Добрый день, коллеги!
На месторождениии начинается экусплуатационное бурение, и вновь пробуренные скважины внесли ряд новых неопределенностей... Например в нескольких скважинах провели МДТ, где хорошо идентифицируется чередование нефти и газа, что противоречит существуещей концепции. Была выдвинута гипотеза о существовании локальных газовых шапок, с незначительным количеством газа в них, которые возможно и не сильно бы сказались на разработке..
Существующая на сегодняшний день концепция предусматривает несколько интервалов коллекторов, с отсутствием выдержанных глинистых перемычек. Сам коллектор преимущественно континентального генезиса, переход от речной к дельтовой обстановке..
Подскажите кто-нибудь сталкивался с такой ситуацией? Если есть у кого то какие то мысли или работы связанные с формированием многоконтактных залежей, миграции газа в таких системах и т.д. поделитесь.. Возможно кому нибудь известны месторождения с аналогичной проблематикой?
Спасибо!
на нигерийских месторождениях такое часто встречается. А отсутствие глинистых пропластков чем подтверждается? что PVT анализ флюидов показывает?
Спасибо за ответ!
Хорошее прделожение проанализировать PVT. Источник ув один и это факт. Глубинные пробы схожи по компонентному составу, да и по остальным параметрам.. Поэтому сделать вывод об изолированных пропластках, на основе PVT данных не представляется возможным.
Отсутствие выдержанных глинистых перемычек, подтверждается интерпретацией ГИС.. Кроме того в большинстве скважин месторождения, такая чехарда с насыщением не наблюдается и соответственно ранее вопроса о разделении интервалов не было.
Не соглашусь с тем, что такого раньше не наблюдали - в скв 123, 127 получен газ в нижней нефтенасыщенной части, в скв 121 - вода в нефтненасыщенной части. Это помимо новых пилотов. Кроме того множество свидетельств по данным ГИС чередования газа-нефти-воды. Но по старой традиции всё необъяснимое списывали на погрешности и качество измерения. И всё что выше самого нижнего газа принимали как газ.
Существует несколько гипотез:
1. газ разгазирования при опробовании - давление насыщения равно пластовому и даже при незначительной депрессии, а при МДТ она всё же значительная, происходит разгазирование. Тут следует ещё раз обратить внимание на PVT модель. возможны ли при принятом низком газосодержании столь высокие газовые факторы.
2. биодеградация нефти - т.е. изначально залежь была нефтяная, но под действием бактерий часть нефти разрушается в выделением метана. по литературным источникам можно судить, что процесс это достаточно быстрый (не геологическое время) и метан ещё не сформировал газовую шапку. В пользу этой версии говорит отсутствие н-алканов в нефти (сама нефти вязкая) и значительное различие по составу с нижележащими нефтями, хотя нефтематеринские породы у них единые. Эта версия наиболее вероятная. Аналоги - Русское, Ван-Еганское. На Русском также есть пример чередования нефть-газ по МДТ.
3. последовательное заполнение - газ мигрировал позже по обширной системе разломов и ввиду сложности строения оказался заперт в линзах тупиковых в верхней части. в пользу этой версии говорят карты RMS амплитуд в интервале пласта, в сводовой части залежи не наблюдается высоких значений RMS, высокие значения тяготеют к системе разломов (списывают опять на качество сейсмики)
4. неотектонические движения привели к переформированию залежи, которое ещё не завершилось
5. пласт ПК1-3 это все же не единый объект, как его себе представляют геологи подсчета запасов, он имеет циклическое строение, выделяется 3-5 циклитов, каждый из которых может иметь соотвественно ГНК и ВНК. То, что вы говорите про отсутствие глинистых перемычек не совсем верно - между циклитом А и В она явная, но в результате небрежной корреляции когда граница "залазит" в коллектор и циклиты получают окна слияния. Между остальными циклитами границ нет, но есть понимание отсуствие прослеживаемости тел, что говорит в пользу лизовидного строения. каждая такая крупная линза тоже может иметь сви контактыю
Прошу прощения если влез в беседу и погубил весь полет мысли. Но мне тоже интересны подобные случаи, где ещё такое встречается. Исходя из гипотезы N2 стоит поискать среди месторождений на глубинах ~800 м с температурами ~20 град (при высоких бактерии гибнут).
Также интересно какие шаги стоит предусмотреть по подтверждению той или иной из гипотезы, например найти результаты изотопного состав нефти и газа (если нет выполнить анализ) на предмет схожести и отмести или принять гипотезу N3.
в Нигерии как раз таки вариант 3 мне кажется. Очень много разломов и локальных линз.
Собственно, я лично не совсем понял, а в чем проблема-то?
Сформулируйте, пожалуйста, свой вопрос более конкретно.
В данный момент сталкиваюсь. Месторождение с терригенным коллектором. Этаж нефтеносности составляет 2 км, который содержит 40 продуктивных пластов с линзовидным строением.
В моем случае на характер насыщения влияют три механизма: 1) разломы, 2) линзовидное строение, 3) капиллярные силы, обуславливающие характер притока в переходной зоне.
В Восточной Европе таких примеров достаточно много.
tikiero, там это всё в пределах одного подчетного объекта ПК1-3 ~80 м, "газ-нефть" до трех раз.
А как на Русском объясняли такую ситуацию с МДТ? И какова статистика таких скважин?
судя по одному ГНК в каждом блоке - пока никак. деталей не знаю. одно или два таких исследования.
А за сколько времени образуется газовая шапка?) По мне с плотностью газа и его подвижностью даже в тяжелых нефтях процесс должен очень быстро идти. Тут может быть другой момент - где-то читал, что на контакте газа и тяжелой нефти может битум образовываться.
А где-нибудь в литературе кто-нибудь видел примеры чередования в разрезе тяжелой нефти и газа-метана от биодеградации? У меня схожая проблема видимо.
Чередования газа и нефти в пределах одного пласта не видел, но ситуация типа "вода-битум-вода" либо "вода-битум-промытая зона-газ" не редкость в песках Атабаски.