Особенности строения залежей нефти в горизонте ЮС1 Грибного месторождения, C. 60-64

Авт.: И.С. Гутман, Т.Р. Султаншина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), С.В. Халяпин (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Ключевые слова: Грибное месторождение, верхнеюрские отложения, корреляция разрезов скважин, хлориты, водоудерживающая способность, наклон водонефтяного контакта, типы разреза, блоковое строение горизонта.

Представлены результаты детального изучения залежей нефти в горизонте ЮС1 на основе автоматизированной корреляции разрезов скважин с учетом анализа шлифов, опробования пластов и гидродинамических исследований. Изучаемый разрез по характеристикам геофизических исследований скважин (ГИС) условно разделен на 16 литологических пачек. Установлено, что в нижней и верхней части разреза осадконакопление происходило последовательно. На это указывают параллельное залегание пластов и достаточная выдержанность их общих толщин. За счет изменения толщин отдельных пачек выделено несколько типов разреза, каждый из которых имеет блоковое распространение по площади месторождения.

Каждый тип разреза характеризуется определенными толщинами отдельных пачек, причем на участках с большей скоростью погружения структуры выявлены отложения пачек максимальных толщин. Наоборот, минимальные толщины соответствующих пачек фиксируются в условиях незначительного погружения структур во время отложения осадков. В случае подъема структур в средней части разреза наблюдаются стратиграфические несогласия, выраженные в сокращении толщин отдельных пачек вплоть до их полного исчезновения. Границы смены типов разреза можно рассматривать как границы тектонических блоков.

Исследователями АИК «Лукойл» на основе данных гидродинамических исследований (ГДИ) было установлено, что скважины с близкими показателями разработки группируются по площади месторождения в отдельные блоки. При сопоставлении данных ГДИ с результатами детальной корреляции разрезов скважин обнаружено практически полное совпадение конфигурации выявленных нарушений.

Согласно более ранним исследованиям считалось, что основной пласт Ю1а продуктивен и в большей части скважин является нефтенасыщенным, а нижележащие пласты в связи с высокими показаниями индукционного метода являются водонасыщенными. Анализ шлифов показал, что нижележащие пласты Ю1б и Ю1в содержат в цементе значительное количество хлоритов, которые, как известно, характеризуются высоким водосодержанием, что существенно влияет не только на высокие показания индукционного метода, но и на резкое ухудшение коллекторских свойств, делая пласты Ю1б и Ю1в непродуктивными. Об этом свидетельствуют и результаты опробования скважин. На обеих структурах установлено, что изменение отметок водонефтяных контактов (ВНК) происходит одновременно с понижением выделенных блоков.

Неучет указанных особенностей в строении пластов обусловил ошибочное представление о наклоне ВНК на обеих структурах. 


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.