Файл: Abstractdetected on the basis of performed analysis of Urnenskoe field development peculiarities of fluid dynamic reservoir production mechanism associated with pulse character of hydrocarbon injections from deeper horizons. Key words.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 23
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Е. А. Gladkov
1, 2
, АТ of the Institute of Oil and Gas Geology, SB of RAS, Tyumen
ABSTRACT
Detected on the basis of performed analysis of Urnenskoe field development peculiarities of fluid
dynamic reservoir production mechanism associated with pulse character of hydrocarbon injections
from deeper horizons.
KEY WORDS
Development of fields, hydrocarbons, Urnenskoe field, fault-block structure.
УДК 622.276 (ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ
УРНЕНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Е. А. Гладков
1, 2
, А. Г. Плавник 3 1
ТПУ,
2
Томский филиал ИНГГ СО РАН, г. Томск 3
Западно-Сибирский филиал ИНГГ СО РАН, г. Тюмень
АННОТАЦИЯ
На основании проведенного анализа разработки Урненского месторождения выявлены особенности флюидодинамического режима работы залежи, обусловленного пульсационным характером подпитки углеводородами из более глубоких горизонтов.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Разработка месторождений, углеводороды, Урненское месторождение, разломно-блоковое строение OF URNENSKOE
OIL FIELD DEVELOPMENT
1, 2
, АТ of the Institute of Oil and Gas Geology, SB of RAS, Tyumen
ABSTRACT
Detected on the basis of performed analysis of Urnenskoe field development peculiarities of fluid
dynamic reservoir production mechanism associated with pulse character of hydrocarbon injections
from deeper horizons.
KEY WORDS
Development of fields, hydrocarbons, Urnenskoe field, fault-block structure.
УДК 622.276 (ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ
УРНЕНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Е. А. Гладков
1, 2
, А. Г. Плавник 3 1
ТПУ,
2
Томский филиал ИНГГ СО РАН, г. Томск 3
Западно-Сибирский филиал ИНГГ СО РАН, г. Тюмень
АННОТАЦИЯ
На основании проведенного анализа разработки Урненского месторождения выявлены особенности флюидодинамического режима работы залежи, обусловленного пульсационным характером подпитки углеводородами из более глубоких горизонтов.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Разработка месторождений, углеводороды, Урненское месторождение, разломно-блоковое строение OF URNENSKOE
OIL FIELD DEVELOPMENT
Одной из основных задач нефтепромысловых исследований, направленных на оптимизацию системы разработки месторождений углеводородов, является постоянное уточнение их геологического строения. Несмотря на большое количество разрабатываемых месторождений, до сих пор нет четкого представления о режиме работы залежи, вызванном внешним воздействием.
История изучения Урненского месторождения. Урненское месторождение было открыто при проведении геолого-геофизических исследований с целью поиска нефтяных и газовых месторождений на территории Западной Сибири, начатых еще в 1947 г. при выполнении комплекса региональных работ, который включал проведение мелкомасштабной геологической съемки, гравиразведочных, магниторазведочных, электроразведочных, сейсморазведочных работ и бурение серии опорных скважин.
В 1962 г. в Сургутском и Уватском районах Тюменской области сейсмопартией 43/62 проводились работы методом отраженных волн по двухточечной системе. Пор. Демьянка отработано пог. км, пор. Урна — 22 пог. км, в результате которых было установлено западное крыло и сводовая часть Урненского поднятия.
Непосредственно на территории Урненского месторождения поиски структур-ловушек нефти и газа начаты в 1969—1970 гг. работами сейсмо- партии 20/69—70. Сейсморазведочные работы проводились в пределах Урненского куполовидного поднятия, осложняющего северную часть
Демьянского мегавала. По результатам выполненных работ выявлена и подготовлена к глубокому бурению Урненская структура.
Работами сейсмических партий
111/88 и 111/89 проведены исследования вертикальным сейсмопрофилированием (ВСП) в скважинах
19 ив пределах юго-западной части Западно-
Сибирской плиты на Урненском месторождении с целью изучения волнового поля и скоростной характеристики разреза. Получены волновые поля ВСП, на которых прослежены отражающие границы, связанные с отложениями платформенного чехла, проведена стратиграфическая привязка их к разрезу скважин. В 2004 г. в отчетах А. А. Мартюшева и ММ. Пузиковой были изложены результаты обработки данных трехкомпонентного ВСП в скважинах 13, 34 и В 2001—2005 гг. на Урненском лицензионном участке проводились сейсморазведочные работы
МОВ ОГТ 3D с целью детального изучения геологического строения Урненского месторождения по отражающим горизонтам доюрского основания юрских и меловых отложений (сп 4/01—02,
4/02—03, 4/03—04). В результате этих работ выявлены ловушки структурного, структурно- литологического и структурно-стратиграфиче- ского типов.
Урненская площадь введена в глубокое бурение в 1970 году. Поисковая скважина 11, пробуренная в 1970 г. на северном погружении структуры, при испытании интервалам дала промышленный приток нефти дебитом 34 м сут на 6 мм штуцере.
Геологическое строение, нефтегазоносность, петрофизические, промыслово-геофизические и сейсмические характеристики мезозойско-пале- озойских образований Урненского месторождения изучались многими учеными и специалистами геологоразведочных, нефтегазодобывающих предприятий и научно-исследовательских организаций.
Особенности геологического строения
Урненского месторождения. В отличие от большинства локальных структур Среднего Приобья в сводовых частях Урненского поднятия установлено отсутствие в разрезе нижне-среднеюрских и частично верхнеюрских отложений, что приближает эти структуры по геологическому строению к локальным объектам Шаимского нефтегазоносного района. Продуктивный горизонт Ю, подобно пласту П Шаимского района, развит на склонах структур в межгрядовых углублениях. Такое строение разреза определило поведение основных отражающих горизонтов. В основании мезозойского разреза повсеместно прослеживается только подошва осадочного чехла — сейсмический отражающий горизонт А. Отражающий горизонт Т, приуроченный к кровле среднеюр- ских отложений, прослежен только на крыльях
Урненского поднятия. Несколько шире, но также не повсеместно прослеживается на этих структурах основной сейсмический репер Западной Сибири — отражающий горизонт Б, приуроченный к баженовской свите верхней юры.
По кровле фундамента (отражающий горизонт А) Урненская структура представляет собой достаточно крутое, высокоамплитудное поднятие, близкое к изометрической форме, несколько вытянутой с запада на восток. В пределах замыкающей изогипсы –2 310 м размер структуры составляет 10 х 8 км за счет структурных осложнений, выступающих в восточном и западном направлениях, длина структуры увеличивается до 13 км. Амплитуда поднятия составляет около 100 м, углы наклона крыльев достигают и более градусов. Такие углы наклона в Западной Сибири встречаются нечасто, возможно, это связано со сложностью корреляции сейсмического горизонта А.
Горизонт Б на Урненской структуре развит только на крыльях, а вся присводовая часть характеризуется отсутствием верхнеюрских отложений.
История изучения Урненского месторождения. Урненское месторождение было открыто при проведении геолого-геофизических исследований с целью поиска нефтяных и газовых месторождений на территории Западной Сибири, начатых еще в 1947 г. при выполнении комплекса региональных работ, который включал проведение мелкомасштабной геологической съемки, гравиразведочных, магниторазведочных, электроразведочных, сейсморазведочных работ и бурение серии опорных скважин.
В 1962 г. в Сургутском и Уватском районах Тюменской области сейсмопартией 43/62 проводились работы методом отраженных волн по двухточечной системе. Пор. Демьянка отработано пог. км, пор. Урна — 22 пог. км, в результате которых было установлено западное крыло и сводовая часть Урненского поднятия.
Непосредственно на территории Урненского месторождения поиски структур-ловушек нефти и газа начаты в 1969—1970 гг. работами сейсмо- партии 20/69—70. Сейсморазведочные работы проводились в пределах Урненского куполовидного поднятия, осложняющего северную часть
Демьянского мегавала. По результатам выполненных работ выявлена и подготовлена к глубокому бурению Урненская структура.
Работами сейсмических партий
111/88 и 111/89 проведены исследования вертикальным сейсмопрофилированием (ВСП) в скважинах
19 ив пределах юго-западной части Западно-
Сибирской плиты на Урненском месторождении с целью изучения волнового поля и скоростной характеристики разреза. Получены волновые поля ВСП, на которых прослежены отражающие границы, связанные с отложениями платформенного чехла, проведена стратиграфическая привязка их к разрезу скважин. В 2004 г. в отчетах А. А. Мартюшева и ММ. Пузиковой были изложены результаты обработки данных трехкомпонентного ВСП в скважинах 13, 34 и В 2001—2005 гг. на Урненском лицензионном участке проводились сейсморазведочные работы
МОВ ОГТ 3D с целью детального изучения геологического строения Урненского месторождения по отражающим горизонтам доюрского основания юрских и меловых отложений (сп 4/01—02,
4/02—03, 4/03—04). В результате этих работ выявлены ловушки структурного, структурно- литологического и структурно-стратиграфиче- ского типов.
Урненская площадь введена в глубокое бурение в 1970 году. Поисковая скважина 11, пробуренная в 1970 г. на северном погружении структуры, при испытании интервалам дала промышленный приток нефти дебитом 34 м сут на 6 мм штуцере.
Геологическое строение, нефтегазоносность, петрофизические, промыслово-геофизические и сейсмические характеристики мезозойско-пале- озойских образований Урненского месторождения изучались многими учеными и специалистами геологоразведочных, нефтегазодобывающих предприятий и научно-исследовательских организаций.
Особенности геологического строения
Урненского месторождения. В отличие от большинства локальных структур Среднего Приобья в сводовых частях Урненского поднятия установлено отсутствие в разрезе нижне-среднеюрских и частично верхнеюрских отложений, что приближает эти структуры по геологическому строению к локальным объектам Шаимского нефтегазоносного района. Продуктивный горизонт Ю, подобно пласту П Шаимского района, развит на склонах структур в межгрядовых углублениях. Такое строение разреза определило поведение основных отражающих горизонтов. В основании мезозойского разреза повсеместно прослеживается только подошва осадочного чехла — сейсмический отражающий горизонт А. Отражающий горизонт Т, приуроченный к кровле среднеюр- ских отложений, прослежен только на крыльях
Урненского поднятия. Несколько шире, но также не повсеместно прослеживается на этих структурах основной сейсмический репер Западной Сибири — отражающий горизонт Б, приуроченный к баженовской свите верхней юры.
По кровле фундамента (отражающий горизонт А) Урненская структура представляет собой достаточно крутое, высокоамплитудное поднятие, близкое к изометрической форме, несколько вытянутой с запада на восток. В пределах замыкающей изогипсы –2 310 м размер структуры составляет 10 х 8 км за счет структурных осложнений, выступающих в восточном и западном направлениях, длина структуры увеличивается до 13 км. Амплитуда поднятия составляет около 100 м, углы наклона крыльев достигают и более градусов. Такие углы наклона в Западной Сибири встречаются нечасто, возможно, это связано со сложностью корреляции сейсмического горизонта А.
Горизонт Б на Урненской структуре развит только на крыльях, а вся присводовая часть характеризуется отсутствием верхнеюрских отложений.
В связи с таким характером распространения отражающих горизонтов структурный план по горизонту Б отличается от А только некоторым выполаживанием на крыльях и небольшим увеличением в размерах. Структура по поверхности горизонта Б, также как и по поверхности фундамента, замыкается по изогипсе –2 290 м, но размер структуры при этом несколько больше — 10 х 10 км, аза счет узкого структурного носа на востоке увеличивается дох км. Амплитуда структуры остается такой же, что и по фундаменту, то есть 90 м.
Унаследованность структурных планов наблюдается и поболее молодым отложениям.
Характеристика толщин и коллекторских свойств основного продуктивного пласта Ю Урненского месторождения. На Урненском месторождении основным продуктивным пластом является пласт Ю, выделяющийся в разрезе различными морфологическими соотношениями пес- чано-алевролитовых и глинистых пород с про- слоями плотных карбонатизированных разностей.
Эффективная толщина пласта Ю изменяется от 1.6 м (скважины 39 и 40) дом (скважина 29) и определяется в основном условиями осадконакопления, которые обусловлены положением скважины относительно целиков фундамента. Минимальные эффективные толщины (1.6 м) приурочены к местам выхода фундамента на дневную поверхность вовремя формирования пласта Ю
1
На участках залежи, непосредственно примыкающих к таким зонам, эффективные толщины также минимальны. На юге основной залежи вскрыты зоны повышенных эффективных толщин — более 30 м.
Нефтенасыщенные толщины пласта Ю также весьма существенно меняются по площади залежи, отражая изменение эффективных толщин в границах распространения залежи.
Нефтенасыщенные толщины в пределах основной залежи увеличиваются с севера на юг, достигая максимума в районе скважин 18 и 32.
Фильтрационно-емкостные параметры продуктивных пластов определялись поданным керна, ГИС и гидродинамических исследований скважин. Средняя пористость по керну равна
15.6 %. Пористость по образцам изменяется от 13.0 до 18.9 В водонасыщенной части пористость изучена на девяти образцах керна всего водной скважине. Средняя пористость водонасыщенной части оказалась несколько выше, чем в нефтенасы- щенной, и составляет 17.3 Более 72 % объема выборки коллектора имеют проницаемость более 200 мД, остальные образцы распределены равномерно в интервале ниже 100 мД.
Геологическое строение Урненского месторождения свидетельствует о существенном воздействии тектонических факторов, сопровождавшихся мощными интрузивными и эффузивными процессами, сформировавших сложную систему разломов, прослеживаемых не только в кристаллическом фундаменте, но и частично проникающих в юрский и неокомский комплексы [1]. Вследствие продолжительности воздействия отмеченных факторов, а также сопутствующих гидротермальных процессов вызванные ими изменения структуры порового пространства и коллекторских свойств вмещающих пород могут быть весьма значительными. При этом возможно существенное увеличение неоднородности коллекторов.
Кроме того, выяснилось, что выработка извлекаемых подвижных запасов нефти обусловлена влиянием глубинных факторов, вызванных тектоническими процессами, а также отсутствием мощных глинистых флюидоупоров между комплексами. Это, очевидно, способствует флюидо- динамическому взаимодействию между коллекторами юрских отложений и палеозойского фундамента. Возможно, что именно эти условия являются ключевыми факторами, которые целесообразно рассматривать в качестве благоприятных при оценке перспектив нефтегазоносности пород фундамента.
Интересно отметить, что флюидодинамиче- ская система фундамента имеет неравномерное и не повсеместное развитие. В этих условиях при решении вопросов, связанных с оценками перспектив нефтегазоносности, породы фундамента представляются в целом слабопроницаемыми. Подобное возможно и при изучении более локальных объектов, например при подсчете запасов месторождений УВ юрского комплекса или составлении проектов их разработки, за исключением относительно небольшой по толщине коры выветривания, фундамент преимущественно рассматривается в качестве флюидо- упора.
Тем не менее, как показывает практика, такой подход не всегда правомерен и может привести к существенному отклонению проектных и фактических показателей разработки ив конечном итоге к снижению эффективности разработки месторождений. Поэтому процессы активного флюидодинамического взаимодействия между юрскими палеозойским комплексами и их влияние настроение, гидрогеологические и геотем- пературные условия, коллекторские свойства и разработку месторождений, промышленное освоение которых начато относительно недавно, необходимо учитывать
55
11/2012
Ðàçðàáîòêà
— 1
— 2
— 4
— 5
— 6
— 7
— 8
— 3 1
865 817 841 25 600 500 400 300 200 100 0
49 73 97 121 145 169 193 217 241 265 289 313 337 361 385 409 433 457 481 505 529 553 577 601 625 649 673 697 721 745 769 Дебит жидо
сти, м
3
/сут
Дни
Условные обозначения:
номера скважин 1—1049; 2—1031; 3—1030; 4—1027; 5—1035; 6—1032; 7—1029; Рис. 1. Дебит нефти по скважинам Урненского месторождения
56
11/2012
Ðàçðàáîòêà
0 30 140 120 100 80 60 40 20 0
60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 660 690 720 750 780 810 840 870 Температура,
Дни
°С
— 1
— 2
— 3
— 4
— 5
— 6
— 7
— Условные обозначения:
номера скважин 1—1024; 2—1025; 3—1032; 4—1026; 5—1021; 6—1029; 7—1035; Рис. 2. Динамика температуры по скважинам Урненского месторождения
Унаследованность структурных планов наблюдается и поболее молодым отложениям.
Характеристика толщин и коллекторских свойств основного продуктивного пласта Ю Урненского месторождения. На Урненском месторождении основным продуктивным пластом является пласт Ю, выделяющийся в разрезе различными морфологическими соотношениями пес- чано-алевролитовых и глинистых пород с про- слоями плотных карбонатизированных разностей.
Эффективная толщина пласта Ю изменяется от 1.6 м (скважины 39 и 40) дом (скважина 29) и определяется в основном условиями осадконакопления, которые обусловлены положением скважины относительно целиков фундамента. Минимальные эффективные толщины (1.6 м) приурочены к местам выхода фундамента на дневную поверхность вовремя формирования пласта Ю
1
На участках залежи, непосредственно примыкающих к таким зонам, эффективные толщины также минимальны. На юге основной залежи вскрыты зоны повышенных эффективных толщин — более 30 м.
Нефтенасыщенные толщины пласта Ю также весьма существенно меняются по площади залежи, отражая изменение эффективных толщин в границах распространения залежи.
Нефтенасыщенные толщины в пределах основной залежи увеличиваются с севера на юг, достигая максимума в районе скважин 18 и 32.
Фильтрационно-емкостные параметры продуктивных пластов определялись поданным керна, ГИС и гидродинамических исследований скважин. Средняя пористость по керну равна
15.6 %. Пористость по образцам изменяется от 13.0 до 18.9 В водонасыщенной части пористость изучена на девяти образцах керна всего водной скважине. Средняя пористость водонасыщенной части оказалась несколько выше, чем в нефтенасы- щенной, и составляет 17.3 Более 72 % объема выборки коллектора имеют проницаемость более 200 мД, остальные образцы распределены равномерно в интервале ниже 100 мД.
Геологическое строение Урненского месторождения свидетельствует о существенном воздействии тектонических факторов, сопровождавшихся мощными интрузивными и эффузивными процессами, сформировавших сложную систему разломов, прослеживаемых не только в кристаллическом фундаменте, но и частично проникающих в юрский и неокомский комплексы [1]. Вследствие продолжительности воздействия отмеченных факторов, а также сопутствующих гидротермальных процессов вызванные ими изменения структуры порового пространства и коллекторских свойств вмещающих пород могут быть весьма значительными. При этом возможно существенное увеличение неоднородности коллекторов.
Кроме того, выяснилось, что выработка извлекаемых подвижных запасов нефти обусловлена влиянием глубинных факторов, вызванных тектоническими процессами, а также отсутствием мощных глинистых флюидоупоров между комплексами. Это, очевидно, способствует флюидо- динамическому взаимодействию между коллекторами юрских отложений и палеозойского фундамента. Возможно, что именно эти условия являются ключевыми факторами, которые целесообразно рассматривать в качестве благоприятных при оценке перспектив нефтегазоносности пород фундамента.
Интересно отметить, что флюидодинамиче- ская система фундамента имеет неравномерное и не повсеместное развитие. В этих условиях при решении вопросов, связанных с оценками перспектив нефтегазоносности, породы фундамента представляются в целом слабопроницаемыми. Подобное возможно и при изучении более локальных объектов, например при подсчете запасов месторождений УВ юрского комплекса или составлении проектов их разработки, за исключением относительно небольшой по толщине коры выветривания, фундамент преимущественно рассматривается в качестве флюидо- упора.
Тем не менее, как показывает практика, такой подход не всегда правомерен и может привести к существенному отклонению проектных и фактических показателей разработки ив конечном итоге к снижению эффективности разработки месторождений. Поэтому процессы активного флюидодинамического взаимодействия между юрскими палеозойским комплексами и их влияние настроение, гидрогеологические и геотем- пературные условия, коллекторские свойства и разработку месторождений, промышленное освоение которых начато относительно недавно, необходимо учитывать
55
11/2012
Ðàçðàáîòêà
— 1
— 2
— 4
— 5
— 6
— 7
— 8
— 3 1
865 817 841 25 600 500 400 300 200 100 0
49 73 97 121 145 169 193 217 241 265 289 313 337 361 385 409 433 457 481 505 529 553 577 601 625 649 673 697 721 745 769 Дебит жидо
сти, м
3
/сут
Дни
Условные обозначения:
номера скважин 1—1049; 2—1031; 3—1030; 4—1027; 5—1035; 6—1032; 7—1029; Рис. 1. Дебит нефти по скважинам Урненского месторождения
56
11/2012
Ðàçðàáîòêà
0 30 140 120 100 80 60 40 20 0
60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 390 420 450 480 510 540 570 600 660 690 720 750 780 810 840 870 Температура,
Дни
°С
— 1
— 2
— 3
— 4
— 5
— 6
— 7
— Условные обозначения:
номера скважин 1—1024; 2—1025; 3—1032; 4—1026; 5—1021; 6—1029; 7—1035; Рис. 2. Динамика температуры по скважинам Урненского месторождения
Согласно рисунку 1 возможно сделать вывод о существенном подтоке нефти из других горизонтов, что выражается пульсационным характером работы залежи.
Значительные и устойчивые колебания на десять и более градусов) температуры поступающих в скважины флюидов свидетельствуют о существенном воздействии одного или нескольких факторов, имеющих, очевидно, большое влияние не только на геотермические условия в пластах (рис. 2), но и на происходящие в них фильтрационные процессы (рис. Корреляционный анализ взаимосвязи температуры с другими данными ежедневного мониторинга работы эксплуатационных скважин забойным давлением, обводненностью продукции, дебитом скважин по нефти и суммарным дебитом жидкости) показал, что между температурой добываемого флюида и обводненностью продукции скважин прослеживается преобладание отрицательных коэффициентов корреляции. Такая же тенденция характерна и для соотношения температур и приведенных давлений. В распределениях коэффициентов корреляций температуры с дебитами по нефти и жидкости, наоборот, преобладают положительные корреляции.
Скорее всего, основная причина, обусловливающая резкие повышения в температурах добываемых флюидов, заключается в подтягивании в процессе разработки флюидов из более глубоких коллекторов кристаллического фундамента, которые залегают нам или более) ниже продуктивных отложений
Урненского месторождения. Преобладание отрицательной корреляционной связи обводненности продукции и температуры, видимо, обусловлено увеличением коэффициента извлечения нефти в условиях повышенных температур вытесняющих водно не исключено и то, что в поступающем из доюрского фундамента флюиде определенную долю составляют углеводороды [2—4].
ВЫВОДЫ
Пульсационный характер работы залежей
Урненского месторождения, скорее всего, обусловлен воздействием глубинных факторов, связанных с подтоком углеводородов из других горизонтов.
Для решения этих вопросов необходимо выполнение комплекса исследований, в том числе имеющих гидрогеохимическую, гидродинамическую и геотермическую направленность с привлечением к анализу накапливаемой промысловой информации, а также проведение дополнительных лабораторных аналитических исследований и специализированных экспериментальных работ по режимам работы нагнетательных и добывающих скважин.
Не исключено, что подток углеводородов на
Урненском месторождении возможен в результате их деформационно-метасоматиче- ского преобразования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хасанов Р. Н, Судакова В. В, Личагина Л. А. Моделирование геологических объектов Урненского месторождения нефти на основе комплексного анализа материалов сейсморазведки и бурения // Вестник недропользователя
ХМАО. 2004. № 15. С. 25—30.
2. Гладков Е. А. Теоретическая и практическая невозможность построения детальной фильтрационной модели на основе геологической модели // Бурение и нефть. 2009. № 7—8. С. 22—23.
3. Гладков Е. АО полигенной природе формирования углеводородосодержащих трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторов // Бурение и нефть. 2011. № 10. С. 16—19.
4. Гладков Е. А. Полигенное образование углеводородов в трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 11. С. 23—27.
Значительные и устойчивые колебания на десять и более градусов) температуры поступающих в скважины флюидов свидетельствуют о существенном воздействии одного или нескольких факторов, имеющих, очевидно, большое влияние не только на геотермические условия в пластах (рис. 2), но и на происходящие в них фильтрационные процессы (рис. Корреляционный анализ взаимосвязи температуры с другими данными ежедневного мониторинга работы эксплуатационных скважин забойным давлением, обводненностью продукции, дебитом скважин по нефти и суммарным дебитом жидкости) показал, что между температурой добываемого флюида и обводненностью продукции скважин прослеживается преобладание отрицательных коэффициентов корреляции. Такая же тенденция характерна и для соотношения температур и приведенных давлений. В распределениях коэффициентов корреляций температуры с дебитами по нефти и жидкости, наоборот, преобладают положительные корреляции.
Скорее всего, основная причина, обусловливающая резкие повышения в температурах добываемых флюидов, заключается в подтягивании в процессе разработки флюидов из более глубоких коллекторов кристаллического фундамента, которые залегают нам или более) ниже продуктивных отложений
Урненского месторождения. Преобладание отрицательной корреляционной связи обводненности продукции и температуры, видимо, обусловлено увеличением коэффициента извлечения нефти в условиях повышенных температур вытесняющих водно не исключено и то, что в поступающем из доюрского фундамента флюиде определенную долю составляют углеводороды [2—4].
ВЫВОДЫ
Пульсационный характер работы залежей
Урненского месторождения, скорее всего, обусловлен воздействием глубинных факторов, связанных с подтоком углеводородов из других горизонтов.
Для решения этих вопросов необходимо выполнение комплекса исследований, в том числе имеющих гидрогеохимическую, гидродинамическую и геотермическую направленность с привлечением к анализу накапливаемой промысловой информации, а также проведение дополнительных лабораторных аналитических исследований и специализированных экспериментальных работ по режимам работы нагнетательных и добывающих скважин.
Не исключено, что подток углеводородов на
Урненском месторождении возможен в результате их деформационно-метасоматиче- ского преобразования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хасанов Р. Н, Судакова В. В, Личагина Л. А. Моделирование геологических объектов Урненского месторождения нефти на основе комплексного анализа материалов сейсморазведки и бурения // Вестник недропользователя
ХМАО. 2004. № 15. С. 25—30.
2. Гладков Е. А. Теоретическая и практическая невозможность построения детальной фильтрационной модели на основе геологической модели // Бурение и нефть. 2009. № 7—8. С. 22—23.
3. Гладков Е. АО полигенной природе формирования углеводородосодержащих трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторов // Бурение и нефть. 2011. № 10. С. 16—19.
4. Гладков Е. А. Полигенное образование углеводородов в трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 11. С. 23—27.