В связи с этим возможные ошибки в наших представлениях могут привести при проектировании работ к малообоснованным капиталовложениям, обусловленным нерациональным размещением скважин и недостаточным контролем за процессами разработки.
Для иллюстрации вышеуказанных положений авторы выбрали довольно сложнопостроенный объект – группу ачимовских пластов Новоаганского месторождения, запасы нефти которого прошли апробацию в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых России (ГКЗ РФ) в 2001 году.
Новоаганское месторождение было открыто в 1985 году и находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В нем разведано 25 залежей в 17 продуктивных пластах. Этаж нефтегазоносности составляет около 1.5 км. Однако наиболее крупными по запасам (55% от общих по месторождению) являются залежи, приуроченные к меловым отложениям ачимовской толщи.
Рис.1. Карта нефтенасыщенных толщин а) - по Ач1; б) - по Ач2; в) - по Ач3
В составе подсчетного объекта Ач1 выделяются две залежи: северная и южная (рис.1а).
Северная залежь вскрыта пятью скважинами на глубинах 2478-2515 м. С северо-запада она контролируется плоскостью тектонического нарушения, а на юге и юго-востоке – линией выклинивания коллекторов. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 4.6 до 9.8 м. Коллекторы представлены, в основном, песчаниками светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, иногда массивными, слабо- и среднесцементированными. Основная доля проницаемых прослоев имеет открытую пористостью от 14 до 18% и проницаемость – до 2-3x10-15 м2, карбонатность по образцам керна не превышает 4%.
ВНК принят наклонным с юга на север с учетом данных ГИС и результатов испытания и находится в интервале а.о.-2373-2388 м. Размеры залежи составляют 6.3x3.2 км, высота – до 40 м. Тип залежи – пластово-сводовая с элементами тектонического и литологического экранирования (рис.3).
Южная залежь вскрыта тремя скважинами на глубинах 2455-2493 м. На севере, востоке и юге она контролируется зоной глинизации. Кроме того, в районе скв.183, по данным интерпретации материалов сейсморазведки, отмечаются два малоамплитудных тектонических нарушения (до 5 м). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 до 5.6 м. Дебиты нефти небольшие: максимальный дебит составил 5.4 м3/сут при депрессии 10.9 МПа (скв.193). Коллекторами являются песчаники и алевролиты с кремнисто-глинистым цементом, слюдистые массивные, иногда горизонтально-слоистые за счет прослоев аргиллитоподобных глин. По классификации А.А.Ханина проницаемые прослои относятся к V классу. Пористость – 15-18%, проницаемость 3-4x10-15 м2.
ВНК имеет небольшой наклон (40-45') с запада на восток и отбивается на а.о. –2354-2478 м. Размеры залежи – 4.6x2.8 км, высота – до 40 м. Тип – литологически экранированная. Средний коэффициент песчанистости в целом по пласту Ач1 равен 0.54, расчлененности – 5.2.
Покрышкой для залежей пласта Ач1 является регионально выдержанный надачимовский комплекс пород, представленный аргиллитами темно-серыми, тонко отмученными, плотными, плитчатыми, среди которых очень редко встречаются линзы малой толщины песчаных разностей (до 0.6-1.2 м).
Подсчетный объект Ач2 включает также три залежи, неравнозначные как по размерам, так и по степени изученности (рис.1б).
Основная залежь вскрыта семью скважинами на глубинах 2465-2527 м. С востока и запада природный резервуар ограничивается зонами глинизации, а на севере и юге границы залежи обусловлены установленными уровнями ВНК.
Нефтенасыщенные толщины находятся в интервале от 2.6 до 13 м. Дебиты безводной нефти изменяются от 4.4 до 8.6 м3/сут при различных динамических уровнях.
Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами от средне- до крупнозернистых, среднесцементированными кремнисто-глинистыми породами, слюдистыми, полевошпатовыми. По классификации А.А.Ханина их можно отнести к V и VI классам.
По данным керна основной объем коллекторов по пористости составляет 18-20%, а по проницаемости – 1-5x10-15 м2.
ВНК имеет тенденцию к погружению в северном направлении от 2381 до 2394 м, т.е. углы наклона его (контакта) поверхности не превышают 10-15'. Размеры литологически экранированной залежи составляют 7.8x4.1 км, высота – до 55 м.
Залежь в районе скв.183 (южная) вскрыта одной скважиной на глубинах 2456-2506 м и контролируется с трех сторон тектоническими нарушениями (рис.1б).
Нефтенасыщенная толщина – 5.8 м. ВНК принят условно, т.е. по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, или на а.о. –2400 м. Размеры 1.7х0.6 км, высота 50 м. Тип залежи – тектонически экранированный.
Залежь в районе скв.192 (восточная) вскрыта одной скважиной на глубинах 2503-2524 м. На западе она ограничена зоной глинизации, а в других направлениях ВНК, который принят на а.о. –2426 м. Нефтенасыщенная толщина равна 3.8 м. Дебит нефти составил 3.88 м3/сут при депрессии 7.4 МПа. Размеры залежи – 6.6х1.1 км, высота – 21 м. Тип залежи – литологически экранированная.
По пласту Ач2 коэффициент песчанистости составляет 0.57 и расчлененности – 4.6.
Покрышкой для залежи пласта Ач2 служит относительно маломощная пачка преимущественно глинистых пород (0.8-7.8 м) с линзовидными прослоями (0.4-1 м) глинистых алевролитов.
В нижней части ачимовской толщи выделен подсчетный объект Ач3 (рис.1в).
Основная залежь вскрыта тремя скважинами на глубинах 2522-2533 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 6 до 7.4 м. Дебит нефти в скв.189 составил 2.2 м3/сут при депрессии 7.3 МПа.
Коллекторы представлены мелкозернистыми песчаниками и средне- и крупнозернистыми алевролитами с глинисто-карбонатным цементом, слюдистыми. По материалам ГИС пористость изменяется от 15 до 20%, проницаемость – 1-2.5х10-15 м2. Результаты исследований керна отсутствуют.
ВНК условно принят на а.о. –2421 м, что соответствует подошве нижнего нефтеносного коллектора (скв.189). Размеры – 5.1х2 км, высота – 31 м. По типу залежь – литологически экранированная.
Залежь в районе скв.183 (южная) вскрыта на глубинах 2476-2519 м и контролируется тремя тектоническими нарушениями. Нефтенасыщенная толщина составляет 2.6 м. ВНК проведен по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка на а.о.–2413 м. Размеры 2.3х0.8 км, высота до 43 м. Коэффициент песчанистости в среднем 0.44 и расчлененности – 6.5.
Покрышкой для залежей пласта Ач3 служит пачка аргиллитоподобных глин темно-серых, плотных, с включениями растительного детрита. Толщина ее изменяется от 0.8 до 6.8 м.
Вышеизложенные характеристики выделенных при оценке запасов подсчетных объектов и залежей свидетельствуют о значительном уровне их неоднородности.
Рис.2. Карты нефтенасыщенных толщин по пластам Ач1-Ач2-Ач3: а) построенная способом линейной интерполяциии; б) построенная по методу графического сложения объемов.
Из собственного опыта работы в области подсчета промышленных запасов УВ и проектирования КИН по сложнопостроенным продуктивным пластам Среднего Приобья и литературных данных по другим нефтегазоносным областям России [1], известно, что эффективный нефтенасыщенный объем природного резервуара может быть определен тремя методами.
1. Метод дифференциации его на несколько объектов, которые вычленяются с учетом положения ВНК и других показателей неоднородности (песчанистость разреза, ФЭС и др.). При необходимости объем резервуара определяется как сумма объемов всех выделенных объектов. В нашем случае это будет иметь следующий вид: VАч=VАч1+VАч2+VАч3 (рис.1), где VАч – объем нефтеносных пород по ачимовской группе продуктивных пластов, VАч1, VАч2, VАч3, соответственно, объем по каждому объекту.
2. Метод, основанный на построении карты эффективных (нефтенасыщенных) толщин в целом по резервуару по суммарным значениям толщин, в скважинах с применением линейной интерполяции (рис.2а). Отметим, что этот метод очень часто используется проектировщиками при составлении ТЭО КИН по эксплуатационному объекту, включающему несколько неоднородностей, близких по геологическому строению и показателям. Практика работ обычно указывает на систематическое завышение объемов объекта, которое весьма существенно при больших толщинах выклинивающихся слоев (пластов) и редкой сети скважин.
3. Метод графического сложения карт эффективных (нефтенасыщенных) толщин предусматривает построение карты толщин эксплуатационного объекта с использованием элементов метода экстраполяции. Этот метод является наиболее точным, т.к. позволяет объективно оценить объем эффективной нефтенасыщенной части природного резервуара или объема залежи с учетом неоднородностей (песчанистости, расчлененности). Для практической реализации его при подсчете запасов в НАЦ РН ХМАО был составлен комплекс программ, позволяющий значительно ускорить процесс расчетов по сравнению с ручным способом.
Как уже отмечалось, в качестве объекта исследований авторами были выбраны залежи ачимовской толщи Новоаганского месторождения. Если объем нефтеносных пород, полученный по первому методу, принять условно за 100%, то по второму методу результаты оказались равными 135%, или на 35% больше, чем по предыдущему, а данные по определению объема в соответствии с реализацией третьего метода оказались практически равными величине по первому методу, так как разница составила около 1%.
Рис.3. Геологический разрез по линии скв.190-185 Новоаганского месторождения: 1 - глины; 2 - водоносные проницаемые породы; 3 - залежи нефти; 4 - разрывные нарушения.
Таким образом, использование третьего метода позволяет сделать как минимум два вывода, имеющих практическое значение при оценке запасов и проектировании ТЭО КИН.
1. Ничего не теряя в определении эффективного нефтенасыщенного объема, в объект подсчета запасов можно объединить несколько пластов (зональных интервалов), который впоследствии можно рассматривать в качестве эксплуатационного объекта. В этом случае степень его изученности обычно увеличивается, т.е. можно использовать «сквозной» принцип категоризации запасов и прежде всего категории С1.
2. Использование результатов метода 3 окажет существенную помощь при проектировании сетки эксплуатационных скважин и систем разработки. Так, анализ двух карт (рис.2а, 2б) свидетельствует о том, что площади, расположенные между внешним ВНК и изопахитой 8 м, в пределах которых нерентабельно бурить фонд эксплуатационных скважин для разработки ачимовских отложений, отличаются до 40% (относительных).
Вполне закономерно, что и величины параметров (объемы бурения, закачки, капвложения и др.) для последующих расчетов КИН будут существенно отличаться друг от друга.
Кроме того, применение метода графического сложения объемов позволит недропользователю более целенаправленно определить стратегию разработки на перспективу.
Литература
1. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. -М.: Недра.- 1980. - 206 с.
Автор: Сидоров А.Н. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана), Тренин Ю.А. (ЗАО Недра-Консалт)
