Методы геолого-промыслового моделирования залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами на основе литолого-фациального анализа : На примере месторождений Среднего Приобья

• Автор: Барков, Сергей Львович
• Шифр специальности: 04.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 353 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. Геологическое строение и стратиграфия мезозоя Сургутского района
1.1. Тектоника и нефтегазоносность
1.1.1. Тектоника
1.1.2. Нефтегазоносность
1.1. Принятая детальная схема стратиграфии юрских и нижнемеловых отложений Сургутского района
1.2.1. Юрские отложения
1.2.2. Нижнемеловые отложения
2. Методология геолого-промыслового моделирования залежей нефти
с неоднородными и низкопроницаемыми коллекторами в связи с оценкой запасов, их дифференциацией и разработкой
2.1.Понятие о геолого-промысловых моделях
2.2. Методология дифференцированного моделирования нефтяных залежей с неоднородными коллекторами
2.2.1. Методика выделения зональных интервалов
на основе фациально-циклического анализа
2.2.2. Методика дифференциации залежей на основе палеогеографической зональности времени
формирования соответствующих продуктивных пластов
2.2.3. Методика выделения участков однородных по
комплексу признаков в пределах зональных интервалов
2.2.4. Методика оценки фильтрационных характеристик
пласта ЮС2 по косвенным данным
2.2.5. Методика дифференциации запасов нефти
3. Построение литолого-палеогеографических
моделей продуктивных пластов
3.1. Основные типы разрезов циюштов готерив-баррема
3.2. Типы разрезов пласта ЮС2
3.2.1. Результаты детальной (зональной) корреляции разрезов скважин
3.2.2. Характеристика зональных интервалов
3.3. Палеогеографические особенности формирования неоднородных продуктивных пластов средней юры и готерив-баррема
3.3.1. Палеогеография времени формирования пластов группы АС
3.3.2. Условия формирования пласта ЮС2
3.4. Взаимосвязь между условиями формирования и геолого-физическими свойствами продуктивных пластов
4. Структура и закономерности распределения запасов нефти на
основе их геолого-промыслового моделирования и дифференциации
4.1. Выделение участков однородных по продуктивности
4.1.1. Зональный интервал - пласт ЮС2/1
4.1.2. Зональный интервал - пласт ЮС2/2
4.2. Анализ структуры и закономерности распределения
запасов нефти в связи с их дифференциацией
4.3. Дифференциация запасов по продуктивности
5. Обоснование направлений и объемы доразведочных
работ на изучаемых площадях
5.1. Анализ материалов геологоразведочных работ
5.2.Рекомендации по проведению
доразведочных работ
6. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых
запасов в низкопроницаемых коллекторах
6.1. Анализ эффективности методов воздействия на юрские низкопродуктивные пласты с целью интенсификации притоков
6.2. Рекомендации по применению методов повышения
нефтеотдачи для среднеюрских пластов
7. Проектирование и совершенствование систем разработки
нефтегазовых залежей с учетом дифференциации запасов
7.1. Особенности проектирования разработки залежи
пластов АС4-8 Федоровского месторождения
7.2. Учет дифференциации запасов в процессе разработки Лянторского месторождения
Заключение

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы. В пределах Среднего Приобья, где сконцентрирована большая часть месторождений нефти Западной Сибири, в последние годы произошли существенные качественные и количественные изменения структуры запасов нефти. В связи со значительной степенью выработки запасов крупных и высокопродуктивных месторождений, снизилась обеспеченность активными высокопродуктивными запасами и ресурсами нефти. Основным резервом добычи нефти к началу 90-х годов стали запасы, приуроченные к неоднородным и низкопроницаемым коллекторам, характеризующимся существенной литологической изменчивостью пород, как по разрезу, так и по площади.
По данным АО Сургутнефтегаз в результате опережающей выработки запасов нефти из высокопродуктивных залежей (активные запасы) и невысоких темпов освоения запасов в неоднородных и низкопроницаемых коллекторах доля активных запасов в структуре остаточных запасов снижается, а доля запасов в низкопродуктивных залежах, напротив, непрерывно возрастает и на начало 2000 г. достигла 55%. Таким образом, в Среднем Приобье основные текущие промышленные запасы нефти оказались сконцентрированы в двух крупных объектах - в группе пластов А готерив-барремского возраста и в пласте ЮС2 среднеюрского возраста, характеризующихся почти повсеместно исключительно сложным строением проницаемой части разреза и низкими фильтрационными характеристиками (пласт ЮС2).
Состояние сырьевой базы Среднего Приобья заставляет действующие здесь нефтегазодобывающие предприятия вводить в разработку месторождения с отмеченными коллекторами, хотя освоение запасов их осуществляется недостаточно эффективно - текущие коэффициенты извлечения нефти по залежам, приуроченным к пласту ЮС2, не превышают первых процентов.
ления отдельных пластов в условиях существенно континентального разреза. Наиболее подробно вопросы корреляции продуктивных пластов готерив-баррема Западной Сибири рассмотрены в работах Ю.В. Брадучана, Г.С. Ясо-вича и A.A. Нежданова /23, 24/. Этими исследователями применялись четыре группы методов корреляции: геолого-геофизические, палеонтологические, литологические и циклостратиграфические. Как отмечают вышеперечисленные исследователи, в условиях слабо охарактеризованного керном разреза находки фауны чрезвычайно редки и обычно отличаются плохой сохранностью, поэтому не всегда палеонтологические определения увязываются с послойной корреляцией разрезов. Кроме того, в условиях существенно континентального разреза роль палеонтологических методов еще более снижается. Таким образом, для достаточно детальных попластовых сопоставлений разрезов отдельных скважин необходимо применение других, прежде всего гео-лого-геофизических методов.
Группа применявшихся нами геолого-геофизических методов, основанных на изучении вещественного состава пород, условиях их залегания и тенденциях различных изменений по разрезу, может быть подразделена на литологические, геофизические (основанные на сопоставлении различных видов каротажных диаграмм) и циклостратиграфические методы.
Под общим названием “литологические методы” объединяется группа методов, в основу которых положены признаки, базирующиеся на данных о вещественном составе пород. Литологические методы, как правило, обеспечивают максимальную детальность расчленения и корреляции отдельных разрезов. В нефтяной геологии литологические методы обычно используются в комплексе с данными геофизических исследований скважин, от которых они неотделимы. В связи с этим, собственно литологические и геофизические методы корреляции рассматриваются как взаимодополняющие. Вместе с тем литологические методы имеют целый ряд отрицательных особенностей. Прежде всего, это их субъективизм и неоднозначность, определяющиеся опытом отдельных специалистов. Во-вторых, ограниченность применения