Горизонт 1в Подкирмакинской свиты Продуктивной толщи месторождения Нефт Дашлары и состояние его разработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Горизонт 1в Подкирмакинской свиты Продуктивной толщи месторождения Нефт Дашлары и состояние его разработки

С.М. Гахраманлы

Аннотация

геологопромысловый информация месторождение

Представлены результаты применения метода комплексной площадной интерпретации геофизической и геологопромысловой информации для изучения текущего состояния разработки 1в горизонта Подкирмакинской (ПК-1в) свиты Продуктивной толщи (ПТ) месторождения Нефт Дашлары и использования интерпретационной системы DV-Seys Geo. Представлены трехмерные геомодели объекта, построенные по петрофизическим параметрам, результаты изучения геолого-статистическим методом взаимосвязи между скважинами, а также определение коэффициента распространения коллекторов по площади.

Даны результаты анализа выработанности объекта, информация об отборе образцов кернов из активно и пассивно включенных к разработке пропластков, а также об объеме остаточного запаса нефти по горизонту ПК -1в ПТ.

Ключевые слова.: месторождения, горизонт, интерпретация, геомодель, пористость, нефтенасыщен- ность, коллектор, геофизический, геологический

The 1v horizon of the Podkirmakinskaya formation of the Productive strata of the Oil Dashlary deposit and state of its development

S.M. Gahramanli

Abstract

The article presents the results of the application of the method of complex areal interpretation of geophysical and geological-field information to study the current state of development of the 1v horizon of the Podkirmakinskaya (PK-1v) formation of the Productive Strata (PS) of the Oil Dashlary deposit and the use of the DV-Seys Geo interpretation system. Three-dimensional geomodels of the object constructed according to petrophysical parameters, the results of studying the relationship between wells by the geological and statistical method, as well as determining the coefficient of distribution of reservoirs over the area are presented.

The results of the analysis of the depletion of the object, information on core sampling of interlayers that are actively and passively involved in the development, as well as on the amount of residual oil reserves along the horizon of PK -1v PS are given.

Keywords: deposits, horizon, interpretation, geomodel, porosity, oil saturation, reservoir, geophysical, geological

Введение

Месторождение Нефт Дашлары открыто в 1949 г. опробованием скважины № 1, где был получен промышленный приток нефти из Калинской свиты ПТ.

Район Нефт Дашлары представляет собой область открытого моря. Глубина моря в районе расположения структуры длиной 7 км и шириной 3 км, вытянутой с северо-запада на юго-восток и окаймляющей свод антиклинальной складки, составляет 40-60 м.

Обслуживание добывающих и нагнетательных скважин в основном осуществляется с эстакады, длина которой более 200 км.

Месторождение Нефт Дашлары имеет сложное геологическое строение. В тектоническом отношении оно представляет собой асимметричную брахиантиклиналь северо-запад-юго-восточного простирания, осложненную многочисленными разрывными нарушениями; наиболее крупные из них расчленяют ее на 6 тектонических блоков (рис. 1).

Рис. 1. Месторождение Нефт Дашлары

Нефтеносность приурочена к отложениям ПТ среднего плиоцена, из которых объектом данного исследования является горизонт ПК-1в входящей в геологический разрез Подкирмакинской свиты [1, 2].

Изучение объекта исследования и анализ полученных результатов

Горизонт ПК-1в литологически представлен пачкой серых песков и песчаников. Прослои глин составляют 20-25 % толщины объекта, глины сильно песчанистые.

На кривых электрического каротажа значения кажущегося сопротивления достигают 90-100 Омхм, в отдельных случаях - 200-250 Омхм. Разрез характеризуется хорошо дифференцированной кривой ПС.

В разрезе ПК-1в выделяются в основном два песчаных пласта, между ними глинистый раздел толщиной 4-9 м, иногда 16 м.

Песчанистость достигает 64 %, уменьшаясь от свода к крыльям. Толщина горизонта ПК-1в изменяется в пределах 15-35 м, в среднем составляет 30 м.

Коллекторские свойства горизонта изучены по данным исследования 220 образцов керна из 64 скважин, а также по результатам интерпретации материалов геофизических исследований 628 скважин, вскрывающих его разрез, по программе DV-Seis Geo.

В результате обобщения материалов установлено, что в составе пород более 60 % приходится на группу глинисто-алевритовых песков. Величина значения коллекторских свойств изменяется по толщине и площади. Коэффициент распространения нефтенасыщенных пропластков по простиранию составляет 65-70 %. Значения пористости - в пределах 0,16-0,28, среднее значение равно 0,22.

Проницаемость изучена 86 анализами керна, ее величина изменяется в пределах 0,001-3,920 мкм2. Плотность воды 1,0092-1,0360, общая минерализация - в пределах 59,8-81,8 мг-экв.100 г.

В начале эксплуатации горизонта ПК-1в пластовое давление составляло 8,7 МПа, в процессе разработки залежи наблюдается его снижение. Давление насыщения коллекторов составляло 8-13,4 МПа, коэффициент объемного увеличения - 1,055-1,126, в пластовых условиях плотность нефти - 0,807-0,830 г/см3, вязкость - 2,13-3,27 Па х с, содержание парафина - 0,48-1,59 %, смол - 19-22 %, пластовая температура изменяется в пределах 28-32 °С. Нефтеносность ПК-1в установлена только во II тектоническом блоке. Результаты исследований залежи методом ИННК+ГК за последние годы показали, что этот вопрос требует дополнительного изучения для оценки нефтеносности горизонта и в других тектонических блоках.

С целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти из пластов ПК-1в начиная с июля 1953 г. осуществлялось преимущественно законтурное, частично очаговое заводнение коллекторов, при этом использовалась морская вода.

Для выполнения комплексной площадной интерпретации геофизических и геологопромысловых материалов с целью оценки текущего состояния разработки ПК-1в после сбора данных проводилась обработка материалов ГИС. При этом использовали программу DV-Seys Geo с целью изучения петрофизических характеристик объекта исследований, где по кернам скважин определялись параметры пористости, эффективной толщины и нефтенасыщенности коллекторов.

Взаимосвязь между скважинами изучали геолого-статистическим методом, был определен коэффициент распространения коллекторов (Крк) по площади [3].

Как видно из рис. 2, продуктивные коллекторы в пределах II тектонического блока, горизонт ПК-1в, имеют достаточно хорошую связь между скважинами и характеризуются значением Крк в пределах 0,72-0,84.

Рис. 2. Моделирование нефтенасыщенности коллекторов по результатам исследований в скважинах

В разрезе скважин шагом квантования 1 м определены значения пористости по глубине и по площади. После обобщения результатов изучения по скважинам впервые построена геомодель по значениям пористости ПК-1в II тектонического блока месторождения Нефт Дашлары. На рис. 3 можно видеть изменение значения пористости в сторону уменьшения от свода к переклинали, а также по площади залежи.

Рис. 3. Изменение значения пористости в сторону уменьшения от свода к переклинали, а также по площади залежи

Практический интерес представляют результаты изучения нефтенасыщенности коллекторов ПК-1в, полученные после интерпретации материалов скважинных исследований по программе DV-Seys Geo. Путем обобщения результатов исследования скважин установлено изменение значений нефтенасыщенности коллекторов по разрезу объекта и по площади к моменту бурения скважин в зависимости от темпа ввода скважин в эксплуатацию и от динамики отбора нефти из объекта.

Происходящие изменения можно видеть на рис. 4, где представлены геомодели ПК-1в, построенные по значениям нефтенасыщенности к моменту бурения скважин.

Рис. 4. Геомодели ПК-1в, построенные по значениям нефтенасыщенности к моменту бурения скважин

Для оценки текущего состояния разработки месторождения проводилось обобщение геологопромысловой информации по скважинам ПК-1в, в частности сведений об отборе нефти и результатах исследований действующих и временно остановленных скважин. Геофизическими и геодинамическими методами определены профили притока в нефтяных и приемистости - в нагнетательных скважинах, а также рассчитаны значения текущего нефтенасыщения коллекторов с учетом нефтеотдачи объекта разработки.

По объекту исследования создан банк данных на основе результатов промыслово-геологических, геофизических и гидродинамических исследований скважин.

После сбора, анализа, обобщения и систематизации фактической геофизической, гидродинамической и геологопромысловой информации на основе полученных результатов были построены геомодели, характеризующие состояние текущей нефтенасыщенности горизонта ПК-1в ПТ II тектонического блока месторождения Нефт Дашлары (рис. 5). Полученные данные по скважинам о текущей нефтенасыщенности обобщены в три группы. К первой группе отнесены коллекторы со значениями текущей нефтенасыщенности до 0,4, ко второй - от 0,401 до 0,7, к третьей - коллекторы с текущей насыщенностью более 0,7.

Рис. 5. Геомодели, характеризующие состояние текущей нефтенасыщенности горизонта ПК-1в ПТ II тектонического блока месторождения Нефт Дашлары

Результаты исследования скважины на предмет характера насыщения коллекторов, полученные методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК), были сопоставлены со значениями, полученными методом комплексной площадной интерпретации (см. таблицу) [4].

Значение Кн, изученных методами ИННК и комплексной площадной интерпретации электрического каротажа скважин ПК-1в ПТ, месторождение Нефт Дащлары

Из таблицы видно, что за исключением некоторых скважин, оказавшихся в активной зоне динамического процесса от заводнения коллекторов нагнетаемой водой, выявлена хорошая сходимость значений коэффициента нефтенасыщения со значениями, установленными фактическими скважинными исследованиями методом ИННК.

Следует отметить, что исследования скважин методом ИННК в морских условиях из-за технических, технологических и экономических сложностей затруднительны, и делать упор непосредственно на определение значений текущего насыщения коллекторов этим методом невозможно. Поэтому применение комплексной площадной интерпретации геофизической и геологопромысловой информации для изучения текущего состояния нефтенасыщенности коллекторов можно считать более экономичным, имеющим хорошую информативность и представляющим практический интерес.

Обобщая результаты выполненного анализа состояния разработки представленного объекта, следует отметить, что углубленное изучение разрезов всех скважин, вскрывших продуктивный горизонт ПК-1в ПТ, определение подсчетных петрофизических параметров методом площадной комплексной интерпретации и построение трехмерных геомоделей позволили уточнить начальный балансовый запас нефти в пределах нефтенасыщенной площади.

Таким образом, по II тектоническому блоку в ПК-1в выявлены активно разработанные остаточно нефтенасыщенные зоны, а также представлена информация о состоянии заводнения коллекторов объекта разработки нагнетаемой водой.

Заключение

На основе комплексной площадной интерпретации данных ГИС и геологопромысловых материалов горизонта ПК-1в ПТ месторождения Нефт Дашлары и обобщения результатов анализа состояния разработки можно сделать следующие выводы:

несмотря на длительный период разработки объекта ПК-1в ПТ не все продуктивные интервалы вовлечены в активную разработку и не достигнуты проектные значения коэффициента конечной нефтеотдачи;

эффективность от законтурного и очагового заводнения все еще низка, охват заводнением нагнетаемой водой ниже 50 %;

по II тектоническому блоку для ПК-1в выявлены остаточные нефтенасыщенные зоны.

Таким образом, представленный в статье методический подход рекомендуется для использования при оценке текущего состояния разработки остальных объектов на месторождении Нефт Дашлары, а также на других разрабатываемых нефтегазовых месторождениях.

Список источников

1. Ализаде А.А., Салаев С.Г., Алиев А.И. Научная оценка перспектив нефтегазоносности Азербайджана и Южного Каспия и направления поисково-разведочных работ. Баку: Элм, 1985. 248 с.

2. Алиханов Э.Н. Нефтяные и газовые месторождения Каспийского моря. Баку: Азернешр, 1964. 383 с.

3. Токарев М.А. Исследования геолого-статистических моделей пласта для контроля нефтеотдачи и подсчета запасов // Нефтепромысловое дело. 1983. № 2. С. 1-2.

4. Азаров Е.С., Тарачева Е.С. Анализ применяемых методов обоснования коэффициента остаточной нефтенасыщенности объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2021. № 1. С. 44-48.

References

1. Alizade A.A., Salaev S.G., Aliev A.I. Nauchnaya otsenka perspectiv neftegazonosnosti Azerbaidzhana i Uzhnogo Kaspiya i napravleniia poiskovo-razvedochnyh rabot. Baku: Elm; 1985. 248 s.

2. Alikhanov E.N. Neftyanye i gazovye mestorozhdeniia Kaspiiskogo moriya. Baku: Azerneshr; 1964. 383 p.

3. Tokarev M.A. Issledovaniya geologo-statisticheskih modelei plasta dlya kontrolya nefteotdachi i podschyota zapasov. Neftepromyslovoye delo. 1983;2:1-2. (In Russ.).

4. Azarov E.C., Taracheva E.C. Analiz primenyaemyh metodov obosnovaniya koefficienta ostatochnoi neftenasyschennosti objectov s trudnoizvlekaemymi zapasami nefti. Geologiia, geofizika I razrabotka nef- tianyh Igazovyh mestorozhdenyi. 2021;1:44-48. (In Russ.).

Размещено на Allbest.ru