Специальная глава. 
Геологическое строение пласта АС9 Алехинского месторождения

Для изучения особенностей геологического строения пласта АС₉ Алехинского месторождения были рассмотрены следующие характеристики: общая мощность МО, мощность песчаников МР, мощность песчаников нефтенасыщенная MPN, коэффициенты песчанистости КР, средние коэффициенты пористости POR, средний коэффициент пористости PRON, абсолютные отметки кровли АОК, а также текущая добыча по нефти QN, жидкости QG, пластовое давление PPL и текущая обводненность В. За основу были взяты данные по 267 скважинам пласта АС₉. На основании их была составлена литологическая база данных в формате EXEL.

На первом этапе были построены карты с использованием программы Surfer 7, для выявления закономерностей распределения рассматриваемых параметров по площади. При построении карт использовался метод KRIGING с линейной вариацией.

Ниже приводится описание построенных карт.

Структурная карта по кровле пласта АС₉ (приложение 4).

Структура представляет собой брахиантиклинальную складку изометричной формы, осложненную четырьмя поднятиями. Направление простирания складки по длинной оси изменяется от широтного до субширотного. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2120 м. составляют 18×4 км. Амплитуда 25 м. В северо-западной части зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2110 м, амплитудой 15 м, с размерами 4×1,5 км. В южной части структуры наблюдается брахиантиклинальное поднятие, оконтуренное изогипсой -2110 м, широтного простирания, амплитудой 15 м и размерами 8×2,5 км. В северо-восточной части структуры вырисовываются два брахиантиклинальных поднятия, оконтуренных изогипсой -2110 м, с размерами 5×2 км и 4×3 км.

Карта общих мощностей пласта АС₉ (Приложение 4).

Максимальная общая мощность вскрыта скважиной 550 и составляет 28 м, минимальная скважиной 558 — 1 м, среднее значение 11,6 м. В целом по площади можно выделить несколько зон, в которых наблюдаются высокие показания общей мощности. В южной части рассматриваемого района выделяется участок субширотного простирания, в пределах которого изменение рассматриваемого показателя находится в интервале 12−22м. В восточной части района также выделяется зона, с высокими значениями общей мощности пласта 12−28 м. Наиболее интенсивные локальные изменения происходят в северо-восточном районе изучаемой площади, где происходит резкий перепад общей мощности по направлению от скважины 550 (28 м) к скважине 558 (1 м). Незначительное изменение толщин наблюдается в западной части района и составляет 8−10м.

Карта мощности песчаников пласта АС₉ (Приложение 4).

Максимальное значение эффективной толщины, вскрыто скважинами 531 и 550 в северо-восточной части изучаемой площади, и составляет 18 м., среднее значение равно 8,2 м, при стандартном отклонении 3,65 м. Скважина 607 (эффективная толщина 0,7 м.) делит рассматриваемую территорию на две зоны: восточную и западную. На юге рассматриваемой территории выделяется зона субширотного простирания, в которой наблюдаются повышенные значения рассматриваемого параметра, изменяющиеся в пределах 10−14 м. На востоке площади также выделяется область повышенных показаний мощности песчаников. Интервал изменения составляет 10−18 м. В западной части района изменение эффективных толщин происходит в интервале 2−10м. В целом увеличение эффективных толщин наблюдается от периферии к центральным частям зон, наиболее интенсивные локальные изменения эффективных толщин наблюдаются в восточной части площади.

Карта мощности песчаников нефтенасыщенных пласта АС₉ (Приложение 4).

Максимальное значение эффективной нефтенасыщенной толщины вскрыто скважиной 531 и равно 18 м, минимальное — в скважине 607 составляет 0,7 м. Среднее значение равно 7,54 м, при стандартном отклонении 3,54 м. Скважина 607 делит рассматриваемую территорию на две зоны: восточную и западную. На юге рассматриваемой территории выделяется зона, субширотного простирания, в которой наблюдаются повышенные значения эффективных нефтенасыщенных толщин, изменяющиеся в пределах 8−12 м. На востоке площади также выделяется зона повышенных показателей рассматриваемого параметра. Интервал изменения составляет 8−18 м. В западной части района происходит незначительное изменение мощности нефтенасыщенных песчаников. За исключением района скважин 109 и 339, где наблюдается значительное увеличение параметра от 3 до 12 м. В целом по площади увеличение эффективных нефтенасыщенных толщин наблюдается от периферии к центральным частям зон.

Карта коэффициента пористости пласта АС₉ (Приложение 5).

Максимальное значение пористость достигает в скважине 519 — 0,28, минимальное значение 0,18 вскрыто двумя скважинами 506 и 597. Среднее значение коэффициента пористости по пласту составляет 0,23, при стандартном отклонении 0,014. В целом по площади можно условно выделить две зоны повышенных показаний пористости. В южной зоне изменение параметра происходит в интервале 0,23−0,25. В восточной зоне изменение пористости в интервале 0,23−0,28. Наиболее интенсивные локальные изменения происходят в восточной части рассматриваемой площади, от скважины 519 по направлению к скважинам 506 и 597, где наблюдается перепад значений коэффициента пористости от максимума до минимума.

Карта проницаемости пласта АС₉ (Приложение 5).

Максимальное значение проницаемость достигает в скважине 15 в западной части площади и составляет 1270 мД, минимальное значение 2 мД. в скважинах 506 и 503. Среднее значение проницаемости составляет 266,4 мД, при стандартном отклонении 288,5 мД. В районе скважин 15, 109 наблюдается высокое значение проницаемости, изменяющееся в интервале 500−1270мД. В южной части изучаемой площади, в районе скважин 135, 28, 244 выделяется зона повышенной проницаемости. Здесь изменение параметра находится в интервале 500−1225мД. В районе скважины 152 также происходит увеличение значения проницаемости, достигая 1242 мД. В восточной части изучаемой территории наблюдается несколько резких скачков значений проницаемости на общем фоне. Так в районе скважины 519 значение проницаемости достигает 1220 мД. В районе скважины 508 также наблюдается увеличение параметра до 1070 мД.

Карта коэффициента песчанистости пласта АС₉ (Приложение 5).

Максимальное значение коэффициента песчанистости вскрыто большим количеством скважин в центральных частях изучаемой территории и составляет 1, минимальное 0,06 вскрыто скважиной 265. Среднее значение рассматриваемого параметра по площади составляет 0,69, стандартное отклонение 0,23. По площади можно выделить несколько зон повышенного значения коэффициента песчанистости. В западной части площади, в районе скважин 112, 109 выделяется зона меридионального простирания, где изменение рассматриваемого параметра находится в интервале 0,75−0,91. В районе скважины 220 коэффициент песчанистости достигает 1. В южной части территории находится зона субширотного простирания, в которой изменение рассматриваемой характеристики происходит от 0,7 до 1. В восточной части также выделяется зона меридионального простирания с повышенным коэффициентом песчанистости, изменение которого находится в пределах от 0,7 до 1. В целом можно увидеть, что увеличение происходит от периферийных частей к центральным.

Карты текущего состояния разработки пласта АС₉ Алехинского месторождения на 01.01.02.

Карта изобар пласта АС₉ (Приложение 6).

Максимального значения пластовое давление достигает в скважине 110, его величина составляет 252,3 МПа., минимального в скважине 154 — 188,7 МПа. Среднее значение пластового давления по площади залежи составляет 218 МПа., при стандартном отклонении 15,39 МПа. Высокие значения соответствуют зонам закачки воды, а низкие зонам отбора жидкости из пласта.

Карта текущей добычи жидкости пласта АС₉ (Приложение 6).

Максимальное значение текущего отбора жидкости составляет 400 м³/сут в скважине 520, минимальное — 4 м³/сут в скважинах 137, 128, 554. Среднее значение составляет 77,5 м³/сут, при стандартном отклонении 57,93 м³/сут.

Карта текущей добычи нефти пластаАС₉ (Приложение 6).

Максимальное значение текущего отбора нефти составляет 92,55 м³/сут в скважине 531 и 80,66 м³/сут в скважине 153 (эти скважины расположены в сводовых участках залежи), минимальное — 0,33 м³/сут в скважине 154. Среднее значение составляет 13,24 м³/сут, при стандартном отклонении 18,49 м³/сут.

Карта текущей обводненности пласта АС₉ (Приложение 6).

Минимальное значение коэффициента обводненности составляет 0,3 в скважине 149. Среднее значение равно 0,85, что говорит о высокой обводненности добываемой продукции. Стандартное отклонение 0,19. Снижение обводненности в районе скважин 149, 269, 531 связано с приуроченностью их к сводовым участкам структуры.

В целом по картам можно сделать вывод, что увеличении геологических параметров (общей мощности, мощности песчаников, мощности песчаников нефтенасыщенных, а также коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости) происходит от периферийных к сводовым участкам пласта. По картам текущей эксплуатации видно, что на величину показателей текущей разработки по площади большое влияние оказывает технология разработки, а не геологические параметры. Наблюдается тенденция в сводовых участках пласта увеличения значений текущей добычи жидкости и нефти, при снижении текущей обводненности.

На втором этапе была выполнена статистическая обработка результатов исследования 267 скважин по вышеперечисленным характеристикам. Гистограммы этих показателей приведены на рис. 8.1−8.11.

Гистограмма распределения общей мощности (рис. 8.1) имеет резко выраженное одномодальное распределение с модой 12,1 м., близкое к нормальному (асимметрия 0,50, эксцесс 1,16). Значения общей мощности на исследуемой площади находятся в интервале 0 — 30 м. Максимальное количество показателей находится в пределах 5 — 15 м. Средняя общая мощность равна 11,68 м.

Гистограмма распределения мощности песчаника (рис. 8.2) характеризуется одномодальным распределением с модой 8,1 м. близким к нормальному (асимметрия 0,07, эксцесс -0,42). Значения МР в пределах района изменяется 0 — 20 м. Максимальное количество показателей находится в интервале 5 — 10 м. Среднее значение МР составляет 8,2 м.

Гистограмма распределения нефтенасыщенной мощности песчаников (рис. 8.3), также характеризуется одномодальным распределением с модой 7,5 м. (асимметрия 0,01, эксцесс -0,59). Значения MPN в пределах изучаемой территории изменяется в интервале 0 — 20 м. Среднее значение MPN равно 7,5 м.

Гистограмма распределения для пористости (рис. 8.4), характеризуется одномодальным распределением с модой 0,23. (асимметрия -0,3, эксцесс 1,29). Значения пористости на площади изменяется от 0,16 до 0,28. Максимальное количество параметров находится в интервале 0,22 — 0,24. Средняя.

Рис. 8.1 Рис. 8.2

Рис. 8.3 Рис. 8.4

Рис. 8.5 Рис. 8.6

Рис 8.1-8.6 Гистограммы распределения основных параметров пласта АС₉ пористость составляет 0,23. Можно сказать, что пласт АС₉ имеет высокую пористость.

Алехинского месторождения.

Рис. 8.7 Рис. 8.8

Рис. 8.9 Рис. 8.10

Рис. 8.11.

Рис. 8.7-8.11 Гистограммы распределения основных параметров пласта АС₉ Алехинского месторождения

Гистограмма распределения для коэффициента проницаемости (рис. 8.5) характеризуется одномодальным распределением с модой 230 мД. (асимметрия 1,62, эксцесс 2,05). Значения PRON изменяются в интервале 0 — 1400 мД. Среднее значение параметра составляет 266,46 мД., что говорит о низкой проницаемости пласта.

Гистограмма распределения для коэффициента песчанистости (рис. 8.6) характеризуется одномодальным распределением с модой 0,65. (асимметрия -0,76, эксцесс -0,006). Значения KP в пределах района изменяются от 0 до 1. Максимальное количество показателей находятся в интервале 0,6 — 1,0. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,69.

Гистограмма распределения абсолютных отметок кровли (рис. 8.7), аналогично предыдущим гистограммам характеризуется одномодальным распределением с модой -2109 м. (асимметрия -0,2, эксцесс 1,21). Значения АОК в пределах площади меняются от -2140 до -2090 м. Большинство скважин вскрывают кровлю пласта с абсолютными отметками — 2120, — 2110 м.

Гистограмма распределения пластовых давлений (рис. 8.8), характеризуется одномодальным распределением с модой 218 МПа. близким к нормальному (асимметрия 0,42, эксцесс -0,86). Значения PPL находятся в интервале 180 — 260 МПа. Максимальное количество показателей находятся в интервале 200 — 210 МПа. Среднее значение пластового давления составляет 218,9 МПа.

Гистограмма распределения дебитов жидкости (рис. 8.9) характеризуется одномодальным распределением с модой 70 м³/сут (асимметрия 2,55, эксцесс 11,5). Значения QG находятся в интервале 0 — 400 м³/сут. Максимальное количество показателей расположены в интервале 0 — 50 м³/сут. Среднее значение текущей добычи жидкости 77,57 м³/сут.

Гистограмма распределения дебитов нефти (рис. 8.10) характеризуется одномодальным распределением с модой 15 м³/сут (асимметрия 2,88, эксцесс 8,87). Значения дебитов нефти в пределах залежи находятся в интервале 0 — 100 м³/сут. Максимальное количество показателей находятся в пределах 0 — 20 м³/сут.

Гистограмма распределения обводненности пласта также характеризуется одномодальным распределением с модой 0,83 (асимметрия -2,12, эксцесс 4,35). Обводненность скважин в пределах рассматриваемой площади изменяется в интервале 0 — 1,0. Максимальное количество показателей обводненности находятся в пределах 0,8 — 1,0, что говорит о высокой обводненности добывающих скважин. Среднее значение обводненности по площади 0,85.

Все вышеизложенное показывает, что статистические распределения рассматриваемых параметров характеризуются одномодальным видом, что в свою очередь говорит об относительной однородности изучаемых характеристик пласта АС₉.

На третьем этапе при помощи пакета прикладных программ Statistica для более полного анализа были построены графики зависимостей параметров (рис. 9.1−9.21), определены коэффициенты корреляции и уравнения регрессии. Коэффициент корреляции характеризует силу или тесноту и направление зависимости между значениями Х и Y. Зависимость может быть прямой (r>0) и обратной (r<0). Прямая связь или положительная корреляция означает, что при возрастании одной величины, другая имеет тенденцию в среднем возрастать. Обратная связь или отрицательная корреляция означает, что при возрастании одной величины, другая имеет тенденцию в среднем убывать.

Полученные коэффициенты корреляций приведены в таблице 2.6.

Проанализируем полученные графики зависимостей параметров.

Зависимость параметров от общей мощности На рис. 9.1 построен график зависимости МР от МО, вычислен коэффициент корреляции 0,72 277, а также определено уравнение регрессии МР на МО (МР = - 0,598 + 0.69 971 * МО). Зависимость значимая. То есть с увеличением общей мощности, наблюдается увеличение мощности песчаников, что хорошо прослеживается на построенных картах.

На рис. 9.2 построен график зависимости МРN от МО, вычислен коэффициент корреляции 0,58 154, а также определено уравнение регрессии МО на МРN (МPN = 1,1352 + 0,53 438 * МО). МР. Связь относительно значимая. По картам мощности песчаников нефтенасыщенных и общей мощности также хорошо прослеживается связь параметров. Областям повышенных значений общих толщин, соответствуют области повышенных нефтенасыщенных толщин.

На рис. 9.3 построен график зависимости POR от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,30 336), а также определено уравнение регрессии МО от POR (POR = 0,21 855 + 0,113 * MO). По картам рассматриваемых параметров видно, что с увеличением общих мощностей пласта происходит увеличение коэффициента пористости.

На рис. 9.4 построен график зависимости PPL от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый -0,1821), а также определено уравнение регрессии МО от PPL (PPL = 226,37 — 7154 * MO).

На рис. 9.5 построен график зависимости QG от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,18 604), а также определено уравнение регрессии МО от QG (QG = 44,518 + 2,5983 * MO). Связь параметров не значима.

На рис. 9.6 построен график зависимости QN от MO, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,18 196), а также определено уравнение регрессии МО от QN (QN = 2,364 + 0,87 463 * MO). Связь параметров не значима.

Зависимость параметров от мощности песчаников На рис. 9.7 построен график зависимости MPN от MP, вычислен коэффициент корреляции (значимый 0,82 848), а также определено уравнение регрессии MPN от MP (MPN = 0,72 257 + 0,79 897 * MP). Установлена прямая достаточно значимая зависимость.

На рис. 9.8 построен график зависимости POR от MP, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,31 612), а также определено уравнение регрессии POR от MP (POR = 0,22 149 + 0,126 * MP). Установлена прямая достаточно значимая зависимость.

На рис. 9.9 построен график зависимости КР от МР, вычислен коэффициент корреляции 0,86 219, а также определено уравнение регрессии МР от КР (КР = 0,35 011 + 0,4 120 * МР). Зависимость довольно значимая.

На рис. 9.10 построен график зависимости PPL от МР, вычислен коэффициент корреляции -0,2198, а также определено уравнение регрессии МР от PPL (PPL = 225,45 — 0,9304 * МР). Зависимость не значимая.

На рис. 9.11 построен график зависимости QN от MP, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,32 365), а также определено уравнение регрессии MP от QN (QN = - 5,013 + 1,8754 * МР).

На рис. 9.12 построен график зависимости QG от MP, вычислен коэффициент корреляции (незначимый 0,19 743), а также определено уравнение регрессии MP от QG (QG = 45,533 + 3,2997 * МР).

Зависимость параметров от мощности песчаников нефтенасыщенной.

На рис. 9.13 построен график зависимости POR от MPN, вычислен коэффициент корреляции 0,29 168, а также определено уравнение регрессии MPN от POR (POR = 0,22 370 + 0,114 * МРN).

На рис. 9.14 построен график зависимости КР от MPN, вычислен коэффициент корреляции 0,59 841, а также определено уравнение регрессии MPN от KP (KP = 0,42 326 + 0,3 748 * МРN).

На рис. 9.15 построен график зависимости PPL от MPN, вычислен коэффициент корреляции -0,2380, а также определено уравнение регрессии MPN от PPL (PPL = 225,18 — 1,122 * МРN).

На рис. 9.16 построен график зависимости QN от MPN, вычислен коэффициент корреляции 0,39 951, а также определено уравнение регрессии MPN от QN (QN = - 8,670 + 2,3903 * МРN).

На рис. 9.17 построен график зависимости B от MPN, вычислен коэффициент корреляции -0,2958, а также определено уравнение регрессии MPN от B (B = 1,0285 — 0,0192 * МРN).

Зависимость параметров от коэффициента пористости На рис. 9.18 построен график зависимости PRON от POR, вычислен коэффициент корреляции 0,71 587, а также определено уравнение регрессии POR от PRON (PRON = - 3005 + 14 100 * POR). Связь значимая. Можно смело говорить, что с увеличением коэффициента пористости наблюдается увеличение проницаемости.

На рис. 9.19 построен график зависимости KP от POR, вычислен коэффициент корреляции 0,19 298, а также определено уравнение регрессии POR от КР (КР = -0,0115 + 3,0185 * POR). Связь не значимая.

Зависимость текущей добычи нефти от текущей добычи жидкости На рис. 9.20 построен график зависимости QN от QG, вычислен коэффициент корреляции 0,25 553, а также определено уравнение регрессии QG от QN (QN = 8,8795 + 0,7 748 * QG).

Зависимость текущей обводненности от текущей добычи нефти На рис. 9.21 построен график зависимости В от QN, вычислен коэффициент корреляции -0,7739, а также определено уравнение регрессии QN от B (B = 0,83 473 — 0,0086 * QN). Связь обратная, значимая. Зоны текущих отборов нефти, приурочены к сводовым частям залежи, где значения нефтенасыщенных толщин максимальны.

Рис. 9.1 Рис. 9.2

Рис. 9.3 Рис. 9.4

Рис. 9.5 Рис. 9.6

Рис. 9.7 Рис. 9.8

Рис. 9.1-9.8 Графики зависимостей основных параметров

Рис. 9.9 Рис. 9.10

Рис. 9.11 Рис. 9.12

Рис. 9.13 Рис. 9.14

Рис. 9.15 Рис. 9.16

Рис. 9.9-9.16 Графики зависимостей основных параметров

Рис. 9.17 Рис. 9.18

Рис. 9.19 Рис. 9.20

Рис. 9.21.

Рис. 9.17-9.21 Графики зависимостей основных параметров