Карт эффективных толщин, пористости, начальной нефтенасыщенности по пропласткам

Следует отметить, что данная методика может быть реализована только при наличии информационной базы данных по координатам сква­жин, данным интерпретации ГИС по проницаемым интервалам и оцифрованных каротажных кривых.

Построение структурной карты по подошве пласта осуществляется с использованием данных двух карт: стратиграфической кровли и общей толщины пласта, как карты разности. Такое условие следует из того обстоятельства, что структурные поверхности по кровле и подошве пласта, имеющего клиноформенное строение, не являются эквидистантными, т.е. не залегают на одинаковом расстоянии от кровли.

Приведенная методика позволяет установить клиноформенное строе­ние продуктивных отложений, которое в отличие от горизонтально-чистой модели строения характеризуется существенными отличиями геологического строения в пределах отдельных участков залежи.

Исходя из карт расчлененности и коэффициентов песчанистости и вертикальных слайсов 3D блок-модели, построенных в крест и вдоль простирания структуры, можно проследить все основные элементы клиноформенного строения пласта БС10 Западно-Сургутского месторождения (рисунок 30 а, б). С востока на запад происходит увеличение толщины отложений от 4 до 30 м. Это четко фиксируется и по карте общих толщин (см. рисунок 25). Пропласток, залегающий в верхней части, имеет площадное распространение. В условиях залегания других пропластков имеет место следующая закономерность: чем на большем расстоянии от поверхности выравнивания (кровля пласта БС10) находятся пропластки, тем меньшую площадь распространения они имеют. Строение участка клиноформы в пределах пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения таково, что она состоит из серии песчанных тел, разделенных глинистыми перемычками. Разрез самого верхнего пропластка представляет выдержанный по простиранию однородный высокопроницаемый коллектор.

Сложную структуру пласта БС10 рассматриваемого месторождения подтверждают карты литолого-фациальной зональности, построенные с учетом эффективной толщины, коэффициентов песчанистости и расчлененности. В таблице 2 приведены значения основных геологических параметров по зонам (зона 1 соответствует палеоруслу). Значение ключа, равное 1, показывает существенные параметры, по которым опре­делялась зональность.

Таблица 2 Геологическая зональность пласта БС₁₀ Западно-Сургутского месторождения

Параметры	Ключ	Зона 1	Зона 2	Зона 3	Зона 4
Площадь, д.е.		0,28	0,25	0,35	0,12
Пористость, д.е.		0,23	0,22	0,22	0,21
Толщина, м		41,9	22,7	12,6	3,6
Эффект. толщина, м		20,1	7,4	7,4	2,8
Ритмы с перемычками > 0,4м		10,8	4,3	3,6	1,2
Ритмы с перемычками > 1,2м		5,8	3,3	2,4	1,1
Песчанистость, д.е.		0,50	0,41	0,57	0,78
Толщина интервала, м		1,9	2,1	2,1	2,1
Проницаемость, мД

Клиноформенное строение объектов разработки могут приводить к ситуации, когда пропластки, вскрываемые в добывающих скважинах, из-за особенностей геологического строения могут быть не связаны с нагне­тательными скважинами. Если этот пропласток в разрезе является основ­ным, то такие скважины могут характеризоваться невысокими значениями пластовых давлений и дают безводную или низкообводненную продук­цию. Участок же, дренируемый этой скважиной, фактически вырабатыва­ется при режиме истощения. Вовлечение в активную разработку таких участков может быть достигнуто при достреле пласта в погруженных ин­тервалах, залегающих ниже ВНК, а также восстановлением гидродинами­ческой взаимосвязи пропластков путем проведения мероприятий по гидро­разрыву пластов.

В отношении разработки пласта такого типа нужно указать, что про­изводительность, отборы и гидропроводность участков пласта, вскрытых такими скважинами, не соответствуют потенциально возможным, установ­ленным по геофизическим данным.

3.3.3 Характер газо- и водонефгяных контактов

Анализ трендов, карт поверхностей ГНК, ВНК, профилей по разным залежам месторождений нефти Сургутского свода показывает, что поверх­ности контактов характеризуются определенными закономерностями. В таблице 3 приведены параметры трендов ВНК некоторых месторождений нефти Сургутского свода.

Таблица 3 Параметры трендов ВНК месторождений нефти Сургутского свода

Месторождение, площадь	Пласт	Градиент тренда ВНК по оси Х, м/км	Градиент тренда ВНК по оси Y, м/км	Среднее значение тренда ВНК, м	Модуль градиента тренда ВНК, м/км
Западно-Сургутское	БС10	-0,48	-92	-2281,1	1,04
Яун-Лорское	АС8 АС9 БС10	-0,99 0,04 0,63	0,88 0,97 1,93	-1899,0 -1901,8 -2304,2	1,33 0,97 2,03
Федоровское, Федоровская	БС10	-0,42	0,76	-2246,7	0,87
Продолжение таблицы 3
Федоровское, Моховая-0,771,69	БС10	-0,51	0,14	-2246,4	0,53
Федоров1,23ская, Восточно-0,20Моховая-Сев0,87ер	БС10	-0,77	1,69	-2247,3	1,86
Федоровское, в целом	АС9	-0,11	1,23	-1862,1	1,23
Лянторское	АС9 - АС11	0,03	0,20	-2047,8	0,20
Вачимское	АС9	-1,80	0,87	-1961,6	2,02
Быстринское	Б1	-0,15	1,16	-2045,0	1,17
Солкинское	АС8 БС1	-0,76 -0,55	1,65 0,64	-1911,8 -2060,0	1,81 0,84

Сопоставление значений градиента тренда ВНК по оси Y (направление запад-восток) показывает, что для всех приведенных объектов абсолютные отметки ВНК имеют тенденцию к увеличению в этом направлении с градиентом от 0,14 м/км (пласт БС₁₀ Моховой площади Федоровского месторождения) до 1,93 м/км (пласт БС₁₀ Яун-Лорского месторождения). Сопоставление значений градиента тренда ВНК по оси X (направление юг-север) показывает, что для всех приведенных объектов абсолютные отмет­ки ВНК имеют тенденцию к уменьшению в этом направлении с градиен­том от -0,11 м/км (пласт АС₉ Федоровского месторождения) до -1,80 м/км (пласт АС₉ Вачимского месторождения). Исключением здесь являются пласт AС₉ Яун-Лорского и Лянторского месторождений (градиент близок к нулю) и пласт БС₁₀ Яун-Лорского месторождения (имеется тенденция к увеличению).

Таким образом, для большинства рассмотренных объектов абсолют­ные отметки ВНК имеют тенденцию к увеличению в юго-восточном на­правлении с градиентом от 0,53 м/км (пласт БС₁₀ Моховой площади Фе­доровского месторождения) до 2,02 м/км (пласт АС₉ Вачимского месторо­ждения). На ряде объектов абсолютные отметки ВНК возрастают в восточ­ном направлении и только на одном - в северо-восточном (пласт БС₁₀ Яун-Лорского месторождения). Аналогичные закономерности можно выявить и при анализе трендов ГНК. Для примера приведем карту поверхности ВНК, согласованную с трендом ВНК для пласта АС₈ Яун-Лорского месторожде­ния (рисунок 31). На рисунок 32 показана начальная насыщенность в разрезе объекта AС₉ –АС₁₁ Лянторского месторождения с трендами ВНК и ГНК. Общая толщина нефтенасыщенной части объекта AС₉ –АС₁₁ не превышает 15 м, а общая толщина объекта более 70м.