Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогноз зон развития трещиноватости карбонатных коллекторов с целью повышения эффективности разработки залежи 302-303 Ромашкинского месторождения

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогноз зон развития трещиноватости карбонатных коллекторов с целью повышения эффективности разработки залежи 302-303 Ромашкинского месторождения"

На правах рукописи 005052346 .

Гуськов Дмитрий Владимирович

ПРОГНОЗ ЗОН РАЗВИТИЯ ТРЕЩИНОВАТОСГИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ 302-303 РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 3 ДПР 2013

Санкт-Петербург - 2013

005052346

Работа выполнена в Казанском (Приволжском) федеральном университете

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Муслимов Ренат Халиуллович

Официальные оппоненты:

Петухов Александр Витальевич, доктор геолого-минералогических наук, доцент, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», профессор по кафедре;

Ананьев Виктор Валентинович, кандидат геолого-минералогических наук, ОАО «Газпром нефть», заместитель начальника управления геологоразведочных работ.

Ведущая организация: Татарское геологоразведочное управление

Защита диссертации состоится «22» марта 2013 г. в 11 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 216.008.01 при Федеральном государственном унитарном предприятии (всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ») по адресу: 191014, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГРИ». Автореферат разослан «_»_2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук

Григорьев Г. А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Ромашкинское месторождение вступило в позднюю стадию разработки. На сегодняшний день по месторождению из терригенных отложений девона выработано 90,8 % извлекаемых запасов. Перспективными остаются карбонатные отложения нижнего и среднего карбона. Трудность извлечения нефти из карбонатных коллекторов обусловлена двумя обстоятельствами: низкими фильтрационными свойствами матрицы породы и наличием густой сети трещин. Как известно, главнейшая роль в процессах переформирования залежей нефти принадлежит тектоническим движениям. Расположение Куакбашского вала и его формирование также контролировалось разломами кристаллическою фундамента, являющимися сквозными в осадочном чехле. Трещиновагость продуктивных пластов и водонапорный режим залежи предопределили интенсивное обводнение скважин за счет подтягивания подошвенных вод. Следовательно, освоение и рациональная разработка залежи тесно связаны с изучением особенностей фильтрационно-емкосгных характеристик коллекторов.

В научно-технической литературе опубликовано большое количество работ, посвященных вопросам изучения зон трещиноватосги карбонатных коллекторов залежи 302303. Однако в связи с тем, что прямой зависимости степени трещиноватосги участков залежи и скорости обводнения скважин до сих пор не выявлено, попытки ввести залежь 302-303 в промышленную разработку неоднократно приостанавливались. Актуальным поэтому является детальное исследование геологического строения башкирско-серпуховских отложений, а также разработка научно обоснованных рекомендаций, направленных на повышение эффективности освоения трещинно-поровых коллекторов, учитывающих выявленные особенности развития трещиноватосги в карбонатном массиве.

Объект исследования. 302-303 залежь нефти Ромашкинского месторождения, приуроченная к серпуховско-башкирским отложениям Куакбашского вала, являющегося тектоническим элементом Южно-Татарского свода, расположенного в пределах Волго-Уральской антеклизы.

Цель работы. Прогноз зон развития трещиноватосги карбонатных коллекторов 302-303 залежи нефти Куакбашского вала на основе текгонофизического моделирования локальных структур, а также оценка влияния зонально развитого в подошвенной части протвинского горизонта Куакбашского вала глинистого пропластка на опережающее обводнение продукции скважин с разработкой рекомендаций по повышению эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

Основные задачи исследования.

1. Исследовать условия формирования Куакбашской валообразной структуры.

2. Выявить особенности развития трещиноватосги башкирско-серпуховских отложений на основе текгонофизического моделирования формирования локальных структур.

3. Установить роль спорадически развитого в подошвенной части протвинского горизонта Куакбашского вала глинистого пропласгка в опережающем обводнении продукции скважин.

4. Оценить степень влияния геологических причин и факторов технологического воздействия на процесс обводнения карбонатных коллекторов залежи 302-303.

5. Разработать рекомендации по освоению трещинно-поровых коллекторов.

Научная новизна.

1. Впервые обоснована текгонофизическая модель формирования трещиноватосги в карбонатных коллекторах башкирско-серпуховских отложений Куакбашского вала в процессе образования брахиформных складок.

2. Впервые установлено, что из всех геологических причин и факторов технологического воздействия существенное влияние на процесс разработки залежи 302-303 оказывают различная плотность субвертикальных трещин в кровле поднятий и подошве прогибов, а также наличие спорадически развитого в подошвенной части протвинского горизонта Куакбашского вала глинистого пропласгка толщиной от 2 до 5 м.

Практическая значимость работы. Результаты исследований использованы в проведении опытно-промышленных работ. Внедрение нового способа разработки трещиноватых карбонатных коллекторов позволило дополнительно добьпъ 166226 т нефти, получить экономический эффект 920810 тыс. руб.

Предложены рекомендации по повышению эффективности освоения трещинно-поровых коллекторов:

- изоляция прорыва пластовых вод по трещинной системе в карбонатном массиве путем последовательной закачки в интервал обводнения разнофракционного цемента с последующим разбуриванием;

- проектирование азимутов, конструкции и длины горизонтальных стволов с учетом выявленных характерных особенностей расположения трещин;

- поинтервальная система выработки запасов открытого горизонтального ствола и проведение точечных водоизоляционных работ на залежах с вертикальной трещиноватосгью

и водонапорным режимом путем разобщения открытого горизонтального ствола скважин системой пакерукмцих устройств и фильтров.

Защищаемые положения.

1. Ориентировка трещин и степень их раскрыгосги в карбонатных коллекторах башкирско-серпуховских отложений Куакбашского вала определяется направлением вертикальных движений блоков фундамента в процессе формирования локальных брахиформных структур, при этом на локальных поднятиях разуплотнение пород с образованием трещин происходило - в кровле карбонатного массива, а на отрицательных структурных осложнениях - в подошве массива, что способствовало опережающему обводнению продукции скважин.

2. Зональное развитие глинистого пропластка в подошвенной части протвинского горизонта осложняет текгонофизическую модель Куакбашского вала, при этом глинистый пропласгок в зоне водонефтяного контакта выполняет роль локального флювдоупора, который препятствует вертикальному прорыву воды и опережающему обводнению продукции скважин в отрицательных и положительных структурных осложнениях.

3. Установленные закономерности развития трещиноватосги с учетом наличия глинистого пропластка в подошвенной части протвинского горизонта позволяют повысить эффективность освоения трудноизвлекаемых запасов залежи 302-303 путем дифференцированного применения форсированного отбора жидкости, методов ограничения водопритока и технологии горизонтального бурения скважин.

Фактический материал. Первичные и фондовые материалы по результатам работ 1943 - 2010 гг. выполненных по объекту исследования, в том числе при непосредственном участие автора, материалы публикаций в геологических изданиях и интернет-ресурсах. Для решения поставленных задач автором проведена обработка геологической информации, в том числе каротажного материала более, чем по 700 скважинам, 24000 проб по обводненности добываемой продукции.

Публикации и апробация работы. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на 12 международных и научных конференциях, 3-х научно-технических советах ОАО «Татнефть» НГДУ «Лениногорскнефть». По теме диссертации опубликована 21 работа, в том числе 7 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России и 1 патент на изобретение (per. № 2282025).

Личный вклад автора. Автор изучал развитие и геологическое строение серпуховско-башкирских отложений Куакбашского вала, что позволило обосновать текгонофизическую модель формирования их трещиноватосги. Автором было показано

существенное влияние на процесс разработки залежи 302-303 различной плотности субвертикальных трещин в кровле поднятий и подошве прогибов, а также наличие спорадически развитого в подошвенной части протвинского горизонта Куакбашского вала глинистого пропластка При непосредственном участии автора были оценены технологическая и экономическая эффективность применения форсированного отбора жидкости, разработанного метода ограничения водопригока и рекомендаций по применению технологии разработки залежи горизонтальными скважинами.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения. Объем работы составляет 187 страниц текста, включая 30 таблиц, 18 рисунков, 151 библиографическую ссылку.

Автор выражает благодарность за неоценимую помощь научному руководителю д. г.-м. н., профессору Р.Х. Муслимову, а также глубокую признательность Г.Ф. Кавдауровой, ведущим специалистам ФГУП «ВНИГРИ», ИПНГ РАН и к. г.-м. н. А.И. Никонову за ценные замечания и советы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены основные цели и задачи исследования, научная новизна, методы решения поставленных задач, основные защищаемые положения, практическая ценность и апробация работы.

Глава 1. Геологическое строение и условия формирования Куакбашского вала Глава посвящена обзору работ, касающихся особенностей тектонического и геологического строения Куакбашского вала, детальному изучению процесса его формирования. Рассмотрены геолого-геофизические характеристики серпуховско-башкирских отложений и состояние изученности залежи 302-303. Проанализированы существующие технологии освоения сложнопостроенных карбонатных коллекторов.

Начиная с 1953 г., геологи Татарстана систематически занимались разработкой структурных схем, основанных в первую очередь на особенностях морфологии поверхности кристаллического фундамента И.А. Ларочкина в 1993 г. детализировала схему блоковой тектоники кристаллического фундамента

В пределах изучаемой территории накопление осадков в серпуховское время, в связи с усилением тектонических движений положительного знака, происходило как в относительно углубленных участках донного рельефа шельфового мелководья, так и на мелководье. В первом случае происходило формирование известковисгых илов, во втором - происходили осолонение вод бассейна и доломитизация известковых органогенных илов. В конце протвинского времени изучаемая территория испытала резкий подъем, что обусловило

интенсивный размыв и выщелачивание ранее накопленных осадков. Формируются карбонатные породы, характеризующиеся высокой первичной емкостью (комковатые, органогенно-дегритовые известняки). В фазу эпигенеза породы с относительно высокой первичной пористостью подвергались интенсивным процессам выщелачивания. Последующие процессы сульфатизации и кальцитизации ухудшили сформировавшуюся высокую вторичную пористость пород.

Начало башкирского века характеризуется неравномерным погружением территории, неустойчивым тектоническим режимом, частой сменой знаков колебательных движений, что обусловило наличие размывов карбонатных пород. Неустойчивость палеогеографической обстановки обусловила развитие различных пород от глин до доломитов и органогенно-обломочных известняков с высокой первичной пористостью с их отложением не только на сводах и крыльях поднятий, но и в прогибах между ними. (Абдуллин, Доронкин и др., 1986 г.).

Разрезы палеотектонической Структурная поверхность

поверхности кровли девонских по кровле С2уг, С,И,

терригенных отложений на Г^йп, Ц-^т и девонских

Р,а, С2\т, 03Ап, Г),зт терригенных отложений

. С-В Ю-3 С-В Ю-3

-300Г"

1300

300

Разрез палеотектонической поверхности кристаллического фундамента на 03кп С-В Ю-3

1000

С,уг

—ч

зоо

Гч

-500

-800

-1300

-13000,кп -1800

С,уг

0,1т

О.ят

Рис.1. Разрезы палеотектонических и структурных поверхностей осадочного чехла вдоль простирания Куакбашского вала

С целью проведения палеоструктурного анализа залегания серпуховских и

башкирских отложений, а также установления времени и условий формирования

Куакбашского вала, автором были построены палеотекгонические профили на различные

7

этапы текгогенеза. Анализ профилей показал, что на рассматриваемой территории размах отрицательных движений во много раз превосходил по масштабам положительные, о чем свидетельствуют увеличенные толщины осадков (рис. 1.). Также выяснилось, что Куакбашский вал сформировался на месте древнего грабенообразного прогиба, о существовании которого свидетельствует характер распределения толщины девонского терригенного комплекса

Совместный анализ структурных и палеоструктурных построений (рис. 1.) показал, что толщины отдельных комплексов не только не выравнивают пересеченность рельефа кристаллического фундамента и терригенного девона, но зачастую усиливают ее. Это свидетельствует о преимущественно тектоническом происхождении данных неровностей.

В результате обзора работ и проведенных исследований в первой главе сделаны следующие предварительные выводы:

- Куакбашский вал - структура П порядка, являющаяся тектоническим элементом структуры I порядка - Южно-Татарского сюда. Меридиональносгь вала предопределена Уральской геосинклиналью. По кровле башкирских отложений Куакбашский вал имеет асимметричное строение с более крутым юго-западным крылом. Размер вала составляет 18-20x1,5-6 км. Валообразное поднятие с юга на север состоит из цепочки структур 3-го порядка: Ойкино-Алгунинской, Шугуровской, Сорго водской и Куакбашской. Размеры их колеблются от 1,5x2,5 до 2x9 км, амплитуда составляет 15-60 м. Поднятия, в свою очередь, осложняются большим количеством мелких локальных поднятий и прогибов с размерами от 0,2x0,5 до 1х 1,5 км и амплитудами от 7 до 28 м;

Куакбашский вал представляет собой бескорневую, седиментационно-текгоническую структуру, сформировавшуюся в результате восходящих блоковых движений кристаллического фундамента. Поверхность кристаллического фундамента разбита разломами на блоки. Разломные дислокации в кристаллическом фундаменте выражены зонами трещиноватосги пород в осадочном чехле. Блоки кристаллического фундамента с положительными неотектоническими движениями пространственно совпадают с участками современных положительных структурных осложнений, зоны с отрицательными неотектоническими движениями - с участками современных отрицательных структурных осложнений в верейско-серпуховском комплексе;

- в целом расположение Куакбашского вала контролируется разломами кристаллического фундамента: Алтунино-Шунакским, Южным и Граничным и серией других разломов меридионального и северо-восточного простирания;

- территориально залежь 302-303 совпадает с Куакбашской площадью Ромашкинского

нефтяного месторождения. В геологическом строении Куакбашской площади принимают участие палеозойские и четвертичные отложения. Толщина серпуховского яруса достигает 45-50 м. Толщина башкирского яруса изменяется от 15 до 20 м;

- изучаемый объект - залежи нефти в серпуховских (303) и башкирских (302) отложениях Куакбашского вала. Кровля башкирских отложений отбивается по пачке глины и глинистых известняков в подошвенной части верейского горизонта, являющейся водоупором в пределах серпухово-башкирского комплекса Залежи 302 и 303 являются массивными и хорошо совпадают в плане. Между ними существует гидродинамическая связь по системе вертикальных трещин. По этой причине залежи имеют единый водонефтяной контакт (ВНК) и являются единым объектом разработки;

- породы-коллекторы башкирско-серпуховских отложений относятся к трещинно-поровому типу, представлены известняками и доломитами с прослоями глинистых известняков и глин, являющихся не коллекторами. Длина макротрещин по керну изменяется от 0,05 до 0,5 м. Преобладает субвертикальное направление трещин. Плотность микротрещин в пределах шлифа размером 2x4 см от 10 до 300 единиц. Общая пористость от 0,5 до 21 %. Трещинная проницаемость достигает 50" 10"2 мкм2 и выше. Нефти залежей относятся к типу сернистых и смолистых с вязкостью более 40 мПа*с.

Проблемы разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям, в том числе и башкирско-серпуховские отложения Куакбашского вала, рассматривались в работах Р.Г. Абдулмазитова, Р.Г. Гапеева, Р.Н. Дияшева, Н.П. Лебединеца, С.Ш. Леви, В.Д. Лысенко, В.П. Морозова, Е.Ю. Мочалова, Р.Х. Мусабирова, Р.Х. Муслимова, Р.З. Мухаметшина, A.B. Петухова, Ю.В. Ракутина, Р.Г. Рамазанова, Р.Т. Фазлыева, Р.Г. Хамзина, P.C. Хисамова, И.Г. Юсупова и другие.

Резкое изменение проницаемости карбонатных коллекторов, наличие нефтей с повышенной вязкостью, гидродинамическая связь серпуховских и башкирских отложений, водонапорный режим залежи 302-303 предопределили интенсивное обводнение скважин за счет подтягивания подошвенных вод. Годовой коэффициент падения дебита по нефти равен 0,67.

Начиная с пятидесятых годов прошлого века попытки ввести залежь 302-303 в промышленную разработку неоднократно приостанавливались, что было связано с отсутствием представления о структуре трещин в карбонатном массиве, методов ее прогнозирования и низкой эффективностью технологий по изоляции водопригока. С начала разработки из башкирско-серпуховских отложений отобрано 7,6 % от начальных извлекаемых запасов и 1,6 % от начальных балансовых запасов.

Глава 2. Выявление закономерностей образования трещиноватости серпуховско-

башкирскнх отложений Куакбашского вала Глава посвящена выявлению закономерностей образования трещиноватости на основе текгонофизического моделирования формирования локальных структур с последующей адаптацией текгонофизической модели к условиям современного строения Куакбашского вала и оценкой влияния пластичных глинистых пород на образование трещиноватости.

Изучение тектонической трещиноватости горных пород и условий формирования трещиноватых коллекторов проводилось многими отечественными специалистами: К.И. Багринцевой, Л.П. Гмвд, С.О. Дейком, Т.В. Дорофеевой, ЛД Кнорингом, P.C. Копыстянским, В.Н. Николаевским, A.B. Петуховым, И.П. Поповым, Е.М. Смеховым, А.И. Тимурзиевым, В.И. Шаровым и другими, а также зарубежными исследователями: Т.Д. Голф-Рахг, Р.А Нельсон, Р. Агуильера и другими.

Впервые масштабное представление о трещиноватости пород на залежи 302-303 получено аэрокосмогеологическими исследованиями (АКГИ) в 1991 г. После интерпретации данных прослеживалась группировка линеаментов по периметру Куакбашского вала, что указывало лишь на границы вала, совпадающие с разломами в кристаллическом фундаменте. В 1994 г. для построения карты трещиноватости и системы линеаментов проведены исследования методом сейсмолокации бокового обзора (СЛБО). Но необходимо учесть, что данные СЛБО после обработки прошли не полноценную интерпретацию. Не были проанализированы промысловые данные по средним дебитам, накопленной добыче и обводненности скважин. Проведенные промысловые исследования не подтверждают наличие и направленность закартированной трещиноватости. Следовательно, на картах, полученных после обработки данных АКГИ, СЛБО, большинство выявленных линеаментов в осадочном чехле отвечают зонам крупных разломов фундамента, а в серпуховско-башкирских отложениях гидродинамическая связь по данным линеаментам отсутствует.

Лабораторией исследования скважинных коллекторов и углеводородов института ТатНИПИнефть проведены исследования трещиноватости пород по «ориентированному» керну двух горизонтальных скважин. Так, при 100 % выносе керна, были отмечены различные размеры субвертикальных трещин, от микротрещин до зияющих трещин, предположительно имеющих большое протяжение. Однако, так как керн и шлиф представляет собой лишь часть матрицы породы, по ним можно изучить только те трещины, линейные размеры которых соизмеримы с их размерами, а, следовательно, и слабо влияющие на темпы обводнения скважинной продукции.

Проведенные исследования по закачке радиоактивных индикаторов в нагнетательные скважины показали, что за период 180 суток, несмотря на двукратное превышение объемов отобранной воды над объемом закачки извлечено всего 3,66 % трития и 2,8 % флуорисциена от закачанных в пласт объемов индикаторов. Следовательно, незначительный вынос трития и флуорисциена по окружающим скважинам также не позволяет судить о направлениях горизонтальной фильтрации. Представленные факты говорят о том, что при закачке воды вокруг нагнетательных скважин образуется область повышенного давления, после чего закачиваемая вода по вертикальным трещинам устремляется от сгаола скважины по направлению к ВНК, растворяясь в подошвенной воде.

Таким образом, знание особенностей развития сети линеаментов, сопоставленных с результатами закачки радиоактивных индикаторов, анализами кернового материала не дает достаточно полного понимания особенностей развития трещиновагости, которая непосредственно влияет на процесс освоения залежи 302-303. Следовательно, одним из наиболее объективных методов выявления особенностей трещиновагости, а, следовательно, и фильтрационных процессов по исследуемому объекту, является моделирование.

К настоящему времени проведен большой объем работ по текгонофизическому моделированию. В соответствии со спецификой объекта исследования автором были рассмотрены методы изучения структурных форм типа валов и локальных поднятий, генезис которых связан с вертикальными движениями блоков кристаллического основания. Так, для залежи 302-303 наиболее целесообразна адаптация текгонофизической модели, предложенной М.В. Гзовским в 1954 году. Согласно данной модели, в процессе формирования структуры в лабораторных условиях в первую очередь максимальные растягивающие напряжения ориентируются вкресг простирания складки. При этой ориентировке напряжений образуются продольные разрывы. В последующем максимальными растягивающими становятся напряжения, ориентированные вдоль складки, что ведет к возникновению поперечных трещин. В итоге в кровле сводовой части структуры вследствие образования зон вертикальной трещиновагости происходит разуплотнение. При этом в отрицательных структурах разуплотнение происходит в подошвенной части.

Основными факторами, повышающими сопротивление течению жидкости в трещине, являются ее расширение, сужение и кривизна. Из этого следует, что для прогнозирования времени обводнения добываемой продукции необходимо иметь представление о характере развития трещиновагости по всему объему продуктивных карбонатных пород. Помимо зависимостей развития трещиновагости, выявленных М.В. Гзовским, при лабораторном моделировании различных складчатых форм при вертикальных нагрузках штампа на

оптико-поляризационных материалах П.М. Бондаренко в 2002 году были установлены дополнительные особенности развития трещиновагосги при образовании антиклинальных структур, а именно:

- субвертикальные трещины отрыва могут образовываться как в отдельных слоях, так и пересекать всю толщу осадочных пород;

- затухание величин нормальных горизонтальных напряжений происходит от центральной оси поднятия к крыльям структуры. В связи с этим, количество трещин и их раскрытосгь в кровельной части положительных структурных осложнений больше, чем в подошвенной, в отрицательных структурных осложнениях наоборот;

В соответствии с описанными текшнофизическими моделями на геологический профиль нанесены зоны трещинообразования (рис. 2.).

РисЛ. Схематический геологический профиль серпуховско-башкирских отложений с характерными особенностями развития трещиноватости в положительных и отрицательных структурных осложнениях

1 - нефтенасыщенные коллекторы; 2 - водонасыщенные коллекторы; 3 - плотные карбонатные породы; 4 - зоны субвертикальной трещиноватости; 5 - интервал перфорационных отверстий.

В районе скважин 35877, 38192, 38193 изображена ситуация, когда в результате нисходящих тектонических движений часть массива погрузилась, либо осталась стабильной при воздымании окаймляющих ее областей. Вследствие этого, трещины имеют максимальную раскрытосгь в направлении ВНК. Подобная геометрия трещин способствует

прорыву воды к забоям добывающих скважин даже при низких депрессиях на пласт. Скважины 35805, 35829, 37967, 37984, 38204 расположены в пределах положительного структурного осложнения. Трещины в районе ВНК смыкаются, тем самым продлевается безводный период работы скважины.

Для изучения изменчивости фильтрационных параметров коллекторов по площади залежи построена карта продолжительности безводных периодов работы скважин. Границей относительного безводного периода работы скважины была условно принята обводненность в 20%. Статистическая обработка данных по обводненности добываемой продукции свидетельствует о том, что безводный период на скважинах залежи 302-303 варьирует от 0 до 89 месяцев при депрессии (разница между пластовым и забойным давлениями) на пласт 4-27 атм. При этом установлено, что на скважинах с кратковременными безводными периодами работы депрессия ниже средних значений по залежи.

абсолютные отметки, м -480 -490 -500 -510 -520 -530 -540

безводный период (20%), мес.

10 20 30 40 50 60

Рис. 3. Сопоставление структурной карты кровли башкирских отложений (а) с картой безводных периодов (б)

1 - зоны трещиноватости, приводящей к обводнению скважинной продукции; 2- геологический профиль.

Сопоставляя карту безводных периодов и структурную карту кровли башкирских отложений (рис. 3), можно отметить, что быстро обводняющиеся скважины расположены в отрицательных локальных осложнениях. Также отмечено, что скважины, пробуренные на локальных поднятиях, имеют максимальные по продолжительности безводные периоды. Согласно тектонофизическим моделям М.В. Гзовского и П.М. Бондаренко, а также результатам проведенного анализа, на структурную карту кровли башкирских отложений нанесены зоны повышенной трещиноватости, по которым происходит интенсивное обводнение скважин. На рис. 3 (а) данные зоны приурочены к отрицательным структурным осложнениям.

Статистическая обработка данных по скважинам, пробуренным на залежь, показывает, что темпы роста обводнения скважин, расположенных в пределах локальных поднятий и прогибов, не противоречат положениям текгонофизической модели (рис. 4). Но также при сопоставлении карт можно выделить участки, где скважины, расположенные в отрицательных структурных осложнениях, имеют продолжительные безводные периоды.

£30

СО

о

4

5

| 25'

а. о -е-о.

ё 20-Я

0 §

а

115'

5 а.

1 ю-

© © в © © ©

«27 V? ™ © © © © © ©

А © © © © © ©

© © © © © © © © в © ©

@ © ¿а © © © © © © ф

К& чЭ © © © © © © © © ©

8 12 16 20 Количество месяцев эксплуатации скважин с обводненностью менее 20%

I © I-1

Рис 4. Зависимость начала обводнения скважин от расположения в различных структурных осложнениях и расстояния нижних дыр интервалов перфорации до водонефтаного контакта

1 - скважина расположена в пределах локального прогиба; 2 - скважина расположена в пределах локального поднятия

В работах Е.В. Лозина отмечается, что любая пластичная порода (глина, соль, глинистый известняк) способна проявлять себя как «гаситель» дизъюнктивных деформаций и служить надежным нефте-водоупором. В процессе исследования, на основании обработки

более 700 результатов геофизических исследований скважин (электрические методы: метод кажущегося сопротивления, метод потенциалов самопроизвольной поляризации; радиоактивные методы: гамма-метод, нейтронный гамма-метод), в сопоставлении с данными описания кернового материала создана база по значениям средневзвешенных коэффициентов глинистости разреза серпуховско-башкирских отложений по каждой скважине. Установлено, что средневзвешенный коэффициент глинистости по площади изменяется в пределах от 0,1 до 8,1, в среднем составляет 1,9. Данный коэффициент

рассчитываегся по следующей формуле: к £р£3в. = * (1 >

где кщ/ - коэффициент глинистости (- го пропластка, Ы - толщина г - го пропластка, Н -суммарная толщина пропластков, 1=1.. .п.

Из 310 скважин глинистый пропласток толщиной от двух до пяти метров был выделен в 59 скважинах.

та-1 гол- 2

ш-з

абсолютные отметки, м

—480 -490 -500 -510 -520 -530 -540

средневзвешенный коэффициент глинистости 0.5 2.0 3.5 5.0 6.5 8.0

I Ш-

Рис.5. Сопоставление структурной карты кровли башкирских отложений (а) с картой средневзвешенных коэффициентов глинистости (б)

1 - зоны трещиноватости, приводящей к обводнению продукции скважин; 2 - участки несоответствия темпов обводнения; 3 - скважины с наличием глинистого пропластка.

Комплексный анализ структурной карты (рис. 5а), карты продолжительности безводных периодов, карты средневзвешенных коэффициентов глинистости и скважин, в которых в районе ВНК встречается глинистый пропласток (рис. 56) показал, что скважины, находящиеся в отрицательных локальных осложнениях, имеющие в подошвенной части протвинского горизонта глинистый пропласток, обводняются медленно (табл. 1).

Таблица 1

Влияние глинистого пропластка на интенсивность обводнения скважинной продукции

Наличие глинистого пропластка-водоупора Вид структурного осложнения Количество скважин, шт Безводный период (20%), мес .—" я Г о 3 а э —г ц я в Б и >8 3 Я ь и 2 о Я со _ о 110 Е 13 =1 " и в 5" .§. и я Средняя добыча жидкости за безводный период (20%), мЗ/сут Средняя добыча нефти за безводный период (20%), т/сут Средневзвешенный коэффициент глинистости

нет отрицательное 26 2,6 382 5,6 4,9 1,1

есть отрицательное 12 12,2 1383 4,7 3,8 3,2

По данным лаборатории исследования скважинных кернов и углеводородов института ТатНИПИнефгь глины в подошве верейского горизонта, являющиеся покрышкой залежи 302-303, по лиголого-фациальному составу идентичны глинам, залегающим в подошве протвинского горизонта Таким образом, выделенный пропласток действительно способен выгошшъ функцию локального экрана (рис. 56). Также при сопоставлении структурной карты кровли башкирских отложений с картой средневзвешенных коэффициентов глинистости отмечено, что приуроченность к какому-либо виду структурного осложнения участков с наличием глинистого пропластка или его отсутствием не наблюдается.

На основании подбора тектонофизической модели формирования залежи 302-303 и выявления дополнительных факторов, влияющих на процесс обводнения, сделаны следующие выводы:

- доминирующей является тектоническая трещиноватость, образующаяся в периоды формирования локальных структур, нежели трещиноватость, связанная с литолого-фациапьными особенностями, обусловленными процессом осадконакопления;

- в изученных отложениях по керну выделяются субвертикальные и наклонные макротрещины, оказывающие преобладающее влияние на фильтрацию жидкости;

16

- по имеющимся на сегодняшний день результатам обработки данных АКГИ, СЛБО, результатам закачки индикаторов и анализам шлифов изучение особенностей развития трещиноватости, влияющей на интенсивность обводнения скважин залежи 302-303, невозможно;

- в пределах положительных локальных осложнений происходит сжатие в подошвенной части пласта, что сдерживает темпы обводнения скважин подошвенной водой. Безводные периоды на таких участках максимальны, что позволяет рекомендовать данные участки залежи как наиболее перспективные для заложения добывающих скважин и проведения различных геолого-технических мероприятий. Отрицательные локальные осложнения являются зонами разуплотнения коллекторов в районе ВНК, что приводит к интенсивному обводнению, поэтому необходимо производить выработку запасов этих участков залежи в щадящем режиме;

- глинистый пропласток в районе ВНК способствует сдерживанию обводненности продукции скважин, являясь водоупором, экранирующим прорыв подошвенных вод. Однако невыдержанность данного пропластка по простиранию не позволяет считать его экранирующим прорыв подошвенных вод по всей площади залежи 302-303;

- породы с различной степенью содержания глинистых минералов в разрезе залежи по-разному ведут себя в процессе формирования трещиноватости. При повышенном содержании глинистых минералов разгрузка тектонических напряжений происходит преимущественно в виде пластических деформаций, нежели дизъюнктивных;

- подобранная тектонофизическая модель образования трещиноватости, учитывающая наличие экранирующего пропластка, либо содержание глинистых минералов в серпуховско-башкирских отложениях по разрезу скважин, отражает фактическую структуру трещин в серпуховско-башкирских отложениях Куакбашского вала и дает возможность рассматривать залежь 302-303 как объект с различными четко прослеживающимися фильтрационными свойствами.

Глава 3. Выявление причин быстрого обводнения карбонатных коллекторов

залежи 302-303

В главе анализируются дополнительные геологические факторы, способные повлиять на темп обводнения залежи 302-303. Также проведен анализ последствий недоучета структуры трещиноватости на обводненность добываемой продукции. По результатам исследований выявлено следующее:

- высокие темпы обводнения скважин имеют слабую связь с такими факторами как: вид первичного вскрытия, расстояние до ВНК от перфорационных отверстий, наличие

кислотных обработок призабойной зоны пласта сразу после бурения, длина горизонтальной части ствола, конечные давления закачки при водоизоляционных работах (ВИР), либо вовсе не зависят от: наличия в скважинах интервалов с повышенными значениями кавернометрии, наличия зон с низким процентом выноса керна, типа вторичного вскрытия, перфорированной толщины, вертикально вскрытой нефтенасыщенной толщины, коэффициентов пористости, нефтенасышенности, диаметра открытого ствола скважины, наличия интервалов поглощения промывочной жидкости, абсолютных отметок кровли башкирских отложений, азимута горизонтального ствола, первоначальных отборов по жидкости, накопленных за безводный период отборов по нефти, кратности увеличения отборов жидкости;

- при вскрытии продуктивной части в отрицательных структурных осложнениях использование буровых растворов, содержащих твердую фазу (мел, глина-порошок), способствует замедлению темпа обводнения, а в положительных структурных осложнениях приводит к снижению притока жидкости.

Из вышеизложенного следует, что тип структурного осложнения по кровле башкирских отложений и наличие глинистого пропластка в зоне ВНК играют решающую роль в интенсивности обводнения скважинной продукции, а недоучет структуры трещиноватости приводит к снижению эффективности разработки залежи.

Глава 4. Рекомендации по использованию выявленных структурно-тектонических факторов, влияющих на эффективность разработки трещинно-поровых коллекторов залежи 302-303

Рекомендуется необходимость проведения ФОЖ на начальной стадии разработки только на локально приподнятых участках. Для скважин с обводненностью продукции более 60% в качестве ФОЖ устанавливается максимально возможный отбор жидкости. Для адаптации подобранной модели были проведены работы по ФОЖ на скважинах, расположенных на разных структурных осложнениях (табл. 2).

В результате при примерно равных отборах по жидкости на скважинах, расположенных в пределах положительных структурных осложнений, депрессия на пласт составила 22 атм., что привело к притоку нефти из матрицы. В отрицательных структурных осложнениях гидродинамическая связь с подошвенной водой привела к увеличению отборов воды и конечному водонефтяному фактору, равному 45. Эффект от ФОЖ в отрицательном структурном осложнении был получен лишь на скважине, приуроченной к положительной аномалии на карте средневзвешенных коэффициентов глинистости.

Таблица2

Эффективность применения форсированного отбора жидкости в различных структурных осложнениях кровли башкирских отложений

Показатели эксплуатации скважин после проведения форсированного отбора жидкости о. о

Количество скважин, шт Вид структурного осложнения Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Давление пастовое, атм Давление забойное, атм Депрессия на пласт, атм ■е « 0 X 1 О К § о со

23 положительное 156 21 85 71 49 22 12

8 отрицательное 141 13 90 71 64 7 45

Для повышения эффективности ВИР предлагается проводить последовательную закачку цемента марки ПЦП-О-СС-1 и цемента марки ГПТЦ1-50 с кварцевым песком. Для предотвращения захоронения невыработанных запасов нефти предлагается проводить разбуривание цементного стакана, расширяющим долотом.

Цементная масса марки ПЦТ1-0-СС-1 сильно раздроблена, что способствует глубокому проникновению ее в мелкие каналы трещинной системы. При последующей продавке цемента марки ПТЦ11-50 с кварцевым песком с размерностью частиц от 1,2 до 2 мм произойдет рост давления в трещинной системе. По причине наличия крупных частиц не произойдет сильной кольматации каналов нефтенасыщенной матрицы породы. В следующей операции производится разбуривание цементного стакана и двухсантиметровой корки открытого ствола В результате открываются для выработки блоки пласта, а обводняющие продукцию трещины надежно изолированы. Это позволит создавать необходимые депрессии на блоки без прорыва подошвенных вод. Предлагаемые условия подбора скважин: скважина пробурена с открытым забоем в отрицательном структурном осложнении.

Для повышения успешности ВИР в работе проведено выделение успешных и малоуспешных обработок с последующим нанесением их на структурную карту кровли башкирских отложений. В результате выявлено, что более 80 % успешных обработок проведены на скважинах, расположенных на поднятии. Из неуспешных обработок 90 % проведены в пределах отрицательных структурных осложнений. При этом, несмотря на то, что средний объем закачанного реагента был увеличен на 12 м3, среднее конечное давление закачки было ниже на 47атм. Следовательно, в скважинах, расположенных в отрицательных

структурных осложнениях, необходимо целенаправленно проводить ВИР по предложенной технологии, либо использовать реагенты с высокими тиксотропными свойствами.

С целью повышения эффективности применения горизонтальных скважин было проведено сопоставление простирания зон трещиновато ста с азимутами 96 горизонтальных стволов скважин. В результате установлено: скважины, пробуренные поперек простирания зон трещиноватости, имеют меньший безводный период; характеризуются низкой продолжительностью эффектов от ВИР; имеют высокие коэффициенты продуктивности; реагируют на увеличение отборов жидкости интенсивным обводнением. Таким образом, на залежи 302-303 горизонтальные скважины рациональнее проводить вдоль простирания зон трещиноватости.

На залежи 302-303 проведены исследования притока на 4 горизонтальных скважинах, по результатам которых установлено, что из 250 - метрового открытого горизонтального ствола в работе участвует лишь 10-12 метровый интервал, расположенный в начале открытого горизонтального ствола. Для включения в работу всего открытого горизонтального ствола и решения проблем, связанных с низкой эффективностью ВИР, на пробуренном фонде скважин предлагается:

- опустить хвостовик насоса до забоя скважины, с целью отсечения части открытого ствола скважины поместить приемный фильтр между двумя пакерующими устройствами. Интервал притока жидкости из коллектора в ствол скважины переместится на забой, т.е. в ранее неработающий интервал. Это позволит снизить обводненность добываемой продукции. После прекращения эффекта необходимо перемещать хвостовик в следующие интервалы вверх по стволу и продолжать эксплуатацию скважины. Расстояние между пакерами не должно превышать 150 м в скважинах, пробуренных вдоль простирания зон трещиноватости, и 100 м для скважин, азимуты которых пересекают зоны трещиноватости.

- полностью перейти на точечную закачку путем установки фильтра между пакерующими устройствами в середине интервала обводнения, отсекая интервал прорыва вод от остального ствола скважины. Размещение точки максимальной . репрессии непосредственно в интервале прорыва вод позволит надежно его блокировать, сократив объемы закачиваемого реагента.

В качестве рекомендаций по проектному фонду горизонтальных скважин предлагается следующее. Из-за трудностей вовлечения всего открытого горизонтального ствола скважины в работу проектировать открытый ствол длиной не более 60-100 м, либо спускать эксплуатационную колонну до забоя скважины, с последующим ее цементированием и перфорацией интервала протяженностью не более 30 м начиная от забоя

скважины. После выработки запасов производить отключение интервала с дострелом нового интервала, расположенного выше по стволу скважины.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Доказано, что ориентирование трещин и степень их раскрьгшсти в карбонатных коллекторах башкирско-серпуховских отложений Куакбашского вала определяется направлением вертикальных движений блоков фундамента в процессе формирования локальных брахиформных структур. Проведенная адаптация подобранной текгонофизической модели к залежи 302-303 позволяет утверждать, что на локальных поднятиях разуплотнение пород с образованием трещин происходило в кровле карбонатного массива, а на отрицательных структурных осложнениях - в подошве массива, что способствовало опережающему обводнению продукции скважин.

Установлено, что из всех геологических причин и факторов технологического воздействия, влияющих на интенсивность обводнения залежи 302-303, основное влияние оказывают различная плотность субвертикальных трещин в кровле поднятий и подошве прогибов, а также наличие глинистого пропластка в подошвенной части протвинского горизонта. Этот пропласток в условиях естественного водонапорного режима осложняет текгонофизическую модель, выполняя роль локального флюцдоупора, который препятствует вертикальному прорыву воды и опережающему обводнению продукции скважин в отрицательных и положительных структурных осложнениях.

На основании установленных закономерностей в развитии трещиновагосги, с учетом спорадически развитого глинистого пропластка в подошвенной части протвинского горизонта разработаны рекомендации по оптимизации освоения запасов. Данные рекомендации носят комплексный характер и позволяют повысить эффективность разработки залежи 302-303 путем дифференцированного применения: способа вытеснения нефти в карбонатных коллекторах на начальной стадии разработки при форсированном отборе жидкости; технологии изоляции прорыва пластовых вод по трещинной системе в карбонатных коллекторах водоплавающих залежей; решений, направленных на повышение эффективности применения горизонтальных скважин, вскрывших серпуховско-башкирские отложения Куакбашского вала

Основные результаты диссертации представлены в следующих опубликованных работах:

1. Гуськов ДВ. Нетрадиционный взгляд на предназначение буровых растворов применяемых при вскрытии карбонатных коллекторе» // Молодые - наукам о Земле. Сб. избранных докладе». - Москва, 2006.-С.147-148.

2. Гуськов ДВ. Проблемы, связанные с разработкой карбонатных коллекторов 302,303 залежей Ромашкинского месторождения, требующие решения в ближайшее время // Молодые - наукам о Земле. Сборник избранных докладе®.- Москва, 2006. - С.149-150.

3. Гуськов ДВ. Анализ качества первичного вскрытая карбонатных пластов башкирского и серпуховского горизонтов на различных громывочных жидкостях // Проблемы геологии и разработки трудноизвлекаемых запасов в терригенных и карбонатных коллекторах. Тезисы докладе® семинара.-БугульмаД005. - С. 9-10.

4. Гуськов ДВ, Хамидуллин М.М, Нечваль СВ. Анализ эффективности применения горизонтальных скважин для разработки карбонатных коллекторов (На примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения) // Интервал, 2005. - №11-12. - С. 58-60.

5. Гуськов ДВ. Пути решения проблем, связанных с разработкой карбонатных коллекторов, характеризующихся вертикальной трещиноватостью // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006. - №2. - С.64-67.

6. Гуськов ДВ. Особенности геологического строения и разработки 302,303 залежей нефти Ромашкинского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006.- №9. - С.58-63.

7. Гуськов ДВ. Подбор оптимальных технологий освоения карбонатных коллекторов 302, 303 залежей Ромашкинского месторождения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2006. - №8 - С.5-8.

8. Гуськов ДВ. О положительном опыте кольматации призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах, осложненных вертикальной трещиноватостью // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2006. - №7—С. 36-39.

9. Гуськов ДК, Шайдуллин РХ. Роль трещиноватости в процессе разработки карбонатных коллекторов (на примере 302-303 залежей нефти Ромашкинского месторождения) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006.- №12 - С.65-68.

10. Гуськов ДВ, Шайдуллин Р.Г. Габдрахманов Р.А. Новые подходы к освоению трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах // Новые подходы к освоению трудноговлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах. Материалы всероссийской конференции. - Казань, 2007. - С.185-190.

11. Гуськов ДВ, Гуськова Ф.Н. Внесение корректив в процесс разработай месторождений, разработанных на основании изучения трещиноватости карбонатных коллекторе» // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных бшумов: Материалы научной конференции.- Казань: Изд-во КГУ, 2007. - С.190-195.

12. Гуськов ДВ, Шайдуллин Р.Г. Исследование течения жидкости в сложнопостроенных карбонатных коллекторах // Большая нефть XXI века. Материалы научно-пракгаческой конференции.- Альметьевск. 2006. -С .55-57.

13. Гуськов ДВ, Шайдуллин Р.Г. Оценка степени влияния тектонических движений на строение и разработку массивной залежи нефти (на примере 302-303 залежи Ромашкинского месторождения) // Большая нефть XXI века. Материалы научно-пракпиеской конференции,- Альметьевск, 2006. -С. 5759.

14. Гуськов ДВ. Особенности выработки запасов в залежах нефти, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам // Материалы X международного симпозиума

«Проблемы геологии и освоения недр». - Томск, 2007. - С.112.

15. Гуськов Д.В. Новые концепции повышения нефтеотдачи на горизонтальных скважинах 302,303 залежи Ромашкинского месторождения // X международный симпозиум «Проблемы геологии и освоения недр». - Томск,-2007. - С. 122.

16. Хамццуллин М.М., Нечваль СВ., Гуськов ДВ. Оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи гидродинамическими методами исследования // Интервал, 2005. - №11-12. - С25-28.

17. Канадурова Г.Ф., Хисамов Р.С., Дияшев P.IL, Нурмухаметов Р.С, Мурзаев АА, Гуськов ДВ, Галимов И.Ф, Кандауров С.В. Патент РФ2282025, Способ разработки нефтяной залежи // Бголлютень Изобретения.-2005.

18. Шайдуллин Р.Г., Гуськов Д.В. Модель трещинообразования в карбонатном массиве 302, 303 залежей нефти Ромашкинского месторождения //Георесурсы, 2007 -№4 - С.14-16.

19. Шайдулшш Р.Г., Гуськоп ДВ. Определение направления преимущественной трещиноватости и ее влияние на разрабопд' карбонатных коллекторов горизонтальными скважинами. //Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей. Материалы научной конференции. - Казань: Изд-во КГУ 2007 -С.654-658.

20. Гуськов ДВ. Прогноз зон развишя трещиноватости карбонатных коллекторов с цепью повышения эффективности разработай залежи 302-303 Ромашкинского месторождения) // IV международной научно-практической конференции молодых ученых. Сборник научных трудов -Таганрог, 2012. -С. 56-59.

21. Гуськов ДВ, Галимов И.Ф. Особенности залежи нефти в карбонатных коллекторах Куакбашского вала Ромашкинского месторождения и обводнения добывающих скважин // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2012.- Т.7 - №4. - €58-63. http://mvw.ngtp.ru/ruiy4/62_2012.pdt

Отпечатано с оригинал-макета заказчика. Подписано в печаль 12.022013. Формат 60x84/16 Тираж 100 экз. Заказ № 663

ООО «Городская типография». 423450, РТ, г. Альметьевск ул. Марджани, 82