Интенсификация выработки запасов нефти из наклонно-направленных неоднородных пластов регулированием размещения скважин и точек заводнения

Тайчинов, Марат Наилевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Интенсификация выработки запасов нефти из наклонно-направленных неоднородных пластов регулированием размещения скважин и точек заводнения
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация выработки запасов нефти из наклонно-направленных неоднородных пластов регулированием размещения скважин и точек заводнения"

УДК 622.276.76

На правах рукописи

ТАИЧИНОВ МАРАТ НАИЛЕВИЧ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ РЕГУЛИРОВАНИЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН И ТОЧЕК ЗАВОДНЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

7 НОЯ 2Ш

005537046

Уфа 2013

005537046

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР).

Научный руководитель — Антонов Максим Сергеевич,

кандидат технических наук

Официальные оппоненты: - Нугаев Раис Янфурович,

доктор технических наук, профессор, ГУЛ «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти»

— Вафин Риф Вакнлович,

доктор технических наук,

ЗАО «Алойл», генеральный директор

Ведущая организация — Татарский научно-исследовательский

и проектный институт нефтяной промышленности (ТатНИПИнефть) Открытого акционерного общества «Татнефть» имени В.Д. Шашина

Защита состоится 28 ноября 2013 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 28 октября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор --Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Современное состояние ресурсной базы углеводородов, характеризующееся в основном истощением запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и переходом их в категорию трудноизвлекаемых, из года в год ухудшается. Значительная часть запасов, находящихся в разработке, сосредоточена в коллекторах с высокой неоднородностью по фильтрационно-емкостным свойствам и в залежах со сложным геологическим строением. Наиболее характерным признаком является различие структурных поверхностей пластов (локальные перегибы, впадины, возвышенности) с наличием общего локального наклона (клиноформы). В этих условиях влияние на вытеснение нефти сил гравитации, свойств нефти (плотности, вязкости), петрофизических характеристик пласта (проницаемостной неоднородности), расположения скважин и интенсивности заводнения изучено недостаточно полно, в частности влияние указанных параметров на нефтеотдачу пласта в зависимости от угла наклона пласта. Имеющиеся в опубликованной литературе сведения о размещении скважин и точек нагнетания в наклонном пласте «сверху-вниз» и «снизу-вверх» не дают полного ответа на многовариантность рассматриваемой задачи, в частности, какая из них наиболее эффективна с учетом изменения проницаемостной неоднородности коллектора, угла наклона, петрофизических характеристик, свойств фильтруемых флюидов и режимов вытеснения нефти водой. При этом весьма существенную роль здесь играет влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН) гравитационных эффектов в зависимости от угла наклона пласта.

Цель работы — изучение, выбор оптимальных вариантов размещения скважин на наклонном пласте, точек заводнения и технологий повышения КИН объекта.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Изучение конфигураций залежей по корреляционным разрезам и структурным поверхностям;

2. Определение пределов изменения угла наклона в пределах межскважинных расстояний и выбор шага изменения угла наклона;

3. Выбор и обоснование численной модели для исследования гидродинамических характеристик наклонного пласта;

4. Изучение и исследование изменения технологических показателей выработки запасов нефти из наклонного пласта;

5. Разработка рекомендаций по повышению КИН из наклонного пласта.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов изучения и анализа геологического строения

залежей на основе оценки результатов геолого-промысловых исследований, применения современных методов обработки статистической информации, математического моделирования фильтрации жидкостей в неоднородных по проницаемости коллекторах с учетом сил гравитации и обобщения результатов исследований автора с промысловыми данными.

Научная новизна результатов работы:

1. Усовершенствованы и созданы научно-методические основы исследования изменения технологических показателей выработки запасов нефти из неоднородного наклонного пласта, в частности, установлен нелинейный характер изменения фильтрационных параметров и технологических показателей вытеснения нефти водой при размещении точек нагнетания в вариантах «сверху-вниз» и «снизу-вверх»;

2. Получены новые результаты влияния неоднородности пласта, вязкости, плотности флюидов и сил гравитации на темпы выработки запасов по схемам заводнения «сверху-вниз» и «снизу-вверх» и обоснован выбор приоритетной схемы для каждого случая по критерию, включающему конечный КИН, сроки разработки, безводный период, объемы попутно добытой и закачанной воды;

3. Исследовано влияние чередования высокопроницаемых пропластков с низкопроницаемыми при различной степени расчлененности наклонного коллектора и установлено, что если высокопроницаемый пропласток находится в нижней части пласта, то происходит вытягивание фронта вытеснения, что приводит к опережающему прорыву воды, меньшему безводному периоду, сокращению сроков разработки, а КИН уменьшается;

4. Сопоставление результатов численных исследований в варианте выборочной оценки с фактическими данными показателей разработки по Южно-Тарасовскому, Ново-Покурскому и Самотлорскому месторождениям показало достоверность и сходимость в пределах с погрешностью 4.7 %.

На защиту выносятся:

1. Методика изучения нелинейности характера изменения фильтрационных характеристик и технологических показателей вытеснения нефти водой при размещении точек нагнетания «сверху-вниз» и «снизу-вверх»;

2. Методика определения влияния неоднородности пласта, вязкости, плотности флюидов и сил гравитации в наклонном пласте на технологические показатели выработки запасов нефти и КИН;

3. Методика оценки влияния расположения высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков пласта на технологические показатели выработки наклонного пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. По результатам диссертационной работы разработан Руководящий документ «Размещение скважин и точек нагнетания воды с наклонными пластами».

2. От внедрения рекомендаций автора на Южно-Тарасовском месторождении добыто дополнительно 1810 т нефти с экономическим эффектом в 2.8 млн руб.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах ООО «НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на Ученых советах ГУЛ «ИПТЭР» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2013» (г. Уфа, 2013 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе в 4 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, разработка рекомендаций по промысловому внедрению, анализ результатов опытно-промышленных испытаний.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 52 наименования, и 3 приложений. Работа изложена на 205 страницах машинописного текста, содержит 125 рисунков, 13 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за консультации и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе приведен обзор существующих методов разработки нефтяных залежей наклонного, косослоистого и клиноформного строения с учетом гравитационного эффекта. Даны общие понятия о

разновидностях геологического строения пластов-коллекторов нефти и газа и представлены формы их залегания.

Разнообразие условий седиментации горных пород предопределило наличие определенных особенностей в геологическом строении нефтяных и газовых резервуаров, разрабатываемых в настоящее время. При этом представленные материалы показывают, что параллельность напластования может иметь значительный наклон к горизонтальной плоскости, вызванный различными процессами, происходящими в недрах Земли.

Для подобных пластов существует специальный термин «косая слоистость» - параметр, который необходимо учитывать при разработке нефтяных месторождений. Отметим, что среди устоявшихся мнений о природе традиционных залежей нефти, представляющих собой те или иные проявления ловушек нефти и газа, в региональном масштабе были выдвинуты представления о клиноформном строении неокома ЗападноСибирской плиты, которые со временем получили всеобщее признание. Авторы установили закономерный седиментационный наклон песчаных пластов неокома, их последовательную региональную глинизацию (с востока на запад и от древних к более молодым), сопровождающуюся переходом в косонаслоенные отложения, песчано-алевролитовые разности которых известны под названием ачимовской пачки. В настоящее время многими исследователями эти пласты обозначаются как пласты клиноформного строения.

Например, одна из форм залегания пород в виде клиноформ, которые являются совокупностью горных пород, входящих в систему местных стратиграфических подразделений, отличается от выше- и нижележащих отложений наклоном латеральных границ, наличием на них скрытых поверхностей перерыва седиментации. Внутри каждой клиноформы выделяются песчаные пласты, пачки алевролитов и глин. В кровле обычно залегает пачка тонкоотмученных глин с наклоном пропластков чаще всего от 2° до 20°.

Описаны влияние гравитационного режима на формирование залежей углеводородов и условия его применения при разработке залежей нефти. При этом отмечены различные варианты особенностей разработки залежей нефти, характеризующихся наклонным, косослоистым и клиноформным строением.

В результате подробного анализа состояния изученности проблемы освоения запасов нефти залежей наклонного, косослоистого и клиноформного строения сделаны следующие важные выводы.

1) Разнообразие условий седиментации горных пород предопределило наличие определенных особенностей в геологическом строении нефтяных и газовых резервуаров, разрабатываемых в настоящее время. При этом представленные материалы показывают, что параллельность напластования может иметь значительный наклон к горизонтальной плоскости, вызванный различными процессами,

происходящими в недрах Земли. В связи с этим в отдельную категорию были выделены залежи нефти клино формного, косослоистого и наклонного характера.

2) Гравитационный эффект играет существенную роль в процессах формирования залежей углеводородов, обеспечивая миграцию запасов и их скопление в природных ловушках. По мнению различных авторов, вторичная миграция нефти на объектах разработки с интенсивной системой заводнения может произойти за относительно короткий период времени.

3) Если вопросам влияния гравитационных сил на формирование скоплений углеводородов посвящено множество научных трудов, то вопросам их влияния на эффективность разработки залежей нефти посвящены единичные публикации, в основном повествующие о незначительной роли гравитационного режима выработки запасов нефти. При этом не затрагивается тема влияния гравитационных эффектов в случае применения системы активного заводнения на объектах наклонного, косослостых и клиноформного типов.

В соответствии с описанной проблемой цель настоящей диссертационной работы сформулирована следующим образом -интенсификация выработки запасов нефти из наклонно-направленных неоднородных пластов регулированием размещения скважин и точек заводнения.

Во второй главе исследовано геологическое строение залежей нефти с наклонным характером залегания пластов, в частности на примере механизма проявления гравитационных сил в нефтяном пласте, который, в представлении автора, приведен на рисунке 1.

Показаны конкретные виды образования сложных геологических структур на примере пластов БП7', БП72 и БП8' Южно-Тарасовского месторождения (рисунок 2).

Так, проведенный геологический анализ пласта БВю Самотлорского месторождения выявил внутри самого пласта локальные клиноформы или косослоистые песчаные тела, что объяснило литологическую экранированность пласта по латерали.

Наиболее часто встречаемая геометрия клиноформ, определенная по сейсмологическим исследованиям, - это постоянный наклон на запад с выклиниванием вниз по падению пластов и усечению вверх по их восстанию, что имеет место и на данном месторождении. По данным ГИС, наклонные песчаные тела, развитые на рассматриваемом участке, разделены зоной глинизации. Сам пласт состоит из локальных песчаных тел, не имеющих гидродинамической связи между собой, что вполне объясняет наличие водонасыгценных коллекторов (по ГИС) выше принятого водонефтяного контакта (ВНК), так как при таком геологическом строении ВНК по залежи вполне может иметь ступенчатый характер, отдельно для каждой клиноформы (рисунок 3).

а) при движении закачиваемой воды вниз по напластованию;

б) при движении закачиваемой воды вверх по напластованию

Рисунок 1 - Механизм проявления гравитационных сил в нефтяном пласте в динамических условиях

¿ил 5

544ЭИ4

шаг -г

5452 54 (Л

-2440 -2435 -2430 -2425

-2420

-2415 -2410

Рисунок 2 — Структурная карта кровли пласта БП7 Южно-Тарасовского месторождения

Анализ геологического строения трех различных объектов Западной Сибири показал, что каждый из них характеризуется в той или иной степени наклонным характером залегания пласта, причем степень выраженности этого состояния может различаться довольно существенно. Так, применительно к пласту БС|02"3 Тевлинско-Русскинского месторождения и пласту БВщ1"2 Самотлорского месторождения клиноформное строение имеет ярко выраженную склоновую часть клиноформы (ортоформы). Пласт БВю Западно-Усть-Балыкского месторождения, в свою очередь, является основанием склона региональной клиноформы и представляет собой пласт косослоистой либо волнистой текстуры. А объекты Южно-Тарасовского и Барсуковского месторождений характеризуются локальными перегибами, на которых гравитационные силы потенциально могут оказывать влияние на эффективность нефтеизвлечения путем размещения нагнетательных скважин в более высокой или низкой части пласта по отношению к соседним добывающим скважинам.

Рисунок 3 - Пример корреляции пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения с юго-востока на северо-запад (по субмеридиональному простиранию)

В третьей главе приведены результаты исследований влияния естественного угла наклона продуктивного горизонта на показатели выработки запасов нефти.

Для предварительных исследований принята следующая модель, представленная на рисунке 4.

Рисунок 4 - Элемент гидродинамической модели с расположением скважин

Расчетная схема вариантов построена следующим образом:

1) на основе фактического промыслового материала определяются пределы изменения угла наклона пласта в пределах межскважинного расстояния;

2) по данным реальных скважин проводится построение карт проницаемости, послойной и зональной неоднородностей, расчлененности и песчанистости объекта с целью ввода аналогичных фильтрационно-емкостных параметров в модель;

3) задается шаг изменения угла наклона пласта в гидродинамической модели;

4) производится расчет процессов вытеснения для случаев продвижения закачиваемой воды как вверх по направлению, так и вниз при различных режимах работы добывающей и нагнетательной скважин.

В результате серии расчетов определено влияние угла наклона пласта на коэффициент извлечения нефти по участку при различной расстановке добывающих и нагнетательных скважин и различных режимах их работы. Для численных исследований принята геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов Западной Сибири.

В качестве инструмента исследований использовался пакет гидродинамического моделирования «Tempest-More» версии 7.0

(производитель «Яохаг»), который позволил рассчитывать характер фильтрации в пласте при наличии трех фаз: нефти, воды и газа - при различных начальных условиях, а результаты - воспроизвести с визуальными эффектами (продвижение фронта закачиваемой воды, прорыв воды, появление свободного газа и т.д.).

Изучены фильтрационные характеристики и показатели разработки условно однородного пласта при вязкости пластовой нефти 0.85 мПа-с и плотности 710 кг/м3 с проницаемостью 37.5 мД.

Вариации угла наклона пласта следующие: 2°, 4°, 8°, 12°, 16°, 20°. Видно, что при реализации различных схем заводнения наблюдаются значительные изменения всех параметров при увеличении угла наклона пласта (рисунок 5). Так, при увеличении разницы отметок между точками нагнетания и добычи возникает дополнительный градиент давления, обусловленный перепадом абсолютных отметок, что напрямую влияет на дебит добывающей скважины по жидкости и приемистость нагнетательной скважины. Наличие этого градиента давления способствует увеличению дебита по жидкости добывающей скважины при ее расположении в нижней части пласта. При размещении добывающей скважины в верхней части пласта этот дополнительный градиент давления оказывает дополнительное сопротивление градиенту давления, созданному нагнетательной скважиной, что проявляется в динамике ее приемистости при движении фронта закачиваемой воды «снизу-вверх». С увеличением угла наклона пласта описанные явления только усиливаются. Более высокий дебит по жидкости по схеме вытеснения запасов «сверху-вниз» обеспечивает в начальный период разработки и более высокий дебит нефти, однако при этом происходит опережающий прорыв воды по нижним пропласткам, что влечет за собой значительное падение дебита по нефти на более поздних сроках разработки. В долгосрочной перспективе конечный коэффициент нефтеотдачи выше при схеме заводнения «снизу-вверх» при более длительном периоде разработки.

Схема заводнения «сверху-вниз», сопровождаемая опережающим прорывом воды к забою добывающей скважины, приводит к увеличению объемов попутно добываемой воды в продукции скважины, причем с увеличением угла наклона пласта этот параметр возрастает.

Достигаемый КИН на конец разработки выше при размещении нагнетательной скважины в нижней части пласта, причем с увеличением угла наклона этот показатель увеличивается. Однако сроки разработки залежи при этом значительно возрастают. Это объясняется тем, что с увеличением угла наклона пласта процесс вытеснения, идущий по схеме «снизу-вверх», более близок к физическому характеру разделения жидкостей, обладающих разницей в плотностях, и к моменту критического обводнения добывающей скважины извлечение нефти происходит более эффективно (рисунок 6).

--дебит жидкости (наг. вверху) -дебит жидкости (наг. внизу)

---обводненность (наг. вверху) -обводненность (наг. внизу)

Годы

--дебит жидкости (наг. вверху) -дебит жидкости (наг. внизу)

---обводненность (наг. вверху) -обводненность (наг. внизу)

140

120

100

5 ВО

Годы

--дебит жидкости (наг. вверху) -дебит жидкости (наг. внизу)

---обводненность (наг. вверху) -обводненность (наг. внизу)

Годы

- - дебит жидкости (наг. вверху) -дебит жидкости (наг. внизу)

---обводненность (наг. вверху) -обводненность (наг. внизу)

--дебит жидкости (наг. вверху) -дебит жидкости (наг. внизу)

---обводненность (наг. вверху) -обводненность (наг. внизу)

Годы

- - дебит жидкости (наг. вверху) -дебит жидкости (наг. внизу)

---обводненность (наг. вверху) -обводненность (наг. внизу)

Рисунок 5 -

Динамика дебита жидкости и обводненности по расчетным вариантам

-- 2.0

2.5

0 0 § а ■и РС

0.5

1.0

1.5

Дельта тж.воды

Дельта КПП

Рисунок б — Сопоставление достигаемого КИН и накопленной добычи воды по вариантам на конец разработки при схеме заводнения «сверху-вниз»

Это означает, что при примерно одинаковых показателях по накопленной добыче нефти по схеме нагнетания «сверху-вниз» необходимо добыть попутной воды в 1.2 раза больше, чем при расположении нагнетательной скважины в нижней части пласта. Закачку рабочего агента в лласт также необходимо увеличить на 1.22 д.ед. от начальных геологических запасов нефти. Эти величины значительно увеличивают затраты нефтедобывающего предприятия на утилизацию сточных вод и затраты на 1 м3 закачиваемой воды, что необходимо учитывать при составлении проектных документов.

Далее рассмотрен условно однородный пласт с нефтями повышенных вязкости и плотности. Установлено, что увеличение вязкости и плотности пластовой нефти приводит к снижению ее подвижности и изменению характера вытеснения в сторону непоршневого эффекта. Так, если в случае вытеснения легкой нефти при угле залегания пласта 2° эта разница составляет всего 1 год, то при увеличении вязкости пластовой нефти до 5 мПа-с и плотности до 834 кг/м3 разница увеличивается до 3 лет, а при вязкости пластовой нефти до 15 мПа-с и плотности до 893 кг/м3 - до 6 лет. При этом с увеличением угла наклона продуктивного пласта разница в сроках разработки увеличивается по нелинейному закону.

В случае неоднородного пласта численное исследование показателей разработки наклонного пласта выполнено с кубами фильтрационных и емкостных свойств модели (рисунок 7).

Высокопродуктивная зона

а)

Низкопродуктавная зона

б)

а) прямая задача - высокопродуктивная зона находится в верхней части пласта;

б) обратная задача - высокопродуктивная зона находится в нижней части пласта

Рисунок 7 - Схема формирования неоднородности по проницаемости модельной залежи

Визуальное представление всех возможных расчетных вариантов с учетом влияния фильтрационных свойств пластовой нефти сформировано в виде дерева вариантов на рисунке 8.

Прямая задача (высокопродуктивная зона в верхней части пласта)

Обратная задача (высокопродуктивная зона в нижней части пласта)

Прямая задача (высокопродуктивная зона в верхней части пласта)

Обратная задача (высокопродуктивная зона в нижней части

пласта)

Высокопроницаемый пропласток в

верхней части пласта

Высокопроницаемый пропласток в нижней части пласта

Высокопроницаемый пропласток в

верхней части пласта

Высокопроницаемый пропласток в нижней части пласта

Высокопрони- Высокопрони- Высокопрони- Высокопрони-

цаемый цаемыи цаемыи цаемыи

пропласток в пропласток в пропласток в пропласток в

верхней нижнеи части верхней нижней части

части пласта пласта части пласта пласта

«2=КХУ5, Кг=0

Вязкость 0.85 мПа-с, плотность 710 кг/м3; вязкость 5 мПа-с, плотность 834 кг/м3; вязкость 15 мПа-с, плотность 893

кг/м

Рисунок 8 - Дерево расчетных вариантов задачи

при моделировании неоднородного пласта

Сравнение результатов расчета при различных физико-химических свойствах пластовой нефти для различной анизотропии пласта представлено на рисунке 9, на котором заметны принципиальные отличия по сравнению с однородным пластом.

Более производительные схемы заводнения для прямой задачи в целом остаются справедливыми для однородного пласта. В случае обратной задачи полученные результаты при различной анизотропии пласта позволяют сделать следующие выводы:

1) В случае расположения высокопродуктивной зоны в нижней части залежи более предпочтительной является организация системы заводнения по схеме «сверху-вниз»;

2) В данном случае размещение нагнетательной скважины в верхней части пласта обеспечивает более высокие значения конечного КИН и меньшие сроки разработки;

3) Организация системы заводнения по принципу «снизу-вверх» по параметру достигаемого КИН выше только в случае угла наклона пласта 20°, однако при этом значительно увеличиваются сроки разработки и снижаются темпы выработки запасов, что делает данную схему нецелесообразной по экономическим критериям;

Нак.добыча воды на конец разработки в долях от геол. запасов нефти

Достигаемый КИН на конец разработки, %

нжг

ГО ОЗ го го го го

' О! О ^ (Л о

= Ё,'а„

I ш ; ^ ш ; , С? =1 о* =1

I п> ;

4) При сильной расчлененности пласта (пропластки полностью изолированы друг от друга, кг = 0) более выраженными являются отличия в достигнутом на конец разработки коэффициенте нефтеизвлечения по вариантам при малых углах залегания продуктивного пласта. По абсолютным значениям КИН и достигаемого КИН заметно снижение примерно на 5 % по сравнению с вариантом кг = 0.2кх. В то же время наблюдается более однозначное различие в накопленных показателях добычи воды и закачки рабочего агента. В любом случае более предпочтительным является вариант размещения нагнетательной скважины в верхней части пласта;

5) Расположение высокопроницаемого пропластка по толщине продуктивного интервала оказывает влияние на процессы вытеснения нефти заводнением только в случае низкой расчлененности коллектора. При этом для случая расположения высокопроводящего канала фильтрации в нижней части пласта по толщине характерны (как и для прямой задачи) меньшие сроки разработки, меньший КИН и меньший безводный период работы скважин.

Описанные результаты численных исследований для случая однородного пласта и при различной степени неоднородности позволили скомбинировать полученные выводы для выработки рекомендаций по подбору наиболее эффективной схемы заводнения при наличии естественного угла наклона пласта.

В четвертой главе приведены примеры обобщения рекомендаций автора для использования их на ряде объектов путем создания оптимальных схем нагнетания воды в промысловых условиях, в частности на примере Южного-Тарасовского (пласт БП8'), Самотлорского (пласт БВ8), Ново-Покурского (пласт ЮВ,~) месторождений.

Динамика средних показателей изменения обводненности продукции добывающих скважин на конкретном объекте также подтверждает справедливость сделанных выводов для режимов «сверху-вниз» и «снизу-вверх» (рисунок 10).

Анализ сложившейся системы разработки показал, что пласт БВ8 обладает потенциалом увеличения добычи нефти за счет организации новых очагов избирательного заводнения, поскольку первоначально была реализована блочная система поддержания пластового давления.

Подобным образом были проанализированы данные о состоянии разработки пласта ЮВ12 Ново-Покурского месторождения с целью оценки достоверности полученных ранее выводов применительно к различным объектам разработки.

Реализованная площадная система заводнения рассматриваемого объекта на различных участках пласта обеспечивает движение фронта вытеснения как вверх, так и вниз по напластованию (рисунок 11).

1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Год от начала заводнения

Рисунок 10 - Средние значения динамики обводненности по скважинам пласта БВ8 Самотлорского месторождения

Рисунок 11

б)

а) «снизу-вверх»; б) «сверху-вниз»

— Примеры различных схем заводнения пласта ЮВ ¡2 Ново-Покурского месторождения

В результате реализации различных схем нагнетания по пласту ЮВ]2 получено, что по анализируемой выборке размещение нагнетательной скважины в нижней части пласта сопровождается более сдержанным характером обводнения, чем при размещении нагнетательной скважины в верхней части пласта.

По рекомендациям автора разработана методика планирования оптимального размещения нагнетательных скважин в условиях неоднородных пластов с учетом гравитационного эффекта, включающая следующие этапы:

1) строится карта поверхности по кровле исследуемого объекта разработки для оценки степени наклона пласта на выбранном участке;

■ й; :

2) производится построение карты проницаемости и начальной (либо текущей) нефтенасыщенной толщины исследуемого объекта с целью градации на более и менее потенциально продуктивные зоны;

3) на полученные карты наносится проектная сетка добывающих и нагнетательных скважин для проверки соответствия проектных точек выводам настоящей работы. В любом случае более оптимальным следует считать размещение нагнетательной скважины в менее продуктивной зоне по отношению к добывающей скважине - объекту воздействия. При этом немаловажным фактором является распределение плотности текущих запасов нефти;

4) при равнозначном распределении запасов нефти в районе планируемых скважин в случае возникновения противоречия в проектном размещении точек скважин и анализируемых данных по построенным картам необходимо выбрать альтернативные точки нагнетания и добычи, соответствующие критериям более эффективной системы заводнения;

5) производится расчет на актуализированной гидродинамической модели выбранного объекта по проектному и рекомендуемому варианту для численной оценки эффекта.

Пример применения данного подхода применительно к реальным объектам разработки показан по пласту ЮВ^ Ново-Покурского месторождения (рисунок 12).

Пара скважин с!3-п3

Дата

[-*— Оп(рек.)/С!п(проект.) -......-Обводненность (проект) —--Обводненность (рекомендация)

Рисунок 12 - Динамика прогнозных показателей проектного и рекомендованного вариантов заводнения

В целом, от реализации рекомендаций автора только на Южно-Тарасовском месторождении за счет применения оптимальной схемы заводнения по фактическим данным дополнительно добыто 1810т нефти с экономическим эффектом 2.8 млн руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате изучения и анализа геологического строения залежей нефти с наклонно-направленным расположением неоднородных пластов выявлено неоднозначное влияние сил гравитации в зависимости от угла наклона пласта, в том числе в зависимости от клиноформного строения по схеме «сверху-вниз» и «снизу-вверх» установлено:

1.1 нелинейность динамики изменения технологических показателей разработки наклонного пласта заводнением по дебитам нефти и КИН в зависимости от угла наклона (от 2° до 20°) и действия гравитационных сил;

1.2 нелинейность этой зависимости тем выше, чем больше угол наклона в заводняемом пласте при расположении нагнетательной скважине по схеме «снизу-вверх»;

1.3 для достижения равных КИН на конец разработки залежи по схеме заводнения «сверху-вниз» интенсивность обводнения и объем добытой воды 1.2 раза выше, чем по схеме «снизу-вверх».

2. Результаты исследования влияния неоднородности пласта по вязкости и плотности показали, что темпы выработки запасов в начальный период выше по схеме «сверху-вниз», а достигаемый КИН на конец разработки выше по схеме «снизу-вверх»;

3. Изучение влияния чередования высокопроницаемых пропластков с низкопроницаемыми показало, что если высокопроницаемый пропласток находится в нижней части пласта, то происходит вытягивание фронта вытеснения, что приводит к опережающему прорыву воды, меньшему безводному периоду, сокращению сроков разработки, а КИН уменьшается.

4. Сопоставление результатов численных исследований в варианте выборочной оценки с фактическими данными показателей разработки по Южно-Тарасовскому, Ново-Покурскому, Самотлорскому месторождениям и по автору полностью подтвердили достоверность полученных рекомендаций.

5. Для внедрения рекомендаций автора в промысловых условиях подготовлен Руководящий документ «Размещение, скважин и точек нагнетания воды с наклонными пластами» с предварительной апробацией на Южно-Тарасовском месторождений, по которому дополнительно добыто 1810 т нефти с экономическим эффектом 2.8 млн руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Проскурин, В. А. Повышение эффективности разработки нефтяного месторождения с развитой системой заводнения [Текст] /

B. А. Проскурин, Д. К. Сагитов, М. Н. Тайчинов, В. В. Фирсов, Р. Р. Зиятдинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 6. -

C. 5-7.

2. Проскурин, В. А. К вопросу эффективности использования многоствольных скважин для выработки запасов нефти в условиях пластов клиноформенного типа [Текст] / В. А. Проскурин, С. Д. Глебов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 6. — С. 7-9.

3. Тайчинов, М. Н. Выделение видов локальных составляющих пород клиноформного типа нефтегазоносных пластов на примере месторождений Западной Сибири ' [Текст] / М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, Р. X. Гильманова, А. М. Тупицин, А. А. Махмутов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -2013,-№7.-С. 28-30.

4. Тайчинов, М. Н. К вопросу влияния гравитационных сил на выработку запасов нефти наклонных пластов и пластов клиноформного типа [Текст] / М. Н. Тайчинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. — № 8. - С. 14-17.

Прочие печатные издания

5. Проскурин, В. А. Об особенностях отбора нефти из низкопродуктивных: пластов Ново-Покурского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов, М. Н. Тайчинов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. - С. 58-62.

6. Проскурин, В. А. Об опыте регулирования энергетических потерь в системе поддержания пластового давления [Текст] / В. А. Проскурин, В. В. Фирсов, Р. Р. Зиятдинов, Д. К. Сагитов, М. Н. Тайчинов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-правст. конф. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. - С. 63-67.

7. Проскурин, В. А. Оценка успешности применения многоствольных скважин для дренирования запасов нефти пласта БСю Западно-Усть-Балыкского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин,

С. Д. Глебов, С. М. Ишкинов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, И. А. Магзянов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. - С. 68-70.

8. Проскурин, В. А. Сравнение известных аналитических способов оценки степени взаимодействия пар скважин «добывающая -нагнетательная» [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии -2013». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. - С. 71-73.

9. Проскурин, В. А. Опыт формирования оптимальной сетки скважин в пластах клиноформенного типа [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках XXI Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии -2013». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. - С. 76-77.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 25.10.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,83. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 234. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тайчинов, Марат Наилевич, Уфа

Государственное унитарное предприятие «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

УДК 622.276.76

На правах рукописи

04201450625

ТАИЧИНОВ МАРАТ НАИЛЕВИЧ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

ИЗ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ РЕГУЛИРОВАНИЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН И ТОЧЕК ЗАВОДНЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -кандидат технических наук Антонов Максим Сергеевич

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................. 4

ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НАКЛОННОГО, КОСОСЛОИСТОГО И КЛИНОФОРМНОГО СТРОЕНИЯ С УЧЕТОМ

ГРАВИТАЦИОННОГО ЭФФЕКТА............................................. 7

1.1. Общие понятия о разновидностях геологического строения пластов-коллекторов нефти и газа и формах их залегания......................................................... 7

1.2. Влияние гравитационного режима на формирование залежей углеводородов и условия его применения при разработке залежей нефти................................. 17

1.3. Особенности разработки залежей нефти, характеризующихся наклонным, косослоистым и клиноформным строением................................................ 21

Выводы по главе 1....................................................................................... 28

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С НАКЛОННЫМ ХАРАКТЕРОМ ЗАЛЕГАНИЯ ПЛАСТОВ................................................................................ 30

2.1. Механизм проявления гравитационных сил в нефтяном пласте........................ 30

2.2. Особенности геологического строения пластов бпЛбгъ2 и БП8 Южно-Тарасовского месторождения........................................................ 33

2.3. Особенности геологического строения основных объектов разработки Барсуковского месторождения нефти Западной Сибири................................. 37

2 3

2.4. Особенности геологического строения горизонта БСю " Тевлинско-Русскинского месторождения.................................................................................... 40

2.5. Особенности геологического строения горизонта БСю Западно-Усть-Балыкского

месторождения.................................................................................... 45

1 2

2.6. Особенности геологического строения горизонта БВю " Самотлорского месторождения.................................................................................... 49

Выводы по главе 2....................................................................................... 55

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ЕСТЕСТВЕННОГО УГЛА

НАКЛОНА ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА НА ПОКАЗАТЕЛИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ............................................. 56

Выводы по главе 3....................................................................................... 119

ГЛАВА 4. ВЫРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

ОПТИМАЛЬНЫХ СХЕМ НАГНЕТАНИЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ....................................................................................................... 120

4.1. Анализ данных фактических параметров работы добывающих и нагнетательных скважин в условиях реализации различных схем нагнетания.......................... 120

4.2. Разработка методики планирования оптимального размещения нагнетательных скважин в условиях неоднородных пластов с учетом гравитационного

эффекта.............................................................................................. 128

Выводы по главе 4....................................................................................... 147

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ............................................. 148

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................................................... 149

ПРИЛОЖЕНИЯ ....................................................................................... 154

ПРИЛОЖЕНИЕ А Пласт однородный............................................................ 155

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Пласт неоднородный. Прямая задача ...................................... 164

ПРИЛОЖЕНИЕ В Пласт неоднородный. Обратная задача................................ 185

)

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Современное состояние ресурсной базы углеводородов, характеризующееся в основном истощением запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и переходом их в категорию трудноизвлекаемых, из года в год ухудшается. Значительная часть запасов, находящихся в разработке, сосредоточена в коллекторах с высокой неоднородностью по фильтрационно-емкостным свойствам и в залежах со сложным геологическим строением. Наиболее характерным признаком является различие структурных поверхностей пластов (локальные перегибы, впадины, возвышенности) с наличием общего локального наклона (клиноформы). В этих условиях влияние на вытеснение нефти сил гравитации, свойств нефти (плотности, вязкости), петрофизических характеристик пласта (проницаемостной неоднородности), расположения скважин и интенсивности заводнения изучено недостаточно полно, в частности влияние указанных параметров на нефтеотдачу пласта в зависимости от угла наклона пласта. Имеющиеся в опубликованной литературе сведения о размещении скважин и точек нагнетания в наклонном пласте «сверху-вниз» и «снизу-вверх» не дают полного ответа ка многовариантность рассматриваемой задачи, в частности, какая из них наиболее эффективна с учетом изменения проницаемостной неоднородности коллектора, угла наклона, петрофизических характеристик, свойств фильтруемых флюидов и режимов вытеснения нефти водой. При этом весьма существенную роль здесь играет влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН) гравитационных эффектов в зависимости от угла наклона пласта.

Цель работы - изучение, выбор оптимальных вариантов размещения скважин на наклонном пласте, точек заводнения и технологий повышения КИН объекта.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Изучение конфигураций залежей по корреляционным разрезам и структурным поверхностям;

3. Выбор и обоснование численной модели для исследования гидродинамических характеристик наклонного пласта;

5. Разработка рекомендаций по повышению КИН из наклонного пласта.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов изучения и анализа геологического строения залежей на основе оценки результатов геолого-промысловых исследований, применения современных методов обработки статистической информации, математического моделирования фильтрации жидкостей в неоднородных по проницаемости коллекторах с учетом сил гравитации и обобщения результатов исследований автора с промысловыми данными.

Научная новизна результатов работы:

На защиту выносятся:

Практическая ценность и реализация результатов работы

2. От внедрения рекомендаций автора на Южно-Тарасовском месторождении добыто дополнительно 1810т нефти с экономическим эффектом в 2.8 млн руб.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на научно-технических советах ООО «НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на Ученых советах ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа, 2010-2013 гг.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013» (г. Уфа, 2013 г.).

Публикации

Личный вклад автора

ГЛАВА 1. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НАКЛОННОГО, КОСОСЛОИСТОГО И КЛИНОФОРМНОГО СТРОЕНИЯ С УЧЕТОМ ГРАВИТАЦИОННОГО ЭФФЕКТА

1.1 Общие понятия о разновидностях геологического строения пластов-коллекторов нефти и газа и формах их залегания

Известный ученый И.М. Губкин показал, что процесс нефтеобразования и формирования скоплений нефти не был уникальным геологическим явлением, связанным с каким-либо одним из ранних геологических периодов развития нашей планеты. «Нефть встречается во всех геологических системах, начиная от кембрийской вплоть до образований современного возраста... Условия, благоприятные для образования нефти, очевидно, существовали в течение ряда геологических эпох, начиная с древнейших, что и привело к возникновению залежей нефти в образованиях разного геологического возраста» [11]. В распределении нефтяных скоплений в разрезе литосферы наблюдается многоэтажность, обусловленная периодичностью процесса образования углеводородов (УВ) в ходе геологической истории земной коры [6]. Установлено, что в пределах каждой нефтегазоносной провинции на всех континентах Земли основные выявленные скопления нефти и газа приурочены к определенным литолого-стратиграфическим комплексам (включающим нефтегазопродуцирующие свиты, нефтегазосодержащие породы-коллекторы, перекрывающиеся практически газонефтенепроницаемыми породами-покрышками), которые характеризуются региональной нефтегазоносностью в пределах рассматриваемой провинции. Подобные литолого-стратиграфические комплексы A.A. Бакировым (1959 г.) были названы регионально нефтегазоносными.

Для образования скопления углеводородов необходимо наличие пластового резервуара (ловушки), который представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами [16]. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади. Общепринято разделение их на следующие виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон).

Следует отметить, что И.М. Губкин предлагал различать ловушки только структурного и литологического типов, так как образование стратиграфических ловушек, по его мнению, в конечном итоге обусловлено действием тектонического фактора. А. Леворсен в работе [23] выделяет три типа ловушек: структурные, стратиграфические и комбинированные (структурно-стратиграфические). Литологически ограниченные ловушки он относит к стратиграфическим.

Основные типы ловушек, согласно [6], представлены на рисунке 1.1. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам.

1 - пластовый резервуар; 2 - изогипсы кровли пласта-коллектора;

3 - залежь в плане; 4 - тектоническое нарушение

Рисунок 1.1- Сводовая (а) и тектонически экранированная (б) ловушки в пластовом резервуаре (разрез и план)

Одним из ключевых терминов, характеризующих природу нефтяных пластов, является понятие «слоистость». Слоистость выражается в чередовании разных типов пород, которые достаточно чётко обособляются друг от друга [7]. Она отражает гидродинамику среды переноса и осаждения. Среда седиментации всё время находится в движении: изменяется скорость придонных течений, проявляется волновая деятельность, изменяется количество приносимого обломочного материала и т.д. Слоистость обуславливается более или менее ритмичными колебаниями интенсивности тех или иных факторов седиментации. Чаще всего наблюдается чередование слойков двух типов, один из которых характеризуется большей толщиной и является основным. Толщина слойков варьируется от долей миллиметров до нескольких сантиметров. Иногда чередующиеся слойки, сходные по размерам, общему характеру, форме, объединяются в серии. По морфологическим признакам различают 3 основных вида первичной слоистости:

горизонтальная, волнистая и косая. Горизонтальная слоистость характеризуется чередованием слойков и слоев, параллельных плоскости наслоения. Она образуется в спокойных условиях, вне течений и волнений. Тонкая горизонтальная слоистость может формироваться в спокойной обстановке в придонном слое и зависит от интенсивности поступления осадочного материала и его механических свойств. Слоистость бывает равномерной и неравномерной. Равномерная слоистость обусловлена закономерным ритмичным чередованием слойков (рисунок 1.2, а). Неравномерная горизонтальная слоистость указывает на колебания в поступлении обломочного материала. Она может быть серийной (рисунок 1.2, б), направленно изменяющейся (рисунок 1.2, в). Волнистая слоистость представляет собой чередование слойков, имеющих криволинейную выпукло-вогнутую форму. Этот вид слоистости характеризует волнение, т.е. разнонаправленные движения воды, которые в зависимости от силы и величины волн образуют разные формы слоистости. Соотношение слойков бывает параллельное (близкое к нему) (рисунок 1.2, г) и непараллельное (линзовидное) (рисунок 1.2, д), непрерывное и прерывистое (рисунок 1.2, е). Волнистая слоистость указывает на глубину не более 100 м, встречается, главным образом, в прибрежно-морских, заливных, реже - в пойменных отложениях. Косая слоистость возникает обычно при движении воды в определённом направлении, т.е. при поступательном движении воды. Формирование косой слоистости в разрезах чрезвычайно разнообразны и указывают на накопление осадков в условиях высокой динамической активности среды. Слойки бывают прямолинейными (рисунок 1.2,ж) и изогнутыми. Углы наклона слойков по отношению к плоскости напластования бывают крутыми (> 30°), средними (30...20°), пологими (< 20°) (рисунок 1.2, з). Соотношение слойков может быть однонаправленным (параллельным) и разнонаправленным (клиновидным) (рисунок 1.2, и).

В осадочных породах широкое распространение получили сложные слоистые текстуры, которые представляют собой сочетания нескольких типов слоистости или чередование серий слойков, расположенных внутри одного слоя под определенным углом (рисунок 1.3). Такие текстуры характеризуют быстрое и резкое изменение активности среды осадконакопления и формирование новой слоистости на фоне предыдущей, иногда срезая её.

горизонтальная

а) равномерная б) серийная в) направленно

изменяющаяся

волнистая

г) параллельная

д) непараллельная

е) прерывистая

косая

ж) однонаправленная з) однонаправленная с и) ра знонаправленная

прямолинейная разным углом наклона

а, б, г, д, е, з, и - юра юго-востока Западной Сибири (авторская коллекция); в, ж - средний карбон Донецкого бассейна [13]

Рисунок 1.2 - Типы слоистости