Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке

Судо, Роман Михайлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке
ВАК РФ 25.00.07, Гидрогеология

Автореферат диссертации по теме "Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке"

На правах рукописи

003054200

...... X'.!!?/

Судо Роман Михайлович

ГИДРОГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В ЕСТЕСТВЕННЫХ УСЛОВИЯХ И ПРИ РАЗРАБОТКЕ

Специальность 25.00.07- гидрогеология

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минсралогических наук

Москва - 2007

003054200

Работа выполнена на кафедре гидрогеологии геологического факультета Московского Государственного Университета им. М.В.Ломоносова

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор В.А.Всеволожский

Официальные оппоненты: доктор геолого-минсралогических наук,

профессор С.С.Бондарепко

доктор геолого-минералогических наук Г.Л.Корюкин

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН

Защита диссертации состоится 16 февраля 2007 года в 14— ч. на заседании диссертационного совета Д 501.001.30 при Московском Государственном Университете им. М.В.Ломоносова по адресу; Москва, Ленинские горы, Главное здание МГУ, геологический факультет, аудитория № 415.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ - Главное здание МГУ, сектор «А», 6 этаж

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 119992, Москва, Ленинские горы, Главное здание МГУ, геологический факультет, ученому секретарю диссертационного совета, профессору Л.Т.Роман.

Автореферат разослан 15 яиваря 2007 года.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор геолого-минералогических наук,

профессор да^с.

Л.Т.Роман

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность

В настоящее время многие вопросы строения глубоких водоносных горизонтов являются дискуссионными. В связи с этим изучение глубоких частей подземной гидросферы имеет принципиальное значение для разработки теоретических вопросов условий формирования потоков глубоких подземных вод, их химического состава, геотермических условий.

Помимо этого изучение глубоких водоносных горизонтов позволяет повысить эффективность освоения сопряженных с ними нефтяных месторождений.

В настоящее время восполнение запасов нефти, как на уровне страны, так и на уровне отдельных недропользователей, возможно в основном за счет средних и мелких по запасам нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами менее 30 миллионов тонн. Запасы этих .месторождений, как правило, относятся к категории трудноизвлекаемых, поэтому их разработка до недавнего времени считалась нерентабельной. Сложности извлечения нефти таких месторождений определяются сложностью строения, особенностями насыщения разреза, типом залежей.

По нашему мнению, большое значение для повышения эффективности разведки и разработки средних и мелких нефтяных месторождений со сложным строением имеет изучение их гидрогеологических условий.

Цель исследования

Целью работы является разработка методики исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений и обоснование с ее использованием принципиальных гидродинамических моделей средних и мелких нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири на основе изучения их гидрогеологических условий и их изменения в процессе разработки, а также изучение влияния гидрогеологических условий нефтяных месторождений на эффективность их освоения в связи с обоснованием принципов учета строения нефтяных месторождений при их разработке.

Задачи исследования

1. изучение гидрогеологических условий нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири;

2. изучение закономерностей распределения в разрезе глубоких водоносных горизонтов пластового давления, коэффициента негидростатичности пластового давления, минерализации подземных вод и пластовой температуры; выявление причин и обоснование механизма формирования неоднородности гидрогеологических полей;

3. изучение изменений гидрогеологических условий нефтяных месторождений в процессе разработки;

4. обоснование использования видов и объемов геолого-геофизических и геолого-промысловых исследований при исследовании пластово-блокового строения нефтяных месторождений;

5. проведение анализа эффективности освоения нефтяных месторождений, осуществленного с позиций существующих подходов и методик;

6. изучение влияния пластово-блокового строения (межблоковых границ различного типа) на эффективность освоения нефтяных месторождений.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. в получении новых данных об условиях формирования глубоких подземных вод (в пределах конкретных нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири);

2. в обосновании методики исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений;

3. в проведении типизации межблоковых границ при рассмотрении гидрогеодинамиче-ских систем, характеризующихся пластово-блоковым строением;

4. в изучении влияния гидрогеологических условий нефтяных месторождений на эффективность их освоения (на примере нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и с использованием математического моделирования);

5. в обосновании принципов учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке.

Практическая значимость и реализация работы

Обоснована методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. Использование данной методики на конкретных нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири позволило принципиально уточнить представления об их геологическом строении и гидрогеологических условиях.

Обоснованы принципы учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке. Внедрение комплекса мероприятий, разработанных в соответствии с обоснованными принципам, позволило повысить эффективность разработки конкретных нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири.

Защищаемые положения 1. На основании результатов изучения гидрогеологических условий и их изменения при разработке доказано пластово-блоковое строение Восточно-Перевального, Выинтойского, Западно-Котухтинского и Средне-Хулымского нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири. Неоднородность гидрогеологических полей определяется различным гидродинамическим балансом блоков, который, по существующим представлениям, может быть обусловлен элизиенным питанием, дегидратацией глинистых минералов, притоком флюидов из складчатого фундамента и другими причинами. На рассмотренных нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири в пластах раннемелового и юрского возраста в естественных уело-

виях фиксируются значительные изменения пластового давления, замеренного на близких глубинах, от 1-2 до 4-5 МПа; нереально высокие градиенты приведенного давления от 1-2-10"4 до 5-6-10"4 МПа/м; значительные изменения минерализации подземных вод, залегающих на близких глубинах, от 10-15 до 25 г/л; значительные различия абсолютных отметок водонефтяного контакта в соседних скважинах от 5-10 до 35-40 м.

2. При разработке нефтяных месторождений в условиях резкого изменения пластового давления, химического состава подземных вод, флюидонасыщенности коллекторов их пластово-блоковое строение проявляется более четко ввиду более интенсивного гидродинамического воздействия на флюидодинамическую систему, обусловленного существованием разнонаправленных изменений пластового давления. В связи с этим при эксплуатации фиксируются; отсутствие гидродинамической связи между соседними нагнетательными и добывающими скважинами; избирательное распространение трассеров; незакономерное, казалось бы, обводнение продукции добывающих скважин; существенно различная продуктивность рядом пробуренных скважин; а также незакономерные результаты проведения различных геолого-технических мероприятий, прежде всего, таких как гидравлический разрыв пласта и бурение вторых боковых стволов с горизонтальным окончанием.

3. Обоснована методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. При исследовании пластово-блокового строения при реализации предлагаемой методики принципиальной является необходимость использования гидрогеологической информации, включающей оценку характера распространения пластового давления, химического состава подземных вод, величин и направления градиентов приведенного давления, анализ изменения дебитов скважин, распространения трассеров, результатов геолого-технических мероприятий. При этом процесс исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений должен характеризоваться определенной стадийностью. Предложенная методика имеет принципиальное значение для повышения эффективности освоения месторождений. В ней четко отражены показатели, которые могут и в обязательном порядке должны использоваться для исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений.

4. Обоснована принципиальность учета существования границ пластово-блоковой системы нефтяных месторождений и различного типа межблоковых границ в целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. Правильный учет позволит более эффективно проектировать размещение добывающих и нагнетательных скважин, определять их количество в различных блоках в зависимости от их размера, устанавливать оптимальные режимы работы скважин с учетом расстояния до межблоковых границ различного типа.

Апробация работы и публикации

Результаты исследований докладывались на десяти Международных конференциях (в том числе на трех Международных конференциях студентов и аспирантов по фундаментальным

наукам «Ломоносов», один раз на Ломоносовских чтениях, дважды на Сергеевских чтениях (Материалы годичной сессии Научного совета РАН по проблемам геоэкологии, инженерной геологии и гидрогеологии), дважды на Международных конференциях «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа»), на II Всероссийской конференции молодых ученых «Материаловедение, технологии и экология в третьем тысячелетии» и опубликованы в 16 работах автора.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы, включающего 179 наименований. Общий объем работы составляет 198 страниц машинописного текста, 63 рисунка, 9 таблиц.

Достоверность полученных результатов

Основные выводы получены на основании результатов анализа большого объема данных разноплановых гидрогеологических, промыслово-геофизических, геолого-геофизических исследований. При написании работы использован обширный фактический материал, полученный при разведке и разработке нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири, собранный автором в течение 2000-2006 годов в ОАО «РИТЭК», а также опубликованные и фондовые материалы по изучаемому району. В работе с различной детальностью и в разном объеме изучены материалы по геологическому строению, гидрогеологическим условиям, состоянию разработки 25 месторождений центральной части Западной Сибири. Помимо эюго в работе приводятся результаты математического моделирования процесса разработки нефтяного месторождения.

Благодарности

Автор благодарен профессорам К.Е.Питьевой, |в.И.Дюнйку|, В.М.Шестакову, Р.С.Штенгелову, А.В.Лехову и всем преподавателям и сотрудникам кафедры гидрогеологии Геологического факультета 'МГУ им. М.В.Ломоносова за ценные замечания и советы, учтенные автором при написании работы.

Автор признателен заместителю генерального директора ОАО «РИТЭК» по геологии и разработке, к.г.-м.н. А.С.Якимову за консультации при анализе гидрогеологических материалов, полученных в процессе разработки нефтяных месторождений.

Автор благодарит своего научного руководителя профессора В.А.Всеволожского за всестороннюю методическую и научную помощь при написании работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследования, отражена научная новизна, практическая значимость и реализация работы, сформулированы защищаемые положения, отмечены апробация работы и публикации, приведены структура и объем работы, достоверность полученных результатов, принесены благодарности.

Глава 1. Геологическое строение и гидрогеологические условия центральной части Западной Сибири

В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие докембрий-ские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения. Залежи нефти связаны с меловыми, юрскими отложениями, а также с отложениями коры выветривания фундамента. Изучаемый интервал геологического разреза представлен песчано-глиннстыми отложениями преимущественно морского и прибрежно-морского генезиса.

Для большинства мелких структурных форм осадочного чехла установлено их унаследованное развитие от погребенных складчатых структур фундамента (А.Э.Конторович и др., 1975). Разрывные нарушения со смещением, имеющие тектоническую природу, наибольшее распространение получили на участках, где фундамент занимает относительно приподнятое положение. Нередко разрывные нарушения группируются в зоны шириной до 5 км и более, ориентированные независимо от простирания структур более древних структурных этажей (В.В.Шелепов, 2000). В течение долгого времени считалось, что все тектонические нарушения унаследованы от разломов в доюрском основании. Однако, появившиеся в последнее время результаты обработки данных ЗБ сейсморазведки (Г.Н.Гогоненков и др., 2002) показали, что существуют целые системы дизъюнктивных дислокаций, не имеющие глубинных «корней».

В гидрогеологическом отношении район работ расположен в пределах крупного Западно-Сибирского артезианского бассейна, изучением которого в разное время занимались С.Г.Бейром, Г.ПБогомяков, В.А.Всеволожский, С.С.Бондаренко, Ю.П.Гаттенбергер, М.С.Гуревич, В.И.Дюнин, В.ПДьяконов, Ю.Г.Зимин, А.А.Карцев, А.Э.Конторович, Н.М.Кругликов, Б.Ф.Маврицкий, В.М.Матусевич, А.Д.Назаров, И.И.Нестеров, В.А.Нуднер, А.А.Розин, Н.Н.Ростовцев, Б.П.Ставицкий и другие исследователи.

Водоносные горизонты и слабопроницаемые толщи отличаются существенной фильтрационной неоднородностью, определяющей возможность наличия гидрогеологических окон. В значительно большей степени гидродинамической связи водоносных горизонтов могут способствовать разрывные нарушения в осадочном чехле, являющиеся путями перетоков флюидов.

С глубиной происходит изменение фильтрационно-емкостных свойств водоносных и водоупорных пород. Причем с одной стороны происходит ухудшение фильтрационных и емкостных свойств водоносных пород (алеврито-песчаных) за счет процессов уплотнения и цементации порового пространства, а с другой стороны - улучшение фильтрационных свойств водоупорных пород (глинистых) за счет их аргиллитизации и повышения трещиноватости. Автором работы на основании интерпретации результатов трассерных исследований, проведенных на конкретных нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири, в терригенных отложениях раннемелового и юрского возраста выявлены высокопроницаемые зоны.

В работе основное внимание уделено подземным водам юрских и нижнемеловых отложений, то есть глубоким подземным водам. Обзор исследований, относящихся к условиям движения глубоких подземных вод, сделан В.И.Дюниным к др. (2000). Основной сформулированный им вывод сводится к тому, что в настоящее время представления о динамике глубоких подземных вод артезианских бассейнов весьма противоречивы, но среди них можно выделить два основных мнения. Сторонники первого считают, что в зоне затрудненного водообмена существует движение подземных вод, согласно второму в данной части разреза подземные воды находятся в относительном или полном покое. В качестве схем формирования потоков глубоких подземных вод выделяются три основные схемы: артезианская; элизионная; пластово-блоковая.

Артезианская схема предложена в начале 40-х годов XX века. Сторонниками артезианской схемы являются А.И.Силин-Бекчурин, М.А.Гатальский, Е.В.Пиннекер, В.А.Кротова и др. Согласно артезианской, или инфильтрационной, по А.А.Карцеву (1972) схеме, существуют региональные потоки глубоких подземных вод от краевых областей питания к региональным областям разгрузки.

Элизионная схема предложена рядом исследователей в середине 60-х годов XX века. Сторонниками этой схемы являются А.А.Карцев, С.Б.Вагин, В.ММатусевич, В.П.Шутрин, Ю.В.Мухин, И.Г.Киссин, И.К.Зайцев и др. Согласно элизионной схеме, движение региональных потоков подземных вод осуществляется за счет элизионного питания из наиболее погруженных частей разреза (областей питания) к периферии бассейнов (областям разгрузки).

Пластово-блоковая схема предложена В.А.Всеволожским, В.И.Дюниным в начале 80-х годов XX века. В отличие от рассмотренных выше схем пластово-блоковая схема отказывается от предпосылки гидравлического механизма передачи пластовых давлений. Структура потоков подземных вод определяется затрудненным взаимодействием смежных относительно изолированных блоков. Низкая в целом проницаемость разреза и изоляция смежных блоков приводят к тому, что поля пластовых давлений, температур, минерализации характеризуются резкой дифференциацией в плане и в разрезе.

Изучение гидрогеологических условий центральной части Западной Сибири показало, что от комплекса к комплексу происходят изменения химического состава подземных вод, величин пластовых давлений, коэффициентов негидростатичности пластового давления. Подобные изменения проявляются и в пределах одного комплекса (от участка к участку).

В естественных условиях изучено распределение в разрезе двенадцати нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири пластового давления, коэффициента негидростатичности пластового давления, минерализации подземных вод и пластовой температуры. Изменение минерализации, определенной на близких глубинах, достигает 10-15 и даже 25 г/л. Гидрогеохимический разрез данных нефтяных месторождений характеризуется инверсией. Интенсивность изменения минерализации подземных вод по разрезу изменяется от 3-5 до 15-20

г/л. Изменение пластового давления, замеренного на близких глубинах, достигает 1,5-2,0 и даже 3,6 МПа. Изменение коэффициента негидростатичности, определенного на близких глубинах, достигает 0,10 и даже 0,14 д.ед. В целом величина коэффициента негидростатичности пластового давления в пределах изученных месторождений изменяется от 0,90 до 1,13 д.ед. Изменение пластовой температуры, замеренной на близких глубинах, достигает 10-15 и даже 21°С.

Полученные результаты не могут быть удовлетворительно объяснены с позиций артезианской или элизионной схем формирования потоков глубоких подземных вод. Таким образом, можно предполагать, что рассмотренные нефтяные месторождения центральной части Западной Сибири характеризуются пластово-блоковым строением.

Глава 2. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и их изменение в процессе разработки

В работе с особой детальностью рассмотрены гидрогеологические условия четырех нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и их изменение при разработке (Восточно-Перевального, Средне-Хулымского, Выинтойского и Западно-Котухтинского). Рассматриваемые нефтяные месторождения характеризуются схожими геологическим строением, нефтегазоносностью, гидрогеологическими условиями. Эти месторождения в тектоническом отношении приурочены к относительно небольшим по размеру локальным структурам, амплитуда которых по кровле продуктивных пластов составляет около 30-50 м. Размеры структур в плане составляют первые километры, иногда достигают 10-12 км2. Месторождения многопластовые, то есть в их разрезе присутствуют несколько нефтеносных пластов. Нефтегазоносность рассмотренных месторождений связана с пластами юрского и раннемелового возраста. Гидрогеохимический разрез месторождений характеризуется инверсией. По качеству запасов нефти месторождения относятся к категории месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Распределение приведенных давлений в плане по пластам АСд Восточно-Перевального месторождения, по пласту АСю Средне-Хулымского месторождения, БВ4, АчО, Ач1, Ач2, АчЗ, Ач4, ЮВ1 Выинтойского месторождения, Ач1 и ЮВ] Западно-Котухтинского месторождения свидетельствует о том, что с позиций пластового строения, то есть при существовании единой гидродинамической системы, в пластах должны существовать нереально большие градиенты приведенного давления (свыше 2-Ю"4, в среднем 5-Ю"4 МПа/м). В пределах второго и третьего гидрогеологических этажей, в зоне весьма затрудненного водообмена существование таких высоких градиентов приведенного давления, по существующим представлениям (В.И.Дюнин и др., 2000) может быть связано только с наличием в пластах гидродинамических границ, разобщающих гидродинамическую систему на относительно изолированные блоки.

Распределение минерализации подземных вод продуктивных пластов в плане также носит неупорядоченный мозаичный характер. Существование подобного «незакономерного» поля минерализации не находит объяснения с позиций пластового строения, но может быть удовле-

творительно объяснено наличием гидродинамических границ, разобщающих продуктивные пласты на гидродинамические блоки с различными условиями формирования подземных вод.

Анализ структурного плана продуктивных пластов не позволяет явно выделить какие-либо структуры, с которыми могут быть связаны упоминавшиеся выше гидродинамические границы и отмеченные выше особенности распределения приведенных давлений и минерализации подземных вод по пластам. По всей видимости, в роли гидродинамических границ различного типа выступают разрывные нарушения различного генезиса и амплитуды.

Результаты изучения изменения гидрогеологических условий Восточно-Перевального и Средне-Хулымского нефтяных месторождений в период разработки показывают, что в изменениях пластовых давлений, минерализации добываемой воды, обводненности продукции добывающих скважин наблюдаются принципиальные различия, на основе которых могут быть выделены группы скважин, характеризующихся сходством этих изменений и располагающихся в плане не хаотично, а упорядоченно группирующихся в блоки. Анализ изменения пластовых давлений, минерализации добываемой воды, обводненности продукции по конкретным скважинам в период разработки продуктивных пластов (в нарушенных условиях), позволил четко выделить относительно изолированные гидродинамические блоки (рис.1,2).

Таким образом, очевидно, что Восточно-Перевальное и Средне-Хулымское нефтяные месторождения характеризуются пластово-блоковым строением (рис. 1,2). Так как, с классических позиций пластового строения, не находят объяснения многочисленные данные разносторонних исследований, проведенных на месторождениях в нарушенных условиях (при разработке месторождения) - относительно быстрое, «незакономерное» обводнение продукции добывающих скважин; «незакономерное» изменение пластового давления и минерализации добываемой воды по скважинам; отсутствие гидродинамической связи между соседними нагнетательными и добывающими скважинами; наличие обособленных групп скважин с общими закономерностями изменения пластового давления, обводненности добываемой продукции и минерализации добываемой воды; отрицательные эффекты от геолого-технических мероприятий.

Гидродинамические границы между блоками, по всей видимости, могут быть представлены разрывными нарушениями с заполнителем (залеченные процессами новоминералообразо-вания) и разрывными нарушениями без заполнителя (высокопроницаемые зоны, выявленные в результате трассерных исследований) (рис.1, 2).

В определенной мере проявление пластово-блокового строения нефтяных месторождений фиксируется и в естественных условиях (при разведке месторождений), с чем связано неупорядоченное мозаичное распределение в плане пластовых давлений и минерализации подземных вод. Некоторые из выделенных блоков намечались при изучении распределения пластовых давлений и минерализации подземных вод в плане до начала разработки месторожде-

ния. В нарушенных условиях (при разработке месторождения), когда резко увеличиваются градиенты давления и скорости фильтрации, выделение блоков производится более четко.

Таким образом, пространственное положение гидродинамических границ, разобщающих единую флюидодинамическую систему на относительно изолированные гидродинамические блоки, может быть установлено в результате гидрогеологических исследований при разведке и в большей степени при разработке нефтяных месторождений.

Глава 3. Исследование пластово-блокового строения нефтяных месторождений

В настоящее время разведка и разработка большинства нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири осуществляются на базе пластовых моделей их строения, несмотря на то, что месторождения, как показано в работе, характеризуются пластово-блоковым строением. Во многом это связано с отсутствием методики выявления межблоковых границ, разобщающих единую, казалось бы, флюидодинамическую систему на гидродинамические блоки. В связи с этим создание и внедрение в практику геологоразведочных работ, а также работ по проектированию, контролю и регулировшшю разработки нефтяных месторождений методики картирования межблоковых границ является актуальной задачей. Выявление относительно изолированных гидродинамических блоков и изучение нефтяных месторождений с позиций пластово-блокового строения (как в естественных условиях - при их поисках и разведке, так и в нарушенных условиях - при их разработке) позволит существенно повысить эффективность их разведки и особенно разработки.

В пределах многих нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири нижнемеловые и юрские, а на севере Западной Сибири и верхнемеловые, и кайнозойские нефтега-зоводоносные пласты характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений различного генезиса и амплитуды (Г.Н.Гогоненков и др., 2002). Как известно (В.И.Дюнин и др., 2000), дизъюнктивные нарушения могут выступать в роли межблоковых границ, разобщающих единую флюидодинамическую систему на относительно изолированные гидродинамические блоки. При этом в последние годы в работах многих отечественных и зарубежных исследователей (H.A. Еременко (1995), B.C. Славкин (1999, 2002), С.А.Несмеянов (2004) и др.) отмечается, что тектоническими экранами, могут быть не только высоко- и среднеамплитудные разломы, способные обеспечивать вывод проницаемых пород коллекторов по плоскости разлома к непроницаемым, но и мало- и даже безамплитудные дизъюнктивные дислокации.

В работах ряда авторов (В.С.Славкин, 1999, 2001; Е.Д.Глухманчук и др., 1998, 2002; В.Б.Писецкий и др., 1998; Г.Н.Гогоненков и др., 2002 и др.) предложены методики выделения тектонических блоков, основанные на анализе данных площадных сейсморазведочных работ, геофизических исследований скважин, бурения. В ограниченном объеме и не всегда корректно привлекались данные об изменении дебитов добывающих скважин и обводненности их продукции. С другой стороны, в работе В.С.Славкина и др. (2002) использовались результаты хи-

мических анализов проб нефти, отобранных в разных скважинах, эксплуатировавших различные продуктивные пласты различных куполов Восточно-Перевального месторождения. Сравнение геохимического облика нефтей не позволило авторам подтвердить или опровергнуть наличие выделенных ими тектонических нарушений. Таким образом, различия рассмотренных методик, по сути, обусловлены только различием технологий обработки сейсмического материала. Использование данных методик позволило их авторам обосновать модели дизъюнктивно-блокового строения многих нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири.

Однако используемые в настоящее время методики дают принципиально различные результаты, то есть приводят к созданию нескольких принципиально различных моделей геологического строения месторождений. Например, существуют три модели геологического строения Восточно-Перевального нефтяного месторождения. Две различные модели дизъюнктивно-блокового строения предложены коллективами ООО «ВНИГНИ-2» (В.С.Славкин, 1999) и ТОО «ГСД» (А.П.Жуков, 1999). Модель пластово-блокового строения предложена автором.

На примере нижнемеловых и юрских пластов Восточно-Перевального, Средне-Хулымского, Выинтойского, Западно-Котухтинского нефтяных месторождений показано, что в одном тектоническом блоке, согласно предложенным различными авторами (В.С.Славкин, 1999, 2005; С.Н.Ильин, 2005 и др.) моделям дизъюнктивно-блокового строения, находятся скважины, между которыми существуют нереально высокие для естественных условий, с позиций пластового строения, градиенты приведенного давления.

По мнению автора, эти проблемы связаны с тем, что для выделения блоков разными исследователями используются методики без привлечения гидрогеологических данных в необходимом объеме. Нужно подчеркнуть, что все рассмотренные методики, по сути, нацелены именно на выявление дизъюнктивных нарушений (особенно малоамплитудных и безамплитудных) и тектонических блоков и «не видят» межблоковые границы иного, не тектонического происхождения. Однако могут существовать межблоковые границы различного типа и генезиса.

Для качественного проектирования и управления разработкой нефтяных месторождений необходимо иметь данные не только о его тектоническом строении, но и о его гидродинамическом строении. Применительно к гидродинамическому строению нефтяных месторождений в литературе используются термины гидродинамический блок и пластово-блоковое строение (В.А.Всеволожский, В.И.Дюнин, 1996). Автором на примере Восточно-Перевального месторождения показано, что количество, конфигурация, размеры тектонических и гидродинамических блоков в пределах конкретного месторождения могут серьезным образом отличаться.

Таким образом, при создании гидродинамической модели нефтяного месторождения, характеризующегося дизъюнктивно-блоковым строением (наличием тектонических нарушений), необходимо изучить разобщенность флюидодинамической системы на относительно изолированные гидродинамические блоки, выявить и установить тип гидродинамических границ.

pHí. I Схем пластoe&'SooKíeor^ cipceiu luucii ACV 3*тадаог о купила Бссточно-Пярева/вгного нефтяного мсстх^кзтсд&лч

Ушашс сбсоичшиц

Ljoûjoi^i '»верху ■ н<*лер. »низу *6c отметх* ixoácra ACS. m.> гуанины г«Д{>сднма>«чеаснк блоков

' 1 - отно<ит«льнйдаж"этр<мнц«1*ле

♦ н»ие»т0шы«

Ж ЛИкннднр•:*!Мй!е, гьосметрнчсосж Сослимл Суда Р M , 3006

CiTHiölieMO »С ЖЯ^хШЧАМК ■ — — — — - внутрнбласял зсш oniccmeru^ 1 номер» rurtj *»i iMo(*

—«

Следует особо отметить, что ни в одной из используемых в настоящее время методик выделения тектонических блоков не рассматривались в необходимом объеме гидрогеологические данные в качестве признаков, указывающих на возможное наличие межблоковых границ.

К числу таких гидрогеологических данных на стадии разведки нефтяных месторождений (в естественных условиях) следует отнести начальное распределение пластового давления, пластовой температуры, химического состава подземных вод, их газонасыщенности, давления насыщения и др.; на стадии разработки нефтяных месторождений (в нарушенных условиях) - изменение этих же показателей, динамика параметров работы скважин (причем не только дебитов и обводненности, но и пластовых давлений, забойных давлений), режимы бурения эксплуатационных скважин (изучение интервалов поглощения бурового раствора и нефтегазоводопрояв-лений), результаты геолого-технических мероприятий (гидравлических разрывов пласта, бурения вторых стволов, обработок призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин).

Таким образом, используемые подходы к выделению тектонических блоков и обоснованию моделей дизъюнктивно-блокового строения нефтяных месторождений в принципе не могут обеспечить высокую успешность их использования в целях контроля, анализа и управления процессом разработки месторождений. Только использование гидрогеологических данных, полученных в естественных условиях и, особенно, в нарушенных условиях, то есть в результате дальнейших исследований в ходе разработки месторождений, позволит выявить реально существующие межблоковые границы, выделить относительно изолированные гидродинамические блоки и обосновать адекватные модели пластово-блокового строения месторождений.

Освоение нефтяных месторождений представляет собой многостадийный процесс, который подразделяется на три взаимосвязанные составляющие - поиски, разведка и разработка. Каждой стадии освоения месторождений соответствует определенная степень их изученности, то есть определенная степень знаний и представлений об их строении. Очевидно, что подобная стадийность должна быть присуща и процессу исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений.

Выявление относительно изолированных гидродинамических блоков необходимо проводить как в естественных условиях (в ходе геологоразведочных работ), так и в нарушенных условиях (при их разработке). Причем в нарушенных условиях выделение блоков производится более уверенно. Это связано не только с принципиальными различиям в объемах, видах, достоверности гидрогеологической, геолого-геофизической и геолого-промысловой информации, получаемой в ходе геологоразведочных работ и в процессе разработки нефтяных месторождений. Помимо этого естественные и нарушенные гидрогеологические условия нефтяных месторождений характеризуются принципиально различными расходами и скоростями потоков, градиентами приведенных давлений. Это приводит к тому, что в условиях активного воздействия на флюидодинамическую систему более четко проявляется гидродинамическая сущность меж-

блоковых границ. Основные положения методики исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений приведены в таблице №1.

Основными задачами поискового этапа являются открытие нефтяного месторождения, предварительная оценка запасов месторождения и выбор объектов разведки. Для целей исследования пластово-блокового строения при поисках нефтяных месторождений должны использоваться следующие основные методы: региональные геофизические исследования (гравираз-ведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка); дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок; структурно-геоморфологическая съемка; геохимическая съемка; бурение и испытание поисковых скважин; региональные гидрогеологические исследования.

Интерпретация результатов данных методов исследования позволяет получить следующую информацию, используемую для изучения пластово-блокового строения: вариации гравитационного и магнитного полей; геометрические характеристики линеаментов; концентрации различных веществ в приповерхностном слое; глубины залегания реперных пластов, дебиты и состав притока из продуктивных пластов, распределение в плане и разрезе пластового давления, химического состава подземных вод.

Результатами исследования пластозо-блокового строения при поисках нефтяных месторождений являются выявление наиболее значительных тектонических нарушений; определение ориентации региональной сети разрывных нарушений; представление о характере строения гидрогеологических полей; картирование предполагаемых границ возможных крупных гидродинамических блоков. Таким образом, на стадии поисков основной информацией являются результаты геолого-геофизических исследований. На их основе картируются тектонические нарушения, участки залегания пород различного состава. Региональная гидрогеологическая информация косвенным образом свидетельствует о том, что определенным образом может проявляться неоднородность гидрогеологических полей.

Основными результатами разведочного этапа являются подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти и заключение об основных эксплуатационных объектах месторождения и рациональных способах их разработки. Для целей исследования пластово-блокового строения при разведке нефтяных месторождений должны использоваться следующие основные методы исследования: площадные сейсморазведочные работы (методами 2В и 30); бурение и испытание разведочных скважин; гидродинамические исследования разведочных скважин; исследование глубинных проб воды и нефти; пробная эксплуатация разведочных скважин.

Интерпретация результатов данных методов исследования позволяет получить следующую информацию, используемую для изучения пластово-блокового строения: вариации сейсмических скоростей; глубины залегания продуктивных пластов, водонефтяного контакта, дебиты и состав притока; распределение пластового давления в плане; динамика пластового давления по скважинам.

Результатами исследования пластово-блокового строения при разведке нефтяных месторождений являются уточнение ориентации сети разрывных нарушений и их густоты в пределах месторождения; определение участков с существенно различным распределением пластовых давлений; выявление участков с распространением подземных вод и нефтей различного химического состава; картирование вероятных границ гидродинамических блоков.

Основной задачей разработки нефтяных месторождений является извлечение нефти из пластов с использованием рациональной системы разработки. Таким образом, выявление блоков в процессе разработки месторождения, в том числе и на поздних стадиях, как раз и соответствует ее основной задаче - более полному извлечению нефти (достижению утвержденной нефтеотдачи) на основе уточненной модели гидродинамического строения месторождения.

Для выявления относительно изолированных гидродинамических блоков в процессе разработки нефтяных месторождений должен использоваться широкий комплекс разноплановых гидрогеологических и промыслово-геофизических исследований. На разных стадиях разработки более информативными и более распространенными могут являться различные исследования. Для целей исследования пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений должны использоваться следующие основные методы исследования: трассерные исследования; гидродинамические исследования скважин; промыслово-геофизические исследования скважин; гидрогеохимические исследования; анализ динамики дебитов и обводненности добывающих скважин; анализ динамики приемистости нагнетательных скважин; анализ эффективности геолого-технических мероприятий (гидравлический разрыв пласта, бурение вторых стволов с горизонтальным окончанием).

Интерпретация результатов данных методов исследования позволяет получить следующую информацию, используемую для изучения пластово-блокового строения: динамика концентрации трассера; динамика пластового давления по площади и по скважинам; профили притока и профили приемистости; динамика химического состава добываемой воды; дебиты и обводненность скважин, забойные давления до и после геолого-технических мероприятий.

Межблоковые границы, выявленные и изученные на ранних стадиях разработки, в обязательном порядке должны изучаться на более поздних стадиях разработки. Это связано не только с необходимостью уточнения их свойств (в первую очередь гидродинамических) на основе большего объема более детальной информации, но и с возможным изменением этих свойств в процессе разработки (например, в результате процессов вторичного минералообразования или, наоборот, растворения). Результатами исследования пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений являются оценка распространения возмущения при воздействии на пласт (характер изменения пластового давления, направление движения поземных вод и др.); уточнение положения и типа границ пластово-блоковой системы.

Методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений

Стадия исследования Методы исследования Получаемая информация Результаты исследования Межблоковые границы

Поиски Региональные геофизические исследования (гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка) Дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок Структурно-геоморфологическая съемка Геохимическая съемка Бурение и испытание поисковых скважин Региональные гидрогеологические исследования Вариации геофизических параметров Геометрические характеристики линеаментов Концентрации различных веществ в приповерхностном слое Глубины залегания реперных пластов, дебиты и состав притока из продуктивных пластов Распределение в плане и разрезе пластового давления, химического состава подземных вод Выявление наиболее значительных тектонических нарушений Определение ориентации региональной сети разрывных нарушений Представление о характере строения гидрогеологических полей Картирование предполагаемых границ возможных крупных гидродинамических блоков Предполагаемые

Разведка Площадные сейсморазведочные работы (методами 20 и ЗЭ) Бурение и испытание разведочных скважин Гидродинамические исследования разведочных скважин Исследование глубинных проб водь» и нефти Пробная эксплуатация разведочных скважин Вариации сейсмических скоростей Глубины залегания продуктивных пластов, водонефтяного контакта, дебиты и сосгав притока Распределение пластового давления Распределение минерализации подземных вод Динамика ппастового давления по скважинам Уточнение ориентации сети разрывных нарушений и их густоты в пределах месторождения Определение участков с существенно различным распределением пластовых давлений Выявление участков с распространением подземных вод и нефтей различного химического состава Картирование вероятных границ гидродинамических блоков Вероятные

разработка Трассерные исследования Гидродинамические исследования скважин Лромыслово-геофизические исследования скважин Гидрогеохимические исследования Анализ динамики дебетов и обводненности добывающих скважин Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин Анализ эффективности геолого-технических мероприятий (гидравлический разрыв пласта, бурение вторых стволов с горизонтальным окончанием) Динамика концентрации трассера Динамика пластового давления по площади и по скважинам Профили притока и профили приемистости Динамика химического состава добываемой воды Дебиты и обводненность скважин, забойные давления до и поспе геолого-технических мероприятий Оценка распространения возмущения при воздействии на пласт (характер изменения пластового давления, направление движения подземных вод и др.) Уточнение положения и типа границ пластово-блоковой системы Доказанные (Уточненные)

Таким образом, для оценки пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений в обязательном порядке должен использоваться значительный объем гидрогеологической информации, полученной в нарушенных условиях. Основной гидрогеологической информацией являются данные о распространении возмущения при воздействии на пласт.

Картирование относительно изолированных гидродинамических блоков может осуществляться двумя различными способами. В первом случае при известном положении предполагаемых межблоковых границ нужно определить их гидродинамический тип. Во втором случае, когда положение межблоковых границ неизвестно, картирование блоков должно осуществляться в два этапа: сначала определение размера блока, а потом определение его конфигурации.

Затрудненное гидравлическое взаимодействие между относительно изолированными гидродинамическими блоками приводит к тому, что в течение относительно длительного периода времени между соседними блоками могут существовать относительно высокие градиенты давления, причем фильтрация флюидов между соседними блоками не происходит. В связи с этим в течение определенного периода времени отбор флюида из гидродинамического блока осуществляется только за счет уменьшения упругого запаса флюидов в данном блоке, то есть при упругом режиме фильтрации.

Для определения размера блока автором предложена формула (1), выведенная на основе положений разработанной В.Н.Щелкачевым (1959) теории упругого режима:

(1),

Р»йР

где 0Ж - добыча флюида (жидкости) из относительно изолированного гидродинамического блока [м3]; V - физический объем блока [м3]; р - упругоемкость блока [1/Па]; ДР - изменение давления в блоке [Па].

Знание конфигурации гидродинамических блоков при известном объеме блока и мощности пласта позволяет сравнительно точно определять местоположение межблоковых границ. Зная примерно мощность пласта в пределах блока, можно определить площадь блока. В соответствии с существующими представлениями о планетарных решетках (Э.Р.Казанкова, 1997; В.А.Сараев, 1998 и др.), они будут проявляться в строении геологических объектов всех уровней (от макроуровня до микроуровня). Таким образом, гидродинамический блок, границы которого имеют тектонический генезис, будет, по всей видимости, характеризоваться квазипрямоугольной формой. Одинаковую площадь могут иметь прямоугольники с различным периметром. Для того чтобы определить конфигурацию блока и установить местоположение и длину межблоковых границ, необходимо привлекать дополнительную информацию о геолого-тектоническом строении месторождения, результатах промыслово-геофизических, гидродинамических, трассерных исследований, проведенных в период разработки месторождения.

Сопоставление показателей,

используемых для исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений на стадии разработки

Группа показателей Показатель Пластовое строение Пластово-блоксвое строение

Определяемые по результатам геофизических, гидродинамических, гид рогеохимич еск их и трассерных исследований Пластовое давление Происходит относительно плавное увеличение пластового давления от зон отбора жидкости к ?онам закачки воды Распределение пластового давления в плане носит блоковый характер. На межблоковых границах происходит резкое изменение пластового давления между блоками от относительно повышенного до относительно пониженного

Химический состав добываемой воды По мере увеличения обводнения продукции добывающих скважин происходит приближение к химическому составу закачиваемой воды (при внутрикоитурном заводнении). В добывающих скважинах, расположенных в водонефтяных зонах, добываемая вода характеризуется относительным постоянством химического состава по площади и во времени Распределение химического состава добываемой воды в ппане в течение значительного времени носит блоковый характер. На межблоковых границах происходит резкое изменение химического состава добываемой воды между блоками от пластовых до закачиваемых

распространение трассеров Распространение трассера происходит равномерно по окружающим нагнетательную скважину добывающим скважинам в соответствии со степенью их обводненности (при внутриконтурном заводнении) Распространение трассера по окружающим нагнетательную скважину добывающим скважинам происходит неравномерно, не соответствует степени их обводненности (при внутрикоктурном заводнении). По ряду добывающих скважин фиксируется быстрый приход трассера, по ряду высокообводненных скважин, наоборот, фиксируется отсутствие трассера

Замеряемые в промысловых условиях Дебит добывающей скважины по жидкости Примерно одинаковые величины. Изменения обусловлены вариациями мощности и проницаемости пласта-коллектора и в существенно меньшей степени вязкости флюидов Значительные различия величин, связанные с существенным изменением величины пластового давления в различных блоках

Обводненность добываемой продукции Примерно одинаковые величины. Изменения обусловлены вертихапьной (послойной) неоднородностью пластов, вариациями мощности и проницаемости отдельных слоев по разрезу пласта-коллектора и в существенно меньшей степени начальной нефтенасыщенностъю (водонасыщенностъю) Значительные различия величин, обусловленные различной гидродинамической связью с нагнетательными скважинами, различным расположением добывающих и нагнетательных скважин относительно межблоковых границ различного типа

Приемистость нагнетательной скважины Примерно одинаковые величины. Изменения обусловлены вариациями мощности и проницаемости пласта-кол лектор а и в существенно меньшей степени вязкости флюидов Значительные различия величин, связанные с существенным изменением величины пластового давления в различных блоках

Косвенные Эффективность геолого-технических мероприятий После проведения гидравлического разрыва пласта происходит увеличение дебита скважины по жидкости в 4-6 раз при постоянной обводненности или при ее уменьшении После бурения второго ствола с горизонтальным окончанием происходит увеличение дебита скважины по жидкости в 2-3 раза при постоянной обводненности или часто при ее уменьшении После проведения гидравлического разрыва пласта происходит увеличение дебита скважины по жидкости более чем в 7-10 раз и более, возможно резкое увеличение обводненности добываемой продукции вплоть до 100% за счет соединения трещины гидрорззрыва с высокообводненными высокопроницаемыми зонами После бурения второго ствола с горизонтальным окончанием происходит увеличение дебита скважины по жидкости в 5-7 раз и более за счет подключения блоков с относительно повышенным пластовым давлением. Обводненность добываемой продукции может резко увеличиться за счет соединения второго ствопа скважины с высокообводненными высокопроницаемыми зонами. При бурении второго ствола возможны аварийные ситуации (прихват бурового инструмента; осыпи, обвалы стенок ствола; слом бурильной колонны) в результате его проводки через межбгюковую границу

Очевидно, что в зависимости от строения флюидодинамической системы разработка нефтяных месторождений будет характеризоваться принципиально различными показателями. Для удобства восприятия в таблице №2 приводится сравнение сходств и различий некоторых показателей разработки нефтяных месторождений в условиях пластового строения флюидодинамической системы и в условиях ее пластово-блокового строения.

Глава 4. Учет пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке

Пластово-блоковое строение нефтяных месторождений наиболее четко проявляется в процессе их разработки. По нашему мнению, учет пластово-блокового строения нефтяных месторождений позволит повысить эффективность их разработки. В частности, избежать отрицательных эффектов от геолого-технических мероприятий (гидравлический разрыв пласта, бурение второго ствола с горизонтальным окончанием); правильно скорректировав размещение и режимы работы нагнетательных скважин, повысить коэффициент охвата залежи заводнением и, как следствие, коэффициент извлечения нефти. Все это приведет к увеличению объемов нефтедобычи и укреплению минерально-сырьевой базы нефтяной промышленности.

В настоящее время в связи с увеличивающимся объемом информации стало очевидно, что пластово-блоковое строение оказывает существенное влияние на эффективность разработки нефтяных месторождений. Среди всего многообразия различных показателей, определяющих гидрогеологические условия месторождений, изучение влияния гидродинамических границ различного типа на процесс разработки представляет большой научный и практический интерес.

Разноплановыми геолого-промысловыми исследованиями установлено, что тектонические нарушения проявляются при разработке не только как относительно низкопроницаемые, но и как относительно высокопроницаемые границы. Однако в настоящее время их влияние на процесс разработки изучено слабо. В работе приводятся результаты изучения влияния межблоковых границ различного типа на эффективность разработки нефтяных месторождений.

На первом этапе был выполнен анализ фактических геолого-промысловых данных, полученных при разработке конкретных месторождений. В результате анализа установлено, что относительно высокопроницаемые и относительно низкопроницаемые межблоковые границы по-разному проявляются при организации заводнения.

В связи с отсутствием натурных наблюдений на втором этапе с помощью математического моделирования проводилась дифференцированная оценка влияния относительно низкопроницаемых и относительно высокопроницаемых границ на показатели разработки нефтяных месторождений. В расчетах использовалась модель абстрактного нефтяного месторождения, характеризующегося наличием межблоковых границ и средними для центральной части Западной Сибири значениями геолого-промысловых параметров.

В общей сложности проведен расчет 30 вариантов разработки элемента нефтяной залежи. Варианты объединены в две серии. В одной серии из 15 вариантов моделировалась девяти-

точечная система разработки; в другой серии из 15 вариантов - трехрядная система разработки. В каждой серии в одном варианте моделировалась разработка однородного пласта без границ; в шести вариантах моделировалось наличие 8 относительно низкопроницаемых границ; в шести вариантах моделировалось наличие 8 относительно высокопроницаемых границ; в двух вариантах моделировалась система взаимопересекающихся межблоковых границ различного типа.

Проницаемость пласта равнялась 50 мД; пористость 0,2. Фильтрационно-емкостные свойства межблоковых границ задавались в факторно-диапазонной постановке. Проницаемость относительно низкопроницаемых границ принималась равной 5 мД; 0,5 мД и 0,05 мД. Пористость - 0,02 и 0,002. Проницаемость относительно высокопроницаемых межблоковых границ принималась равной 500 мД; 5 000 мД и 50 000 мД. Пористость - 0,25 и 0,02.

Нужно отметить, что принятое при моделировании строение нефтяной залежи во всех 30 вариантах вполне реально и имеет под собой геологическое обоснование.

Результаты исследований показали, что наличие как относительно низкопрошщаемых, так и относительно высокопроницаемых межблоковых границ приводит к разобщенности нефтяной залежи на относительно изолированные гидродинамические блоки, характеризующиеся различиями динамики пластового давления, добычи воды и нефти, то есть обусловливает пла-стово-блоковое строение нефтяных залежей (рис.3). При этом для разобщения на блоки достаточно, чтобы проницаемость межблоковых границ отличалась от проницаемости продуктивного пласта всего на один десятичный порядок.

Относительно высокопроницаемые границы оказывают экранирующее влияние, затрудняя гидродинамическую взаимосвязь между нагнетательными и добывающими скважинами, поскольку по этим каналам низкого фильтрационного сопротивления (НФС) фильтруется часть закачиваемой в пласт воды, не оказывая вытесняющего воздействия на нефть, содержащуюся в поровой матрице пласта. Таким образом, существование в продуктивном пласте системы каналов (НФС) приводит к снижению объема эффективной закачки воды.

Динамика отборов нефти и воды при разработке нефтяных месторождений, характеризующихся как полным отсутствием, так и наличием межблоковых границ различного типа, в течение первых 2-3 лет разработки практически не отличается. Нужно отметить, что различия не проявляются даже в принятых при моделировании условиях полной разбуренности залежи, то есть в условиях поочередного ввода скважин в эксплуатацию из бурения при разработке реального нефтяного месторождения этот срок может увеличиваться до 4-5 лет, а возможно, и значительно больше. Это, кстати, наблюдается на многих месторождениях центральной части Западной Сибири. В то же время различия гидрогеологических условий с самого начала разработки четко проявляются в распределении нефте- и водонасыщенности и пластового давления.

Гидродинамическая связь между относительно изолированными гидродинамическими блоками может изменяться в процессе разработки нефтяных месторождений в условиях возник-

рис.3. Результаты математического моделирования процесса разработки элемента нефтяной залежи, характеризующейся пластово-блоковым строением

Д.11 Д12 к13 |Д14 Д16 ДПЙ '|МЯ Д*

Щ-19

[Д-20

[Д-39

Д-91 Д-92 N03 Д-94 Д95 Д-06 Н-97 Д-98 Д-99 Распределение абсолютной проницаемости в плане в элементе нефтяной залежи Условные обозначения

Красным цветом показаны участки с абсолютной проницаемостью 50 мД Белым цветом показаны участки с абсолютной проницаемостью 5000 мД {относительно высокопроницаемые границы)

Синим цветом показаны участки с абсолютной проницаемостью 0,05 мД (относительно низкопроницаемые границы)

1-95 Д-06 Д97 Д 98

Распределение нефтенасыщенности в плане в элементе нефтяной залежи (через 5 лет после начала разработки)

Нефтенасышенность, д ед,

Д-11 - добывающая скважина и ее номер Н-97 - нагнетательная скважина и ее номер

новения значительных градиентов приведенного давления при интенсивных отборе флюидов и закачке воды. При наличии относительно низкопроницаемых границ основное влияние на показатели разработки оказывает их проницаемость. Пористость же практически не влияет. При наличии относительно высокопроницаемых межблоковых границ, наоборот, основное влияние оказывает их пористость. Проницаемость оказывает существенно меньшее влияние. Таким образом, и относительно высокопроницаемые, и относительно низкопроницаемые границы оказывают на процесс разработки нефтяных месторождений с терригенными коллекторами более сложное влияние, по сравнению с существующими представлениями.

В связи с этим учет пластово-блокового строения необходимо осуществлять при изучении гидрогеологических условий нефтяных месторождений; при проектировании их разработки; при контроле за разработкой и при регулировании разработки.

С позиций пластово-блокового строения нефтяных месторождений при контроле за разработкой могут быть предложены следующие цели исследований, а также их виды и объемы: выявление межблоковые границы с самого начала разработки (особое внимание нужно уделять определению их типа, для этого целесообразно с самого начала разработки ежегодно проводить трассерные исследования продуктивных пластов путем закачки трассера в каждую нагнетательную скважину) и усиление контроля за динамикой пластового давления, направлением потоков (путем внедрения гидрогеохимического метода контроля за разработкой, регулярного проведения гидропрослушивания между нагнетательными и добывающими скважинами).

На примере Средне-Хулымского нефтяного месторождения показано, что внедрение гидрогеохимического метода контроля разработки позволило изучить изменение направления потоков, изменение объема высокопроницаемых зон, установить участки отсутствия гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами.

Также чрезвычайно актуальной является проблема регулирования разработки нефтяных месторождений. Изучение состояния разработки конкретных нефтяных месторождений, расположенных в центральной части Западной Сибири показало, что часто существует существенное расхождение между фактическими и проектными показателями разработки. На многочисленных месторождениях отмечается недостижение проектных уровней добычи нефти, резкое увеличение обводненности добываемой продукции, отрицательные результаты организации заводнения, проведения геолого-технических мероприятий. По нашему мнению, это связано с отсутствием учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений.

С гидрогеологических позиций учет пластово-блокового строения нефтяных месторождений необходимо осуществлять как минимум по четырем направлениям.

Во-первых, это первоочередное организация системы поддержания пластового давления в блоках с относительно пониженным пластовым давлением путем бурения в них нагнетатель-

ных скважин по уплотненной, возможно, нерегулярной сетке, причем через 4-5 лет разработки, а не значительно позже, на более поздних стадиях, как это принято в настоящее время.

Во-вторых, при наличии относительно высокопроницаемых границ необходимо снижать давление закачки воды. Это приведет к уменьшению объема закачиваемой воды, снижению давления в каналах НФС по сравнению с низкопроницаемой поровой матрицей пласта, насыщенной нефтью. Это можно осуществить в форме циклического воздействия на пласт.

В-третьих, необходимо учитывать межблоковые различия минерализации и химического состава подземных вод. Так, закачка смеси подтоварной (пластовой) и сеноманской воды в блоках с относительно пониженной минерализацией подземных вод может привести к выпадению в осадок ряда химических соединений и, как следствие, снижению пористости и проницаемости продуктивных отложений. В свою очередь закачка воды в блоки с относительно повышенной минерализацией подземных вод может приводить к растворению части минерального скелета и, как следствие, повышению пористости и проницаемости отложений.

В-четвертых, необходимо исключить проведение гидравлического разрыва пласта, бурение вторых боковых стволов с горизонтальным окончанием в скважинах, расположенных на расстоянии до 50 м от межблоковых границ любого типа.

Заключение

В заключении работы подведены итоги исследования, отмечена полнота выполнения поставленных задач и достижения цели работы, а также сформулированы основные выводы, на которых основаны приведенные во введении защищаемые положения.

Результаты изучения гидрогеологических условий нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и их изменения в период разработки показывают, что рассмотренные месторождения характеризуются пластово-блоковым строением. Гидродинамические границы между относительно изолированными блоками, по всей видимости, могут быть представлены разрывными нарушениями с заполнителем (залеченные процессами новоминералообразо-вания) и разрывными нарушениями без заполнителя (высокопроницаемые зоны, выявленные трассерными исследованиями). Пространственное положение гидродинамических границ, разобщающих единую флюидодинамическую систему на гидродинамические блоки, может быть установлено в результате гидрогеологических исследований при разведке и в большей степени при разработке нефтяных месторождений.

В работе обоснована методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. При исследовании пластово-блокового строения при реализации предлагаемой методики принципиальной является необходимость использования гидрогеологической информации, включающей оценку характера распространения пластового давления, химического состава подземных вод, величин и направления градиентов приведенного давления, анализ изменения дебетов скважин, распространения трассеров, результатов геолого-технических меро-

приятий. Только использование гидрогеологических данных, полученных в естественных условиях и, особенно, в нарушенных условиях, то есть в результате дальнейших исследований в ходе разработки месторождений, позволяет выявить реально существующие межблоковые границы, выделить гидродинамические блоки и обосновать адекватные модели пластово-блокового строения нефтяных месторождений. При этом процесс исследования пластово-блокового строения месторождений должен характеризоваться определенной стадийностью.

На основании результатов математического моделирования было установлено, что существование как относительно низкопроницаемых, так и относительно высокопроницаемых границ обусловливает пластово-блоковое строение нефтяных залежей. При этом для разобщения на блоки достаточно, чтобы проницаемость межблоковых границ отличалась от проницаемости продуктивного пласта всего на один десятичный порядок. Гидродинамическая связь между блоками может изменяться в процессе разработки месторождений в условиях возникновения значительных градиентов напора при интенсивных отборе флюидов и закачке воды.

Подученные результаты, по мнению автора, имеют принципиальное значение для исследования нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и обоснования оптимальных систем их разработки.

Список опубликованных работ по теме диссертации:

1. Геолого-гидродинамические проблемы разработки нефтяных месторождений с гидродинамическими границами различного типа // Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья / Материалы международной конференции 24-26 ноября 2004 г. Москва. - М., ГЕОС, 2004, С.60.

2. Гидрогеодинамические условия Восточно-Перевального нефтяного месторождения в связи с повышением эффективности его разработки // Материалы Международной конференция студентов и аспирантов по фундаментальным наукам «Ломоносов», 2002, вып. 7, М., МГУ, С. 173174.

3. Гидрогеодинамические условия нефтяных месторождений северной части вала Сорокина И Материалы пятой международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», 2001, М„ МГУ, С.447-450.

4. Гидрогеодинамические условия северной части вала Сорокина //' Материалы Международная конференция студентов и аспирантов по фундаментальным наукам «Ломоносов», 2001, вып. 6, М„ МГУ, С. 130.

5. Гидрогеологические аспекты проблем проектирования систем разработки нефтяных месторождений Среднего Приобья // Труды Международной конференции в г.Томске 3-7 сентября 2002 года, Томск, 2002, С.233-236.

6. Закономерности формирования геологических структур с позиций нелинейной геодинамики (на примере центральных районов Восточно-Европейской платформы) // Фундаментальный ба-

зис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Выпуск 2, М., ГЕОС, 2002, С.85-98. (в соавторстве с Э.Р.Казанковой, Н.В.Корниловой)

7. Изменения гидрогеологических условий Восточно-Перевального нефтяного месторождения в процессе его разработки // Геология нефти и газа, 2004, №4, С.52-60.

8. Источники обводнения добывающих скважин нефтяных месторождений Среднего Приобья // Сергеевские чтения. Выпуск 5. Молодежная сессия / Материалы годичной сессии Научного совета РАН по проблемам геоэкологии, инженерной геологии и гидрогеологии (24-25 марта 2003), М., ГЕОС, 2003, С. 361-364.

9. К оценке достоверности прогноза детальной фильтрационно-емкостной модели среды по данным сейсморазведки на примере Средне-Хулымского месторождения ОАО «РИТЭК» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006, №3-4, С.43-54. (в соавторстве с Д.Н.Крыловым, Г.Е.Ивашко)

10. Нелинейная геодинамика и экология недр (с позиций самоорганизации полей напряжения) // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Сб. статей, М., Наука, 2000, С.359-364. (в соавторстве с Э.Р.Казанковой)

11. Новые данные о гидрогеологических условиях Северо-Сургутской моноклинали (Западная Сибирь) // Сергеевские чтения, выпуск 4 / Материалы годичной сессии Научного совета РАН по проблемам геоэкологии, инженерной геологии и гидрогеологии. М., 2002, С. 408-412.

12. Особенности пластово-блокового строения Восточно-Перевального нефтяного месторождения (Западная Сибирь) // Материалы II Всероссийской конференции молодых ученых «Материаловедение, технологии и экология в третьем тысячелетии». Томск, ИФПМ СО РАН, 2003, С.266-268.

13. Особенности фильтрационных потоков нижнемеловых нефтеводоносных пластов Восточно-Перевального нефтяного месторождения (Западная Сибирь) // Материалы Международной конференция студентов и аспирантов по фундаментальным наукам «Ломоносов», 2003, вып. 8, М., МГУ, С. 195-196.

14. Оценка гидродинамических параметров нижнемеловых отложений Среднего Приобья по данным трассерных исследований // Вестник Московского университета, Серия Геология, 2003, №1, С. 50-52.

15. Перспективы нефтегазоносности отложений ачимовской толщи Северо-Сургутской моноклинали // Материалы шестой международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», книга 2, М., ГЕОС, 2002, С.227-230.

16. Современные проблемы управления разработкой нефтяных месторождений // Материалы 3-го межвузовского студенческого научного семинара «Современные проблемы управления и права в сфере природопользования», выпуск 1, М., ТИССО, 2002, С.70-73. ^гГТЭ/й "

Принято к исполнению 09/01/2007 Исполнено 11/01/2007

Заказ № 4 Тираж: 100 экз.

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (495) 975-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Судо, Роман Михайлович

Введение.

1. Геологическое строение и гидрогеологические условия центральной части Западной Сибири.

1.1. Стратиграфии.

1.2. Тектоническое строение.

1.3. Гидрогеологические условия.

1.3.1. Гидрогеологическая стратификация разреза.

1.3.2. Фильтрационно-емкостные свойства водовмещающих отчожений.

1.3.3. Условия формирования подземных вод.

1.3.3.1. Современные представления об условиях формирования глубоких подземных вод.

1.3.3.2. Условия формирования глубоких подземпых вод центральной части Западной Сибири.

1.4. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений.

1.5. Выводы к главе 1.

2. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и их изменение и процессе разработки.

2.1. Восточно-Перевальное нефтяное месторождение.

2.1.1. Стратиграфия.

2.1.2. Тектоническое строение.

2.1.3. Гидрогеологические условия.

2.1.4. Изменение гидрогеологических условий в процессе разработки.

2.2. Средне-Хулымское нефтяное мест орождение.

2.2.1. Стратиграфия.

2.2.2. Тектоническое строение.

2.2.3. Гидрогеологические условия.

2.2.4. Изменение гидрогеологических условий в процессе разработки.

Результаты трассерных исследований, проведенных в 2004 г.

Результаты трассерных исследований, проведенных в 2005 г.

2.3. Выинтойское нефтяное месторождение.

2.3.1. Стратиграфия.

2.3.2. Тектоническое строение.

2.3.3. Гидрогеологические условия.

2.4. Заиадно-Котухтинское нефтяное месторождение.

2.4.1. Стратиграфия.

2.4.2. Тектоническое строение.

2.4.3. Гидрогеологические условия.

2.5. Выводы к главе 2.

3. Исследование пластово-блокового строения нефтяных месторождений.

3.1. Состояние вопроса исследования пластово-блокового ст роения.

3.2. Методика исследования пластово-блокового строения.

3.2.1. Исследование при поисках нефтяных месторождений.

3.2.2. Исследование при разведке нефтяных месторождений.

3.2.3. Исследование при разработке нефтяных месторождений.

3.3. Выводы к главе 3.

4. Учет пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке

4.1. Влияние пластово-блокового строения на процесс разработки нефтяных месторождений.

4.2. Принципы учета пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений.

4.2.1. Контроль за разработкой нефтяных месторождений.

4.2.2. Регулирование разработки нефтяных месторождений.

4.3. Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке"

Актуальность

В конце двадцатого века нефтяная промышленность России вступила в новый этан своего развитая. Этот этап характеризуется сокращением минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса страны, принципиальным ухудшением структуры запасов нефти. Время разработки гигантских и уникальных нефтяных месторождений, время так называемой «легкой нефти» в России безвозвратно прошло.

В настоящее время восполнение запасов нефти, как на уровне страны, так и на уровне отдельных недропользователей, возможно в основном за счет средних и мелких по запасам нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами менее 30 миллионов тонн. Запасы этих месторождений, как правило, относятся к категории трудноизвле-каемых, поэтому их разработка до недавнего времени считалась нерентабельной. Сложности извлечения нефти таких месторождений определяются сложностью строения, особенностями насыщения разреза, типом залежей.

Цель исследования

Целью работы является разработка методики исследования нластово-блокового строения нефтяных месторождений и обоснование с сс использованием принципиальных гидродинамических моделей средних и мелких нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири на основе изучения их гидрогеологических условий и их изменения в процессе разработки, а также изучение влияния гидрогеологических условий нефтяных месторождений на эффективность их освоения в связи с обоснованием принципов учета строения нефтяных месторождений при их разработке.

Задачи исследования

1. изучение гидрогеологических условий нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири;

2. изучение закономерностей распределения к разрезе глубоких водоносных горизонтов пластового давления, коэффициента негидростатичности пластового давления, минерализации подземных вод и пластовой температуры; выявление причин и обоснование механизма формирования неоднородности гидрогеологических нолей;

3. изучение изменений гидрогеологических условий нефтяных месторождений в процессе разработки;

Научная новизна работы заключается в следующем:

2. в обосновании методики исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений;

3. в проведении типизации межблоковых границ при рассмотрении гидрогеоди-иамических систем, характеризующихся пластово-блоковым строением;

4. в изучении влияния гидрогеологических условий нефтяных месторождений на эффективность их освоения (па примере нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и с использованием математического моделирования);

5. в обосновании принципов учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке.

Практическая значимость и реализация работы

Обоснованы принципы учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке. Внедрение комплекса мероприятий, разработанных в соответствии с обоснованными принципами, позволило повысить эффективность разработки конкретных нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири.

Защищаемые положения

1. На основании результатов изучения гидрогеологических условий и их изменения при разработке доказано нластово-блоковое строение Восточно-Перевального, Выинтой-ского, Западно-Котухтинского и Средне-Хулымского нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири. Неоднородность гидрогеологических полей определяется различным гидродинамическим балансом блоков, который, по существующим представлениям, может быть обусловлен элизиоиным питанием, дегидратацией глинистых минералов, притоком флюидов из складчатого фундамента и другими причинами. На рассмотренных нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири в пластах раннемслового и юрского возраста в естественных условиях фиксируются значительные изменения пластового давления, замеренного на близких глубинах, от 1-2 до 4-5 МПа; нереально высокие градиенты приведенного давления от 1-2-1 О*4 до 5-6-10"4 МПа/м; значительные изменения минерализации подземных вод, залегающих на близких глубинах, от 10-15 до 25 г/л; значительные различия абсолютных отметок водонсф-тяного контакта в соседних скважинах от 5-10 до 35-40 м.

2. При разработке нефтяных месторождений в условиях резкого изменения пластового давления, химического состава подземных вод, флюидонасыщенности коллекторов их пластово-блоковое строение проявляется более четко ввиду более интенсивного гидродинамического воздействия на флюидодинамическую систему, обусловленного существованием разнонаправленных изменений пластового давления. В связи с этим при эксплуатации фиксируются: отсутствие гидродинамической связи между соседними нагнетательными и добывающими скважинами; избирательное распространение трассеров; незакономерное, казалось бы, обводнение продукции добывающих скважин; существенно различная продуктивность рядом пробуренных скважин; а также незакономерные результаты проведения различных геолого-технических мероприятий, прежде всего, таких как гидравлический разрыв пласта и бурение вторых боковых стволов с горизонтальным окончанием.

3. Обоснована методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. При исследовании пластово-блокового строения при реализации предлагаемой методики принципиальной является необходимость использования гидрогеологической информации, включающей оценку характера распространения пластового давления, химического состава подземных вод, величин и направления градиентов приведенного давления, анализ изменения дебитов скважин, распространения трассеров, результатов геолого-технических мероприятий. При этом процесс исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений должен характеризоваться определенной стадийностью. Предложенная методика имеет принципиальное 'значение для повышения эффективности освоения месторождений. В ней четко отражены показатели, которые могут и в обязательном порядке должны использоваться для исследования иластово-блокового строения нефтяных месторождений.

4. Обоснована принципиальность учета существования границ нластово-блоковой системы нефтяных месторождений и различного типа межблоковых границ в целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. Правильный учет позволит более эффективно проектировать размещение добывающих и нагнетательных скважин, определять их количество в различных блоках в зависимости от их размера, устанавливать оптимальные режимы работы скважин с учетом расстояния до межблоковых границ различного тина.

Апробация работы и публикации

Результаты исследований докладывались на десяти Международных конференциях (в том числе на трех Международных конференциях студентов и аспирантов но фундаментальным наукам «Ломоносов», один раз на Ломоносовских чтениях, дважды на Сергеевских чтениях (Материалы годичной сессии Научного совета РАН по проблемам геоэкологии, инженерной геологии и гидрогеологии), дважды на Международных конференциях «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа»), на II Всероссийской конференции молодых ученых «Материаловедение, технологии и экология в третьем тысячелетии» и опубликованы в 16 работах автора.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Гидрогеология", Судо, Роман Михайлович

4.3. Выводы к главе 4

В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений предложены следующие принципы учета пластово-блокового строения:

1. Необходимо выявлять межблоковые границы с самого начала разработки. Особое внимание нужно уделять определению их типа. Для этого целесообразно с самого начала разработки еже! одно проводить трассерные исследования продуктивных пластов путем закачки трассера в каждую нагнетательную скважину.

2. Необходимо усилить контроль за динамикой пластового давления, направлением фильтрационных потоков путем внедрения гидрогеохимического метода контроля за разработкой, регулярного проведения гидропрослушивания между нагнетательными и добывающими скважинами.

3. Необходимо исключить проведение гидравлического разрыва пласта, бурение вторых боковых стволов в скважинах, расположенных на расстоянии до 50 м от межблоковых границ любого типа.

4. С целью повышения выработки запасов нефти целесообразно осуществлять бурение нагнетательных скважин по уплотненной, возможно, нерегулярной сетке в блоках с существенно пониженным пластовым давлением и низкими дебитами добывающих скважин, причем через 4-5 лет разработки, а не значительно позже, на более поздних стадиях, как это принято в настоящее время.

Заключение

Результаты изучения изменения гидрогеологических условий Восточно-Перевального нефтяного месторождения в период его разработки показывают, что в изменениях пластовых давлений, минерализации добываемой воды, обводненности продукции различных добывающих скважин наблюдаются принципиальные различия, на основе которых могут быть выделены группы скважин, характеризующихся сходством этих изменений и располагающихся в плане не хаотично, а уиорядоченно группирующихся в блоки. Анализ изменения пластовых давлений, минерализации добываемой воды, обводненности продукции по конкретным скважинам в период разработки продуктивных пластов (в нарушенных условиях) позволил четко выделить относительно изолированные гидродинамические блоки.

Таким образом, очевидно, что рассмотренные нефтяные месторождения центральной части Западной Сибири характеризуются пластово-блоковым строением. Так-как, с классических позиций пластового строения, не находят объяснения многочисленные данные разносторонних исследований, проведенных на месторождении в нарушенных условиях (при разработке месторождения) - относительно быстрое, «незакономерное» обводнение продукции добывающих скважин; «незакономерное» изменение пластового давления и минерализации добываемой воды по скважинам; отсутствие гидродинамической связи между соседними нагнетательными и добывающими скважинами; наличие обособленных групп скважин с общими закономерностями изменения пластового давления, обводненности добываемой продукции и минерализации добываемой воды; отрицательные эффекты от геолого-техиических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.

Гидродинамические границы между относительно изолированными блоками, по всей видимости, могут быть представлены разрывными нарушениями с заполнителем (залеченные процессами повоминералообразования) и разрывными нарушениями без заполнителя (высокопроницаемыс зоны, выявленные трассерными исследованиями).

В определенной мерс проявление пластово-блокового строения нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири фиксируется и в естественных условиях (при разведке месторождения), с чем связано неупорядоченное мозаичное распределение в плане пластовых давлений и минерализации подземных вод. Некоторые из выделенных блоков намечались при изучении распределения пластовых давлений и минерализации подземных вод в плане до начала разработки месторождения (в естественных условиях). В нарушенных условиях (при разработке месторождения), когда резко увеличиваются градиенты давления и скорости фильтрации, выделение блоков производится более четко.

Таким образом, пространственное положение гидродинамических границ, разобщающих единую флюидодинамическую систему «нефтяная залежь - подземные воды» на относительно изолированные гидродинамические блоки, может быть установлено в результате гидрогеологических исследований при разведке и в большей степени при разработке нефтяных месторождений.

В работе обоснована методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. При исследовании пластово-блокового строения при реализации предлагаемой методики принципиальной является необходимость использования гидрогеологической информации, включающей оценку характера распространения пластового давления, химического состава подземных вод, величин и направления градиентов приведенного давления, анализ изменения дебитов скважин, распространения трассеров, результатов геолого-технических мероприятий.

Только использование гидрогеологических данных, полученных в естественных условиях и, особенно, в нарушенных условиях, то есть в результате дальнейших исследований в ходе разработки месторождений, позволяет выявить реально существующие межблоковые границы, выделить гидродинамические блоки и обосновать адекватные модели пластово-блокового строения нефтяных месторождений. При этом процесс исследования пластово-блокового строения месторождений должен характеризоваться определенной стадийностью.

На основании результатов математического моделирования было установлено, что существование как относительно низкопроницаемых, так и относительно высокопроницаемых границ обусловливает иластово-блоковое строение нефтяных залежей. При этом для разобщения на блоки достаточно, чтобы проницаемость межблоковых границ отличалась от проницаемости продуктивного пласта всего на один десятичный порядок. Гидродинамическая связь между блоками может изменяться в процессе разработки месторождений в условиях возникновения значительных градиентов напора при интенсивных отборе флюидов и закачке воды.

Полученные результаты, по мнению автора, имеют принципиальное значение для исследования нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и обоснования оптимальных систем их разработки.

Информация о работе

Судо, Роман Михайлович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2007
ВАК 25.00.07

Диссертация

Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы