Довелось моделировать небольшой сектор (скважин триста) на северо-западе Самотлорского местрождения. Пласты АВ1(1-2) (рябчик) и нижезалегающий АВ1(3).
Рябчик - морские отложения, не очень хорошие коллектроские свойства, дебиты не больше 50 по жидкости.
Континентальные отложения пласта АВ1(3) получше качеством и залегают через глинистую перемычку 6-7 м, в пределах площади выдержанную, но в региональном плане имеющую "окна".
Соотвественно, принятый внк общий. В пределах всего самотлора он может и местами общий, но в северно-западном районе он совсем другой характер имеет.
Есть разведка, в которой четко подсечен по испытаниям внк в АВ1(3) - получен безводный приок нефти. В этой же скважине при испытании выше в рябчике получена нефть с водой около 70 %. По всем остальным скважинам также не получено ни одного безводно притока. Эксплутационные сразу начинают работать с водой.
Сам рябчик предаставляет собой два связанных между собой пропластка: по гис верхний насыщен нефтью кн-0,4..0,6. В нижнем же петрофизики выдают кн - 0,28..0,32, при остаточной нефти 0,25. Вода короче.
Самое интересное, что по площади есть зоны в которых этот пропалсток залегает гипсометрически выше, чем верхний более-менее нормального насыщения. Т.е. получается этот водонасыщенный пропласток подстилает нефть. Всё это выше принятого внк.
В региональном плане если пойти дальше на север, то ситуация ещё хуже и начинает обводнятся и верхняя зона. Сам не видел, но говорят, что похожая ситауция и ещё севернее на малочерногорке. К центру, югу и востоку самотлора ситуация исправляется и этой воды незамечено.
Чтоб получить адекватную модель нужно разобраться в причинах. Почему образовалась эта надонасыщенная зона и почему она так странно расположена.
Пока возникла только одна идея: ЗС, как известно, прогибается, соотвественно растет давление и "лишняя" вода от центра движется к краевым зонам, где в горных массивах выливается источниками. Вот этот гидродинамиеский напор и заставляет западную часть залежи гиганта (сам самотлор находится на востоке ЗС) обводнятся. Но почему не по всем пластам и даже не по всем проласткам.
Жду ваших мнений и наводок на соотвествующую литературу)
Первое предположение - это связано с направлением миграции нефти и последовательности заполнения ловушки.
Как меняется глубина пласта в критическом направлении?
Зона краевая. Залежь в пределах структуры (не соврать бы) второго порядка. Далее пласт погружается. И там только "мелкие" месторождения в своих куполках.
внк во всей залежи из 5 пластов типа общий -1685, ну плюс альтитуда 60 м
Всё действие над контактом метрах от 0 до 40.
Почему же по остальным пластам нет такой картины? Мозг начинает рисовать переходные зоны разные по высоте в каждом пропластке обусловленные разными капилярными силами и разными ОФП.
Есть может у кого информация по формированию залежей вообще и самотлора в частности? а какое время шло заполнение ловушки? неоген?
чтобы точно ответить на это этот вопрос, надо разбираться в местной геологии.
можешь какой-нибудь геол.разрез выложить?
мне это сложно
пласты АВ какого возраста?
По поводу времени миграции - для запада Томской области время начала миграции оценивается в 20 млн лет, т.е. ранний неоген. В центре бассейна могла начаться и раньше.
В связи с этим сразу появляется вопрос, были ли структурные перестройки зоны с недонасыщенным коллектором в это время?
Если есть возможность, то можно попробовать посмотреть, как менялась палеоглубина, палеоморфология пласта и положение ВНК при выравнивании на отдельные стратиграфические уровни (кровли покурской, березовской, ганькинской, талицкой, люлинворской свит). Если собрать такой набор разрезов + современное положение, то можно оценить, когда примерно заполнилась ловушка и какие структурные перестройки после этого происходили.
На Александровском своде на одном месторождениии мы не могли объяснить скачки ВНК и делали такой анализ. Получилось, что ловушка заполнилась в талицкое (палеоценовое) время, после произошла структурно-тектоническая перестройка.
Писал в рябчике ЯМР (халлибуртон, прибор старый "С") по 3-м разрезам вариации в объемах кап связанной воды существенные. при этом остальные методы стандартного комплекса эффект не видят. частичное обводнение м.б. связано с частичным капиллярным экранированием.
Плюс вышележащие пласты (если треба - вспомню маркировку) разрабатывались давно, и без поддержки давления.
ИМХО рябчик -один из кошмаров для петрофизики...
Uknown, с разрезом пока никак, может чуть позже. Возраст АВ1(1-2) - апт. Геология стандартная для неокома ЗС, с поправкой на вартовский район.
Найти бы работу по определению возраста нефтей самотлора.
Ronald, палеоструткурный анализ искал, так и не нашел ни в геоотчетах ни в отчетах сейсмопартий. Можно поискать ещё в региональных работах. Самому пока нереально сделать)
пока варианты такие
1. расформирование части залежи вследствие раскрытия структуры в недалеком прошлом. хотя по-моему после неогена уже ничего не двигалось.
2. недонасыщенность вследствие гидродинамического подпора с северо-западной стороны. разность кн'ов в разных пропластках объясняется разными фэсами.
3. часть залежи капилярно-экранированна
Геология нефти и газа Западной Сибири. //А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. - М.: Недра, 1975. Там есть про нефти Самотлора.
У меня только ксерокопия этой книги. Если нет возможности достать книгу, то десяток страниц могу отсканить.
Я думаю отсканить основные страницы и выложить здесь было бы неплохо, однако, я не думаю, что 1975 г. геохимия имела аппаратные средства для достоверного установления возраста нефтей
Насчёт десятка страниц погорячился, получилось немного больше
2 и 3 страницы в файле - из главы VII. Нефтяные и газовые месторождения и их типы -
только про Самотлор
Глава VIII. Физико-химические свойства нефтей, конденсатов и газов
и Глава IX. История формирования нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей
целиком
Пасс к архиву: heriot-watt
Ronald, спасибо) дома скачаю
Осенью прошлого года на конференции пользователей Roxar был доклад "Особенности геологического моделирования Самотлорского месторождения с использованием программного комплекса IRAP RMS компании ROXAR". Авторы Терентьев А.В., Алимчанова Л.Х. ООО "ТННЦ".
Доклад был стендовый, поэтому тезисов на диске не оказалось. Но насколько я помню там как раз была модель пластов группы АВ. И, похоже, на весь Самотлор, потому что меня удивил размер модели - около 250 млн. ячеек 75х75 м.
Если есть возможность, можно у них попробовать узнать, что они думают по данному поводу, - они должны были столкнуться с этой проблемой...
Ronald, в этой модели принято насыщение, сделанное одной известной огранизацией, всё что выше контакта натянуто на граничное Кн... Т.е. ни про какую воду в подошве как бы и неизвестно.