Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-промысловое моделирование карбонатного резервуара высоковязкой нефти в каменноугольных и нижнепермских отложениях Усинского месторождения

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-промысловое моделирование карбонатного резервуара высоковязкой нефти в каменноугольных и нижнепермских отложениях Усинского месторождения"

На правах рукописи

005555856

Руднев Сергей Анатольевич

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КАРБОНАТНОГО РЕЗЕРВУАРА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В КАМЕННОУГОЛЬНЫХ И НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.12. - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 7 НОЯ 2014

Москва-2014

005555856

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,

профессор Гутман Игорь Соломонович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Грунис Евгений Борисович

кандидат геолого-минералогических наук, Соколов Александр Владимирович

Ведущая организация ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-

исследовательскй институт им. академика А. П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

Защита состоится «С ■_> (>с . в (в аудитории 232 на заседании

Диссертационного Совета Д 212.200.02 при Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект д. 65 корп.1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина» и на сайте http://www.gubkin.ru/diss2/

Автореферат разослан «_»_20_г.

Ученый секретарь диссертационного совета, . //у .

кандидат геолого-минералогических наук _—' Л.В. Милосердова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время остро стоит вопрос об извлечении из недр трудноизвлекаемых запасов УВ. К трудноизвлекаемым относят запасы нефтяных залежей (месторождений, объектов разработки) или их частей, отличающиеся неблагоприятными для извлечения геолого-физическими характеристиками и условиями залегания нефти.

Выделяется несколько групп трудноизвлекаемых запасов (H.H. Лисовский, Э.М. Халимов):

- аномальных нефтей (в том числе содержащих высоковязкие нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 30 мПа*с);

- неблагоприятных коллекторов (низкопроницаемые и низкопоровые, прерывистые и т.д.);

- контактных зон;

- нефтей, залегающих в неблагоприятных горногеологических условиях, осложняющих бурение скважин и добычу нефти (глубина более 4500 м и т.д.);

- остаточных запасов нефти с высокой степенью выработанности.

Каменноугольно-нижнепермская залежь Усинского месторождения является

примером залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так как вязкость нефти в пластовых условиях составляет в среднем 710 мПа*с. Кроме того, эта залежь является уникальным примером объекта сложного геологического строения. Месторождение было открыто в 1963 году и является одним из крупнейших в Тимано-Печор-ской нефтегазоносной провинции.

Каменноугольно-нижнепермская залежь высоковязкой нефти Усинского месторождения оказалась очень сложной как для освоения, так и для проектирования ее разработки. Изучением геологического строения и проектированием разработки занимались специалисты институтов ВНИИнефть, ПечорНИПИнефть, ВНИПИтермнефть, МИНХ и ГП имени И.М. Губкина. Изучением геологического строения и проектированием разработки занимались: Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, A.A. Боксерман, А.Р. Гарушев, И.С. Гутман, К.Э. Джалалов, М.М. Иванова, A.B. Лобусев, А.П. Носов, A.A. Раковский, Л.М. Рузин, П.Т. Савинкин, А.И. Сало, С.О. Урсегов, В.П. Филиппов, А.К. Цехмейстрюк и другие. Руководство реализацией проектов разработки осуществляли геологические

службы объединения Коминефть (О.О. Шеремета, Н.И. Лисин, В.И, Гайдеек, В.З. Лапидус, А.К. Цехмейстрюк, Д.В. Коновалов, Б.А. Головизин, П.И. Красиков), НГДУ Усинскнефть и Комитермнефть (А.Н. Гриценко, А.И. Басков, А.К. Якименко, В.В. Печерный, В.П. Веричев, К.С. Сыкулев, A.B. Кирсанов, Х.Р. Шумилина, Г.Н. Иванов) и другие.

Цель и задачи исследования

Целью работы является изучение особенностей геологического строения, а также условий залегания продуктивных отложений в карбонатном разрезе каменно-угольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения на основе автоматизированной детальной корреляции для совершенствования системы разработки залежи.

Научная новизна

1. Впервые с помощью ПК «AutoCorr» по единой методике выполнена детальная корреляция разрезов всего массива скважин (1311 единиц), позволившая научно обосновать новую геологическую модель залежи высоковязкой нефти и определить местоположение зон повышенной трещиноватости по площади.

2. Выполнена типизация карбонатного разреза и установлена зональность распространения выявленных биогермных тел по площади и разрезу карбонатного резервуара залежи высоковязкой нефти.

3. Впервые доказано влияние тектонических процессов на особенности формирования карбонатного резервуара, обусловленность блоковой тектоникой многочисленных стратиграфических несогласий.

Практическая значимость и реализация работы

1. Методические приемы при выполнении детальной корреляции в программном комплексе «AutoCorr» для изучения карбонатного разреза каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения опубликованы в «Методических рекомендациях к корреляции разрезов скважин» под редакцией профессора И.С. Гутмана, одобренных Экспертно-техническим советом Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ» Роснедра, Протокол от 15 ноября 2012 г.).

2. Результаты автоматизированной детальной корреляции разрезов скважин использованы в качестве основы для трехмерного геологического и гидродинамического моделирования. На основе предложенной геологической модели карбонатного резервуара филиалом ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "ПечорНИПИнефть" в г.Ухте составлена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки актуальных участков пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения», которая защищена в Центральной комиссии по разработке и утверждена Федеральным Агентством по Недропользованию - Роснедра (протокол № 5396 от 26.07.2012г).

Основные защищаемые положения

1. Обоснован приоритетный комплекс методов ГИС для выполнения детальной корреляции в различных частях карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти. Основными методами являются: потенциал-зонд (ПЗ), индукционный каротаж (ИК), гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК).

2. Карбонатный разрез залежн высоковязкой нефти сложен преимущественно биогермными известняками, которые имеют слоистую структуру, а не представляют собой единый рифовый массив, как предполагалось ранее. Омоложение биогермных тел в карбонатном разрезе происходит в западном направлении.

3. Выявлены и закартированы зоны активной вертикальной трещиноватости, обусловленные неоднократными тектоническими инверсиями отдельных блоков в пределах залежи, что подтверждается многочисленными размывами многометровых интервалов разреза.

4. Обводнение участков залежи происходит в первую очередь за счет подтягивания пластовой воды снизу по зонам вертикальной трещиноватости, которая, к тому же, при слабой глинистой покрышке толщиной 10-15 метров способствовала потере нефтью залежи легких и летучих компонентов и приобретению сверхвысокой вязкости - 710 мПа*с.

Апробация работы и публикации

Результаты исследований и основные положения диссертационной работы доложены на научно-практических конференциях: «Губкинские чтения», г. Москва, 2009, 2011 гг.; «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»,

г. Москва, 2010 г.; «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», г. Москва, 2011 г.; «Актуальные проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» г. Ухта, 2012 г.; «Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» г. Москва, 2013 г.

Результаты работы отражены в десяти печатных работах, в том числе двух изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура н объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка. Общий объем работы составляет 130 страниц и включает 56 рисунков. Список литературы содержит 46 наименований.

Фактический материал

Исходными данными для выполнения диссертационной работы послужили диаграммы ГИС по 1311 скважинам, пробуренным в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения. Кроме того, с целью детального изучения геологического строения использовались данные анализа кернового материала, результаты интерпретации данных ГИС, результаты сейсморазведочных работ, а также результаты разработки залежи высоковязкой нефти.

Автором выполнена детальная корреляция всего массива скважин (1311 единиц), пробуренных в пределах залежи высоковязкой нефти.

Автор искренне благодарит к.г-м.н., профессора, академика РАЕН И.С. Гутмана за научное руководство, помощь и советы на протяжении всей работы над диссертацией.

За ценные советы и рекомендации автор признателен заведующему кафедрой профессору, д.г-м.н. A.B. Лобусеву; профессору, д.г.-м.н. В.П. Филиппову, доценту, к.ф.-м.н. И.Ю. Балабану, доценту, к.ф.-м.н. В.М. Староверову. Автор глубоко признателен всем сотрудникам кафедры промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и Института проектирования и научной экспертизы в области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (ИПНЭ) за помощь и внимание.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформированы цель и основные задачи исследования, научная новизна, практическая значимость и защищаемые положения.

Глава 1. Представления о геологическом строении карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти

Усинское месторождение открыто в 1963 г., когда при опробовании в опорной скв. № 1 (интервал 1216-1305 м) каменноугольно-нижнепермских карбонатных отложений был получен приток тяжёлой высоковязкой нефти. Залежь лёгкой нефти в терригенных отложениях среднего девона выявлена в 1968 г. поисковой скв. № 7, в которой с глубины 3080-3144 м получен мощный фонтан дебитом 665 т/сут при штуцере 20 мм. В 1972 г. при опробовании разведочной скв. № 32 испытателем пластов получен приток лёгкой нефти из доломитов серпуховского надгоризонта.

Представления о геологическом строении каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения существенно менялись по мере накопления геолого-геофизической информации.

На дату первого подсчета запасов в 1972 г. (А.И. Сало, П.Т. Савинкин) по результатам бурения 14 скважин предполагалось, что залежь высоко вязкой нефти приурочена к единому слоистому карбонатному массиву. По сложности геологического строения залежь была отнесена к типу простых.

В 1985 году (И.С. Гутман, М.М. Иванова) разрез каменноугольно-нижнепермской залежи характеризовался более сложным, чем казалось ранее, строением в связи с выявленными зональными изменениями условий осадконакопления. Так, были установлены резкие смены толщин продуктивных отложений и зональные изменения типов отдельных интервалов разреза при относительной выдержанности его общей толщины. Эти изменения связывались с размывами и перерывами в осадко-накоплешш, достигавших несколько десятков метров (до 56 м) в пределах отдельных зон. Кроме того, было высказано предположение, что размывы и перерывы в осадко-накоплении связаны с разной тектонической активностью отдельных зон. Учитывая жесткость карбонатных пород, тектоническая активность способствовала формирова-

нию вертикальной трещиноватости карбонатных пород той же ориентировки, что и у разрывных нарушений фундамента, хотя по данным бурения видимых тектонических нарушений в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи установлено тогда не было.

В тот же период 1985 - 1987 некоторыми учеными (Д.В. Коновалов, A.B. Петухов) также высказывались предположения о наличии в карбонатных коллекторах залежи высоковязкой нефти высокопроницаемых зон, связанных с повышенной трещиноватостью. Они предложили методику выявления ареалов зон тектонического разуплотнения на основании разделения разреза каменноугольно-нижнепермской залежи на высокоомную (верхнюю) и низкоомную (нижнюю) части.

В 1998 году при составлении отчета по подсчету запасов нефти каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения (А.К. Цехмейстрюк, А.П. Носов) геологическое строение залежи было пересмотрено. В процессе разработки залежи отмечались прорывы подошвенных вод по всей 350-метровой высоте в центральной части залежи, что свидетельствовало об отсутствии слоистости на этих участках. В тот же период по данным бурения, а также методами сейсморазведки на северных от Усинской структурах Колвинского мегавала (Возейской, Южно-Хыльчуюской) в каменноугольно-нижнепермской толще было установлено развитие органогенных построек типа рифов.

Исходя из региональной закономерности и на основании комплексного анализа всех материалов, в 1998 году предполагалось развитие органогенных построек в центральной части Усинской площади, которая, замыкая южную оконечность Колвинского мегавала, занимала в тектоническом отношении наиболее выгодные для роста таких построек положение. Палеоструктурный анализ показал, что центральная сводовая часть Усинской структуры в течение позднекаменноугольного и раннепермского периодов возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятия субмеридионального простирания.

На основе детальной корреляции разрезов скважин, пробуренных к 1998 году, и литолого-фациального анализа в пределах залежи были выделены три фациальные зоны, обусловленные различием условий седиментации:

I зона - западное крыло структуры;

II зона - центральная сводовая часть структуры;

Ш зона - восточное крыло структуры.

I и III зоны характеризовались слоистым строением карбонатного разреза, тогда как в пределах II зоны выделялись участки с массивным неслоистым залеганием известняков, которые интерпретировались как зоны развития органогенных построек типа рифов.

Таким образом, в центральной части залежи выделялись органогенные постройки с массивным строением карбонатного разреза. Отсутствие слоистости разреза обосновывалось прорывами подошвенных вод по всей 350-метровой высоте залежи.

Однако новые возможности и методические приемы корреляции позволили установить слоистость карбонатного разреза по всей площади залежи, кроме того, биогермные известняки подтверждены керном на западном (скв. 2-ОЦ) и восточном (скв. 7-ОЦ) крыльях складки, в пределах которых раньше не выделялись органогенные постройками. Прорывы подошвенных вод и обводненность продукции связаны с другими причинами.

Таким образом, анализ ранее выполненных работ показал, что представления о геологическом строении каменноугольно-нижнепермской залежи постоянно менялись с появлением новых данных. На настоящий момент на залежи пробурено 1311 скважин, проведены сейсморазведочные работы 2D и 3D (на западном крыле и южной пе-риклинали Усинской структуры).

На основании положительных результатов опытных работ по тепловому воздействию на пласт и дополнительных теоретических и лабораторных исследований в 1985 г. ВНИИнефть, ПечорНИПИнефть, ВНИПИтермнефть и МИНХ и ГП имени И.М. Губкина составили технологическую схему разработки всех объектов каменноугольно-нижнепермской залежи с применением теплоносителей. После детального анализа геофизических, промысловых и других материалов была уточнена геологическая модель залежи и пересмотрены границы эксплуатационных объектов, в связи с чем геологические запасы нефти по объектам распределились следующим

образом: нижний объект — 19%, средний — 46% и верхний — 35%. На каждый из трех объектов предусмотрена самостоятельная сетка скважин: 250x250 м в зоне, разбуренной по первой технологической схеме, 300x300 м в неразбуренных зонах месторождения. Принята площадная девятиточечная система размещения скважин с центральной нагнетательной. В качестве базовой технологии принята следующая стадийность разработки: эксплуатация скважин на естественном режиме в течение 1,5-2 лет; парациклические обработки нагнетательных и угловых добывающих скважин; площадное вытеснение нефти паром и переход на закачку в пласт ненагретой подтоварной воды для продвижения тепловой оторочки к забоям добывающих скважин. Реализация этой технологической схемы началась в 1988 году и осуществляется поныне.

На настоящий момент каменноугольно-нижнепермская залежь Усинского месторождения по степени обводненности (около 82%) находится на поздней стадии разработки, а по степени выработанности геологических запасов на начальной стадии разработки (7,7%). В пределах купольной и прикупольной частях залежи пробурено 1311 скважин, однако южная, и западная части практически не охвачены эксплуатационным бурением.

Глава 2. Общие сведения о геологическом строении и нефтегазоносность Усинского месторождения

В главе 2 рассмотрены общие сведения о геологическом строении Усинского месторождения. Геологический разрез Усинского месторождения изучен от силурийских до четвертичных отложений. Самая глубокая скважина на Усинском поднятии (скв. № 37) с забоем 5005 м вскрыла нижнесилурийские отложения. Общая толщина осадочного чехла по сейсмическим данным оценивается в 7 км и более. Осадочный чехол сложен отложениями ордовикской, силурийской, девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой и четвертичной систем.

В тектоническом отношен™ Усинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре, осложняющей южную оконечность Колвинского

мегавала Тимано-Печорской провинции. Колвинский мегавал занимает северную часть Печоро-Колвинского авлакогена.

На Усинском месторождении разведанные промышленные залежи нефти приурочены: к терригенным отложениям внзейского яруса (серпуховский надгоризонт), фаменского яруса верхнего отдела девонской системы и к карбонатной толще сред-некаменноугольно-нижнепермского возраста. Основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в терригенных отложениях среднего отдела девонской системы и карбонатах каменноугольно-ннжнепермского возраста. Более мелкие по величине запасов залежи - фаменская и серпуховская полностью расположены в пределах крупной каменноугольно-нижнепермскои залежи нефти. Кроме того, интенсивные нефтепроявления отмечены при проходке карбонатов нижнего девона, домани-кового горизонта и аллювиальных песчаников верхнепермской системы. Эти интервалы нефтепроявлений являются первоочередными объектами при доразведке месторождения.

Залежи, приуроченные к среднедевонским, фаменским и серпуховским отложениям, содержат маловязкие нефти (вязкость 2-3 мПа*с). Каменноуголыго-нижнепермская залежь содержит нефть аномальной вязкости - 710 мПа*с.

Глава 3. Детальная корреляция разрезов скважин и особенности залегания карбонатных отложений в резервуаре залежи высоковязкой нефти

В главе 3 рассмотрены методические приемы корреляции разрезов скважин каменноуголыю-нижнепермской залежи высоковязкой нефти, а также результаты сопоставления разрезов скважин. Кроме того, в главе показана типизация карбонатных разрезов и выполнен анализ распространения биогермных тел по площади и разрезу залежи.

Детальная корреляция разрезов скважин является основным методом изучения внутреннего строения недр, построенным на принципе сопоставления разрезов скважин с целью выделения и прослеживания по площади одноименных комплексов, горизонтов, пластов-коллекторов и непроницаемых прослоев между ними. Этот метод позволяет выяснить условия залегания продуктивных горизонтов, степень постоянства толщины и параметров, выявить пути фильтрации флюидов.

Построение схем корреляции по каменноугольно-нижнепермским отложениям в пределах Усннского месторождения вызывает, как будет показано ниже, значительные трудности, поскольку большая часть разреза подвержена стратиграфическим несогласиям, а весь он разбит на множество тектонических блоков. Выявление подобного рода нарушений требует применения ряда методических приемов при корреляции разрезов скважин, чтобы добиться результата, объективно отражающего на схеме корреляции реальную обстановку осадконакопления карбонатных отложений. К числу таких приемов относятся:

- выбор комплекса наиболее информативных кривых ГИС;

- усиление масштаба записи визуально наименее информативных кривых ГИС при корреляции;

- предварительная корреляция по одной кривой с последующей ее проверкой по остальным геофизическим кривым;

- растяжение и сжатие кривых ГИС в интервале вертикальных масштабов от 1:1000 до 1:100 и выше;

- закраска интервалов, ограниченных одной или двумя кривыми;

- последовательное палеопрофилирование с неоднократной сменой линий сопоставления в разрезе отложений в разных направлениях по высоте.

Детальная корреляция разрезов скважин была выполнена в программном комплексе «АШоСогг». В проект были загружены исходные данные, такие как: условные устьевые координаты скважин, каротажные диаграммы всех 1311 скважин, инкли-нометрия. На основе этих данных построена триангуляционная сеть для выполнения детальной корреляции разрезов скважин.

При детальном изучении карбонатного разреза Усинского месторождения установлено, что наиболее информативными методами являются методы ИК, ПЗ, ГК иНГК.

Методом индукционного каротажа ИК хорошо выделяются границы продуктивной части. Повышения показаний ИК (электропроводности) в верхней и нижней части разреза представляют собой, соответственно, кровлю и подошву продуктивного интервала.

Метод Ж позволяет не только выделить кровлю и подошву продуктивной части залежи, но и при дополнительной дифференциации индукционного метода хорошо видны детали, по которым можно контролировать корреляцию в продуктивной части разреза (рис. 1).

Следующим методом для выполнения корреляции был выбран потенциал-зонд (ПЗ), который также хорошо дифференцируем на всем продуктивном интервале. Метод ПЗ имеет максимумы в высокопористых интервалах, заполненных нефтью (при пониженных значениях ГК и средних показаниях НТК).

На'- г гг о\ ос Г~1 л А г| л

да- О СГ\ ю л —й!^ _ и« а? > л 'Кл/

оо ю 00 ГЧ > м ^Л/Ы

/ \ /

оо Щ .у чЛ V 1 У >3 М 25

№ о IV} мк •/л. ( к V- 5 - г- § 1

00 оо гч V л* V

Рис. 1. Усиление масштаба записи кривых ИК для корреляции разрезов скважин а) обычная запись; б) усиление масштаба записи

Несколько хуже дифференцируются кривые нейтронного гамма-каротажа (НТК) и кривая гамма-каротажа (ГК), которые лучше работают в верхней части разреза. Выделенные по ГК локальные реперы используются только для уточнения выделенных другими методами пачек пород.

Таким образом, при изучении продуктивной части разреза каменноугольно-нижнепермской залежи для выполнения детальной корреляции основной упор делался, прежде всего, на методы ПЗ и ИК, в меньшей степени на НТК и ГК (рис. 2).

В процессе выполнения детальной корреляции прослеживались все стратиграфические подразделения, слагающие изучаемый разрез. В качестве опорной была

выбрана скважина № 1142, которая пробурена в центральной части залежи и хорошо сопоставляется со всеми рядом расположенными скважинами. На нее были нанесены стратиграфические отбивки из подсчета запасов 1998 года (промысловые пачки О - 11). С целью максимальной детализации некоторые пачки были дополнительно разделены.

; к I ' 1 ч 1г и тМ И гг 1 А 7\7 и ц| Ж ЩМА 1 л § Щ ЛА^Ц

а

! ¡1 1 11] \ ••• ЭЙ ¡2 1 Лг 1 тмж ^ "1Г^шрл 41 • - ■ 1 'У]" _ -• —^ V V ¡/у 1 Щ

Рис. 2. Комплекс методов ГИС для выполнения детальной корреляции разрезов скважин (ИК - синяя кривая, ПЗ - зеленая, ГК - розовая, НГК - черная).

При выполнении детальной корреляции на основании предложенной методики было установлено, что нижняя часть разреза характеризуется плоскопараллельным залеганием пород и сложена переслаиванием водорослевых, органогенно-водорослевых известняков маломощных аргиллитоподобных глин (рис. 3).

Толщины пачек 4-11 сильно меняются по разрезу, это вызвано как разным составом карбонатных пород, так и активными тектоническими движениями, которые привели к наличию многочисленных стратиграфических несогласий. В целом отмечается слоистый характер залегания пачек продуктивной части разреза (рис. 3-4).

Нижележащие карбонаты (пропласток 3-3) и перекрывающие карбонатный разрез глинистые отложения формировались в относительно стабильное время, тогда как резкие изменения толщин и наличие стратиграфических несогласий в продуктивной части разреза свидетельствуют о наличии активных тектонических движений (рис. 4).

Перекрывает разрез глинистая пачка, условно называемая кровлей карбонатов (пачка ярко-зеленого цвета в верхней части разреза), которая фиксируется по индукционному каротажу и гамма-каротажу. Эта пачка служит покрышкой каменно-

угольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения. Толщина этой пачки меняется в пределах от 10 до 15 метров.

Рис. 4. Схема детальной корреляции разрезов скважин Наряду с косвенными свидетельствами наличия тектонических нарушений, при выполнении детальной корреляции был выявлен сброс. В отличие от стратиграфических несогласий сброс фиксируется выпадением из разреза отдельного интервала, причем, как правило, в одной скважине.

Таким образом, тезис о том, что тектонические нарушения затухают в ангидритах серпуховского надгоризонта нижнего отдела каменноугольной системы, неверен. Наличие явного разлома в пределах продуктивной части разреза является прямым свидетельством тектонической активности в пределах развития каменноуголь-но-нижнепермских отложений.

В разделе 3.3 рассмотрены вопросы, связанные с типизацией карбонатного разреза и выделением биогермных известняков методами ГИС.

Биогермы - известняки, образовавшиеся как изначально литифицированные за счет нарастания друг на друга известьвыделяющих организмов. Организмы, образующие биогермные породы, называются каркасостроителями. В зависимости от форм роста каркасных организмов возникают биогермные известняки или почти полностью сложенные ими, или такие, в которых остатков собственно каркасных форм мало (15-30%), но, тем не менее, именно они определили сингенетическую ли-тификацию породы.

Биогермные массивы представляют собой сложные постройки, состоящие из нарастающих один на другой биогермов или биостромов и сопутствующих, преимущественно органогенно-детритовых пород, образующихся за счет разрушения биогермостроителей. В отличие от рифовых массивов, в них совершенно отсутствуют брекчии, хемогенные лагунные осадки и другие признаки крайнего мелководья и волноломных структур. Размеры биогермных массивов меняются от десятков до сотен метров. Преобладающей формой является куполовидная.

Биогермные постройки, как правило, обладают повышенными емкостными свойствами, которые являются следствием их быстрой литификации, что способствуют возникновению и сохранению первичных сообщающихся пустот разного размера. На первичные коллекторские свойства накладываются различно направленные и многостадийные вторичные процессы, характер которых в значительной степени определен типом пород и условиями отложений, а кроме того зависит от тектонических, гидрогеологических, температурных и динамических условий нахождения органогенных построек.

Повышенные показания сопротивления по методу потенциал зонда, совместно с низкими и средними значениями ГК и НТК в карбонатном разрезе каменноуголь-но-нижнепермской залежи Усинского месторождения связаны с УВ-содержащими интервалами, характеризующимися улучшенными емкостными свойствами. Эти интервалы повышенного значения сопротивления по потенциал зонду соответствуют проницаемым преимущественно биогермным известнякам, кроме того, так как

скважины пробурены в пределах контура нефтеносности, данные интервалы в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи должны иметь повышенную нефте-насыщенность, а, следовательно, на каротажных диаграммах характеризоваться повышенными показаниями сопротивления по ПЗ.

Для подтверждения этой гипотезы были привлечены данные керна из оценочных скважин, пробуренных с хорошим выносом керна. Однако, по странному стечению обстоятельств, именно в этих скважинах, и именно только в продуктивной части разреза исследования методов потенциал зонда и индукционного каротажа не проводились. Таким образом, оставался только косвенный путь проверки: выполнить корреляцию с близлежащими скважинами, в которых есть ПЗ и Ж, и сравнить их с интервалами, где в скв. 2-ОЦ по керну выделены интервалы биогермных известняков. В результате сопоставления установлена хорошая связь интервалов с высокими показаниями сопротивления по методу ПЗ с керновыми данными. Кроме того, отмечается, что биогермные известняки характеризуются улучшенными ФЕС как по керну, так и по ГИС.

Как было указано выше, биогермные тела не формируют единый рифовый массив, а имеют слоистую структуру. При этом по площади залежи меняется возраст этих тел. Так, на востоке залежи преобладают наиболее древние биогермные тела среднекаменноугольного возраста, в центральной части появляются более молодые тела, залегающие в средней части разреза (позднекаменноугольный период), и на западе залежи выделяются самые молодые биогермные тела раннепермского возраста, залегающие в верхней части разреза.

На рисунке 5 представлена схема детальной корреляции разреза залежи с выделением красным цветом биогермных тел и зеленым - плотных карбонатных пород. Схема пересекает юго-западный участок залежи с запада на восток, расстояния между скважинами составляют от 100 до 300 метров. На схеме корреляции наблюдаются изменения состава карбонатных пород по площади и разрезу участка залежи. На востоке участка фиксируются наиболее древние биогермные известняки, залегающие в нижней части разреза. Позже биогермные тела развивались уже практически повсеместно. Наиболее молодые биогермы залегают в центральной и западной частях.

Рис. 5. Схема детальной корреляции юго-западного участка залежи высоковязкой нефти

Более наглядно эта картина наблюдается в визуальной среде по параметру ПЗ в программном комплексе АСБУ (рис. 6). АСБУ - отечественный программный комплекс, который включает в себя две программные системы: «АгйоСогг» и «ЭУ-Оео». В основе методики работы программного комплекса лежат два ключевых элемента - автоматическая корреляция (АС) и динамическая визуализация (ЭУ). ПК АСБУ разработан группой ученых Института проектирования и научной экспертизы и Центральной геофизической экспедиции (ОАО «ЦГЭ»).

Визуальная среда представляет собой картину распространения того или иного параметра в пространстве, полученную путем интерполяции скважинной информации вдоль стратиграфических границ. При этом сами границы выравниваются горизонтально. Такое выравнивание позволяет лучше отслеживать видимые границы геологических тел при сечении среды горизонтальными плоскостями. Представленный вертикальный разрез проходит с запада на восток по тем же скважинам, что и на схеме детальной корреляции. На нем видно, что области биогерм с повышенными значениями ПЗ сначала формировались на востоке (а), позже захватили весь разрез (б), затем сместились в западную часть (в).

Изучение распространения биогермных тел по площади является необходимым для проектирования разработки залежи, так как они обладают улучшенными ФЕС, что должно положительно сказаться на показателях разработки. Для оценки влияния наличия биогермных известняков на результаты разработки в данной рабо-

те было проведено сопоставление результатов работы скважин по данным расходо-метрии (РГД) с выделенными биогермными интервалами. В анализе использовались данные по 70 скважинам, расположенным на эталонном и северном участке. В результате анализа было установлено, что биогермные интервалы работают в 90% скважин.

Рис. 6. Биогермные тела в визуальной среде АСОУ

На рисунке 7 показаны каротажные диаграммы с выделенными интервалами биогермов (выделены розовым цветом), а также интервалами перфорации (серым цветом) и работающими интервалами (коричневые). В некоторых интервалах могут работать непосредственно биогермы, а в некоторых могут работать и более плотные, но трещиноватые породы, подпитываемые через трещины из биогермов. По представленным рисункам отмечается, что результаты выделения биогермных тел хорошо коррелируются с данными разработки залежи.

Рис. 7. Сопоставление выделения биогермных коллекторов с результатами расходометрии в скважине 6047.

Глава 4. Особенности тектонического строения карбонатного разреза и их влияние на разработку залежи

В главе 4 рассмотрены методические приемы при выявлении особенностей тектонического строения залежи высоковязкой нефти, а также влияние их на разработку залежи.

Для выявления особенностей тектонического строения каменноугольно-нижнепермской залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения использовались следующие методические приемы:

- последовательное палеопрофилирование;

- анализ карт общих толщин;

- анализ структурных построений.

Выявить стратиграфические несогласия по данным детальной корреляции позволяет последовательное палеопрофилирование. Несогласия, встречающиеся в разрезах скважин, свидетельствуют об активных тектонических процессах, сопровождавших осадконакопление продуктивной части разреза. Кроме того, последовательное палеопрофилирование позволило установить инверсионный характер тектонических движений.

На рисунке 8 представлена схема детальной корреляции с выравниванием на кровлю пропластка 3-3. Выбор линии сопоставления обусловлен тем, что пропла-сток 3-3 разделяет изучаемый разрез на две основные части. Ниже этого пропластка пласты залегают практически плоскопараллельно, то есть они формировались в относительно спокойной тектонической обстановке. Выше залегают карбонатные отложения, которые имеют отличное от нижележащих пород геологическое строение. Отмечаются многочисленные зоны резкого изменения общих толщин разреза. По результатам последовательного палеопрофилирования установлено, что резкие изменения общих толщин связано с многометровыми стратиграфическими несогласиями, которые являются отражением тектонической активности в процессе формирования отложений.

Учитывая жесткость карбонатных пород, можно утверждать, что неоднократные инверсии сформировали тектонически активные зоны, характеризующиеся по-

вышенной трещиноватостью на границах тектонических блоков. Границы этих блоков хорошо выделяются на схемах детальной корреляции, выровненных по подошве продуктивных отложений (рис. 8) по резким «скачкам» кровли карбонатных отложений.

Рис. 8. Схема детальной корреляции с выделением тектонических блоков.

Чтобы протрассировать границы тектонических блоков (зон активной трещи-новатости) по площади были составлены схемы детальной корреляции по профилям, проходящим через каменноугольно-нижнепермскую залежь Усинского месторождения с запада на восток. Каждая следующая линия профиля проходила южнее. Кроме того, на карте общих толщин наблюдаются линейные зоны увеличения толщины. Эти зоны имеют субмеридиональное простирание и соответствуют выделенным по результатам детальной корреляции границам тектонических блоков.

Б связи с вышеописанным, анализ последовательных палеопрофилей и карты общих толщин позволили протрассировать возможные линии тектонических нарушений, с которыми связаны зоны активной вертикальной трещиноватости. Путем сопоставления результатов анализа схем корреляции и карт толщин, были получены предполагаемые границы тектонических блоков.

Анализ структурных карт позволил установить влияние тектонических процессов, сопровождавших осадконакопление, на современный структурный план.

В ходе работы было установлено влияние зон активной трещиноватости на разработку залежи высоковязкой нефти.

По картам обводненности отмечается хорошая корреляция областей обводнения с зонами сочленения тектонических нарушений. На основании этого можно сделать вывод, что повышенная обводненность связана с трещиноватостью пород, к тому же, отмечаются зоны интенсивного обводнения, которые по разным объектам разработки совпадают в плане и приурочены к выделенным тектонически активным зонам. Следовательно, обводнение разреза происходит, в первую очередь, из нижележащих водонасыщенных горизонтов через зоны активной вертикальной трещино-ватости, а не по латерали, как предполагалось ранее при рассмотрении объекта как единого рифогенного массива. Кроме того, новые скважины, которые бурятся на юго-восточной периклинали залежи имеют низкую обводненность, что было бы невозможно в случае латерального обводнения.

В ряде скважин коллективом института ПечорНИПИнефть были проведены гидродинамические исследования, а именно выполнен анализ кривой восстановления давления (КВД) по 37 скважинам. Анализ КВД позволяет определить наличие трещин в скважине, а также присутствие разломов и расстояние до них. Как оказалось, подавляющее большинство скважин (33 скважины), охарактеризованных наличием трещин, лежат на выделенных зонах трещиноватости.

В 2012 году была проведена переинтерпретация данных сейсморазведки на западе и юге залежи. По результатам переинтерпретации было выделено большое количество тектонических нарушений, которые являются продолжением зон активной трещиноватости, выделенных по результатам детальной корреляции (рис. 9). Кроме того, плотность разломов, выделенных по данным сейсморазведки в неразбу-ренной части залежи, соответствует плотности разломов, выделенных в ходе данного исследования.

В отличие от нижележащих залежей в среднедевонских, фаменских и серпуховских отложениях каменноугольно-нижнепермская залежь обладает маломощной покрышкой, кроме того, высота залежи составляет 350 метров.

Вертикальная трещиноватость всего разреза при слабой глинистой покрышке толщиной 10-15 метров обусловила потерю нефтью залежи легких и летучих компонентов, сверхвысокую вязкость нефти - 710 мПа*с.

1—'*| Внешний контур нефтеносности

Тектонические нарушения, по результата!

-' данной работы

—^тл Тектонические нарушения, выделенные —J по данным сейсморазведки

Рис. 9. Карта общих толщин с нанесенными границами тектонических блоков, выделенных по результатам детальной корреляции и тектоническими нарушениями, выделенными по данным сейсморазведки

Заключение

1. Выполнена детальная корреляция разрезов всех скважин (1311 единиц) ка-менноугольно-нижнепермских отложений в пределах Усинского месторождения в ПК «АШоСогг» по единой методике. Основными методами для выполнения детальной корреляции карбонатного разреза залежи высоковязкой нефти являются потенциал зонд (ПЗ), индукционный каротаж (Ж), гамма каротаж (ГК) и нейтронный гамма каротаж (НТК).

2. На основании детальной корреляции выполнена типизация карбонатного разреза и установлено наличие биогермных тел, которые формируют не единый рифовый массив, а имеют сложную слоистую структуру, которая омолаживается в западном направлении на территории залежи.

3. Формирование продуктивных отложений происходило в различных условиях осадконакопления. Так, нижняя часть разреза (пачки 0-3) формировалась в относительно стабильной тектонической обстановке. Породы пачек 4-11, наоборот, отлагались при активизации тектонических процессов.

4. Выявленное множество многометровых размывов, свидетельствует о блоковом строении карбонатного разреза, содержащего залежь высоковязкой нефти. Бло-ковость карбонатного разреза обусловила формирование зон активной вертикальной трещиноватости, усиливающейся благодаря неоднократным тектоническим инверсиям.

5. Последовательное палеопрофилирование и карты толщин отдельных пачек позволили выделить неоднократные смены направлений тектонических движений в процессе формирования отложений.

6. Наличие тектонически активных зон в пределах каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения подтверждается гидродинамическими и сейсмическими исследованиями.

7. Именно сильная вертикальная трещиноватость всего разреза при слабой глинистой покрышке толщиной 10-15 метров способствовала, с одной стороны, потере нефтью залежи легких и летучих компонентов, что обусловило сверхвысокую вязкость нефти - 710 мПа*с. С другой стороны, обводнение продукции происходило за счет подтягивания пластовой воды снизу по вертикальным трещинам, а не по латерали, как предполагалось ранее при рассмотрении объекта как единого рифо-генного массива.

Список опубликованных работ по теме диссертации Б изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Постнова О.В., Руднев С.А., Саакян М.И. -Программный комплекс ACDV для изучения осадконакопления в залежах УВ сложного геологического строения //Геофизика, 2010, С. 17-25.

2. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Урсегов С.О., Прокушева С.А. - Зоны развития коллекторов пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения // Недропользование XXI век, 2012, № 4, С. 28-35.

В других изданиях:

3. Гутман И.С., Руднев С.А., Даниленко А.Н., Уреегов С.О., Пчела К.В. -Особенности геологического строения пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения. // Тезисы докладов II международной конференции «Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» г. Москва, 2013 г.

4. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Алабушин A.A., Даниленко А.Н., Уреегов С.О. - Результаты автоматизированной корреляции разрезов скважин пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения как основа для геологического моделирования и совершенствования процессов разработки. // Тезисы докладов III Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», 2011 г.

5. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Уреегов С.О., Прокушева С.А. Характеристика обводненности пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения в связи с особенностями ее геологического строения на основе результатов детальной корреляции разрезов скважин, журнал Нефть.Газ.Новации, 2012, №3, С. 30-40.

6. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Уреегов С.О., Прокушева С.А. - Выявление особенностей геологического строения пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения и их учет при совершенствовании разработки. // Тезисы докладов XIX Губкинских чтений «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений У В и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», 2011 г.

7. Гутман И.С., Руднев С.А., Саакян М.И., Даниленко А.Н., Уреегов С.О., Прокушева С.А. - Особенности геологического строения пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения и их учет при совершенствовании разработки. // Тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» г. Ухта, октябрь 2012 г.

8. Гутман И.С., Балабан И.Ю., Староверов В.М., Кузнецова Г.П., Саакян М.И., Потемкин Г.Н., Руднев С.А. и др. Методические рекомендации к корреляции разрезов скважин под редакцией Гутмана И.С. // М. Недра, 2013 г.

9. Руднев С.А. - Построение трехмерной геологической модели участка пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти одного из месторождений тимано-печорской НГП. // Тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». 2010 г.

10. Тараскин E.H., Саакян М.И., Руднев С.А. - О результатах геолого-технологического моделирования актуального участка пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. // Тезисы докладов конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», 2010 г.

Подписано в печать 16.10.2014 Бумага офсетная Тираж 100 экз.

Формат 60х901/1б Усл. п.л. Заказ № 405

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: (499) 507 82 12