Характеристика продуктивных пластов

Расчлененность и толщины продуктивных пластов

В предыдущем подсчете запасов Варьеганского месторождения (СибНИИНП, 1988 г.) оценка запасов УВ была произведена по 19 продуктивным объектам, занимающим интервал разреза толщиной порядка 2000 м от средней юры (пласт ЮВ₂ тюменской свиты) до сеномана: пласты — ЮВ₂, ЮВ₁², ЮВ₁¹, БВ₂₂, БВ₁₀, БВ₉, БВ₈², БВ₈¹, БВ₈⁰, БВ₇, БВ₆, БВ₅, БВ₄, БВ₄⁰, АВ₇₋₈, АВ₅₋₆, АВ₄, ПК и сеноман.

По данным эксплуатационного бурения отмечалась достоверность прослеживания продуктивных пластов по площади месторождения. В условиях проявления циклической седиментации, характерной для верхнеюрского и мелового интервалов разреза, песчано-алевролитовые пласты групп «АВ», «БВ» и ЮВ₁ проявляют в целом высокую устойчивость, как в отношении опознавания границ, так и литологического строения.

Экспертами также отмечалось, что ряд подсчетных объектов имеет достаточно сложную внутреннюю структуру, которая позволяет вполне надежно выделять в их объемах более дробные, самостоятельные элементы. Детальная корреляция внутри крупных по общей толщине (до 30−40 м) пластов позволила бы, по их мнению, построить более точные модели резервуаров и содержащихся в них залежей и объективнее оценить запасы УВ.

В данной дипломном проекте в качестве исходной геологической модели изучаемых объектов принимаются результаты расчленения и корреляции разрезов скважин, выполненные специалистами ООО «Гео Дейта Консалтинг» в подсчете запасов (2002 г).

Ранее рассматривавшийся как единый, пласт ЮВ₁² разделен на две самостоятельные части ЮВ₁^2а и ЮВ₁^2б, которые обеспечены всеми необходимыми для оценки запасов построениями.

Указанная детализация осуществлена с целью создания менее противоречивой, чем ранее, модели нефтегазоконденсатного объекта.

Детализация начиналась с уточнения каркаса, представляемого реперными (глинистыми) пластами регионального и локального характера.

В качестве региональных реперов для пластов группы ЮВ были выбраны глинистые отложения баженовской и георгиевской свит, для пластов БВ₉₋₁₀ — сейсмический горизонт ДБ9, для пластов горизонта БВ₈ — глинистые отложения самотлорской свиты, для пластов БВ₆₋₇ — глины урьевской пачки, для пластов БВ₄₋₅ — глины покачевской пачки, как наиболее отвечающие требованиям и более близкие относительно изучаемых пластов. В качестве локальных реперов приняты глинистые разделы между выделенными пластами, хорошо прослеживающиеся на площади месторождения.

С целью выявления закономерностей развития продуктивных пластов применялся метод построений геолого-статистических разрезов (ГСР), характеризующий изменение относительной доли коллектора в продуктивной толще.

Использование метода позволило установить первичный статистический уровень построения геологической модели: проследить (идентифицировать) геологические границы пластов и выявить значительные неоднородности продуктивного разреза как по площади, так и по разрезу.

На основании ГСР были выделены скважины-стратотипы с четко выраженными границами пластов. Эти скважины образовали опорную сеть для разбивок по всему эксплуатационному фонду, определения численности и объемов выделяемых объектов.

Проверка качества выделенных границ продуктивных пластов осуществлялась с помощью ритмостратиграфического метода корреляции, т. к. результаты анализа по керну и ГИС указывают, что разрез продуктивных пластов имеет четко выраженное циклическое строение, представленное трансгрессивными (проциклитами), регрессивными рециклитами и регрессивно-трансгрессивными (репроциклитами) сериями отложений.

Исходные геолого-физические характеристики нефтесодержащих эксплуатационных объектов представлены в таблице 2.1.

Характеристика толщин продуктивных пластов приведена в таблице 2.2.