффициентов проницаемости по фациальным зонам

Анализируя гистограммы, необходимо отметить, что по всем параметрам преобладают значения параметров зоны русловых отложений.

Средние эффективные нефтенасыщенные толщины преобладают для русловых отложений. А также минимальные значения для пойменных отложений 2,2 м, что значительно меньше значений русловых 6,3м. В связи с этим зона русловых отложений наиболее стабильна по нефтенасыщенной толщине.

Значения среднего коэффициента продуктивности для русловых отложений значительно преобладают над пойменными (46,3 м³/(сут•МПа) к 8,24 м³/(сут•МПа) соответственно). Это связано прежде всего с тем, что литологический состав русловых отложений в большинстве своем песчаники, которые обладают хорошими коллекторскими свойствами и способствуют флюидоотдаче. Что касается пойменных отложений то тут преобладают более плотные алевролиты, что сказывается на дебите скважин.

Анализируя средние коэффициенты проницаемости удаленной зоны пласта, хочется отметить преобладание параметров русловых отложений почти в два раза (0,27мкм2 к 0,16 мкм2).

Значительное влияние на гидропроводность зоны АР оказывает вязкость нефти, которая ниже, чем в зонах ПР, а также нефтенасыщенные толщины ПР ниже, чем в зоне АР. В результате и гидропроводность зоны АР выше, чем в зоне ПР.

В заключении хочется отметить, что зона русловых отложений наиболее перспективна в плане добычи нефти. Данные исследования так же полезны для разработки визейских отложений на близлежащих подготовленных структурах, где первые эксплуатационные скважины рекомендуется закладывать в зону русловых отложений.

Список литературы

1. Бояршинова М.Г., Антонюк О.В. Литолого-фациальная характеристика породколлекторов Южно-Раевского рифового резервуара. Ленинградская школа литологии: Материалы Всероссийского литологического совещания. Том II. Санкт-Петербург: СПбГУ, 2012. С. 147-149.

2. Лузина Д.В., Кривощеков С.Н. Анализ фациальных зон и коллекторских свойств турнейско-фаменских рифогенных построек Соликамской депрессии. «Вестник ПНИПУ. Геология.

Нефтегазовое и горное дело». 2012. №5. С. 7-15.

3. Козлова И.А., Путилов И.С., Филькина Н.А. Использование методов литологофациального анализа для уточнения геологического строения карбонатных залежей месторождения Соликамской депрессии. "Нефтепромысловое дело". 2010. №7. С.32-36

4. Литолого-фациальный анализ рифового резервуара Маговского месторождения / ООО «ПермНИПИнефть». - Пермь, 2011.

5. Пахомов В.И., Беляева Н.В., Сташкова Э.К, Стукова Т.В., Акулова Н.Н. Комплексирование лито- и биофациальных исследований на примере Сибирского нефтяного месторождения.

Размещено на Allbest.ru