Создание геолого-фильтрационных моделей сложнопостроенных месторождений на основе фациального анализа : на примере Аригольского месторождения

• Автор: Евдокимов, Иван Владиславович
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 129 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ

Обозначения и сокращения
Введение
Глава 1. Геолого-геофизическая характеристика строения и нефтеносность верхнеюрских отложений Западной Сибири (Широтное Приобье)
1.1. Стратиграфия и фациальное районирование
1.2. Тектоника
1.3. Нефтеносность верхнеюрских отложений
Глава 2. Оценка связи особенностей выработки запасов с геологическим
строением продуктивных объектов
Глава 3. Комплексирование разномасштабных геолого-геофизических данных для решения задач построения принципиальных геологических моделей месторождений
3.1. Принципы комплексирования разномасштабной геолого-геофизической информации
3.2. Корреляция разрезов скважин
3.3. Обоснование наклонного ВНК
3.4. Обоснование простирания трещинных систем
3.5. Идентификация областей и условий осадконакопления
3.6. Принципиальная модель залежи верхнеюрских отложений
Глава 4. Трансформация принципиальной модели в трехмерную геологофильтрационную модель
4.1. Построение структурного каркаса
4.2. Создание трёхмерной геологической сетки и расчёт кубов параметров
4.3. Оценка достоверности геологической модели
4.4. Создание трехмерной фильтрационной модели месторождения
Глава 5. Регулирование и оптимизация разработки месторождения
5.1. Создание геологической основы
5.2. Анализ эффективности ГТМ в фациальных зонах
5.3. Причины обводненности скважин и рекомендации по регулированию
разработки и повышению нефтеотдачи
Заключение
Список использованной литературы

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ПС - каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации ИК - индукционный каротаж РК - радиоактивный каротаж БК - боковой каротаж ГК - гамма-каротаж НГК — нейтронный гамма каротаж НКТ - нейтронный каротаж по тепловым нейтронам Н - глубина залегания пласта Ь - толщина пласта ЬЭф - эффективная толщина пласта кБ - гидропроводность УВ - углеводороды
ГИС - геофизические исследования скважин
МОГТ - метод общей глубинной точки
ВНК - водонефтяной контакт
ВНФ - водонефтяной фактор
ГРП - гидравлический разрыв пласта
ГС - скважина с горизонтальным окончанием
БВС - боковой второй ствол скважины
ГТМ - геолого-технологические мероприятия
ПНП - повышение нефтеотдачи пластов
НГЗ - начальные геологические запасы
НИЗ - начальные извлекаемые запасы
КИН - коэффициент извлечения нефти
ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства
КВД - кривая восстановления давления
МУН - методы увеличения нефтеотдачи пласта
Кп - коэффициент пористости
Кн - коэффициент нефтенасыщенности
Кпр - коэффициент проницаемости
К песч - коэффициент песчанистости
Введение
Актуальность работы. Верхнеюрские отложения являются одним из главных продуктивных подкомплексов Западной Сибири, в которых выявлены 557 залежей и сконцентрировано более 6 млрд. тонн геологических запасов нефти [1]. В настоящее время большинство крупных залежей верхнеюрских пластов (группы K)Bi и ЮС О Широтного Приобья находятся на стадии активного разбуривания и разработки, а некоторые вступили в завершающую стадию разработки.
Успешное применение современных технологий разработки, их совершенствование, априорная оценка условий применимости технологий повышения нефтеотдачи и снижения обводненности требуют оперативного контроля за выработкой запасов и регулирования разработки. Качественное решение задачи комплексного управления разработкой возможно лишь с помощью трехмерных цифровых моделей, адекватно отражающих геологическое строение среды, определяющей направления фильтрационных потоков.
Такие модели можно построить на основе глубокого анализа истории развития района месторождения и геологического строения месторождения как составной части района (Денисов С.Б., Изотова Т.С., Золоева Г.М., Билибин С.И. и др.). Результаты такого анализа получили название принципиальных геологических моделей, учитывающих литолого-фациальные особенности формирования продуктивной части разреза и вмещающих отложений. Предлагаемый разработчиками программных продуктов для построения моделей ЗД вариант выделения «фаций» фактически означает классификацию коллекторов по группам с разными фильтрационно-емкостными и геолого-физическими характеристиками. Принципиальные модели позволяют более обоснованно прогнозировать особенности свойств коллекторов в межскважинном пространстве базируясь на законах седиментологии.
В полной мере, изложенное выше, относится к сложнопостроенным объектам верхней юры, отложения которой представлены полным набором фаций от континентальных в краевых частях Западно-Сибирской низменности до отложений дальнего моря в ее центральных частях. В ряде случаев встречаются останцы-острова, перекрытые отложениями абалакской и баженовской свит с характерными для них парагенетическими рядами отложений (Каменное поднятие, Тайлаковское месторождение и др.).
Практика освоения месторождений показала, что к моменту окончательного разбуривания месторождения объем геолого-геофизической и промысловой информации достаточен для построения адекватной геолого-гидродинамической модели, но к этому

Л.Б. [40] и др.), автор предложил разделить все множество фаций по морфологии слоистой неоднородности песчаников на две большие группы - упорядоченно слоистую и хаотично слоистую. Для первой (упорядоченной) группы, куда отнесена слоистость волновой ряби и ряби течений, свойственна хорошая выдержанность прослоев в одном направлении и частое их чередование в перпендикулярном. Для хаотично слоистых коллекторов (луноподобная, волнистая и лингоидная рябь) выдержанность прослоев в каком-либо направлении отсутствует. В коллекторах с упорядоченной косой слоистостью движение углеводородов вдоль простирания слоистости будет проходить значительно быстрее, чем поперек. В коллекторе с хаотичной косой слоистостью эти движения будут равнозначными. Как показывают исследования, на разрабатываемых месторождениях, среднегодовая накопленная добыча нефти при равных значениях параметра кЬ (произведение проницаемости коллектора на его толщину) в песчаниках с упорядоченной слоистой текстурой (устьевой бар) значительно выше, чем с хаотичной (дельтовый канал). Обусловлено это тем, что в баровых песчаниках осуществляется постоянный приток углеводородов в скважину из дальней зоны коллектора вдоль простирания слоистости и передача давления от нагнетательных к добывающим скважинам осуществляется достаточно эффективно. В русловых песчаниках, в связи с хаотичной слоистостью отложений, гидравлическое сопротивление в межскважинном пространстве высоко и, соответственно, вытеснение нефти водой затруднено.
Гидроразрывы пласта, проведенные в песчаниках русловых фаций, значительно улучшают их эксплуатационные возможности, формируя зоны повышенной проницаемости и подключая к разработке новые, ещё неотработанные участки хаотично слоистого коллектора (увеличение коэффициента охвата).
В то же время, отмечается опережающее обводнение баровых песчаников относительно коллекторов руслового генезиса. Это можно связывать с различиями в фильтрационно-емкостной макронеоднородности строения рассматриваемых разнофациальиых образований. В баровых песчаниках происходит интенсивное продвижение ограниченных объёмов нефти по относительно маломощной зоне высокопроницаемого коллектора в кровле пласта, после чего наступает обводнение скважины. В русловых песчаниках фильтрационно-емкостные характеристики пласта по разрезу однородны и приток нефти осуществляется по всей его толщине. Рассматривая коллекторы хаотичной и упорядоченной слоистости с позиции возможного потенциала добычи из них углеводородного сырья, следует отметить, что отсутствие пространственной анизотропии и макронеоднородности ФЕС в хаотично слоистых песчаниках, позволяет достигать большего коэффициента извлечения нефти при более