Ключевые слова: Самотлорское месторождение, перспективные зоны нефтеносности, детализация разреза, фациальная модель, фация распределительных каналов, фация штормового слоя, цементируемый хвостовик с разрывными муфтами ГРП.
В представленной работе рассмотрен пример детализации разреза продуктивного пласта БВ8(0) Самотлорского месторождения на отдельные пачки с целью выявления незадействованных в разработке прослоев коллекторов.
Объект БВ8 состоит из двух пластов БВ8(0) и БВ8(1-3) и разрабатывается с конца 60-х годов прошлого столетия. За период разработки на пласт пробурено около 8000 эксплуатационных скважин. Отбор от начальных извлекаемых запасов нефти составляет 85%, при этом обводнённость продукции скважин в настоящее время достигает 95-97%. Последние 5-7 лет на объекте ведется бурение горизонтальных скважин на различные пачки коллекторов в разрезе продуктивных пластов. Так, для пласта БВ8(1-3) в подошвенной части по данным ГИС отдельных транзитных скважин и ПГИ фактических скважин выявлена нефтеносная на локальных участках пачка БВ8(3). В разрезе пласта БВ8(0) нефтеносность пачек коллекторов в отдельных скважинах выявлена как в средней части, так и в подошвенной части пласта (Рис. 1).
РИСУНОК 1. Примеры выявленных по промыслово-геофизическим исследованиям нефтенасыщенных интервалов коллекторов
Поиск подобных нефтенасыщенных интервалов по данным ПГИ или ГИС транзитных скважин решает точечную задачу и не позволяет системно прогнозировать распространение той или иной пачки коллекторов в масштабах всего месторождения. В представленных условиях, одной из актуальных задач разработки является поиск пропущенных и не затронутых разработкой целиков нефти во всех скважинах с целью картирования отдельных пачек по площади и последующего бурения новых скважин с горизонтальным окончанием или боковых горизонтальных стволов.
Решение данной задачи возможно при условии выполнения детальной корреляции разрезов скважин на основе региональных особенностей осадконакопления пластов и фациальной неоднородности отложений объекта БВ8 по разрезу и латерали.
Основная часть
Пласты БВ8 характеризуются неоднородным полифациальным строением на всей территории Самотлорского месторождения. Литологическая неоднородность пласта обусловлена частым чередованием глинистых и песчаных пачек, наличием среди песчаников многочисленных слоев и прослоев глинистых алевролитов и аргиллитов. С учётом регрессивно-трансгрессивной цикличности движения побережья данные отложения достаточно уверенно разделяются на пласты БВ8(1-3) регрессивного этапа и пласт БВ8(0) начала трансгрессии («накануне» осадконакопления глинистой самотлорской пачки).
В рамках работ по созданию фациальной модели по пластам группы БВ8 определена сеть скважин с керном и полным комплексом ГИС, охватывающая всю площадь месторождения.
РИСУНОК 2. Пример выделения фаций по керну
В интервале пласта БВ8(1-3) преобладают отложения нескольких фациальных зон: песчаные по составу отложения распределительных каналов и устьевых баров, глинисто-песчаные породы отмирания распределительных каналов и дистальных частей устьевых баров (Рис. 2). Основными коллекторами пласта БВ8(1-3) являются песчаники распределительных каналов и устьевых баров, гораздо в меньшей степени – отложения отмирающих каналов и линзовидные, волнисто-слоистые, неравномерно песчанистые алевролиты межрусловых заливов.
Согласно приведенным схемам корреляции на рисунке 3 пласт БВ8(1-3) сложен двумя основными фациями: устьевых баров фронта дельты и фациями распределительных каналов. Основной привнос осадочного материала в процессе накопления отложений пласта происходил с юго-востока на северо-запад. Детальная корреляция разрезов на опорных схемах корреляции позволила как проследить пачки коллекторов фаций устьевых баров и распределительных дельтовых каналов, так и определить цикличность данных процессов. Так, для подошвенной части пласта отчетливо выделяется три глобальных цикла проградации фронта дельты (Рис. 3), проявляющихся в пологом залегании дистальных баров в северо-западном направлении. Цикличность осадконакопления маркируется поведением кривых ГИС (минимумы кривой ГИС потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и максимумы кривой ГИС гамма-каротажа (ГК)), отражающих перерывы поступления песчаного материала и накопления морских глин на больших площадях. Выше по разрезу залегают мощные песчаные отложения фаций распределительных каналов, накопившихся при последующем глобальном цикле регрессии. Фации распределительных каналов залегают непосредственно на фациях прибрежно-морских баров с частичной эрозией последних.
РИСУНОК 3. Схема корреляции и фациальный профиль северо-западного направления
Аналогичная картина наблюдается и в интервале пласта БВ8(0), однако при гораздо меньших глубинах бассейна осадконакопления. Маркирующие глины имеют более пологий наклон, что характеризует меньший объем привносимого осадочного материала. Период регрессии, на фоне глобальной трансгрессии в период формирования пласта, имел короткую продолжительность, вследствие чего развитие фаций дельтовых каналов фиксируется только лишь в юго-восточной части месторождения (Рис. 4).
Отложения пласта БВ8(0) накапливались преимущественно в условиях дельты с влиянием волновых процессов, иногда с эпизодами штормов и формированием небольших по мощности песчаных штормовых слоёв. Гораздо реже в пределах этого пласта отмечаются обстановки устьевых баров (в том числе и дистальной их части), в единичных случаях – отложения распределительных каналов.
РИСУНОК 4. Фрагмент фациального профиля в интервале пласта БВ8(0)
Таким образом, на основе фациального анализа материалов керна и ГИС опорных скважин, выполнена детализация корреляции пластов БВ8(0) и БВ8(1-3) на пять пачек коллекторов. Впоследствии проведена трансляция детальной корреляции в разрезах всех скважин месторождения. Картирование зон коллекторов в пределах контуров нефтеносности для каждой из пачек представлено на рисунке 5.
Результаты
В результате выполненных работ по сопоставлению фактических интервалов перфорации скважин, точечных ГИС транзитных скважин и ПГИ последних лет в интервале пласта БВ8(0) определены интервалы коллекторов, не задействованных в разработке и представляющих потенциальный интерес для бурения новых скважин и боковых стволов с горизонтальными окончаниями. Таким образом, решена системная задача поиска перспективных интервалов нефтеносности объекта БВ8 в целом. Для пачки БВ8(3) – это зона на северо-востоке залежи и для пачки БВ8(03) – это восточная часть залежи.
РИСУНОК 5. Карты распределения коллекторов и эффективных толщин по пачкам объекта БВ8
Успешное бурение горизонтальных скважин в краевые части пачки БВ8(3) ведется с 2018 года. Потенциальная зона нефтеносности пачки БВ8(03) только начинает разбуриваться, однако уже сейчас прослеживается устойчивый тренд снижения запускных обводненностей начиная с 2022 года (рис. 6). Снижение обводненности продукции горизонтальных скважин (ГС), пробуренных в зонах с недовыработанными запасами, подтверждает правильность картирования зон с остаточными запасами нефти по пачкам и выполненный впоследствии промыслово-геологический анализ для этих зон.
Бурение горизонтальных скважин в выявленную пачку БВ8(03) сопряжено с рисками при проводке ствола скважины в маломощных коллекторах (1-3 м). Дополнительно осложняющим фактором является маломощность глинистых перемычек в кровле и подошве пачки коллекторов БВ8(03), отделяющих целевой интервал от монолитных коллекторов БВ8(02) и БВ8(1-2). Учитывая фациальные особенности коллекторов БВ8(03), их низкие толщины и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), при эксплуатации горизонтальных скважин используется цементируемый хвостовик с разрывными муфтами ГРП. Данная компоновка для представленных геологических условий является наиболее оптимальной, наряду с опробованными конструкциями других типов – раздвижными муфтами с заколонными пакерами или фильтровым окончанием. Исходя из геологических условий была подобрана и технология ГРП – малообъемные фраки (150 кг проппанта на стадию), позволяющая формировать трещины на небольшом удалении от горизонтального ствола, исключая прорывы в выше и ниже лежащие обводненные коллекторы БВ8(02) и БВ8(1-2).
РИСУНОК 6. Диаграмма запускных параметров скважин по годам
На основании полученных материалов совместно с недропользователем составлена программа исследований для подтверждения характера насыщения в пачках и последующего эксплуатационного бурения в перспективных зонах пласта БВ8(0) в период 2025-2027 годах (Рис. 7).
РИСУНОК 7. Программа исследовательских работ и планирование бурения на пласт БВ8(0)
Заключение
Представленная работа демонстрирует подход к изучению геологического объекта с учетом особенностей осадконакопления и фациальной неоднородности, что позволяет максимально систематизировать исходную геолого-промысловую информацию для оперативного принятия решений в рамках мониторинга разработки.
Детальная корреляция отложений пласта БВ8(0), выполненная на основе фациального расчленения разрезов скважин, позволила выявить ранее не задействованные в разработке нефтенасыщенные пачки коллекторов и сформировать стратегию их вовлечения в процесс нефтедобычи в рамках всего месторождения.
Литература
1. Бабадаглы В.А., Джумагулов А.Д. Современные представления об условиях образования и фациальной зональности дельтовых отложений. – М.: Министерство геологии СССР, 1982. – 46 с.
2. Барашков С.В., Голубков Д.Е. Поиск пропущенных залежей: организация, реализация и результаты. – Территория нефтегаз, №1-2 февраль 2017. УДК 552.578.2:551.4.
3. Белозеров В.Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений. – Геология нефти и газа, 2001. УДК 550.8.05.
4. Конторович А.Э., Нестеров И.И. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. – М.: Недра, 1975. – 680 с.
5. Кузнецов В.Г. Фации и фациальный анализ в нефтегазовой геологии. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 244 с.
6. Кузнецов В.Г., Прошляков Б.К. Литология. – М.: Недра, 1991. – 444 с.
7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с.
8. Недоливко Н.М. Исследование керна нефтегазовых скважин. – Томск: Издательство ТПУ, 2008. – 158 с.
9. Подсчет запасов углеводородов пластов Самотлорского месторождения (ЛУ Самотлорский, ЛУ Самотлорский (Северная часть) и ЛУ Южно-Мыхпайский) по состоянию на 01.01.2017 г. Тюмень, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2017.
10. Рединг Х. Обстановка осадконакопления и фации. – М.: Мир, 1990. – Т.1. – 350 с.
11. Создание фациальной модели по пластам группы БВ8 Самотлорского месторождения в пределах ЛУ ОАО «Самотлорнефтегаз». Тюмень, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2013.
12. Жемчугова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем: Учебное пособие для вузов. – М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 344 с.
