Белозёров И.Б._Новые подходы освоения остаточных запасов
advertisement
Роль фациальной неоднородности терригенных коллектора в формировании фильтрационно-емкостной неоднородности резервуара. Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Новые подходы освоения остаточных запасов нефти разрабатываемых месторождений Роль фациальной неоднородности терригенных коллектора в формировании фильтрационно-емкостной неоднородности резервуара. Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Фациальная неоднородность как определяющий элемент выбора системы разработки Макрофильтрационная неоднородность – как фактор контролирующий охват залежи по разрезу Слоистая неоднородность как фактор контролирующий охват залежи по площади Микрослоистая неоднородность, как фактор влияющий на анизотропию проницаемости терригенного коллектора. Обобщённый подход к анализу фильтрационной неоднородности резервуара. Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела 10 00 0 Б А анализ неоднородности ФЕС без учёта условий формирования коллектора 9. 20 35 10 0 0 y = 2 E-10x R2 = 0.8 1 4 5 П Р О Н И Ц А Е М О С Т Ь М Л Д. 10 0 10 Входные параметры модели - сред. нефтенасыщенная толщина (а) - сред. пористость и проницаемость - единая зависимость пористоти и проницаемости (б) 1 0 .1 0 .0 1 0 .0 0 1 толщина пласта (м) 0 10 П О Р 20 И С Т О С Т 30 % . Карта общих толщин (а) и график зависимости пористости и проницаемости (б) для пласта Ю1/2 Малореченского месторождения. Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела 10000 А Русло, дельтовая протока 1 уровень ФЕС Б 9,0961 y=3E-10x 2 1000 1 3 2 100 П Р О Н И Ц А Е М О С Т Ь М Л Д. Устьевой бар 500 м 8,1968 y =3E-09x R2=0,6819 7,0151 y = 4E-08x 2 R =0,7555 10 1 де дельтовыепротоки тде ран льстгоесвсыиевпны роетпоексичаники ус ыеебб ааррыы устье тьеввы 0,1 Степеннойряд ики 1 дельдтеольвтыоевыпреоптроокто 0,01 изопахиты коллектора R =0,6654 оки барты 3 делуьстоьвеывыеепро неоднородности предопределяющий формирование технологической схемы разработки Включает в себя анализ неоднородности ФЕС с учёта условий формирования коллектора (выделение литотипов и литофаций разреза) гесесибаврны ыепесчаники 2 утсртаьнесвы 12 10 8 6 4 2 0 0,001 0 толщина пласта (м) 5 10 15 20 25 П О Р И С Т О С Т %. Фациальная неоднородность (а) и фильтрационно-емкостные зависимости по отдельным фациям (б) пласта Ю1/2 Малореченского месторождения нефти. 30 Входные параметры модели - сред. нефтенасыщенная толщина (а) -отдельные зависимости пористости и проницаемости по фациям (б) -характер границ фациальной неоднородности Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Литологическая разобщённость фациально разнородных песчаных тел прослоями карбонатизированного песчаника на стадии позднего диагенеза 17 31 16 13 14 29 7 1 47 Пласт БС10 Самотлорское месторождение (Сидоренков А.И., 1976г) 50 17 31 16 13 14 29 7 1 47 50 1 1-песчаники, алевролиты; 2120 2160 2 2-глины; 10 толщина (м) глубина (м) 2080 3 14 30 2 км 2200 3-карбонатизированные песчаники в разрезе горизонта; 20 40 Пласт БС8 Самотлорское мнсторождение 4 4-скважина Макрофильтрационная неоднородность –второй уровень ФЕС неоднородности коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Русло, дельтовая протока Положение профиля притока в объёме Макронеоднородность 10 100 1 0.01 0.1 пласта Проницаемость(млд) Микронеоднородность Пласт Ю1 Пористость(%) 2 Макронеоднородность отсутствует Устьевой бар 0.1 1 10 100 Проницаемость(млд) Пористость(%) Хаотичная слоистость Пространственная анизотропия проницаемости 500 м изопахиты коллектора Макронеоднородность хорошо выражена Упорядоченная слоистость анализ неоднородности с учёта: -изменения ФЕС по разрезу в конкретных фациях (макронеоднородность) Макронеоднородность обусловлена особенностями гранулометрического изменений в разрезе коллектора, что зависит от фациальных условий его формирования. Эта неоднородность влияет на положения профиля притока, контролируя тем самым охват залежи по разрезу. Слоистая и макрофильтрационная неоднородности имеют тесную связь с фациальной принадлежностью пласта. Слоистая неоднородность – третий уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Западно-Останинская 450 (верхняя юра) Проницаемость (мД) ПС 0 20 40 60 80 100 Керна 120 (фотография) 2710 2711 2712 2713 2714 2715 2716 2717 Данные керна Данные пермеаметра Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Примеры пространственного строения «упорядоченного»(а) и «хаотичного» (б) типов слоистости Рябь течений Р ябь волнений Луноподобная рябь Волнистая рябь Слоистая неоднородность влияет на характер фильтрации флюида в различных направлениях, контролируя тем самым охват разработки залежи по площади Слоистая неоднородность – второй уровень неоднородности ФЕС терригенного коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Характеристика притока флюида в песчаниках с различным типом слоистости (а) и особенности их разработки (б). А Ф и льт р а ци онн о -и зот ро п н ы е р е зе рвуар ы о т б о р н еф т и и з о т д е л ь н ы х у ч а ст ко в с л о ис т о й ст р у к т у р ы к о л л е к т о р а K.h . Дарси м Б % соотношение скважин с различной степ енью обводнённости для разнофациальных песчаников а 0.3 а 0.25 ГРП дел ь т о т б о р н е ф т и и з о т д е л ь н ы х уч а с т к о в с л о ис то й с т р у кт у р ы к о л л е кт о р а о вы е п 0 .35 процен тное соотношение от выб орки ро ток и 0.4 ГРП % 70 60 68 Дельтов ые протоки Устьевые ба ры 48 50 38 40 30 19 20 14 13 10 0 до 50 % от 50 до 90 % бол ее 90 % степень обводнённости Ф и льт ра ци он н о-а ни зот ро пн ые ре зе рвуар ы н а иб ол е е по л но е в ы т е с не ни е не ф ти н а в аж и ая ск ио нн а та ц у л п эк с о ч а г ов ы й 0.2 б на ва ж и а я ск ел ьн е та т н а гн б ые в е ь уст ГРП 0.15 ары о т бо р н е ф т и б ГРП 0.1 ГРП 0.05 а к ти в н ое в ы т е с н е н и е н е ф т и и з в ы с ок о п р о н и ц а е м ы х п р ос л о е в э к с п л у ат ац и о н н а я Вахское месторождение (пласт Ю11) с к в а ж ин а ГРП б н а г н е т а те л ь н а я с ква жи н а ( 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 С РЕ Д Н Е Г О Д О В О Й О Т Б ОР (по материал ам А .К . Багаутдино ва) 22 24 26 28 Qн тыс. т При равных значения КН,в упорядоченной слоистой текстуре (устьевой бары дельтовой протоки) годовая накопленная добыча нефти значительно выше, чем в хаотичной (русловые каналы). Обусловлено это, вероятно, тем, что в баровых песчаниках осуществляется постоянный приток углеводородов в скважину из дальней зоны коллектора вдоль простирания слоистости и передача давления от нагнетательных к добывающим скважинам осуществляется достаточно эффективно Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Тип слоистости предопределяет анизотропию коэффициентов вытеснения нефти в фильтрационно-анизотропных резервуарах и более высокие коэффициенты вытеснения в хаотично слоистом коллекторе. Ф и льт ра ци он н о-и з от ро пн ые резе рвуар ы о т б о р н еф т и и з о тд е ль н ы х у ч а с т ко в с ло и ст о й с тр у к т у р ы к о л л ек т о р а а Вытеснение в хаотично слоистом коллекторе одинаково во всех направлениях о т б о р н е ф т и и з о т д е л ь н ы х у ч а с т ко в с л о и с т о й с т р у кт у р ы к о лл е к т о р а а Ф и льт ра ц и онн о- а ни зот ро пн ы е резервуар ы н а и б ол е е п о л н о е в ы те с не н и е н е ф т и ж ск в а н на я ац ио лу ат п с к э ина а жин с к ва н ая т ель а т е нагн б о ч а г о в ы й от бо р н е ф т и б а к т и вн о е в ы т е сн е н и е н е фт и и з в ы с о к о п р о ни ц ае м ы х пр о с л ое в э кс п луа т а ц ио н н а я с ква ж и н а б н а гн е т а т е л ь н а я с к ва ж и н а В фильтрационно-анизотропном коллекторе вытеснение перпендикулярно простиранию слоистой текстуры способствует извлечению нефти как из высокопроницаемых, так и низкопроницаемых прослоев. При вытеснении по простиранию слоистой текстуры отрабатываются только более высокопроницаемые прослои. Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела + До 30 0м До 300м 0 Разнообразные нестабильные зёрна, слюды. Разнообразные, нестабильные зёрна с люд, углистого веществ а. В подош ве прослои глин. Речные, стадии меандрирования Слюда, углис тое вещество, особенно в кровле толши. В подошве прослои глин. Углы наклона осадка 2-30, за исключением узкой зоны вблизи горных, областей, до 30 0, для отдельных песчаных пачек. Углистые остатки, слюда. Дельтовые проток и Углистые остатки, слюда. Устьевы е бары Рак овины, глаук онит, углистые остатки,слюда. Приливные рав нины Раковины, глауконит, слюды и углистые остатк и увеличивающиеся вниз по падению. Барьерная отмель Пески регрессивного цик ла С лабые падения близкие к региональному, за иск лючением прирусловых валов и оползней в ручьях . Рак овины, глауконит, зёрна фосфатов. Пески трансгрессив ного цик ла Приливные, песч а ные гря ды Раковины, глау конит. В кровле следы жизнидеятельности организмов. Переработанны е раковины мелководья, глауконит, углисты е остатки, слюда. Глубок оводные м орские песк и нап равленных поток ов До 3000м Обстановка осадконакопления “Просовидные” матовые зёрна. Речные, стадии разв етвления Конуса выноса ( турбидиты ) 0 0 0 0 10 20 30 Глаук онит, углистые остатки, слюда, глу боководная фауна. Региональное падение по глинам. Может оказаться неустойчи вым вследствие оп олзания. Региональ ный наклон по прослоям глин. Река Озеро Озёрная отмель Лагуна Приливно-отливная низина Приливно-отливные промоины Нижний и верхний пляж Верхняя предфронтальная зона Нижняя предфронтальная зона Переходная зона Глинистый шельф Песчаный шельф Континентальный склон и подножие Глубины моря Песчаные глубины моря Турбидиты Морские горы + + - обильная рябь + - обычная рябь 0 - редкая рябь - - рябь отсутствует х ж х х ж х ж ж ж ж х ж х х ж х Ромбоидальн ая рябь ПС Хаотичные текстуры ряби Восходящая рябь - Упорядоченные текстуры ряби Антидюны Пролювиальный конус выноса 25 у меньше ни е Угол наклона поверхностей напласт ования по данным наклонометрии Рябь волнений Э олов ые дюны увеличение Наиболее характерные акцессор ные минералы Мелкая рябь течений Приближённый средний вертикальный мас штаб (м) Размер зёрен или логарифмическое распределение 0 Крупная рябь течений Тип песчаник а Площадь развития фациальной обстановки Распределение (слоистости) ряби в различных обстановках осадконакопления ++ + ++ + + + 0 - ++ 0 + 0 ++ ++ + + 0 0 + 0 + + + 0 + ++ + ++ ++ + + + 0 0 ? 0 0 0 0 + 0 - ++ 0 0 0 0 + - 0 0 0 + - ж - площадь развития конкретной фациальной обстановки значительная х - площадь развития конкретной фациальной обстановки ограниченная Проводя в скважинах наклонометрию, мы можем более достоверно прогнозировать пространственное развитие слоистой текстуры коллектора и активно использовать её в процессах разработки Слоистая неоднородность – второй уровень ФЕС неоднородности терригенного коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Характер вытеснения нефти из фильтрационно-анизотропного (а) и фильтрационно-изотропного (б) песчаников. Проницаемость по нефти 1. 0 вода 0. 8 неф ть а 0. 6 0. 4 0. 2 0. 0 0.3 0. 4 0. 5 0.6 0.7 0.8 Проницае мость по воде Проницаемость по неф ти 1. 0 вода 0. 8 неф ть 0. 6 0. 4 0. 2 0. 0 0.3 0. 4 0. 5 0.6 0.7 0.8 Проницае мость по воде Водонасыщенность В фильтрационно-анизотропном коллекторе (А), вода опускаясь под собственным весом в подошву пласта недовытесняет нефть из верхней его части. б Микрослоистая неоднородность – четвёртый уровень ФЕС неоднородности Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Крапивинская площадь, скв.187,пласт Ю1/3 А. Распределение зёрен обломочного материала в шлифе ( срез параллельно напластования породы) Б. Значения анизотропии проницаемости и пористоти относительно ориентировки удлиннёных зёрен кварца 0 максимум: 13.8% сектор: 15° К п - 18,6 К пр - 212,8мД А А Б К пр - 1 06, 4мД Кп - 18,2 Г. Распределение радиуса пор по выявленным векторам анизотропии А и Б. В. Ориентировка оптических осей кварца 0 S1 60 максимум: 21.0% сектор: 15° 5 4, 7 Б 50 содержание (%) максимум: 19.0% 00 S 0 шаг: 1.0% 44 А 40 30 2 5 ,4 20 1 7, 6 1 2 ,7 8 ,5 10 7 ,3 3 ,4 0, 7 8 ,3 6 ,5 7 3 ,6 0, 4 0 ради ус пор (мкм) да вление выте сн. МПа 0,28 0 , 52 1 ,0 4 2 3, 9 7 ,8 10 ,4 0 ,6 90 0, 4 1 4 0 ,207 0 , 10 3 0 ,055 0, 02 8 0 ,0 14 Микрослоистая неоднородность обусловлена пространственно ориентированным распределением отдельных зерен в объёме элементарного слоя. Это связано с особенностями гидродинамики формирования осадка. Микрослоистая неоднородность влияет на анизотропию проницаемости отдельно взятого слоя. Результаты разработки Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела А. Распред еление подвижных запасов нефти на 1 .07.20 03 (ECLIPSE) Анизотропия выработки запасов северной залежи В. Карта текущего состояния ра зработки на 1.07.2003 скважина нагнетательная Ф и льт ра ци он н о-а ни зот ро пн ы е ре зервуар ы 88 Не фтенасыщ енные толщ ины нефть Б. Карта начальных нефтенасыщенных толщин н аи б о ле е п о л н о е в ы т е с н е ни е н е фт и ин а в аж а я ск и он н ц а лу ат э кс п вода скважина добыв ающа я Г. Рас пределение литотипов разреза пласта Ю13 и направление векторов анизотр опии проницаемости на ина ва ж я ск льн а е т а г нет б оч а г ов ы й о тб ор н е ф ти б а к т и в н о е в ы т е сн ен и е н еф т и и з в ы со к о п р о н и ц а ем ы х п р о сл о ев э кс п л у а т а ц и о н н а я с кв а ж б на г н е т а т е ль н а я с к ва ж и н а и н а Результаты разработки Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Анизотропия выработки запасов центральной залежи Пе рвон ач альн ое расп ред елен ие н ефте н ос ност и в ма крон еодн ородн ом п ласт е Увеличение проницаемости А И змен ен ие хар акт ера н ефт енасы ще нн ост и в макр о неодн ор одн ои пла сте п р и з ака чке во ды . Б Ха ракте р вытесн ени я нефти водой в макронеоднородно м, кос ослои сто м коллекторе. А Зона одн ородно го выскопр оницае могоколлек тора Б Зо на лит ологичес кого перес лаива ния Зона однородно го низ копроницаемогоколлектора неф тенас ыщенный проница емый коллектор нефтенасыщенный низкоп рониц аемый колле ктор вытесненные объ ёмы нефти при закачке воды Влияние макрослоистой (Б) и слоистой (В) неоднородностей на характер обводнённости в пласте Ю1/3 Крапивинского месторождения (северная залежь) Май 2002 Апрель 2002 А303 304 304 303 176,1-9% 307,0 186,1-8% 307 306 312 245,4-3% 308 307 306 213,5-7% 59,2-83% 314 66,5-27% 313 235,4-4% 304 303 176,1-9% 308 308 247,4-5% Июнь- 2002 306 16,4-93% 313 312 235,4-2% 226,8-14% 307 21,3-91% 218,2-9% 314 56,2-28% 314 55,9-10% 313 312 259,5-2% 139,7-13% Скв.307 Месячная добыча нефти Апрель-2002 -1,2тыс.т Май-2002 -0,3тыс.т Июнь-2002 -0,5тыс.т Июль-2002 -3,8тыс.т Август-2002 -3,5тыс.т Сентябрь-2002 -1,3тыс.т Октябрь-2002 -0,8тыс.т добыча нефти 11,5 тыс.т Прогнозная добыча без остановки скв.304 1,2 * 7= 8,4тыс.т Увеличение добычи за счёт циклической закачки Скв.307 11,5 тыс.т-8,4 тыс.т= 3,1 тыс.т Август- 2002 Июль- 2002 304 304 303 175,8-11% 308 308 306 270,2-14% 124,0-46% 312 45,8-37% 312 253,4-7% .2 0 8 1 0 1 0 0 312 307 2700 2710 23,6-91% 314 86,6-33% 313 109,5-64% Распределение фильтрационных 304 потоков 303 1а 308 В 306 307 313 Б 312 299 70,3-30% 312 271,4-5% 154,4-38% 304 328,0-7% 314 313 94,6-60% 307 306 46,2-83% 229,0-7% 314 242,0-4% С к в 1 306 111,3-54% 308 307 54,3-33% 160,6-26% 0 .0 1 0 .1 2690 308 307 314 313 304 1148,0 303 222,7-6% 307 229,0-7% 1148,0 164,4-33% 188,3-19% 306 304 303 1216,0 303 1019,0 Октябрь- 2002 Сентябрь- 2002 314 313 271,4-5% Циклическая закачка, организованная вдоль простирания слоистой неоднородности коллектора при высокой оводнённости добывающих скважин, способствует «всплыванию» нефти из низкопроницаемой, подошвенной, части пласта в более высокопроницаемую кровельную его часть при остановке нагнетательной скважины. После возобновления закачки эта нефть вытесняется в добывающую скважину. Влияние микрослоистой (Б), макрослоистой и слоистой (А) неоднородностей на коэффициент извлечения нефти пласт Ю1/3 Крапивинского месторождения Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела среднесуточные дебиты и % обводнённость Б июнь 2004 А 308 333 333 ноябрь 2002 198,0 568,0 Суточный дебит, % обводнённости 357 179,9-5% 201Р 124,6-21% Скважина нагнетательная 104 124 116,7-6% 393 391 383 354 284 382 Ориентировка слоистости и микрослоисти в продуктивном пласте КН 717,0 Суточный объём закачки воды (м3 ) 42,4-13% 393 391 174,0 257,3-2% 403 83,0 350 136,8 212,2 62 61 357 129,1 107,2 22,9 104 368 163,3 384 124 94,6 20,0 за период эксплуатации (тыс.т) 395 40,9 393 8,4 / 78,0 Скважина 102 391 95,1 Скважина 354 284 Суммарная закачка воды 382 186,2 0,5 Кп - 18,2 возможностей Кпр - 106,4мД июнь 2004 370 381 379 Суммарная накопленая добыча нефти за период эксплуатации (тыс.т) 64,2 / 2,0 205,3 96,8 Скважина 201 102 366 170 418,0 Суммарная закачка воды за период эксплуатации (тыс.т) 230,0 347 2,6 / 18,0 178,9-6% 156 124,3-5% 345 Кпр -212,8мД Кп -18,6 395 137,8-4% накопленная добыча (тыс.т) 201 В 64/212 354 284,0 382 381 389 383 56,2-44% 66,7-74% Скважина 59 ПС Карта потенциальных коллектора (КН) 104 81,0-21% 124 358 364 190,2-3% 395 381 370 51,3-23% 366 407,0 230,0 52,9 -88% 284,0 370 61 357 354 372 113,7-6% 379 350,0 79,2-39% 102 Скважина добывающая 80,2-59% 368 366 350 347 645,0 61 36 390,0 89,1-15% 345 347 102 354 220 - 91% 350 40,2 -5% 67,8-10% 345 211Р 59 Скважина 36 211Р 59 20,0 81% 403 49,7 Суммарная накопленая добыча нефти за период эксплуатации (тыс.т) 205,3 156 Снижение суммарной добычи нефти и увеличение обводнённости продукции в скважинах, расположенных по простиранию слоистой и микрослоистой фильтрационной неоднородностью коллектора при пятиточечной схеме разработки Влияние микрослоистой (Б), макрослоистой и слоистой (А) неоднородностей на коэффициент извлечения нефти пласт Ю1/3 Крапивинского месторождения Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Накопленная добыча на 01.01.2008 Среднесуточный дебит и обводнённость на 01.01.2008 Скважина Добыча нефти (тыс.т) Добит нефт (т/сут) % обводнённости Скважина Закачка воды (тыс.т) Карта потенциальных возможностей Снижениеколлектора суммарной (КН) добычи нефти и увеличение обводнённости продукции в скважинах, расположенных по простиранию слоистой и микрослоистой фильтрационной неоднородностью коллектора при пятиточечной схеме разработки Характеристика добычи нефти, жидкости и обводнённости продукции для скважин расположенных вдоль (А) и поперёк (Б) слоистой текстуры песчаного пласт Ю1/3 Крапивинского месторождения Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Скв. 381 Обводнённость -75% Скв. 102 5 месяцев Обводнённость -85% Карта потенциальных возможностей 1 год, 6 месяцев коллектора (КН) Обводнённость -75% Обводнённость -85% 1 год, 4 месяцев 2 год, 5 месяцев Схема построения литолого-седиментационной модели Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела ая пе рех од н 2890 а ьн ал нт не 2 880 Рас членение, корре ляц ия и прос тра нс тве нная с ист ема тизация разрез ов. Вы делен ие лит отипов разре за и лит офаций (3). Литологическая и биостратиграфическая характеристика резервуара, обосн ование его принадлежности к фациальной группе (2). и нт 28 70 4 2 3 Нулевой уровень 4 3 1б 4 1в пр от ок и Ус тьев ые бары дельто вы х проток и на 1 и ц о Применение Уст ьевые бар ы да я з 2 ну а на результ атов дел ьт овых пр оток зо де жев я ь я а -Использовани е ов 1 ст п л Уст ье вой бар Ил ла ий на литотипов разреза и литофаций дел ьт овой про то ки о О б ен з ж я дл я индивидуальных зависимостей о а л ов от между порист ост ью и проницаемостью. Ил 3 2 я зо н а Н а б азе вы дел енных ли тотипов разрез а и ли тофаций (3), пос тро ение литоло го-фациа ль но й м одели (4) .П одбор c едиме нтационной модели (5) с целью у точнен ия литолого- фациальной (4).Отождествле ние литофац ий (3) с конкр етными ф ациал ьными обс тановкам и в соответст вии с сед иментационн ой мод елью (5). 1в -Прогноз направления векторов пространственной анизотропии проницаемости. - Сейсмогеологическая интерпретация фаций не выявленных бурением, но прогноз ируе3 мых седиментационной мо делью. Пер еход ная зо на -Использовани е для разных фациальных зон индивиду альных алгоритмов стохастичекого модел ировании ФЕС 3 -Обоснование фронтальны х Основное ру сло э кранов контрол ирующ их 2 де ль ты нефт еносность. 6 С едиментаци онная мод ель волново йд ельты сер повид но-л опастного типа (п о М. Бруссарду) А де ль то вы х дел ьтовые пр оток и Глав ны й дел ьтов ый рук ав У точ нение гра ниц фац иал ьн ой неодно родности резе рву ара , к артиро ван ие по да нны м с ейс моразвед ки ( 6) ф ац иа льн ых об ста новок не выя вленных бурен ием , н о прог нозируемых се дим ентатаци онной мо дел ью (5) о 4 2 сл 3 на зо ая 2 в о на Ил зо ая в е яж Устье вые бары Пл дел ьто вых пр оток д н3а ру 4 ехо е 1а Построение литологоЛитофации седиментационной модели продуктивного ре зервуара на основе данны х глубокого 1а бурения (1, 2) и с ейсмораз ведки (6) Прибре жн ые б аров ые п еск и 1б 7 п ер но 3 ж ны пе й ба со р о 1в к вы й 4 ов на зо 4 н яж Пл ая ев 1б ре 1 ос 2 иб 1а прибрежно -морска я 2 910 пр Уголь Маркирующий горизонт 290 0 Ли т от ип разр ез а Литотипы я 1 ко Вы дел ение о бъект а изуче ния (прод укт ивного резер вуара) в о са дочном разрезе (1) Литотипы разреза Г 3 2 Б В Литофации Пл яж Ава нд ельта Продельта 1в 4 1б4 1а А-на земная часть дельты Б-ава ндельта (подв одная часть дельты ) В -пр одельта Г-дельтовый ка нал ( русло) Ус тьевой бар 5 Пример сейсмостратиграфического анализа при прогнозе особенностей строения пласта Ю1/2 Игольского месторождения. Продуктивный пласт Ю1/2 Особенности эксплуатации баженовская 4 угольны й пласт, угли стый аргилл ит арги ллиты васюганской свиты 10 3,6 -2 6 75 11 3,4 -26 3 5,8 65 0 5 5 23 2 -2625 1,4 3,2 1 9 1,4 3 3 7 3,8 20 1 1 25 2,8 1 2,4 2 3,6 70 2 0 2 пл.Таловая - 625 7 5,6 15 8 пл.Игольс кая 14 5 5 8 5 6 3,2 10 6,4 24 4,8 -2 -2700 -2 67 5 6 - 00 27 25 -2 -2 877 5 00 2 1,6 13 7,2 -265 12 5 -27 2 9 4 9 1,8 2 17 3,8 - 27 1 4 3 2,5 18 3,6 4 8 6 4 8 5,8 75 аргиллиты гео ргиевской свиты - 270 0 8 - 26 75 5 1,6 2 2 6 6 пл.Карайская пл.Резервная -275 0 - 5 1 0,8 5 3 2 2,8 пл. Налим ья -2 би тумин озные отложения б аженовской свиты 8 2,4 1 12 6 6 3 4 66 6 4 6 7 песчаники -27 -2 8 00 75 3 5 2790 9 4 2 8 1,2 5 1,8 4 3 -27 2880 7 0 -2 725 2870 5 5 7 - -2 2860 2 6 80 2 70 Ю 14 25 - 2850 1 27 50 2840 750 2830 8 Ю1Л -Преждевременное обводнение центральных рядов при трёхрядной схеме разработки -2 7 25 2820 -Неравномерная выработка запасов 0 2 1 -2 Ю 2810 подуголь межуголь надугольная ная ная горизонт Ю1 нижневасюганская 2800 -Начальный этап разработки – резкое падение пластового давления георг иевская 2790 васюганская 2780 0 2770 Т - 270 Т1 Т2 подсви та свита НГК толщ а ГК 50 ПС Продуктивный горизонт-надугольная толща васюганской свита 25 7 КС литологичес кая колон ка Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Принятая геологическая модель залежи. глубина а. о. пласт ярус Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела ИГОЛ ЬСКОЕ ЮЗ 7 1 5 4 СВ 13 8 В ТАЛ ОВ ОЕ 7 1 11 4 -2620 -2660 ВНК Ю12 -2680 ВНК Ю11 -2682 -2700 J3 oxf Ю11 2855 -2740 2866 Ю12 Ю13 -2780 2909 2915 2913 3297 2902 2855 2887 2882 1 2 3 4 1 - подошва баженовской свиты; 2 - песчаник водонасыщенный; 3 - песчаник нефтенасыщенный; 4 - алевролито-глинистые породы. Литотипы разреза пласта Ю1/2 Игольского месторождения глу б и на (м ) Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела ГИС лит. колон. ПС 2781 Л а б ор а т ор н ы е пористость(%) 10 ГК НКТ 20 карбонатность(%) 10 20 10 20 30 40 и с с ле д о в а н и я проницаемость (млд) 50 60 70 80 90 К1 Литотип 2 К2 2785 К4 скв.375 2812 К2 Литотип 2 2817 К4 скв.406 2751 2755 К1 Литотип 1 К4 Скв.4 песчаник карбо натизированн ый песчаник н аличие в ке рн е рако вин п елеципод и а ммонитов Литотип 1- «чистый» песчаник Литотип 2 – песчаник с карбонатизированным песчаным прослоем в объеме продуктивной части «карбонатизированный» песчаник к ерн а 100 110 пористость(%) 10 20 Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Литологическая разобщённость фациально разнородных песчаных тел прослоями карбонатизированного песчаника на примере пласта Ю1/2 Крапивинскогоместорождения. скважина эксплуата ционная А 5Р ск важ ина разведочная тип разрезов Б ЗОНЫ РАЗВИТИЯ Карбонатизированный песчаник Шельф Тыловой бар Центральный бар Рамп “чистых” песчаников В “чистый” тип разреза литотип А “карбонатизированный” тип разрезалитотип Б Седиментационная модель (бар дальней зоны) пласта Ю1/2 Игольского месторождения нефти. а- с одним прослоем б- с двум я прослоями “к арбонатизированных” песч аник ов территория изученная эксплуатационным бурением Фациальная неоднородность резервуара – первый уровень неоднородности Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела 701 1117 704 1121 380 400 414 432 399 413 305 330 1162 1130 703 1159 431 1115 363 412 13 1167 329 1133 1089 451 800 379 806 430 1158 1114 362 1142 801 1093 398 803 802 450 804 288 304 361 378 1145 1157 18 805 266 1113 397 411 303 328 1062 1065 377 449 222 287 1156 1024 251 202 1120 1075 410 429 1112 1129 396 174 302 327 221 1061 155 1 1023 301 360 428 265 1078 1111 191 1045 409 250 326 1132 1060 164 173 448 286 1088 359 376 1036201 1047 1154 264 427 190 1110 1141 249 1092 172 1059 395 375 1025 220 358 263 285 1144 1109 1064 189 200 408 325 1034 1058 300 394 284 219 1119 374 8 1074 426 1108 248 407 324 12 1128 393 1077 299 1151 357 406 247 262 1131 323 444 283 1087 1107 15 261 1106 356 373 246 298 1091 392 217 1055 282 807 355 372 260 1063 322 1105 162 297 216 230 1021 354 281 143 245 1073 170 296 321 1054 161 1076 215 150 1042 1103 184 244 259 142 320 1031 1086 160 214 229 1072 280 1102 243 141 4 1090 2281053 183 169 295 1041 213 149 159 258 279 1030 182 140 158 212 1071 278 181 195 1052 1012 139 168 294 157 211 277 180 1040 138 148 257 241 227 240 1084 210 10 1018 1070 156 179 194 239 11 316 167 1051 209 275 238 256 155 178 1039 226 315 1083 193 208 1069 274 237 1050 5 207 273 292 232 1098 313 236 1082 225 345 334 291 312 1116 Б .Средн есуточные дебиты по скважинам блока №3 с различным типом разреза И гольского месторождения Среднесуточный дебит (т/сут) А 702 В.Гистограмма распределения работающих толщин в "чистых" и "карбонатизированных" типах разреза. “чистый” тип разреза “карбонатизированный” тип разреза Количество по выборке скважин в % “ка рб он ат из ир ов ан ны й” ти “ч пр ис ты азр й” ез а ти пр азр ез а Влияние литологической неоднородности коллектора на процессы разработки залежи нефти в пласте Ю1/2 Игольского месторождения. 40 30 32 24 31 24 26 20 10 7 10 28 2 5 0 1 2 3 4 5 местоположение профиля притока в пределах интервала перфорации 1 в к р о вл е п ла ста в об ъё ме в се го п л ас та 4 в се р ед и н е п ла ст а 5 2 о тсут св ует 3 в п о до шв е п л ас та Возможная седиментационная модель пласта. Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Мелкозернистый состав песчаника, слоистость прерывистая, воронковидная форма кривой ПС, ограниченная площадь распространения, приуроченность области развития песчаника к купольной части структуры второго порядка, наличие фосфатного вещества в составе песчаников может свидетельствовать о его принадлежности к бару дальней зоны. А Типы современного шельфового профи ля (гипотетическая трансгрессивная фациальная модель по зап адной части Ла-Манш) - по Х. Редингу бар ьерный бар современные осадки пески отложенные приливноотливными течениями бар дальней зоны дотрансгресс ивные осадки Б аккреционная поверхность Центральный бар 0 10 уровень моря Рамп Тыловой бар Шельф 20 песчаный ил 30 2 тип разрезов номер скваж ины отметка ВНК по д анным ПГИ скв ажина экс плуатационная З ОНЫ РАЗВИТИЯ “чистых” песчаников “карбонатизиров анных” песчани ков а- с одним прослоем б- с дв умя просл оями 5Р скваж ина разведочная ов ег ер б ая н ли ия 1 песчаник Даффи-Маунтин 1 3 2 транспортировка материала приливным течением направление штормовой транспортировки и миграция песчаного бара 3 1 4 5 6 1-преобладающее направление транспортир овки осадка (приливными или океаническими течениями); 2- напр авление штормовой траспортировки осадка (течениями, образуемыми ветром/волнами); 3- направление мигра ции песчаного бара;4-последо вательность расположения песчаного ба ра; 5-фация центрального бара и рампа; 6-фация тылового бар а. Корреляция продуктивного горизонта в соответствии с седиментационной моделью ПС НКТ 2932 К1 ГК К2 А ПС НКТ ГК 3112 2856 скв. 220 ПС 3048 Глуб. ГК 2848 К2 К3 скв. 3 74 К2 1а К4 20 К4 К5 1б К2 К4 2856 скв. 300 скв. 284 1в Б НКТ 3040 К4 2864 К2 10 ГК скв. 374 К3 ск в. 2 48 1г ПС НК Т скв. 300 К4 3120 К1 скв. 284 К4 К4 2340 0 скв. 2 48 Глуб. скв. 220 Глуб. Глуб. Глуб. Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела К3 К4 К5 30 У1 У1 1 40 Литот ип 1б Ли тотип 1в Литотип 2г У1 Угольный пласт, его индекс Литотип 2в Прослой карбонатизированного песчаника Литот ип 2б Разновозрастные песчан ики Критерии сейсмогеологического прогноза зон развития второго литотипа разреза («карбонатизированных» песчаников) Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела График зависимости локальной амплитуды положительной фазы волны IIа. от суммарной толщиной карбонатизированных прослоев пласта Ю12. Критерии сейсмогеологического прогноза зон развития второго литотипа разреза («карбонатизированных» песчаников) Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела К арбо нати зи р ован ные пр осл о и Ты лово й ба р Цен трал ьный бар Ра м п Ш ельф I “К арб онат и зир ован ный” тип ра з рез а “чи стый” тип ра зрез а “К а рбо нати зиро ванн ый” т ип раз реза I тип разрезов номер с кважины отметка В НК по данным ПГИ скважина эксплуатационная ЗОНЫ РА ЗВ ИТИЯ “чистых” песча ников “к арбонатизированных” песчанико в а- с одним прослоем б- с двум я прослоями 5Р с кважина разв едочная Игольское месторождение (бар дальней зоны) Для зон развития второго литотипа разреза характерна повышенная амплитуда положительной фазы волны IIа, что связано с формирование более контрастного акустического градиентна Геолого-геофизическая характеристика месторождений УВ Западной Сибири Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела c 07 7. .8 20 -272 0 -2 710 -2700 90 -26 ю 2б 1б 1а 2а 2в 50 -2 6 1в -26 30 - 26 20 0 67 -2 -2 680 90 -26 2в 2б - 27 00 2д тип разрезов -27 10 1б номер скваж ины -27 20 -2 65 0 0 65 -2 0 4 26 отметка ВНК по д анным ПГИ -2730 -266 0 - 0 64 -2 2г 1г скв ажина экс плуатационная З ОНЫ РАЗВИТИЯ “чистых” песчаников “карбонатизиров анных” песчани ков а- с одним прослоем б- с дв умя просл оями 1г 2б 2г 1в 1а 5Р - 26 70 скваж ина разведочная 2в 1а -263 0 80 -26 69 0 2а -2 -262 0 2б -264 0 -2 650 -26 60 0 1 Условные обозначения изогипсы отражающего горизонта IIa с шагом 10 м (тематическая партия 4/95-96 АО "Сибнефтегеофизика") сейсмический профиль, его номер 1в индексы зон различных типов коллектора скважина разведочная, ее номер скважины эксплуатационные зоны развития первого литотипа разреза (отрицательные аномалии локальной составляющей амплитуды волны IIa - интерпретационный вариант) зоны развития второго литотипа разреза (положительные аномалии локальной составляющей амплитуды волны IIa - интерпретационный вариант) линия прослеживания одноименных литотипов разреза территория, изученная эксплуатационным бурением (см. рис.94) Последовательность прогноза локальной составляющей -построение карты амплитуд с мелким гридом -построение карты амплитуд с крупным гридом -вычитание из перовой карты вторую Анализ разработки различных литотипов празреза Игольского месторождения Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Сопоставление зон развития “чистых” и “карбонатизированных” песчаников по данным бурения (а) и сейсморазведки (б) на профиле 20.87.7 Среднесуточные дебиты по скважинам блока №3 с различным типом разреза Игольского месторождения Индивидуальные зависимости пористости и проницаемости по выделенным зонам. Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела 140 140 А Б 120 120 П р о н и ц а е м о с т ь (м л д ) 0.4309x 2Б 100 80 y = 0.0133e 2 R= 0.7633 y = 0.004e R = 0.856 1Г y = 0.0087e R = 0.751 2Г y = 0.0449e 1А y = 0.0757e0. 317x 2 R = 0.3756 100 R = 0.5142 80 0.3865x y = 0.0502e 2А 60 2 R = 0.8596 1Б y = 0.0252e R = 0.7647 1В y = 0.0253e R = 0.9237 60 40 40 20 20 0 0 0 5 10 15 П о р ис то ст ь ( % ) 20 25 0 5 10 15 П о р ис то ст ь (% ) 20 25 Накопленные отборы нефти северной части Игольского месторождения при трехрядной системе разработки (обводнённость продукции по скважинам 85-905%). Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела 701 702 380 1116 413 330 305 363 1115 804 288 805 174 1062 251 191 220 200 189 12 218 299 188 247 1056 246 217 1043 161 230 216 281 245 170 215 1031 243 169 213 1041 182 279 258 1085 228 278 195 241 1052 211 180 294 240 227 1070 209 275 256 226 274 193 144 356 186 105 373 322 297 1013 82 60 321 148 44 1103 До 10 тыс.т До 10-50 тыс.т До 50-100 тыс.т До 100-150 тыс.т До 150-200 тыс.т 149 94 80 40 236 255 1068 40 122 67 1082 67 344 46 270 66 333 293 340 73 60 1083 60 313 272 334 7 75 320 83 343 66 100 80 40 359 86 1108 114 323 103 1105 90 60 1083 37 Гидроразрывы 1109 74 300 76 1085 32 241 52 5 292 225 2001 60 153 69 302 91 326 82 40 244 40 227 54 237 207 216 83 1031 68 60 100 1061 93 265 104 249 112 283 40 170 85 276 239 1039 80 40 До 200-250 тыс.т 257 194 4 295 426 100 189 55 357 Накопленная добыча нефти 280 1072 407 355 320 229 196 183 60 40 298 259 244 1107 1106 296 1054 184 323 283 282 260 186 197 262 261 198 162 393 221 113 395 374 8 1108 324 174 37 427 303 78 1а 330 122 1093 79 100 1155 408 325 300 284 248 1057 428 376 375 1в 429 410 409 358 120 449 396 359 1110 301 285 263 1058 219 199 809 1111 286 1б 1г 411 360 326 264 249 172 807 265 1060 201 1158 1157 397 377 1112 327 302 250 173 328 430 398 378 361 303 287 1061 221 190 304 266 222 202 362 1114 801 802 431 13 412 329 1089 800 432 362 87 398 60 80 40 376 65 394 74 393 72 60 431 412 81 82 1158 89 90 Постседиментационные изменения коллектора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела С к в .1 9 2 пр иб 214P ре 1а Литотипы 1 и 2 . Хорошая гидродинамическая проработка русловых и пляжевых песчаников способствовала образованию в составе цементе преимущественно каолинита и в меньшей степени гидрослюд,что предопределило высокие коллекторские свойства литотипов1 и 2, Скв .208 Скв.220 0.01 0.1 2690 1 10 100 1000 0.01 0.1 2740 1 10 жн 208P ый 226P 197P 3 п е р е хо д н а я з о н а 225P 221P 220P 200P ру 222P сл о Русло 0.1 1 10 100 2740 ое Пляж 1б Пляж 1в С кв .22 6 0 .0 1 223P вн Пляж 1а проработка прибрежных песчаников в период быстрого выдвижения береговой линии снизила интенсивность выноса из них глинистых минералов и слюд (содержание биотита 194P в скв.192 - 21-30%). Преобразование слюд на стадии диагенеза в хлорит и тонкодисперсный сидерит значительно снизили фильтрационные характеристики пласта 218P но Литотип 2 Значения пористости Значения проницаемости 195P 198P 2 10 2690 193P 210P 2770 1 212P 207P 204P 215P 2710 213P 0.1 2700 б102а 124 104 191P 156 р о в 192P 4 190P ы й 1в Литотип 4 1б 187 188 2710 пе 206P 203P 199P со к Литотип 4 Слабая волноприбойная 4 209P ос 2760 Литотип 1а 211P 326 345 59 201P 223P 2700 216P 205P 202P 196P 1 00 2750 0 .01 224P Литотип 3 В зоне русло-море, смешение пресных и солёных вод, способствовало коагуляции глин и их выпадению в поровое пространство песчаника, что снизило его коллекторские свойства 2750 2760 2770 Литотип 3 Авандельта акт. Авандельта пасс. Продельта Фациальная неоднородность строения песчаного пласта Ю1/3 предсказуемо проявилась в особенностях постседиментационных изменений его коллекторских свойств Результаты промысловых исследований Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела ва 3 1а а ов л И я Пл 4 яз а он 2602 3 а2 он з я ва же 1б 2641 4 2628 Ряд продуктивных скважин были пробурены в ранее прогнозируемой зоне отсутствия коллектора. 1в Устьевые бары дельтовых прот ок дельтовые протоки и а ци зон а д он н у вая яз е а е д ов ь ляж т Ил с (п ла ий б 1 О ен а ж н о л зо я от а ов л И 2610 а2 2650 1) Бурением скважин в южной части месторождения выявлено самостоятельное рукавообразное песчаное тело, связанное с трендом развития устьевого бара. Отл ожен ия у с тье вого бар а е яж л П а он яз Сейсмогеологическое обоснование зон низких коллекторских свойств пласта Ю1/3 позволило отказаться от бурения 43 скважин эксплуатационного фонда. Глинистые отложения продельты 223P 360 2632 3 387 221P 220P 453 470 2 455 472 222P 491 Толщин а (м) 10 Главный дел ьтовый рукав 2,5 км 410 6 4 0 200P Анизотропия фильтрации в пласте Ю1/3 Крапивинского месторождения по результатам закачки индикатора Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Схема построения литолого-седиментационной модели Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела ая пе рех од н 2890 а ьн ал нт не 2 880 Рас членение, корре ляц ия и прос тра нс тве нная с ист ема тизация разрез ов. Вы делен ие лит отипов разре за и лит офаций (3). Литологическая и биостратиграфическая характеристика резервуара, обосн ование его принадлежности к фациальной группе (2). и нт 28 70 4 2 3 Нулевой уровень 4 3 1б 4 1в пр от ок и Ус тьев ые бары дельто вы х проток и на 1 и ц о Применение Уст ьевые бар ы да я з 2 ну а на результ атов дел ьт овых пр оток зо де жев я ь я а -Использовани е ов 1 ст п л Уст ье вой бар Ил ла ий на литотипов разреза и литофаций дел ьт овой про то ки о О б ен з ж я дл я индивидуальных зависимостей о а л ов от между порист ост ью и проницаемостью. Ил 3 2 я зо н а Н а б азе вы дел енных ли тотипов разрез а и ли тофаций (3), пос тро ение литоло го-фациа ль но й м одели (4) .П одбор c едиме нтационной модели (5) с целью у точнен ия литолого- фациальной (4).Отождествле ние литофац ий (3) с конкр етными ф ациал ьными обс тановкам и в соответст вии с сед иментационн ой мод елью (5). 1в -Прогноз направления векторов пространственной анизотропии проницаемости. - Сейсмогеологическая интерпретация фаций не выявленных бурением, но прогноз ируе3 мых седиментационной мо делью. Пер еход ная зо на -Использовани е для разных фациальных зон индивиду альных алгоритмов стохастичекого модел ировании ФЕС 3 -Обоснование фронтальны х Основное ру сло э кранов контрол ирующ их 2 де ль ты нефт еносность. 6 С едиментаци онная мод ель волново йд ельты сер повид но-л опастного типа (п о М. Бруссарду) А де ль то вы х дел ьтовые пр оток и Глав ны й дел ьтов ый рук ав У точ нение гра ниц фац иал ьн ой неодно родности резе рву ара , к артиро ван ие по да нны м с ейс моразвед ки ( 6) ф ац иа льн ых об ста новок не выя вленных бурен ием , н о прог нозируемых се дим ентатаци онной мо дел ью (5) о 4 2 сл 3 на зо ая 2 в о на Ил зо ая в е яж Устье вые бары Пл дел ьто вых пр оток д н3а ру 4 ехо е 1а Построение литологоЛитофации седиментационной модели продуктивного ре зервуара на основе данны х глубокого 1а бурения (1, 2) и с ейсмораз ведки (6) Прибре жн ые б аров ые п еск и 1б 7 п ер но 3 ж ны пе й ба со р о 1в к вы й 4 ов на зо 4 н яж Пл ая ев 1б ре 1 ос 2 иб 1а прибрежно -морска я 2 910 пр Уголь Маркирующий горизонт 290 0 Ли т от ип разр ез а Литотипы я 1 ко Вы дел ение о бъект а изуче ния (прод укт ивного резер вуара) в о са дочном разрезе (1) Литотипы разреза Г 3 2 Б В Литофации Пл яж Ава нд ельта Продельта 1в 4 1б4 1а А-на земная часть дельты Б-ава ндельта (подв одная часть дельты ) В -пр одельта Г-дельтовый ка нал ( русло) Ус тьевой бар 5 Влияние фациальной неоднородности на строение залежи пласта Ю1/3 Крапивинского месторождения 10000 -А2628 1а 4 1б 205P 212P 207P - 2610 - 2610 193P 360S 194P пер ехо - 2632 дно 218P й зо ны 3 362S 387S 221P 220P 410S Неф тен 2 осн о ст 200P ь 453PS де455PS льт о во 470S 472PS 474S го к а 222P 491S 489S - 2650 225P 206P (А) Скважины разведо чные (а) и эксплуа 442 (Б) тационные (б) залежь нефти 4 10 1 0,01 4 197P сть Устьевой бар 100 0,1 226P 223P 383S 1в 199P 198P 210P 191P - 2602 192P Неф 1003 тен - 2641 осн 195P ост 196P ь ба р 209P ово го к омп лек 204P са Неф тен осн о В 1000 36 211P 350 347 61 345 357 201P 102 370 104 366 368 124 382395 391 156 170 176 187190P 177 407 414 191188 412 419 421 1001 429 427 425 206P 203P 437 433 1002 442 215P Вдольбереговой бар Проницаемость (млд) 214P Б 216P 301 300 303 304 309 306 307308 202P 314319 312313 299 208P 323 325 322 321 320 298 327 326 Литотипы разреза н ал абсолютные а -2632 отметкиглубины ВНК для залежей разно фациальных зон 0 5 10 15 20 П ористость (%) 25 Фациальная неоднородность проявилась: В формировании самостоятельных залежей нефти в пределах выделенных литотипов разреза (А) Сейсмогеологический прогноз литотипов позволил отказаться от бурения эксплуатационных скважин в 4 литотипе северо-западной залежи разреза; Наличии фронтальных непроницаемых барьеров на границе различных фациальных остановок (Б), что подтверждено закачкой «меченой» жидкости Возможности формирования индивидуальных зависимостей пористости и проницаемости по выделенным литотипа и литофациям (В).
