Литолого-фациальные закономерности и особенности продуктивности нижнемеловых отложений заполярного месторождения (стр. 4 )

В главе 6 «Литолого-фациальные  модели пластов  БТ6-БТ8» анализируются параметры микро-, макронеоднородности, представлены результаты построения ЛФМ.

Существует значительное количество методик палеогеографических реконструкций, например, , В. И.  Кислухина, , А. А.  Нежданова, , и др. Все методики дополняют друг друга и должны использоваться комплексно. Объектно-ориентированная методика объединяет различные разработки, тем самым повышая точность ЛФМ.

Совместный анализ электрокаротажных диаграмм по методике , направления движения обломочного материала, распределения флоры и фауны и аллотигенных компонентов показал, что ЛФМ включает семь фациальных обстановок (рис.3).

Рис. 3.  Литолого-фациальная карта пласта БТ6

Причем в пределах изученной территории прослеживается четкая закономерность в размещении групп фаций. Вдольбереговые бары и барьерные острова располагаются в западной и в центральной частях площади, фации ЗЛ – в юго-восточной, разрывных течений в центральной части, где они слагают конус выноса ориентированный в юго-восточном (пласт БТ6 и БТ7) и в западном (пласт БТ7 и БТ8) направлениях.

Глава 7 «Рекомендации по разработке залежей УВ пластов БТ6-БТ8». Показано, что зона повышенных значений коллекторских свойств приурочена к фациям вдольбереговых баров и барьерных островов. В них зафиксированы промышленные дебиты, в то время как в отложениях забаровых лагун и разрывных течений нет промышленных притоков, получена только пленка нефти и вода (табл. 6).

Таблица 6

Дебиты испытания пластов БТ6-БТ8 Заполярного месторождения по фациям

Пласт	Фации	Дебит газа, тыс. м3/сут мин–макс	Дебит нефти, м3/сут мин–макс	Дебит конденсата, м3/сут мин–макс	Дебит воды м3/сут мин–макс	Штуцер, мм ДСУ, м мин–макс
БТ6	ВБ	79.60-187.73	0.45-1.80	53.49-27.20	2.04-61.08	6-10 292-1953
ЗЛ	-	-	-	-
РТ	-	-	-	2.04-9.25
БТ7	ВБ	60.20-180.00	пленка нефти	-	1.30-4.10	6-8 227-1474
ЗЛ	-	-	-	21.60-57.70
РТ	-	-	-	11.90-52.36
БТ8	ВБ	27.56-266.00	до 22.00	4.30-20.10	1.20-31.20	6-8 475-1305
ЗЛ	-	-	-	2.40-66.5
РТ	-	пленка нефти	-	2.60-15.60

Правильность стратегии пробной эксплуатации в северной части месторождения подтверждается построенными литолого-фациальными моделями. А так как коллекторы с повышенным значением ФЕС расположены еще и в центральной части площади, то это следует учесть при проектировании разработки и динамики прогнозных дебитов газа по Заполярной площади.

Заключение

Создана объектно-ориентированная методика построения литолого-фациальных моделей, опробованная на примере продуктивных пластов БТ6, БТ7, БТ8 нижнемеловых отложений Заполярного месторождения, а также опробована на примере месторождений: Ен-Яхинское (пласты БУ12, БУ11, БУ10, БУ8-9) и Песцовое (БУ9), Северо-Пуровское (БУ16 - БУ18). На основании изучения параметров макро - и микронеднородности горизонт БТ6-8 разделен на три независимых пласта с разными уровнями ГНК и ВНК. Показано, что в пределах месторождения указанные пласты имеют зональное строение. По комплексу литолого-петрофизических параметров и данных ГИС выявлено, что пласты БТ6-БТ8 формировались в мелководно-морских условиях с характерными для таких обстановок группами фаций, в том числе вдольбереговых баров, забаровых лагун, отложений разрывных течений. Распределение седиментационных коэффициентов и устойчивых акцессорных минералов в пределах пластов БТ6-БТ8 показали, что источник сноса терригенного материала находился на северо-востоке (район Русско-Реченского мегавала). Рассматриваемые породы изменены до стадии среднего катагенеза, предполагается участие в этом процессе глубинных флюидов. Вследствие этого большая часть межзернового пространства заполнена цеолитами в виде базального цемента микропойкилитового типа, значительно уменьшающего поровое пространство и снижающего межзерновую проницаемость пород. Построенные методами объектно-ориентированной методики детальные  литолого-фациальные модели выявили четкую зависимость между дебитами и фациями (вдольбереговые бары, забаровые лагуны и зоны разрывных течений). При этом наибольшие значения дебитов зафиксированы в фациях вдольбереговых баров.  Фация вдольбереговых баров характеризуется повышенными значениями ФЕС, следовательно, подтверждается эффективность стратегии эксплуатационного бурения в северной части площади. А так как фации вдольбереговых баров распространены еще и в центральной части площади, то следующий этап эксплуатации залежей рекомендуется проводить именно на этом участке. Создана информационная база данных для каждого этапа литолого-фациального моделирования.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В изданиях, рекомендованных ВАК:

,   Влияние минералогического состава межзернового пространства пород на фильтрационно-емкостные характеристики // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. – Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2013. – №1. – С. 28-34. Исследование связей литолого-петрографических характеристик и продуктивности залежей углеводородов // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. – Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2012. – №1. – С. 24-30. ,   Перспективы юрских отложений в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Часть I // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. – Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2011. – №5. – С. 17-25. ,   Перспективы юрских отложений в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Часть II // Известия высших учебных заведений. Нефть и Газ. – Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2011. – №6. – С. 20-30.

В других изданиях:

Особенности формирования нижнемеловых отложений группы пластов БТ6-8 на Заполярном месторождении. // Сборник материалов «XI конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры». – Новосибирск: изд-во «Параллель», 2011. – С.  43 – 47 . Комплексный литолого-петрофизический анализ группы пластов БТ6-8  нижнемеловых отложений Заполярного месторождения // Сборник «Ресурсно-геологические и методические аспекты освоения нефтегазоносных бассейнов». – СПб: ВНИГРИ, 2011. – С. 31 – 36. , Определение палеоусловий осадконакопления с помощью программы GrainAnalyser v 1.0 // «Новые технологии – нефтегазовому региону: материалы Всероссийской научно-технической конференции Т.1». – Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2010. – С. 9 – 12. , Анализ и разработка методов определения палеонакопления по данным керна  // Международный форум-конкурс молодых ученых «Проблемы недропользования». – СПб: изд-во РИЦ СПГГИ, 2009. – С. 28. , Новые методики определения фильтрационно-емкостных свойств по данным анализа керна  // Кристаллы творчества: материалы докладов студенческой академии наук. –  Тюмень: изд-во ТюмГНГУ, 2009. – С.50 – 51.

Подписано в печать 10.09.2013. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 1,0.

Тираж 100 экз. Заказ № 000.

Библиотечно-издательский комплекс

федерального государственного бюджетного образовательного учреждения

высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет».

625000, Тюмень, .

Типография библиотечно-издательского комплекса.

625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.