Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Роль фациальной неоднородности терригенных коллектора в формировании фильтрационно-емкостной. - презентация

1 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Роль фациальной неоднородности терригенных коллектора в формировании фильтрационно-емкостной неоднородности резервуара. Новые подходы освоения остаточных запасов нефти разрабатываемых месторождений

2 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Роль фациальной неоднородности терригенных коллектора в формировании фильтрационно-емкостной неоднородности резервуара. Фациальная неоднородность как определяющий элемент выбора системы разработки Макрофильтрационная неоднородность – как фактор контролирующий охват залежи по разрезу Микрослоистая неоднородность, как фактор влияющий на анизотропию проницаемости терригенного коллектора. Слоистая неоднородность как фактор контролирующий охват залежи по площади

3 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Обобщённый подход к анализу фильтрационной неоднородности резервуара. анализ неоднородности ФЕС без учёта условий формирования коллектора Входные параметры модели - сред. нефтенасыщенная толщина (а) - сред. пористость и проницаемость - единая зависимость пористоти и проницаемости (б) Карта общих толщин (а) и график зависимости пористости и проницаемости (б) для пласта Ю1/2 Малореченского месторождения.

4 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности 1 уровень ФЕС неоднородности предопределяющий формирование технологической схемы разработки Включает в себя анализ неоднородности ФЕС с учёта условий формирования коллектора (выделение литотипов и литофаций разреза) Входные параметры модели - сред. нефтенасыщенная толщина (а) -отдельные зависимости пористости и проницаемости по фациям (б) -характер границ фациальной неоднородности Фациальная неоднородность (а) и фильтрационно-емкостные зависимости по отдельным фациям (б) пласта Ю1/2 Малореченского месторождения нефти.

5 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности Литологическая разобщённость фациально разнородных песчаных тел прослоями карбонатизированного песчаника на стадии позднего диагенеза

6 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Макрофильтрационная неоднородность –второй уровень ФЕС неоднородности коллектора анализ неоднородности с учёта: -изменения ФЕС по разрезу в конкретных фациях (макронеоднородность) Макронеоднородность обусловлена особенностями гранулометрического изменений в разрезе коллектора, что зависит от фациальных условий его формирования. Эта неоднородность влияет на положения профиля притока, контролируя тем самым охват залежи по разрезу. Слоистая и макрофильтрационная неоднородности имеют тесную связь с фациальной принадлежностью пласта.

7 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Слоистая неоднородность – третий уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора

8 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Примеры пространственного строения «упорядоченного»(а) и «хаотичного» (б) типов слоистости Слоистая неоднородность влияет на характер фильтрации флюида в различных направлениях, контролируя тем самым охват разработки залежи по площади

9 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Слоистая неоднородность – второй уровень неоднородности ФЕС терригенного коллектора Характеристика притока флюида в песчаниках с различным типом слоистости (а) и особенности их разработки (б). При равных значения КН,в упорядоченной слоистой текстуре (устьевой бары дельтовой протоки) годовая накопленная добыча нефти значительно выше, чем в хаотичной (русловые каналы). Обусловлено это, вероятно, 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

10 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Тип слоистости предопределяет анизотропию коэффициентов вытеснения нефти в фильтрационно-анизотропных резервуарах и более высокие коэффициенты вытеснения в хаотично слоистом коллекторе. В фильтрационно-анизотропном коллекторе вытеснение перпендикулярно простиранию слоистой текстуры способствует извлечению нефти как из высокопроницаемых, так и низкопроницаемых прослоев. При вытеснении по простиранию слоистой текстуры отрабатываются только более высокопроницаемые прослои. Вытеснение в хаотично слоистом коллекторе одинаково во всех направлениях

11 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Распределение (слоистости) ряби в различных обстановках осадконакопления Проводя в скважинах наклонометрию, мы можем более достоверно прогнозировать пространственное развитие слоистой текстуры коллектора и активно использовать её в процессах разработки Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора

12 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Характер вытеснения нефти из фильтрационно-анизотропного (а) и фильтрационно-изотропного (б) песчаников. а б В фильтрационно-анизотропном коллекторе (А), вода опускаясь под собственным весом в подошву пласта недовытесняет нефть из верхней его части.

13 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Микрослоистая неоднородность – четвёртый уровень ФЕС неоднородности Микрослоистая неоднородность обусловлена пространственно ориентированным распределением отдельных зерен в объёме элементарного слоя. Это связано с особенностями гидродинамики формирования осадка. Микрослоистая неоднородность влияет на анизотропию проницаемости отдельно взятого слоя. Крапивинская площадь, скв.187,пласт Ю1/3

14 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Результаты разработки Анизотропия выработки запасов северной залежи

15 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Результаты разработки Анизотропия выработки запасов центральной залежи

16 Влияние макрослоистой (Б) и слоистой (В) неоднородностей на характер обводнённости в пласте Ю1/3 Крапивинского месторождения (северная залежь) Циклическая закачка, организованная вдоль простирания слоистой неоднородности коллектора при высокой оводнённости добывающих скважин, способствует «всплыванию» нефти из низкопроницаемой, подошвенной, части пласта в более высокопроницаемую кровельную его часть при остановке нагнетательной скважины. После возобновления закачки эта нефть вытесняется в добывающую скважину.

17 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Снижение суммарной добычи нефти и увеличение обводнённости продукции в скважинах, расположенных по простиранию слоистой и микрослоистой фильтрационной неоднородностью коллектора при пятиточечной схеме разработки Карта потенциальных возможностей коллектора (КН) Влияние микрослоистой (Б), макрослоистой и слоистой (А) неоднородностей на коэффициент извлечения нефти пласт Ю1/3 Крапивинского месторождения КН

18 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Снижение суммарной добычи нефти и увеличение обводнённости продукции в скважинах, расположенных по простиранию слоистой и микрослоистой фильтрационной неоднородностью коллектора при пятиточечной схеме разработки Карта потенциальных возможностей коллектора (КН) Влияние микрослоистой (Б), макрослоистой и слоистой (А) неоднородностей на коэффициент извлечения нефти пласт Ю1/3 Крапивинского месторождения

19 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Карта потенциальных возможностей коллектора (КН) Характеристика добычи нефти, жидкости и обводнённости продукции для скважин расположенных вдоль (А) и поперёк (Б) слоистой текстуры песчаного пласт Ю1/3 Крапивинского месторождения Скв. 381 Скв. 102

20

21

22 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Схема построения литолого-седиментационной модели

23 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Пример сейсмостратиграфического анализа при прогнозе особенностей строения пласта Ю1/2 Игольского месторождения. Продуктивный горизонт-надугольная толща васюганской свита Продуктивный пласт Ю1/2 -Начальный этап разработки – резкое падение пластового давления -Неравномерная выработка запасов -Преждевременное обводнение центральных рядов при трёхрядной схеме разработки Особенности эксплуатации

24 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Принятая геологическая модель залежи.

25 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Литотипы разреза пласта Ю1/2 Игольского месторождения Литотип 1- «чистый» песчаник Литотип 2 – песчаник с карбонатизированным песчаным прослоем в объеме продуктивной части «карбонатизированный» песчаник

26 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности Литологическая разобщённость фациально разнородных песчаных тел прослоями карбонатизированного песчаника на примере пласта Ю1/2 Крапивинскогоместорождения. Седиментационная модель (бар дальней зоны) пласта Ю1/2 Игольского месторождения нефти.

27 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности Влияние литологической неоднородности коллектора на процессы разработки залежи нефти в пласте Ю1/2 Игольского месторождения.

28 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Возможная седиментационная модель пласта. Мелкозернистый состав песчаника, слоистость прерывистая, воронковидная форма кривой ПС, ограниченная площадь распространения, приуроченность области развития песчаника к купольной части структуры второго порядка, наличие фосфатного вещества в составе песчаников может свидетельствовать о его принадлежности к бару дальней зоны.

29 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Корреляция продуктивного горизонта в соответствии с седиментационной моделью

30 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Критерии сейсмогеологического прогноза зон развития второго литотипа разреза («карбонатизированных» песчаников) График зависимости локальной амплитуды положительной фазы волны IIа. от суммарной толщиной карбонатизированных прослоев пласта Ю 1 2.

31 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Критерии сейсмогеологического прогноза зон развития второго литотипа разреза («карбонатизированных» песчаников) Для зон развития второго литотипа разреза характерна повышенная амплитуда положительной фазы волны IIа, что связано с формирование более контрастного акустического градиентна

32 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Геолого-геофизическая характеристика месторождений УВ Западной Сибири Последовательность прогноза локальной составляющей -построение карты амплитуд с мелким гридом -построение карты амплитуд с крупным гридом -вычитание из перовой карты вторую

33 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Анализ разработки различных литотипов празреза Игольского месторождения

34 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Индивидуальные зависимости пористости и проницаемости по выделенным зонам.

35 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Накопленные отборы нефти северной части Игольского месторождения при трехрядной системе разработки (обводнённость продукции по скважинам %).

36 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Постседиментационные изменения коллектора Фациальная неоднородность строения песчаного пласта Ю1/3 предсказуемо проявилась в особенностях постседиментационных изменений его коллекторских свойств

37 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Результаты промысловых исследований Сейсмогеологическое обоснование зон низких коллекторских свойств пласта Ю1/3 позволило отказаться от бурения 43 скважин эксплуатационного фонда. Ряд продуктивных скважин были пробурены в ранее прогнозируемой зоне отсутствия коллектора. Бурением скважин в южной части месторождения выявлено самостоятельное рукавообразное песчаное тело, связанное с трендом развития устьевого бара.

38 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Анизотропия фильтрации в пласте Ю1/3 Крапивинского месторождения по результатам закачки индикатора

39 Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Схема построения литолого-седиментационной модели

40 Влияние фациальной неоднородности на строение залежи пласта Ю1/3 Крапивинского месторождения Фациальная неоднородность проявилась: В формировании самостоятельных залежей нефти в пределах выделенных литотипов разреза (А) Сейсмогеологический прогноз литотипов позволил отказаться от бурения эксплуатационных скважин в 4 литотипе северо-западной залежи разреза; Наличии фронтальных непроницаемых барьеров на границе различных фациальных остановок (Б), что подтверждено закачкой «меченой» жидкости Возможности формирования индивидуальных зависимостей пористости и проницаемости по выделенным литотипа и литофациям (В). АБВ Устьевой бар Вдольбереговой бар