К оглавлению	УДК 550.8.072:622.276.344(551.761.3)
	© Д.В. Булыгин, П.И. Пастух, 1993

Геологическая модель верхнеюрских отложений Шаимского мегавала для исследования нефтеотдачи

Д.В. БУЛЫГИН (НИИнефтепромхим), П.И. ПАСТУХ (Урайнефтегаз)

Бурение резервного фонда скважин на месторождениях Шаимского мегавала показало высокую степень неравномерности выработки запасов нефти по площади и разрезу нефтяных залежей [3]. Предложенная методика построения геологической модели позволяет при гидродинамических расчетах передать особенности строения и неоднородность продуктивного пласта.

Процесс фильтрации флюидов и охвата заводнением верхнеюрских отложений обусловлен следующими факторами: 1) зональностью распространения различных литолого-фациальных типов; 2) наличием и выдержанностью по площади плотных непроницаемых прослоев; 3) зависимостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) от приуроченности коллекторов к литолого-фациальным типам; 4) различием вещественного состава коллекторов.

Фациальная зональность верхнеюрских отложений Шаимского мегавала во многом определяется положением древнего структурного плана палеозойского фундамента. Формирование коллекторов происходило в прибрежно-морских условиях в результате разрушения и сноса обломочного материала со структурных выступов кристаллического основания [4]. Высокая расчлененность рельефа способствовала первоочередному заполнению наиболее погруженных участков. Это обусловило возникновение вертикальной и площадной зональности в распространении пачек П₃, П₂, П₁. В направлении сводов палеорельефа происходит выклинивание нижележащих пластов и расширение области распространения вышележащих. В качестве примера представлена схема развития литолого- фациальных типов пласта П второго блока Мортымья-Тетеревского месторождения (рис. 1). На этом рисунке четко прослеживается зональность в распределении типов, отражающая в первую очередь увеличение эффективной толщины отложений от 1,2 м в краевой части палеобассейна до 16,2 м в центральной. Закономерность изменения толщины не только передает положение древнего рельефа, но и отражает скорость погружения области осадконакопления.

Из схемы корреляции (рис. 2) видно, что выделенные типы характеризуют последовательность заполнения осадками эрозионного рельефа с трансгрессивным прилеганием слоев [4]. Причем с возрастанием толщины пласта увеличивается число пачек (от 1 до 3). Пачки часто отделены друг от друга плотными глинисто-карбонатными перемычками толщиной 0,4-1,2 м, образование которых вызвано изменением условий осадконакопления к концу келловейского, оксфордского и кимериджского веков. Перемычки имеют «лоскутное» развитие. Они не выдержаны по площади и не могут служить надежным экраном между пачками, т. е. отсутствуют условия для раздельной выработки каждой из пачек. На это указывает также то, что при средней толщине перемычек между пачками 0,7-0,8 м максимальная толщина непроницаемых разделов равна 0,5-0,8 м. Это не позволяет надежно проследить границы между пачками, т.е. сделать заключение об их гидродинамической общности.

В значительной степени как и признаки, отражающие макростроение пласта, изменяются литологический состав пород и ФЕС. Пласт П представлен переслаивающимися песчаниками, алевролитами, прослоями гравелитов и конгломератов кварцевого, реже полиминерального состава, что указывает на частую смену энергетических уровней обстановки осадконакопления.

Для определения зависимости ФЕС пород-коллекторов от их приуроченности к литолого-фациальным типам по комплексу ГИС были выделены эталонные разрезы, различающиеся толщиной и числом литологических пачек. Высокая фациальная пестрота разрезов обусловила большое число эталонных разрезов. Для одинаковых типов были определены средние значения и пределы изменения параметров пластов (таблица). Обращает внимание тот факт, что по мере увеличения толщины пласта для типов 1-5 наблюдается улучшение ФЕС коллекторов, что хорошо согласуется с полученными данными по увеличению медианных диаметров зерен Md и улучшению коэффициента сортировки S₀ по мере удаления от приподнятых участков кристаллического фундамента, лишенных осадков [4]. Только в последнем 6-м типе указанная закономерность нарушается, что может быть связано с низкой дифференциацией осадков большой толщины.

Иногда практический интерес представляет не только зависимость ФЕС от принадлежности коллекторов к конкретному литолого-фациальному типу, но и взаимосвязь между отдельными параметрами. Так, для Мортымья-Тетеревской залежи по результатам множественного регрессивного анализа отмечена довольно четкая зависимость между эффективной толщиной h и числом проницаемых интервалов К_р а также этой величиной и пористостью m (коэффициенты корреляции r₁=0,734 и r₂=0,592), что определяется взаимосвязью этих параметров с энергетическим режимом процесса осадконакопления. В то же время между проницаемостью и толщиной пласта такая зависимость отсутствует, что связано, очевидно, с широким развитием вторичных процессов, существенно изменивших начальное распределение ФЕС, а также гетерогенным характером строения осадочной толщи. Обращает внимание высокая степень корреляции между проницаемостью и пористостью (r =0,724), проницаемостью и нефтенасыщенностью (r=0,728), а также между этими параметрами и коэффициентом песчанистости (r=0,526-0,569). Уравнение множественной регрессии, характеризующее в общем виде взаимосвязь проницаемости от структурных и фильтрационно-емкостных параметров пластов, имеет вид:

Коэффициент множественной регрессии 0,855. Величина отклонения между фактическими и рассчитанными по уравнению (1) значениями проницаемости наряду с другими критериями была использована для разделения разрезов на типы.

Для повышения достоверности геологической модели требуется также изучение внутренней структуры пласта. На рис. 3 (скв. 741) показан типичный пример вертикальной неоднородности. В ней пласт П разбивается, по крайней мере, на шесть пористо-проницаемых интервалов, отделенных слабо- или непроницаемыми перемычками. Причем присутствие плотных прослоев отмечается не только на границе раздела пласта на пачки П₁, П₂, П₃, но и в интервале залегания каждой из пачек. Обращает внимание большой диапазон изменения проницаемости. При среднем взвешенном Кпр=0,206 мкм² по толщине для этой скважины пределы изменения составляют 0,08-0,40 мкм². Аналогичное строение пласта вскрыто и в других скважинах. Оно может быть охарактеризовано через число проницаемых интервалов kр, песчанистости к_п и вариации проницаемости v. Эти параметры оказывают сильное влияние на охват пласта заводнением и должны быть учтены при построении геологической модели.

На ряде участков нефтяных залежей встречается гетерогенное строение природного резервуара. Наряду с терригенными коллекторами пласта П нефтеносной может быть и кора выветривания кристаллического фундамента, представленная глинистыми сланцами или метаморфизованными песчаниками. Из карты (рис. 4) и геологического профиля (рис. 5), построенного по второму блоку Мулымьинского месторождения, видно, что нефтеносность коры выветривания наблюдается на контакте с песчаными коллекторами пласта П и приурочена к наиболее приподнятым частям структурных выступов. При толщине продуктивной части от 2,2 до 9,2 м и пористости 16-19 % дебиты добывающих скважин, вскрывших кору выветривания, незначительны. Поступление нефти из пласта П следует отразить в геологической модели через указание гидродинамической связи различных по своему вещественному составу и ФЕС продуктивных отложений.

Таким образом, приведенные закономерности по зональности распространения параметров, взаимосвязь между параметрами в форме уравнения множественной регрессии, вертикальная неоднородность пласта по проницаемости позволяют предложить следующий порядок построения геологической модели верхнеюрского природного резервуара.

Для разделения разрезов на типы все параметры пластов группируются по следующим признакам: вещественному составу и палеогеоморфологическим условиям формирования осадочных тел (h, n, Кр, Кп) ФЕС пористой среды (m, Sн, Кпр и др.); степени взаимосвязи параметров (Кпр, h) с другими величинами по уравнению множественной регрессии.

По этим признакам выделяются эталонные разрезы, нижняя и верхняя границы параметров. Затем путем сплайн-интерполяции с помощью ЭВМ восстанавливаются двухмерные поля каждой функции [1]

где х, у - пространственные координаты; α, b, а, с_i - коэффициенты сплайн-функции.

Здесь r²=(х-x_i)²+(у-у_i)², где x_i,у_i - координаты i-й скважины.

Путем перебора параметров в каждом узле сеточной области значения параметров сопоставляются с критериями выделения типов. Если принадлежность разреза к тому или иному типу не удается установить по признакам высокого уровня, то осуществляется переход к критериям более низких уровней, а также петрофизическим зависимостям. Необходимость такого подхода продиктована тем, что с помощью критериев высокого уровня не удается определить литолого-фациальный тип в 35-40 % скважин, так как границы параметров высокого уровня между типами перекрываются между собой.

Полученная таким образом карта распространения литолого-фациальных типов является геологической основой для дифференцированного подсчета запасов по зонам, а также идентификации гидропроводности и доли воды в потоке при гидродинамических расчетах. Она показывает преимущественные направления движения флюидов, что имеет особую важность при гидродинамических расчетах.

Выводы

1. Взаимосвязь между пластами П₁ П₂, Пз вызывает необходимость моделирования объекта как единой гидродинамической системы с учетом изменения толщины пластов и ФЕС в плане и неоднородности проницаемости по разрезу.

2. Выявленная зональность изменения свойств коллекторов, связанная с различием условий осадконакопления, должна учитываться при дифференциации запасов и гидродинамических расчетах процесса выработки запасов путем идентификации относительных проницаемостей и гидропроводности по зонам пласта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Василенко В.А. Сплайн-функции; теория, алгоритмы, программы.- Новосибирск; Наука, 1983.

2. Обстановка осадконакопления и фации. Т. I / Под ред. X. Рединга.- М.: Мир, 1990.

3. Опыт уплотнения сетки добывающих скважин / М.Г. Гарипов, А.Г. Телишев, В.А. Лыткина // Нефтяное хозяйство.- 1981,- № 3.- С. 32-36.

4. Породы-коллекторы нефтегазоносных районов Западной Сибири / Т.И. Гурова, Е.Г. Сорокина, Л.П. Алехина и др. // Тр. СНИИГГИМС,- Вып. 40.- М.: Недра, 1971.

Abstract

On the basis of analyzing the conditions of reservoir formation, this paper describes a geological model for the Shaim megaswell employed to study oil recovery. As indications for the creation of the model, the parameters defining the peculiarities of the process of fluid filtration have been determined. They are: zonation in the distribution of lithofacies types, the presence and the areal persistence of dense impermeable partings and filtration- capacity properties and compositions of the reservoirs.

Таблица Параметры литолого-фациальных типов (1-6)

Параметры	1	2	3	4	5	6
Индекс пласта	П1	П1	П1	П1+П2	П1+П2+П3	П1+П2+П3
Число пачек n	1	1	1	2	3	3
Эффективная толщина h, м	1,2-3*	3,4-6,4	5,4-9,8	7,2-11,6	11,2-15,8	15,8-18,6
	2,1	4,7	7,3	9,2	14	16,9
Число проницаемых интервалов Кр	1-3	3-5	3-6	3-8	4-16	8-11
	1,6	3,5	4,4	4,9	9,4	9,7
Коэффициент песчанистости Кп	0,39-0,78	0,6-0,83	0,64-0,88	0,65-0,89	0,67-0,86	0,68-0,76
	0,53	0,72	0,77	0,77	0,79	0,71
Пористость т, %	11-21	18-25	20-26	24-28	23-28	19-25
	16	20	23	25	25	22
Нефтенасыщенность SH, %	35-71	65-79	74-89	79-91	72-83	65-69
	59	70	81	84	79	67
Проницаемость Кпр мкм^2	0,008-0,06	0,01-0,22	0,13-0,45	0,15-0,45	0,15-0,3	0,07-0,2
	0,034	0,11	0,26	0,26	0,25	0,1
Вариация проницаемости v, %	2-27	60-114	73-147	30-284	38-256	51-74
	15	77	103	115	83	63

В числителе - пределы изменения параметра, в знаменателе - среднее значение по типу.

Рис. 1. Схема развития литолого-фациальных типов пласта П второго блока Мортымья-Тетеревского месторождения:

1 - добывающие (а) и нагнетательные (б) скважины; 2-7 - зоны развития соответственно 1-го -6-го литолого-фациальных типов; 8 - границы между литолого-фациальными типами; 9 - линия выклинивания пласта П

Рис. 2. Схема корреляции разрезов Мортымья-Тетеревского месторождения:

1 - аргиллиты; 2 - песчано-алевролитовые породы; 3 - кора выветривания; 4 - кристаллический фундамент

Рис. 3. Геофизические исследования пласта П по скв. 741:

1 - аргиллиты, глины; 2 - песчаник; 3 - глина алевритистая

Рис. 4. Схема развития литолого-фациальных типов пласта П и коры выветривания Мулымьинского месторождения:

1 - скважины добывающие (а), нагнетательные (б); 2 - монолитные песчаники; 3 - то же, с прослоями плотных сцементированных пород; 4 - залегание песчаных коллекторов на коллекторах коры выветривания; 5 - кора выветривания; 6 - граница распространения коллекторов коры выветривания; 7 - внутренний (а) и внешний (б) контуры нефтеносности; 8 - изогипсы, км; 9 - линия выклинивания коллекторов

Рис. 5. Геологический профиль второго блока Мулымьинского месторождения:

1 - песчаники; 2 - кора выветривания; 3 - кристаллический фундамент; 4 - нефтеносность