Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование геолого-промысловых параметров сложнопостроенных глинистых коллекторов нижнего Майкопа Восточного Предкавказья

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Исследование геолого-промысловых параметров сложнопостроенных глинистых коллекторов нижнего Майкопа Восточного Предкавказья"

На правах рукописи

и

КОРОЛЕВ СЕРГЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

! ' ч I

I )

ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НИЖНЕГО МАЙКОПА ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

Специальность 25.00.12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Краснодар 2009

003481935

Работа выполнена в ОАО «СевКавНИПИгаз»

Научный руководитель: кандидат геол. - минерал, наук, доцент, академик МАМР, чл. - кор. АТН РФ Ярошенко Анатолий Андреевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Коноплев Юрий Васильевич

кандидат геолого-минералогических наук Кичигина Тамара Михайловна

Ведущая организация: Астраханский государственный университет, г. Астрахань

Защита диссертации состоится « 12 » ноября 2009 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.101.09 по геологии поисков и разведки горючих ископаемых в Кубанском государственном университете по адресу: 350040, г. Краснодар, ул. Ставропольская 149, ауд.105.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Кубанского государственного университета.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

В.И. Гуленко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На территории Восточного Предкавказья основные разведанные и разрабатываемые залежи нефти и газа связаны с традиционными коллекторами и ловушками. На современном этапе развития нефтегазовой отрасли в регионе значительный объем прироста запасов нефти и газа может быть связан с нетрадиционными ловушками в глинистых породах - коллекторах. Со времени открытия первых скоплений нефти в глинистых породах - коллекторах нижнего Майкопа накоплен значительный объем теоретических и экспериментальных исследований. Однако до сих пор остается невыясненным ряд вопросов, связанных как с определением параметров коллекторов и природного резервуара в целом, так и с некоторыми особенностями разработки содержащихся в них залежей, в частности, - обводнением скважин.

Целью работы является разработка модели природного резервуара для залежей нефти в глинистых отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья.

Основные задачи исследования:

1. Изучение особенностей строения глинистых отложений нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, являющихся вместилищем для скоплений нефти и газа.

2. Определение основных параметров сложнопостроенного глинистого коллектора и резервуара нефти.

3. Определение источника поступления воды в нефтяную залежь в процессе её разработки. ;

Научная новизна.

1. Разработана новая модель природного резервуара нефти в глинистых отложениях нижнего Майкопа. Проведено исследование структуры, фильтрационно - емкостной системы породы - коллектора и характера её насыщения. Показано, что гидродинамическая система природного резервуара имеет надежную изоляцию от окружающих систем, а ее работа целиком определяется трещинно - поровым типом коллектора. В модели учитывается, что геометрические параметры природного резервуара совпадают с параметрами ловушки вследствие её литологической ограниченности.

2. Усовершенствована методика определения основных параметров сложнопостроенного глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации и наблюдений за изменением пластового давления в залежи.

3. Предложена новая модель процесса обводнения залежей, приуроченных к глинистым породам - коллекторам нижнего Майкопа. Показано, что обводнение залежей происходит за счет свободной воды, содержащейся в матрице глин продуктивных интервалов.

4. На основе разработанной модели резервуара и модели процесса обводнения обоснованы режимы разработки нефтяных залежей в сложнопостроенных глинистых породах - коллекторах. Установлено, что разработка таких залежей ведется в основном за счет упругих сил. Режимы разработки месторождений определяются особенно-

стями строения природного резервуара, характером насыщения породы - коллектора флюидами и типом её фильтрационно — емкостной системы.

Защищаемые положения:

1. Модель природного резервуара нефти в отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, учитывающая ограниченный характер резервуара, трещинно - поровый тип коллектора, характер насыщения фильтрационно - емкостной системы коллектора.

2. Методика определения средней раскрытости трещин в пласте и предельно допустимых депрессий на пласт по данным гидродинамических исследований скважин методом установившихся отборов, а также применимость модели Уоррена - Рута и метода Полларда для определения параметров фильтрационно — емкостной системы сложнопостроенного глинистого коллектора.

3. Механизм обводнения залежей в сложнопостроенных глинистых породах -коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, учитывающий проявление внутреннего упруговодонапорного режима.

Практическая значимость и реализация результатов.

Представленная модель коллектора, природного резервуара и способы оценки емкостных параметров, могут быть использованы для уточнения текущих запасов нефти Воробьевского, Журавского и других месторождений. Предложенная модель обводнения залежей, приуроченных к подобным коллекторам, позволяет использовать ее при проектировании разработки и выборе мероприятий по повышению нефтеотдачи в аналогичных залежах. Разработки автора, касающиеся методики определения параметров глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин, определения источников обводнения залежей нефти в глинистых коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, использовались при выполнении договора по государственному контракту № АП - 1нг/2000 и № Р - 2/01 - К «Оценка условий и прогноз нефтегазоносности по литолого - стратиграфическим данным глинистых коллекторов майкопской серии Предкавказья», заказчик - Главное управление природных ресурсов и охраны окружающей среды по Ставропольскому краю.

Фактический материал.

В основу работы положены результаты исследований автора за период с 2001 по 2009 г. в ОАО «СевКавНИПИгаз». Основным объектом изучения явились нижнемайкопские отложения Восточного Предкавказья. В работе использованы результаты изучения пород нижнего Майкопа на Воробьевской, Журавской, Елизаветинской и других площадях, результаты гидродинамических исследований на скважинах указанных месторождений, а так же анализ некоторых показателей разработки Воробьевского и Журавского нефтяных месторождений.

Апробация работы.

Основные положения диссертации'прошли первичную апробацию на Международной научно - практической конференции «Газовой отрасли новые технологии и новая техника», г. Ставрполь 9—12 сентября 2002 г.; Шестой международной конференции, посвященной 100 - летию со дня рождения И.О. Брода и Н.Б. Вассоевича

«Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», г. Москва апрель 2002 г.; Научно -практическом семинаре «Научный "потенциал молодых ученых и специалистов», г. Ставрополь, май 2005г.; семинарах и научных конференциях факультета нефти и газа Северо - Кавказского государственного технического университета (2001 - 2005г).

Публикации: Содержание диссертации опубликовано в 7 работах.

Содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 126 страницах, иллюстрируется 39 рисунками, содержит 12 таблиц и список литературы из 54 наименований.

Работа выполнена в ОАО «СевКавНИПИгаз» под руководством кандидата геол. - минерал, наук, доцента, академика МАМР Ярошенко A.A., которому автор выражает глубокую благодарность за ценные советы, замечания и постоянное внимание.

Автор благодарит за оказанное содействие и поддержку генерального директора ОАО «СевКавНИП№аз»" доктора техн. наук, профессора, академика РАЕН Гасумойа P.A..

Автор признателен кандидату геол. - минерал, наук Ю. В. Терновому, кандидату геол. - минерал, наук П. В. Бигуну за ценные советы и консультации в период работы над диссертацией, кандидату техн. наук Л. А. Ильченко за возможность ознакомления с необходимыми материалами. Полезные рекомендации и замечания в процессе работы были получены от доктора геол. - минерал наук, профессора В. И. Петренко, доктора геол. - минерал наук, профессора Б. Г. Вобликова.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы актуальность, научная новизна и основные задачи диссертационной работы, практическая ценность выбранной тематики.

Глава 1. Обзор исследований нефтегазоносности глинистых коллекторов

В данной главе автором представлен обзор исследований, проводившихся как по трещиноватым коллекторам в общем, так и по трещиноватым глинистым в частности. Первые серьезные методические изучения микротрещиноватости пород проводились Е. Н. Пермяковым. Физические свойства трещиноватых коллекторов подробно описаны Ф. И. Котяховым, С. Н. Назаровым, Е. С. Роммом, Л. П. Гмид. Одна из первых попыток определения критериев поиска трещиноватых коллекторов сделана Т. Ф. Дорофеевой. Наиболее значительными в области разработки нефтяных и газовых месторождений в трещиноватых коллекторах являются работы В. Н. Майдебора, Т. Д. Голф - Рахта. Вопросы течения жидкости в трещиноватых средах рассмотрены В. Н. Николаевским, К. С. Басниевым, И. Н. Кочиной, В. Н. Максимовым. Особенности строения коллекторов баженовской свиты Западной Сибири изложены в работах Р. А. Конышевой, И. И. Пулмана, Ф. Г. Гурари, Э. А. Вайгца, Т. Т. Клубовой, И. И . Нестерова, В. В. Хабарова. Условия формирования и нефтеносности баженовской свиты рассмотрены в работах М Ю. Зубкова, Р. А. Конышевой, Б. А. ОншЦенко, А И. Степанова, Ю. А. Терещенко, Н. И. Зейдельсона, И. К. Королюк.

После открытия залежей нефти в майкопских отложениях Восточного Предкавказья и развертывания поискового — разведочных работ, изучение этого комплекса связано с именами таких исследователей, как А. В. Бочкарев, Г. А. Ярмола, И. М. Бобко,

A. Ф. Ненахов, Н. Г. Сулейманов, А. А. Клименко, М. Д. Денисенко, В. А. Бердников, М. С. Гаджиев, Н. И. Ваньков, Б. Ф. Журбин, Ю. М. Толстухин, JI. В. Андрейченко,

B. Н. Евик, Ф. И. Курин, В. Г. Вершовский, О. А. Славицкая, П, В. Бигун, И. Д. Быков, JI. И. Суконный, Ю. В. Терновой, T. X. Мисиков, А. С. Панченко, JL В. Кирина, М. Ф. Куликов, А. Н. Авакумов, В. Н. Шапошников, П. С. Нарыжный. Оценкой под-счетных параметров занимались H. Н. Богданович, И. А. Бурлаков, Е. И. Тараненко, В. И. Диваков. Значительный вклад в понимание процессов, происходящих в битуминозных глинистых коллекторах, сделан В. И. Петренко.

Несмотря на достаточно высокую степень изученности битуминозных глинистых коллекторов Восточного Предкавказья, ряд вопросов, в частности вопросы обводнения залежей в таких коллекторах, слабо освещены в печати. Мировая и отечественная практика дает широкое многообразие моделей природных резервуаров в глинистых толшах, однако прямое применение существующих моделей для нижнемайкопских отложений Восточного Предкавказья не дает удовлетворительных результатов, т.к. не объясняет многих процессов, протекающих в залежи в ходе ее разработки.

На осповании выполненного анализа раннее проведенных исследований нефте-газоносности глинистых пород - коллекторов нижнего Майкопа Восточного Предкавказья определены цели диссертационной работы и задачи дальнейших исследований.

Глава 2. Геологическое строение территории

В первом разделе главы дана литолого - стратиграфическая характеристика осадочного чехла, на примере наиболее изученных в регионе Восточного Предкавказья Воробьевского и Журавского нефтяных месторождений. Особое внимание уделено характеристике пород нижнего Майкопа (хадумская и баталпашинская свиты), являющихся основным объектом изучения. Хадумская свита нижнего Майкопа включает пшехский, полбинский горизонты и горизонт морозкиной балки. Пшехский горизонт, в целом, представляется как мощная пачка аргиллитов листоватых с трещинами по наслоению, заполненных битумоидным веществом. Аргиллиты содержат прослои плотных мергелей, как бы создающих упругий каркас в более пластичных аргиллитах, расчленяющих их на мощные слои и снижающих коллекторские свойства горизонта. Полбинский горизонт представлен глинистыми известняками и мергелями с прослойками глин. При этом ira некоторых участках (западная часть Журавской площади) отложения горизонта выпадают из разреза В низах горизонта Морозкиной балки тонкое чередование ограниченных слойков, отличающихся по составу и механическим свойствам, создает тонколистоватую породу с листоватой отдельностью.

В отложениях верхнего хадума наблюдается обилие микротрещин хаотичнона-правленных, тонких (0,02 — 0,06мм), открытых или заполненных глинисто - битуминозным веществом и располагающихся как по напластованию прород, так и секущих ее.

Баталпашинская свита сложена некарбонатными аргиллитами, массивными к низу, с хорошо раскристаллизованной основной массой и значительной примесью алевролитового материала, количество которого возрастает вверх по разрезу.

Во втором разделе главы рассмотрены особенности тектонического строения изучаемой территории. Согласно тектоническому районированию (А.И. Летавин, 1978 г.), исследуемый район располагается в пределах Предкавказской платформы - тектонического элемента I порядка, в центральной части сложнопостроенной Восточно — Ставропольской впадины (тектонический элемент II порядка). Основными структурными элементами, осложняющими впадину, являются: на востоке - Чернолесский и Спи-цевский прогибы и разделяющее их в центре Журавское поднятие, Александрова«) -Георгиевская моноклиналь и Томузловская ступень; на западе - Янкульское поднятие и Темнолесский прогиб. Тектоническое строение этого района подробно рассмотрено во многих работах (А. В. Бочкарев и др., 1987, В. Н. Евик и др., 1993).

В третьем разделе главы рассматриваются условия нефтеносности нижнемайкопских отложений Восточного Предкавказья. Начиная с 1981 г., по мере открытия нефтяных месторождений (Журавское - 1981 г, Воробъевское - 1982 г, Советское -1985 г) олигоденовый комплекс отложений приобретает статус регионально - поискового нефтеносного объекта.

В процессе испытания и пробной эксплуатации олигоценовых отложений были получены притоки практически безводной нефти с дебитами от 0,7 м3/сут (скв. № 72 Праско-вейская) до нескольких десятков и даже сотен м3/сут (скв. № 4 Южная, № 62 Журавская).

Анализ результатов испытания скважин на Журавской, Воробъевской, Советской, Пашолкинской, Южно - Спасской, Моздокской и других площадях показал, что выявленные залежи нефти и все наиболее интенсивные нефтепроявления стратиграфически приурочены к интервалам разуплотнения аргиллитов баталпашинской и верхней части хадумской свит олигоцена.

Особенностью месторождений являются: нетрадиционный тип коллектора (залежи связаны с трещиноватыми аргиллитоподобными глинами - аналогами «бажени-тов» Западной Сибири) и отсутствие пространственной связи залежей с положительными формами структурного плана продуктивных пластов. Опыта разработки подобных залежей пока нет. Несмотря на значительное число пробуренных скважин, остается много невыясненных вопросов по строению, размерам, форме природных резервуаров нефти. На месторождениях, находившихся в разработке (Воробъевское и Журавское), не определено положение водонефтяного контакта. Поэтому, термин «контур нефтеносности» по - существу соответствует понятию «граница разведанности».

Гидродинамические условия олигоценовых отложйний характеризуются аномально - высокими пластовыми давлениями. Пластовые давления в пределах Восточно - Ставропольской впадины, Прикумской системы поднятий, Северо - Западной части Терско - Каспийского передового прогиба, по данным испытания скважин, колеблются от 26,6 до 58,8 МПа. Коэффициенты аномалийности пластовых давлений в пределах указанной территории изменяются в пределах от 1,17 на Озек - Суатской до

1,8 на Моздокской площади. Состав нефтей олигоценовых отложений отличается однообразием и не претерпевает существенных изменений как по разрезу, так и по всей площади Восточного Предкавказья.

В четвертом разделе главы дана геохимическая характеристика огложепий нижнего Майкопа Восточного Предкавказья в зоне развития глинистых фаций. Поры матрицы повсеместно характеризуются высоким битумосодержанием. Среднее содержание хлороформенного битумоида (ХБ) составляет 0,31%, спирто - бензольного (СБ) 0,023%. Содержание органического углерода Сорг на породу 1,96%. Битумоиды автохтошш по образованию и являются сингенетичными вмещающим породам. Тип битумоидов имеет сложное распределение как по площади, так и по разрезу - от наиболее легкого маслянистого и далее к смолисто — маслянистому, маслянисто - смолистому до смолистого типа.

В пятом разделе главы рассмотрена геофизическая характеристика разреза нижнемайкопских отложений. Пласт-коллектор характеризуется повышенным временем пробега акустической волны (ДТ) до 500-700 мкс/м при фоновом значении 350400 мкс/м и пониженным значением плотности пород (по ККГ-П) до 2,0 г/см 3 при фоновом значении 2,5г/см3. По данным кавернометрии продуктивный пласт отмечается увеличением диаметра скважины (кавернозностыо), а по данным термометрии наблюдаются температурные спады до 2-3°С. В «сухих» скважинах таких аномальных явлений не отмечается. Однако достоверное выделение глинистых коллекторов геофизическими методами затруднено. Они не дают характерных максимумов на кривых элекгрокаротажа, где фиксируется монотонная толща без дифференциации в записи.

В шестом разделе главы представлены гидрогеологические и термобарические условия отложений майкопской серии. Благодаря значительной мощности майкопская серия является региональным водоупором, разделяющим коллекторские водоносные комплексы миоцен - плиоценовых и мезозойских отложений. Водообилыюсть майкопских отложений незначительна. На территории Восточного Предкавказья выделяются несколько гидрогеохимических зон и типов вод (Б. П. Акулшшчев, 1989 г.). По мнению многих исследователей, на гидрогеохимический облик пластовьк вод майкопских глинистых толщ помимо процессов отжатия заметное влияние оказали де-гидратационные процессы (И. И. Нестеров, 1965, А. С. Панченко, 1985 г.). Как известно, глинистые минералы монтмориллонитового состава в зоне повышенных температур и давлений, преобразуясь в гидрослюды, освобождают большое количество межпакетной и гидроксильной воды. Четко прослеживается связь общей минерализации с литологическими особенностями водовмещающих пород. Узкая зона сравнительно менее минерализованных вод весьма близко оконтуривает область развития преимущественно песчано - алевритовых пород. Увеличение минерализации вкрест простирания последних отражает заметное увеличение роли глинистых осадков в водовмещающих породах. В. Н. Корценштейн увязывает данный факт с затруднением условий водообмена, а приуроченность зоны менее минерализованных вод к более проницаемым породам - объясняет степенью промытости коллекторов.

Глава 3. Модель глинистого коллектора и природного резервуара нефти в отложения* нижнего Майкопа

В первом разделе главы автором приведено описание основных параметров модели коллектора в отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья по данным анализа керна и гидродинамическим исследованиям скважин.

Расчет параметров микротрещиноватости с применением метода шлифовой ос-теометрии проводился на больших шлифах, изготовленных из пород по скв. № 47 и 49 Воробьевского месторождения, скв. № 3 Филидповской площади и скв. № 3 Елизаветинской площади. Качественный анализ шлифов, выполненный автором совместно со специалистами ОАО «СевКавНИПИгаз» показал, что в аргиллитах, обогащенных органикой, присутствуют горизонтальные, наклонные и вертикальные трещины (рис. I). Наиболее распространены горизонтальные (58,5 %), значительно реже встречаются наклонные трещины (31,3 %) и еще реже - вертикальные (10,2 %) трещины. Среди горизонтальных трещин выделяются эпигенетические и тектонические. Первые приурочены к границам .цитологических разностей и частично заполнены черным битумино-идным веществом. Иногда к ним приурочены хорошо сформированные кристаллы доломита (до 0,05 мм). Эти трещины слабоизвилистые, довольно выдержанные по протяженности и раскрытости. Раскрытость трещин колеблется в пределах 10-300 мкм, густота трещин 60 - 900 м"'.

Матрица породы пористая. Поры формируются за счет неплотной, иногда неупорядоченной укладки волокнисто-изогнутых микроблоков (листов) глинистых минералов и их агрегатов. Поры характеризуются разнообразием форм: округлые, изо-метричные, щелевидные, кратеровидные.

Рис. 1 - Характер трещиноватости в породах из скв. № 47 Воробьевской площади, обр. 2474, инт. 1920-1927 м.

Фотография шлифа, проходящий свет, увеличение х 50. Светлое - трещины, темное -основная масса породы

Из общего объема порового пространства до 90-95 % связано с порами размерами от 30 А до 5 мкм и только 5-10 % - с порами размером 5-10 мкм. Поры характеризуются хорошей сообщаеадостью и соединяются между собой посредством тонких сужений с диаметром 0,1-3 мкм. Прочность скелета обеспечивается частичной его цементацией карбонатным материалом, представленным рассеянными по породе кристаллами кальцита размерами около 1 мкм. Кристаллики кальцита скрепляют соприкасающиеся агрегаты глинистых минералов и при соляно - кислотных обработках пласта могут растворяться, что приведет к разрушению коллектора в призабойной зоне. Межагрегатные линзовидные пустоты соединяются между собой трубчатыми и другими каналами размерами 3-10 мкм, создавая единую гидродинамическую сис-

тему первого уровня. Второй уровень фильтрационно - емкостной системы формируют микроблоки породы толщиной в сотни мкм, которые состоят из 10-20 агрегатов глинистых частиц и арочных пустот. Микроблоки разделяются литогенетическими трещинами раскрьггоиъю до 150 мкм и разбиты субвертикальными трещинами скола, которые обеспечивают гидравлическую связь литогенетических трещин между собой.

Таким образом, выполненные исследования показали, что фильтрационно - емкостная система первого уровня (матрица породы) является питающей, а фильтрационно - емкостная система второго уровня, образованная литогенетическими и тектоническими трещинами, имеющими гораздо большую проницаемость, чем матрица породы является проводящей.

Основные петрофизические параметры матрицы пород продуктивных отложений нижнего Майкопа по данным статистической обработки массива лабораторных определений имеют следующие значения: пористость 12,2 %; плотность 2,36 г/см3; проницаемость 4,5 х 10° мкм2.

Общее содержание воды в матрице глин было определено автором по запара-финированному керну из скв. № 18 Воробьевской площади (инт. 1950-1960 м) путем естественной сушки на воздухе. Плотность образца равна 2,35г/см3, пористость 16,27%, средняя влажность составила 4,41 % (весовых), при колебаниях от 3,73 до 5,01 %. Таким образом, в 1м3 породы содержится 0,1036 м3 воды, или 64 % от общего объема пор, т.е. практически все поровое пространство матрицы породы занято водой.

Для определения наличия подвижной воды в порах матрицы породы автором был проведен эксперимент на образце керна Для проведения эксперимента был выбран запарафинировшшый керн, поднятый при бурении скважины № IB Bp из интервала 1950-1960 м. Для максимальной достоверности образцы для эксперимента размером 2,5 ><2,5x3 см были выпилены из централъпой части керна Оборудование: эксперимент проводился на центрифуге ЦЛС - 31М при постоянной скорости вращения ротора 6000 об/мин (перепад давления на торцах образца составляет 1,67 МПа), масса образцов до и после центрифугирования замерялась на весах Sartorius Gem plus тип GP1503S, класс точности 1. Время центрифугирования образцов составило 80 мин, общее время с момента вскрьггия и распилки керна до замера массы после центрифугирования составило 100 мин. Результаты замеров массы образцов до и после центрифугирования представлены в табл. 1.

Таблица 1

Результаты определения массы образца до и после центрифугирования.

Определение массы Масса образца, г

1 2 3 4

До центрифугирования 34,5842 26,9820 32,3467 25,7926

После центрифугирования 34,3944 26,8056 32,1729 25,6487

% потери массы 0,55 0,65 0,54 0,56

Таким образом, средняя потеря массы образцов составила 0,575%, или 13,04 % от общей водонасыщенности, что составляет 0,01351м3 воды в пересчете на 1м3 породы

Результаты эксперимента, выполненного автором, показывает, что в порах матрицы содержится подвижная вода, а создание перепада давления в матрице глины приводит к выходу свободной воды.

По данным электронной микроскопии (В.И. Тараненко, М.Ю. Хакимов, В.Н. Диваков), нефть в глинах залегает в виде пленок и линз вдоль литогенетических трещин, которые развиваются по плоскостям напластования глин различного состава. Мобильность нефти обеспечивается трещинами с повышенной раскрытостью. Тонкие поры матрицы и тонкие межплитчатые и межлистоватые пустоты вмещают Пленочную, капиллярную и свободную воду. Свободная вода занимает отдельные пустоты и является разобщенной и неподвижной. Мобильность свободной воды обеспечивается межлистоватыми пустотами и сквозьагрегатными трубчатыми каналами.

По результатам исследования скважин методом установившихся отборов определена средняя раскрьггость трещин. Для этого автором проведено преобразование известного уравнения Буссинеска для движения жидкости через щель и получено выражение для определения средней раскрыгосги трещин в реальном трещиноватом пласте, имеющее вид:

О)

где: в - раскрытость трещин в м; д - абсолютная вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*сут; А - коэффициент фильтрационного сопротивления уравнения притока жидкости к забою скважины (МПахсут)/м3; . гс - соответственно радиус контура питания и радиус скважины, м.

Проведенная автором обработка результатов исследования скважин, вскрывших продуктивные интервалы глин нижнего Майкопа на нефтяных месторождениях Восточного Предкавказья, показала, что характер изменения коэффициента продуктивности скважины в зависимости от задаваемого забойного давления отражает, согласно уравнению (1), характер изменения раскрытости трещин. В связи с этим на рис. 2, иллюстрирующим характер изменения продуктивности с изменением забойного давления, автор предлагает выделить две области.

1 ■ 2

•

я • «

• •» » . . ^ •

35

30 25 20 15 10 5 Забойное давление, МПа Рис. 2. Изменение коэффициента продуктивности при снижении забойного давления

Первая область линейного смыкания горизонтальных пефтепроводящих каналов, в наибольшей степени подверженных влиянию эффективного давления, где происходит резкое снижение продуктивности при относительно незначительном падении забойного давления. Проницаемость пласта при этом падает в несколько раз. Вторая область соответсгву-ет фильтрации жидкости через горизонтальные и вертикальные трещины с минимальной раскрытостыо, когда уменьшение забойного давления слабо влияет на продуктивность.

Депрессия на пласт, при которой происходит смыкание горизонтальных трещин ЛРгор7?, МПа (равная предельно допустимой депрессии на пласт), определяется по формуле:

ЛР

= р -Р

т кI

(2)

- кажущееся давление полного смыкания го-

гор.тр

где: Рт - пластовое давление, МПа, Ркс ризонтальных трещин, МПа.

Кажущееся давление полного смыкания горизонтальных трещин можно определить экстраполяцией первого линейного участка на графике (рис. 3) зависимости отношения текущей продуктивности скважины к конечной (п/пкон) от забойного давления (Рза6, МПа).

Сив. N9 2 Вр

35

, Сда. № 11 Вр

й

§1 1 1а

р §

0,8 || ? а

0,6 ж =

0,4

§ Ё

25 20 15 10 Забойное давление, МПа

0

„ Е о 0 6 8

Рис. 3. Определение давления смыкания горизонтальных трещин

Автором показано, что эксплуатация "скважин должна осуществляться на режимах, когда задаваемая депрессия на пласт сопровождается только упругой деформацией коллектора. Повышение депрессии выше предельно допустимого значения приводит к пластической деформации и разрушению коллектора, которая сопровождается необратимыми изменениями фильтрационных параметров в лризабойной зоне пласта.

Анализ кривых восстановления забойного давления (КВД), зарегистрированных на скважинах Воробьевского нефтяного месторождения, показал, что они имеют типичный вид, характерный для трещинио - порового коллектора, и свидетельствует о том, что глинистый коллектор представляет собой двухслойную среду, состоящую из проводящей и питающей систем. Проводящая система - трещины, питающая система - матрица породы. Для определения основных параметров трещшшо - порового коллектора по кривым восстановления давления автором был применен метод Полларда (табл. 2).

Таблица 2

Результаты обработки КВД, зарегистрированных на скважинах Воробъевского нефтяного месторождения, по методу Полларда.

Уклон На основной кривой 1,662758-1,6434527 ^ 1 16-11

На разностной кривой . 0,75823-0,136045 П1Л,£П_, и =-= 0,10369ч 7-1

Объем матрицы б = 1,6.11,57.3600 .,0 б=6,89091<з С^х/^х/, 50,72 - 5,5 -10 - 0,00386

Объем трещин К = 6 = 1,6.11,57-3600 . Ю~б = З,69ж3 "" (Ср+Ор)у,[1прх12 (50,72+ 7,28)-З-Ю'3-0,10369

Суммарный объем = Ум + Утр = 6189,09 + 3,69 = 6192,78ж3

Пористость матрицы Ум 6189,09 л,„_ „,„. от = —• т =-^— о,1627 = 0,1626 У^ 6192,78

Пористость трещин V 3 69 от = = ' ■ 0,1627 = 0,0000969 ^ 6192,78

Коэффициент продуктивности £>,, 7,28 <п о 0,3 --пл л'3

• кгс/ см сек • кгс / см сут • МПа

Трещинная проницаемость Ки 2,54 0,6 „„.,,_ 2 к = -- = --^ = 0,001 Пмкм А 1300

Раскрытость трещин ¿-1 1 °'°0117 -17037«,-«

^4,16x10-*хттр )14,16х 10*4 х0,0000969

Размер блоков 1- к"" - 0'00117 , - 35163,38л<кл« - 3,51см \1,04х(т„рУ \ 1,04 ■ 0,0000969"

Таким образом, на основании определения параметров коллектора в глинистых отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья по данным анализа керна, обработки индикаторных кривых и КВД, полученных в ходе гидродинамических исследований скважин, автором предлагается модель коллектора, представленная на рис.4.

Ашжхттячяхт тскттшчеаяа Рис. 4. Модель трещинно — порового

.штрииа породы жтщхиы ..

"'. коллектора в отложениях нижнего

^ * ^ Майкопа Восточного Предкавказья.

4 ' I Условные обозначения:

1 - остаточная вода; 2 - бятумоиды; " _ з \ V. > \ < -I 3 - нефть; 4 - основной микрострук-' ' " ^ » турный компонент матрицы породы л . —.V.-" - листоватость; Ь - раскрытого, треН шин; Ь - межтрещинный интервал.

ш

Характеристика модели коллектора:

1. Основным микроструетурным компонентом матрицы породы является листоватость.

2. Матрица породы характеризуется высокой пористостью и низкой проницаемостью.

3. Поровый объем матрицы заполнен водой и битумоидами различных типов. Вода, как правило, занимает наиболее мелкие поры (67,3% от общей пористости матрицы породы).

4. В матрице породы присутствуют горизонтальные, вертикальные и наклонные трещины, характеризующиеся значительной в сравнении с матрицей породы проницаемостью.

5. Коллектор, по данным анализа керна и гидродинамических исследований скважин, относится к трещинно - поровому типу. Более конкретно его можно охарактеризовать как трещинно - листовато - поровый.

6. При снижении пластового давления и увеличении эффективной нагрузки на породу смыкаются в первую очередь горизонтальные трещины.

7. Средняя величина раскрытости трещин, определенная по данным гидродинамических исследований, равна 232,6 мкм с колебаниями в пределах 67,04 - 505,97 мкм, средний размер трещинных блоков равен 4,5 см. Эти данные хорошо согласуются с результатами анализа керна. Среднее давление смыкания горизонтальных трещин равно 27,44 МПа. Средняя проницаемость трещин (по отношению к эффективной толщине пласта) по данным исследования скважин равна 31,1 х 10"3 мкм2, средняя проницаемость матрицы породы (по данным анализа керна) равна 4,5 * 10"э мкм2, т.е. в 7 раз меньше трещинной проницаемости.

Во втором разделе главы автором, на основании анализа данных замеров изменения пластового давления в процессе разработки Воробьевскош месторождения, описаны основные параметры природного резервуара нефти.

Анализ данных изменения пластового давления, представленных на рис. 5, показывает, что падение пластового давления во всех скважинах Воробъевского месторождения происходило синхронно, что свидетельствует о хорошей гидродинамической сообщаемости всех частей природного резервуара.

Автором показано, что характер падения величины среднего пластового давления в залежи во времени (см. рис. 5) аналогичен характеру падения давления в модели трещинно - норового коллектора Уоррена - Рута, в которой трещинно - поровый коллектор схематизируется прямоугольной сетью трещин. Считается, что движение жидкости к скважине происходит по системе трещин, а матрица непрерывно питает всю систему трещин. Модель предполагает, что скорость фильтрации в блоках мала по сравнению с течением жидкости в трещинах, а обмен жидкости между блоками и трещинами пропорционален разности давлений в блоках и трещинах. Первый линейный участок на графике падения давления соответствует ранней стадии разработки залежи, когда жидкость добывается главным образом из трещин. Второй, переходный участок, соответствует переходной стадии на начальном этапе снабжения трещинной системы жидкостью из матричных блоков. Образование и протяженность этого участка зависит от относительной вмещающей способности матрицы породы и трещинной системы, а также от интенсивности перетока жидкости из матрицы в трещинную сис-

тему. Третий (конечный) участок соответствует времени, когда трещинно - поровая система работает как эквивалентный поровый коллектор. В этот период процесс фильтрации является квазистационарным, так как объем жидкости, добываемой из скважин, равен объему жидкости, поступающей из матрицы породы в трещины. 31

Средняя величина пластового

ё

30

$ 29

X

ш

§ 28

8 27

ш

о

В 26

давления

25 1982

1994 1996

1984 1986 1968 1990 1992 Годы разработки

Рис. 5. Изменение пластового давления в скважинах Воробъевского нефтяного месторождения

Выполненный автором анализ динамики снижения пластового давления в соответствии с моделью Уоррена - Рута (рис. 6) показывает, что характер падения давления (для резервуара Воробъевского нефтяного месторождения) соответствует модели ограниченного по площади пласта.

0,51 • 1,5 2

я П

5 2,5

оГ <

33,544,5 5

I, =501,19 сут

3,1 3.3

3,7

Ц =1412,5 сут

ДРш = 2,5МПа

=3548 сут

Линия отклонения от асимптоты запаздывающей касательной АРА = 2,5 МПач^Угловой коэффициент ¡ср =29,2 МПа

• •

• • *

Запаздывающая касательная

Опережающая касательная Угловой коэффициент =5,5 МПа

Рис. 6. Обработка данных изменения среднего пластового давления по методике Уоррена - Рута

По результатам обработки данных замеров падения пластового давления в процессе разработки Воробьевского месторождения по методике Уоррена - Рута и по ме-

тодике Полларда, а также с использованием данных по опробованию скважин в Жу-равско-Воробъевской нефтеносной зоне, автором предлагается модель природного резервуара в областях развития глинистых фаций нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, представленная на рис. 7.

Рис. 7. Модель природного резервуара в глинах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья.

Параметры модели природного резервуара:

1. Природный резервуар в глинистых отложениях олигоцена Воробъевского нефтяного месторождения является ограниченным.

2. Все части резервуара имеют хорошую гидродинамическую сообщаемость.

3. Природный резервуар представлен трещинно-поровым типом коллектора.

4. Трещинно - поровый коллектор, слагающий природный резервуар, характеризуется большой емкостью матрицы породы по сравнению с трещинной емкостью. Если пористость матрицы по данным исследования керна равна 12,2 %, то трещинная пустотность по результатам обработки данных падения давления - 0,42 %. Проницаемость матрицы породы значительно ниже проницаемости трещинной системы. По данным исследования скважин среднее значение трещинной проницаемости равно 31,1х Ю-3 мкм2. По результатам обработки данных падения давления в залежи средняя проницаемость матрицы породы в 9,62 раза меньше трещинной проницаемости и составляет 3,4 х 10'3 мкм2.

5. Изменение пластового давления в резервуаре происходит в первую очередь в трещинной системе.

6. Отмечается хорошая связь трещинной системы с матрицей породы.

7. Начало перетока жидкости из матрицы породы в трещинную систему фиксируется после снижения пластового давления в среднем на 2,31 МПа от начального значения.

Моделирование динамики снижения давления для резервуара Воробъевского нефтяного месторождения (рис. 8), выполненное автором на программном продукте фирмы Roxar Tempest More v 4.6 с использованием двухфазной модели blackoil (deadoil), исходными данными для которого являлись результаты определения параметров коллектора и природного резервуара, показало, что расчетная модель снижения пластового давления совпадает с реальным снижением пластового давления в скважинах Воробъевского нефтяного месторождения.

ш

Е 32

1 30

X ф

§ 28

га

Ч

си 26

о

ш

2 24 о

го

С 22

-Фактическое падение давления

----Результаты моделирования

падения давления

1981 1963 1985 1987 1989 1991 1993 1995 Годы разработки

Рис. 8 - Результаты моделирования динамики снижения пластового давления

Таким образом, выполненные исследования показывают, что модель Уоррена-Рута применима для определения параметров природного резервуара Разработанная модель природного резервуара, учитывающая его ограниченный характер и трещин-ио-поровый тип коллектора, хорошо описывает реальные процессы, происходящие в природных резервуарах нефти, находящихся в пределах развития глинистых фаций нижнего Майкопа Восточного Предкавказья.

Глава 4. Анализ данных разработки Воробьевского месторождения с целью определения источника обводнения скважин

В данной главе автором рассматриваются причины обводнения залежи нефти в отложениях нижнего Майкопа Воробьевского месторождения. Из анализа данных разработки установлено, что обводнение скважин начинается при снижении пластового давления до определенной величины в зависимости от глубины середины интервалов перфорации (рис. 9).

я с

ф

23

I

ш

с; г«,5 £0

га га

С£

® гг.5 О

ей ,,

О

ь-

О Я5.5

га с С

Рля = 0,0141Нс/>.г*рф Я2= 0,87

шРпп = 0,0148НсР. 1»й> /?= 0,83,.,

Шохины

-755 1еоо юоо '-'У*, 200а

Абсолютные отметки середины интервала перфорации, м Рис. 9. Зависимость начала обводнения скважин от величины пластового давления

Анализ данной зависимости, основанный на разработанной автором модели коллектора и природного резервуара, позволяют сделать вывод о причинах появления воды в продукции скважин. Первоначально, до начала разработки, рассматриваемый глинистый коллектор, представляющий из себя систему с двумя видами пустотности, насыщен нефтью (в трещинах), остаточной водой и битумоидачи (в матрице породы) с содержанием воды от 65,7 до 92,4% объема пор матрицы. Остаточная вода представляет собой пленочную, каппилярную и свободную. Свободная вода занимает отдельные пустоты и является разобщенной и неподвижной. Однако в определенных условиях свободная вода в матрице глин может переходить в подвижное состояние. Такими условиями могут быть резкое снижение пластового давления в залежи или высокие депрессии на забое отдельных скважин. Автором установлено, что поступление воды в скважину начинается при достижении на границе раздела «трещина - матрица» определенной величины депрессии между поро-вым давлением в матрице и флюидным давлением в трещинах. Давление в порах матрицы можно считать постоянным ввиду низкой проницаемости и равным пластовому давлению до начала разработки, которое существовало в районе каждой скважины.

Расчет начальных пластовых давлений, по мнению автора, можно провести относительно начального пластового давления в первой, вскрывшей пласт скважине, исходя из выражения:

Р01=ф(Н1-Н1) + Рт (3)

где: Р01, Н, - начальное пластовое давление (МПа) и абсолютная отметка середины интервала перфорации (м) в первой вскрывшей пласт скважине; Р o¡, H¡ - начальное пластовое давление (МПа) и абсолютная отметка середины интервала перфорации (м) в i - той скважине; ф - градиент давления в залежи, МПа/м.

Автором установлено, что депрессия в системе «трещина - матрица» на момент обводнения скважин является величиной постоянной для определенных зон пласта Выделяются три группы скважин. Для скважин № 50,18,6 и 5 Воробьевских депрессия равна 1,90 МПа, для скважин № 9,2,30,1,23,29 и 15 Воробьевских депрессия равна 2,17 МПа и для скважин № 11 и 24 Воробьевских, № 6 Южно-Спасской депрессия равна 3,63 МПа. В результате выполненного автором анализа разделения скважин на труппы по депрессиям в системе трещина - матрица и коэффициентам аномалийности порового давления на момент поступления воды в скважину показано, что неравномерность обводнения залежи связана с типом битумоидов в матрице глин продуктивных интервалов.

Для групп скважин с депрессией 1,9 - 2,3 МПа и коэффициентом аномалийности порового давления 1,065 - 1,085 матрица породы содержит преимущественно маслянистый и смолисто-маслянистый тип битумоидов (МБА и СМБ). Скважины № 11 и 24 Воробьевские, № 6 Южно-Спасская с депрессией на момент начала обводнения равной 3,63 МПа и коэффициентом аномалийности порового давления 1,137 -1,141 вскрыли глины со смолистым типом битумоидов (СБА). Исходя из вышеизложенного, автором сделаны выводы о том, что, во - первых, бшумоиды, содержащиеся в матрице породы, препятствуют выходу воды из пор матрицы, во - вторых, масляни-

стый тип битумоидов в пластовых условиях является более подвижным, чем смолистый (маслянистый тип битумоидов имеет меньшую вязкость, чем смолистый). Как следствие, скважины, вскрывшие пласт с преимущественно маслянистым типом битумоидов, обводняются при меньших перепадах давления в системе трещина - матрица, чем скважины, вскрывшие породы, содержащие смолистый тип битумоидов.

Снижение пластового давления в трещинной системе и создание перепада давления между трещинами и матрицей глин, сопровождаемого поступлением воды из матрицы породы, приводит к изменению физических свойств глин в зоне дренирования воды. Это является предпосылкой для выявления по данным промысловой геофизики перетока флюидов из матрицы глин в проводящую систему (трещины). В 1983 году ИПГНГМ АН АзССР был предложен геофизический метод контроля проявлений внутреннего водонапорного режима при эксплуатации нефтяных и газовых залежей с аномально высокими пластовыми давлениями, опробованный на месторождении Булла — море (Бакинский архипелаг). Одним из признаков проявления внутреннего водонапорного режима является увеличение удельного электрического сопротивления глин в процессе эксплуатации залежи. Известно, что значения кажущихся удельных электрических сопротивлений в глинах зависит от глубины залегания (степени уплотнения), минерализации воды и минералогического состава пород. Если при одинаковой глубине минерализация вод и минералогический состав пород идентичны, то разность сопротивлений указывает на величину плотности (пористости глин). На основании этого метода автором выполнено сопоставление каротажных диаграмм в интервале залегания пород баталпашинской свиты, которое показало, что в процессе разработки Воробъевского нефтяного месторождения происходило увеличение кажущегося удельного электрического сопротивления глин во времени с 0,8 до 1,4 Ом.м. (рис. 10).

эй 5

X

к

Е 5

а 5

я X о

а

л

а Ё

1- Й

© о

а. >£

с о О X

о и

г

о а

о а 3

О а

о с

з■ С

к я

о. (-

Ё « ю

о

с

о

1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2

у = 2Е-05Х2 + 0,0037х + 0,7806 Иг = 0,861

0 20 40 60 80 100 120 Время с момента проведения каротажа в первой скважине, мес

Рис. 10. Зависимость между величиной кажущегося удельного электрического сопротивления глин баталпашинской свиты и временем разработки Воробъевского нефтяного месторождения

Таким образом, выполненный анализ геофизического материала показал, что в процессе разработки Воробьевского нефтяного месторождения происходило непрерывное увеличение плотности глин баталпашинского горизонта за счет высвобождения поровых вод из блоков матрицы коллектора. Снижение порового давления в матрице глинистой породы определяется выражением:

Вп о ' (4>

Нп Унач

где: рп - коэффициент необратимой деформации породы 1/МПа (принят равным 0,048 1/МПа); рнащ ркон - начальное и конечное значения кажущегося удельного электрического сопротивления глин, Ом.м.

др = _1_1 п£н» = 20,83 х ы— = 2,ЮМПа Р., Риач 1.22

Начальное кажущееся удельное электрическое сопротивление для расчета выбрано на момент начала обводнения скважин Воробьевского месторождения.

Если принять, что среднее начальное поровое давление в матрице глин до начала разработки Воробьевского месторождения было равно среднему пластовому давлению 29,73 МПа, то поровое давление в матрице снизилось на 9,6 %. Поскольку снижение порового давления произошло за счет выхода воды, сжимаемостью которой можно пренебречь, автором сделан вывод о том, что глины баталпашинского горизонта потеряли около 9,6 % содержащейся в них воды. В 1м3 глинистой породы содержится около 0,1м3 воды, соответственно в процессе разработки Воробьевского месторождения из 1м3 глин баталпашинского горизонта вышло около 9,6* 10"3 м3 воды или 9,27% от общей водонасыщенности. Указанное значение автором принято как величина содержания свободной воды в матрице глин.

Глинистый трещинно - поровый коллектор нефти Воробьевского месторождения является аналогом коллектора в битуминозных кремнистых глинах баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения, разработка которого ведется уже более тридцати лет. Глинистый коллектор Салымского нефтяного месторождения имеет листовато - пластинчатую или блоковую текстуру и характеризуется как трещинно-поровый коллектор, состоящей из флюидопроводящей среды (трещин) и аккумулирующей среды (матрица породы). Нефть заполняет как трещины, так и поровый объем матрицы породы. Основные объемы нефти при разработке Салымского месторождения поступают из порового объема матрицы глинистого коллектора. Доя обоснования режимов разработки залежей нефти в отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, автором проведено сопоставление показателей разработки Воробьевского и Салымского нефтяных месторождений.

Показано, что динамика снижения пластового давления как по отдельным скважинам, так и по Воробьевскому месторождению в целом (рис. 11) аналогична Салымскому месторождению и соответствует четырем стадиям разработки. Однако,

20

поскольку поровое пространство матрицы глин и аргиллитов баталпашинского и ха-думского ярусов в отличие от «баженитов» Салымского месторождения практически полностью заполнено водой, на второй, третьей и четвертой стадиях разработки Во-робьевского месторождения из пор матрицы породы в проводящую трещинную сис-

•■31

19

• -30 Е з: X о> с

<9

■■29 ^

О) X X

а>

■•28 I «

о а о

■■27 а

С с ф

ф

•■26 I

о. и

- -25

1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Годы разработки

Рис. 11. Режимы разработки Воробьевского нефтяного месторождения

Исходя из вышеизложенного, в разработке Воробьевского месторождения автором выделяются следующие стадии:

1. Месторождение в 1982 - 1985 гг. отрабатывалось с интенсивным снижением пластового давления в условиях замкнуто - упругого режима Основные источники энергии - упругое смыкание трещин под действием горного давления и упругое расширение нефти. Зависимость падения давления от суммарного отбора жидкости на этом этапе (рис. 12) является прямолинейной (интервал падения давления 0-2,3 МПа).

2. В 1985 - 1986 г.г. месторождение разрабатывается с менее интенсивным, чем в 1982 - 1985 гг снижением пластового давления. Замедление падения давления происходит за счет начавшегося перетока воды из пор матрицы. Режим работы залежи смешанный. На рис. 13 этот режим характеризуется искривлением зависимости АР,,, —* интервале снижения давления 2,3 - 3 МПа.

3. В 1986 - 1993 гг. темп падения давления значительно снижается. Поддержание пластового давления происходит за счет притока воды из пор матрицы, поровое давление в которой, по отношению к давлению в трещинной системе - аномально высокое. Месторождение работает в условиях внутреннего упруговодонапорного режима. Основной источник энергии - упругое расширение свободной воды в матрице

тему поступала вода.

2000

Вторая стадия разработки смешанный режим

Первая стадия . разработки * замкнуто - упругий

режим (добыча нефта за счет упругоемхости г трещинной системы)

Третья стадия разработки внутренний улруговодонапорный режим глинистых пород (поступление воды из пор матрицы породы, вытеснение нефти водой из трещинной системы) _

а жидкости

гл

) Г- __

Четвертая

стадия замкнуто -упругий режим

/

/

глин и упругий запас матрицы породы. Зависимость ДРа, —► £(2Ж (рис. 12) снова приобретает линейный вид в интервале падения давления 3 - 3,3 МПа.

4. В 1993 - 1995 гг. происходит интенсивное снижение пластового давления за счет снижения энергетического потенциала блоков матрицы породы в пределах резервуара. Залежь работает на замкнуто - упругом режиме. Уклон линейной зависимости АРщ, —> ХС?Ж на рис. 12 после величины падения давления 3,2 МПа резко изменяется, но не утрачивает прямолинейного характера.

и 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000

Накопленная добыча жидкости, м3 Рис. 12. Зависимость суммарного снижения пластового давления в залежи Воробъев-ского месторождения от суммарной добычи нефти и воды

Таким образом, проведенные исследования позволили установить, что обводнение залежей нефти в зоне развития глинистых фаций нижнего Майкопа Восточного Предкавказья происходит за счет свободной воды, занимающей поровый объем матрицы глинистого коллектора. Тип бшумоидов, содержащихся в матрице глинистого коллектора, оказывает существенное влияние на процесс обводнения залежей нефти. Показано, что разработка таких залежей ведется в основном за счет упругих сил. Режимы разработки месторождений определяются ограниченным типом природного резервуара, характером насыщения коллектора и типом его фильтрационяо - емкостной системы.

Основные научные результаты проведенных автором исследований сводятся к следующему:

1. Глинистый коллектор в отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья может быть представлен как сложная система, состоящая из высокопористой слабопроницаемой матрицы, заполненной водой и битумоидами, и сети горизонтальных и вертикальных трещин, в которых содержится основной объем нефти. Тип коллектора может быть охарактеризован кактрещишю - поровый. Матрица породы в сравнении с трещинной системой обладает высокой пористостью и низкой проницаемостью.

б

а

Заключение

2. Показано, что основные геолого - промысловые параметры коллектора, определенные по данным анализа керна, такие как Ь, Ь, ш^, ш„ не противоречат данным, полученным по результатам обработки данных гидродинамических исследований скважин.

3. Обоснован расчет предельно допустимой депрессии на пласт, до величины которой не происходит необратимого изменения фильтрационных параметров приза-бойной зоны скважины, вскрывшей глинистый коллектор.

4. Показана применимость модели Уоррена - Рута для определения основных параметров природного резервуара в сложнопостроенных глинистых коллекторах. В частности установлено, что динамика снижения пластового давления в залежи в процессе разработки полностью соответствует модели ограниченного резервуара, представленного трещинно - поровым коллектором.

5. Выполнено геологическое моделирование залежей нефти в Журавско - Во-робъевской зоне и моделирование процесса разработки, которое показало, что принятая модель природного резервуара хорошо отражает реальные процессы, происходящие в залежи в ходе ее разработки.

6. Установлены причины и источники обводнения залежей нефти в сложнопостроенных глинистых коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, показан механизм влияния типа битумоидов, содержащихся в матрице глинистого коллектора на процесс обводнения залежи.

7. На примере Воробъевскош нефтяного месторождения обоснованы режимы разработки залежей нефти в сложнопостроенных глинистых коллекторах, приуроченных к зонам разуплотнения глинистых фаций нижнего Майкопа Восточного Предкавказья. В частности установлено проявление внутреннего упруговодонапорного режима.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК

1. Королев С.Н. Модель глинистых коллекторов нефти в отложениях нижнего Майкопа Воробьевского нефтяного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 6. - С. 41 - 46.

2. Королев С.Н. Анализ эксплуатации Воробьевского нефтяного месторождения // Газовая промышленность. - 2008. - №6. - С. 34 - 37.

В других научных изданиях

3. Королев С.Н. Методика определения средней раскрытости трещин по данным гидродинамических исследований скважин // Научные школы и научные направления СевКавГТУ : сб. науч. трудов / СевКавГТУ. - Ставрополь 2001 г., стр. 119-124.

4. Королев С.Н. Методика определения оптимальных депрессий на пласт для скважин вскрывших продуктивные трещиноватые коллекторы типа «баженитов» на примере Воробьевского нефтяного месторождения Центрального Предкавказья. / Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей нефтегазоносностн недр. Книга 1. (под. Редакцией член-корр. РАН Б.А. Соколова и к.г. - м.н. Э. А. Абля) М.: ГЕОС, 2002. - стр.262-265.

5. В.И. Петренко, С.Н. Королев, П.В. Бигун, B.C. Славицкий. О возможности проявления внутреннего флюидонапорного режима на Воробъевском нефтяном ме-сгорождении./Газовой отрасти - новые технологии и новая техника / Тез. докл. Меж-дукар. Науч.-практ. Конф./г. Ставрополь, 9-12 сеет. 2002г., /СевКавНИПИгаз,-Ставрополь, ИРЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2002,-стр. 46-47.

6. С.Н. Королев, П.В. Бигун, С.П. Глотов. Исследование причин обводнения залежей в трещиноватых глинистых коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья (на примере Воробьевского нефтяного месторождения)/Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений: Сб. Науч. Трудов СевКав-НИПИгаз.- Ставрополь: РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз», 2003,- вып.38.-стр 415-430.

ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГО - ПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НИЖНЕГО МАЙКОПА ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

КОРОЛЕВ СЕРГЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Формат 60x84 1/16 Бумага офсетная

Подписано в печать 30.09.09

Усл.печл. 1,4 _Тираж 150 экз.

Уч.-изд.л. 1,31 Заказ 292

Отпечатано в Издательско-полиграфическом комплексе Ставропольского государственного университета. 355009, Ставрополь, ул.Пушкина, 1.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Королев, Сергей Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

2 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ТЕРРИТОРИИ.

2.1 Литолого — стратиграфическая характеристика разреза.

2.2 Тектоника.

2.3 Нефтегазоносность.

2.4 Геохимическая характеристика отложений нижнего Майкопа.

2.5 Характеристика глинистого коллектора по данным ГИС.

2.6 Гидрогеологические условия и термобарический режим.

3 МОДЕЛЬ ГЛИНИСТОГО КОЛЛЕКТОРА И ПРИРОДНОГО РЕЗЕРВУАРА НЕФТИ В ОТЛОЖЕНИЯХ НИЖНЕГО МАЙКОПА

3.1 Модель коллектора.

3.1.1 Характеристика коллектора по данным анализа керна.

3.1.2 Количественная оценка параметров глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин.

3.2 Модель природного резервуара.

4 АНАЛИЗ ДАННЫХ РАЗРАБОТКИ ВОРОБЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСТОЧНИКА

ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование геолого-промысловых параметров сложнопостроенных глинистых коллекторов нижнего Майкопа Восточного Предкавказья"

Актуальность проблемы. На территории Восточного Предкавказья основные разведанные и разрабатываемые залежи нефти и газа связаны с традиционными коллекторами и ловушками. На современном этапе развития нефтегазовой отрасли в регионе значительный объем прироста запасов нефти и газа может быть связан с нетрадиционными ловушками в глинистых породах - коллекторах. Со времени открытия первых скоплений нефти в глинистых породах -коллекторах нижнего Майкопа накоплен значительный объем теоретических и экспериментальных исследований. Однако до сих пор остается невыясненным ряд вопросов, связанных как с определением параметров коллекторов и природного резервуара в целом, так и с некоторыми особенностями разработки содержащихся в них залежей, в частности, - обводнением скважин.

Целью работы является разработка модели природного резервуара для залежей нефти в глинистых отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья.

Основные задачи исследования:

1. Изучение особенностей строения глинистых отложении нижнего Майкопа

Восточного Предкавказья, являющихся вместилищем для скоплений нефти и газа.

2. Определение основных параметров сложнопостроенного глинистого коллектора и резервуара нефти.

3. Определение источника поступления воды в нефтяную залежь в процессе её разработки.

Объект исследования. В основу работы положены результаты исследований автора за период с 2001 по 2009 г. в ОАО «СевКавНИПИгаз». Основным объектом изучения явились нижнемайкопские отложения Восточного Предкавказья. В работе использованы результаты изучения пород нижнего Майкопа на Воробьевской, Журавской, Елизаветинской и других площадях, результаты гидродинамических исследований на скважинах указанных месторождений, а так же анализ некоторых показателей разработки Воробьевского и Журавского нефтяных месторождений.

Научная новизна.

1. Разработана новая модель природного резервуара нефти в глинистых отложениях нижнего Майкопа. Проведено исследование структуры фильтрацион-но - емкостной системы породы - коллектора и характера её насыщения. Показано, что гидродинамическая система природного резервуара имеет надежную изоляцию от окружающих систем, а ее работа целиком определяется трещинно - поровым типом коллектора. В модели учитывается, что геометрические параметры природного резервуара совпадают с параметрами ловушки вследствие её литологической ограниченности.

2. Усовершенствована методика определения основных параметров слож-нопостроенного глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации и наблюдений за изменением пластового давления в залежи.

3. Предложена новая модель процесса обводнения залежей, приуроченных к глинистым породам - коллекторам нижнего Майкопа. Показано, что обводнение залежей происходит за счет свободной воды, содержащейся в матрице глин продуктивных интервалов.

4. На основе разработанной модели резервуара и модели процесса обводнения обоснованы режимы разработки нефтяных залежей в сложнопостроенных глинистых породах - коллекторах. Установлено, что разработка таких залежей ведется в основном за счет упругих сил. Режимы разработки месторождений определяются особенностями строения природного резервуара, характером насыщения породы — коллектора флюидами и типом ее фильтрационно - емкостной системы.

Практическая значимость работы. Разработанная модель коллектора, природного резервуара и способы оценки емкостных параметров, могут быть использованы для уточнения текущих запасов нефтн Воробьевского и Журавского месторождений. Предложенная модель обводнения залежей, приуроченных к подобным коллекторам, позволяет использовать ее при проектировании разработки с целью повышения нефтеотдачи в аналогичных залежах.

Реализация результатов работ. Разработки автора, касающиеся методики определения параметров глинистого коллектора по данным гидродинамических исследований скважин, определения источников обводнения залежей нефти в глинистых коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья, использовались при выполнении договора по государственному контракту № АП — 1нг/2000 и № Р - 2/01 — К «Оценка условий и прогноз нефтегазоносности по литолого - стратиграфическим данным глинистых коллекторов майкопской серии Предкавказья», заказчик - Главное управление природных ресурсов и охраны окружающей среды по Ставропольскому краю.

Апробация и публикация результатов работ. Основные положения диссертации прошли первичную апробацию на Международной научно - практической конференции «Газовой отрасли новые технологии и новая техника», г. Ставрполь 9-12 сентября 2002 г.; Шестой международной конференции, посвященной 100 - летию со дня рождения И.О. Брода и Н.Б. Вассоевича «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», г. Москва апрель 2002 г.; Научно -практическом семинаре «Научный потенциал молодых ученых и специалистов», г. Ставрополь, май 2005г.; семинарах и научных конференциях факультета нефти и газа Северо — Кавказского государственного технического университета (2001 - 2005г).

Публикации: Содержание диссертации опубликовано в 7 работах.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 126 страницах, иллюстрируется 38 рисунками, содержит 12 таблиц и список литературы из 54 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Королев, Сергей Николаевич

Основные выводы по модели природного резервуара:

1. Природные резервуары в глинистых отложениях олигоцена Воробъев-ского и Журавского месторождений является ограниченными.

2. Природный резервуар однороден (все зоны пласта характеризуются хорошей гидродинамической сообщаемостью).

3. Природный резервуар представлен глинистыми породами с двойной пустотностью (трещинно — поровый коллектор).

4. Трещинно - поровый коллектор, слагающий природный резервуар, характеризуется большой емкостью матрицы породы по сравнению с трещинной емкостью. Если пористость матрицы по данным исследования керна равна 0,122, тогда трещинная пористость по результатам обработки данных падения давления составит 0,042. Проницаемость матрицы породы значительно ниже проницаемости трещинной системы. По данным исследования скважин среднее значение трещинной проницаемости равно 31,1* Ю"3 мкм2. По результатам обработки данных падения давления в залежи, средняя проницаемость матрицы породы в 9,62 раза меньше трещинной проницаемости, и составляет 3,4 х Ю'3 мкм2.

5. Изменение пластового давления в резервуаре происходит в первую очередь в трещинной системе.

6. Отмечается хорошая связь трещинной системы с матрицей породы.

7. Переток жидкости из матрицы породы в трещинную систему начался после снижения пластового давления в среднем на 2,31 МПа от начального значения.

ГЛАВА 4 АНАЛИЗ ДАННЫХ РАЗРАБОТКИ ВОРОБЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

Как известно, выявленные залежи нефти в глинистых коллекторах нижнего Майкопа Восточного Предкавказья характеризуются двумя основными особенностями строения: нетрадиционным типом нефтенасыщенного коллектора и отсутствием пространственной связи с положительными формами структурного плана продуктивных пластов.

Считается [2], что залежи нефти в высокоуглеродистых глинисто - кар-бонатно - кремнистых породах отличаются отсутствием законтурных и подошвенных вод. Отсутствие указанных вод объясняется приуроченностью нефтяных залежей не к гидродинамическим бассейнам, характерным для проницаемых пород, а к глинистым породам с высоким содержанием органического вещества. Погружение высокоуглеродистых глин обусловливает быструю эмиграцию больших количеств поровых вод из гидрофобных пород вследствие их уплотнения от все возрастающего гидростатического давления. Значительные объемы поровых вод эмигрируют также в газовой фазе при достижении главной зоны газообразования. Основной причиной этого является высокая начальная гидрофобность пород, обусловленная высоким содержанием органического вещества (для «баженитов» Западной Сибири в среднем 10 - 14 % и даже до 22 % Сорг) [4]. Этот факт и, например, анализ данных эксплуатации Салымского месторождения, где добывалась безводная нефть, привел большинство исследователей к начальному выводу о том, что на Воробьевском и Журавском месторождениях также будет извлекаться безводная нефть. Этот вывод подтвердился результатами опробования и эксплуатации первых скважин на указанных месторождениях. Практически во всех скважинах опробованные интервалы оказались «сухими» или дали притоки нефти без воды. Начиная с 1986 г., на Воробьевском и с 1988 г. на Журавском месторождениях стали интенсивно обводняться эксплуатационные скважины, получены притоки нефти с водой, а в ряде случаев только притоки воды в некоторых скважинах, где дебиты достигали 40 - 48 м3/сут (скв. № 78 Журавская).

Наличие воды в скважинах Воробьевского и Журавского месторождений на сегодняшний день доказательств не требует. Дискуссионным является вопрос, откуда поступает вода.

Существует несколько точек зрения на источник обводнения. Считают (Петренко В. И., и др, 1990 г.), что поступление воды возможно:

1. Из вторичной пустотности, т. е. из трещин, в которые вода была оттеснена нефтью в периферийные участки (в «законтурную» зону) на стадии формирования залежи.

2. Из вторичной пустотности, т. е. из трещин, в которых есть остаточная вода, являющаяся неподвижной на ранней стадии эксплуатации.

3. Из матрицы, которая в основном насыщена поровой водой и преобразованным ОВ.

4. Из нефти, представляющей собой эмульсию второго рода, которая частично разлагается с выделением и накоплением воды.

5. Из вышележащих и нижележащих водоносных пластов.

Наиболее общепринятым является разработанное рядом авторов положение о равномерном подъеме зеркала пластовых вод по всей площади месторождения (Быков И. Д. и др., 1992, 1993 1994), вследствие чего последовательность обводнения скважин связана с абсолютными отметками (а.о.) низа интервала перфорации (рисунок 4.1).

Однако процесс обводнения целого ряда скважин не подтверждает эту концепцию. Так, например, обводнение скв. № 29 Воробьевской (а.о. низа интервала перфорации 1861 м) произошло раньше, чем обводнились скважины № 30 Воробьевская ( а.о. 1887 м), скв. № 21 Воробьевская (а.о. 1883 м) и скв. № 24 Воробьевская (а.о. 1876 м). Скважина № 15 Воробьевская обводнилась одновременно со скв. № 30 Воробьевской, несмотря на расположение нижних отверстий перфорации на 37 м выше, а также раньше обводнения скважин № 21 и № 24 Воробьевских.

1М£ 1М8 1ЮТ 1Ш 1099 ШВО 1вв1 189? 1603 1ВМ 1995 1М6

1 А 11ЙП ПОНг) т нл. л ас1)

1 ♦ -?4Ял «ОНА 1

ПйШг) < ^ 1 П. ПО«!.- ЗДЙП ПОвЯг * :1Вр 11985 Г)

4 ЦЦп 1 ИОНЛгХ >

5Вр (1МЭг) иВ? <18811 > *ППгъ НМИ ■

Рисунок 4.1 - Зависимость времени начала обводнения скважин от абсолютных отметок низа интервалов перфорации

Трехмерная визуализация распространения фронта воды, динамики бурения эксплуатационного фонда скважин в процессе разработки Воробъевского месторождения, так же показывает, что положение нижних дыр перфорации никак не влияет на очередность обводнения скважин (рисунок 4.2 - 4.3).

Рисунок 4.2 - Схема продвижения фронта воды на Воробъевском нефтяном месторождении в период 1986 - 1988гг

1993 г

Рисунок 4.3 - Схема продвижения фронта воды на Воробъевском нефтяном месторождении в период 1990 - 1995гг еР #

1990 г

1991 г

1994 г

1995 г

Предположение по обводнению скважин контурной водой также не подтверждается. Обводнение скважин, в этом случае, должно происходить последовательно, с какой - либо стороны. Такой последовательности нет. В скважине № 5 Воробьевской вода появилась в 1986 г., а в скважинах № 2 и № 12 Воробь-евскихв 1988г. и 1990г., соответственно.

Как показывает анализ фактического материала, обводнение скважин Во-робьевского месторождения произошло при снижении пластового давления (замеренного на отметке середины интервала перфорации) до определенной величины (рисунок 4.4 исходные данные для рисунка приведены в таблице 4.1).

30.5 т

30 29,5 •

29 28,5 ■ 28 27,5 27 26,5 26

255 ппл — 0,0148 Н ср.перф. я- 0,83

• •

ППП - 0,0141 Н ср.перф.

Р?= 0,87 • •

• - Безвещные скважины 9 - Обводни вииеся скважины

1750 1800 1850 1900 1950 2000

Абсолютные отметки середины интервала перфорации, м

Рисунок 4.4 - Зависимость начала обводнения скважин от величины пластового давления

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований установлено, что нетрадиционный глинистый коллектора в отложениях нижнего Майкопа Восточного Предкавказья может быть представлен как сложная система, состоящая из высокопористой слабопроницаемой матрицы, заполненной водой и битумоидами, и сети горизонтальных и вертикальных трещин, в которых содержится основной объем нефти. Тип коллектора может быть охарактеризован как трещинно - по-ровый. Матрица породы в сравнении с трещинной системой обладает высокой пористостью и низкой проницаемостью.

Динамика снижения пластового давления в залежи в процессе разработки полностью соответствует модели ограниченного резервуара, представленного коллектором с двойной пустотностью.

Представленная модель коллектора и резервуара нефти в отложениях нижнего Майкопа позволяет объяснить многие явления, происходящие в залежи в процессе ее разработки.

В процессе разработки залежи нефть движется к скважине через систему вертикальных и горизонтальных трещин, заключающих в себе запасы нефти. Вытеснение нефти в начальный период разработки происходит за счет сжатия горизонтальных трещин. Матрица породы вследствие ее низкой проницаемости до некоторого времени не влияет на вытеснение нефти. Давление в порах матрицы, насыщенных водой и «закупоренных» битумоидами, остается постоянным и равным пластовому давлению до начала разработки. Однако, по мере снижения пластового давления в трещинах и, как следствие, увеличения разницы давлений (депрессии) между трещинами и матрицей, из последней начинается поступление воды в систему трещин и далее к скважинам. Момент начала поступления воды из матрицы зависит от типа битумоида, «закупоривающего» поры. Так, в зоне развития маслянистых типов битума поступление воды происходит при депрессии в системе трещина - матрица породы от 1,9 до 2,17 МПа, в зоне развития смолистого типа - при депрессии 3,63 МПа. Природный резервуар Воробьевского месторождения в однородной глинистой толще имеет надежную гидрогеологическую и гидродинамическую изоляцию. Залежь нефти за весь период разработки по сути работала в условиях замкнуто - упругого режима. Основной вывод, который можно сделать из вышеизложенного, заключается в том, что поступление воды в залежь начинается после того, как давление в залежи снизится до определенной величины. Поэтому разработка подобных месторождений должна сопровождаться поддержанием пластового давления с самого начала эксплуатации скважин, что должно учитываться при проектировании. Воробъевское и Журавское месторождения являются уникальными по своему геологическому строению и требуют нестандартного подхода к их разработке. Опыт их изучения и эксплуатации должен стать основой для рациональной разработки целого ряда аналогичных месторождений на территории Восточного Предкавказья.

На сегодняшний день перспективными для поисков залежей нефти в глинистых коллекторах, исходя из литолого - стратиграфических особенностей нижнего Майкопа, являются территории, расположенные в пределах развития глинистых фаций нижнего Майкопа в районах Восточно - Ставропольской впадины, Прикумской зоны поднятий, Кизлярской ступени и Терско - Каспийского прогиба восточнее Северо - Нагутской площади, восточнее и включая Журавско - Северскую, Алексеевскую, Западно - Серафимовскую площади и далее на восток, включая территории с известными месторождениями и нефте-проявлениями (Советское, Лесное, Ачикулак и др.), вплоть до акватории Каспийского моря. С точки зрения оптимизации разработки уже обводнившихся залежей огромный интерес представляют Воробьевское и Журавское месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Королев, Сергей Николаевич, Краснодар

1. Багов М. С., Кузьмичев Д. Н. Зависимость сжимаемости горной породы от характера ее нагружения // Нефтяное хозяйство, 1968, №7, с. 131 — 135.

2. Баженовский горизонт Западной Сибири (Стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтегазоносность) / Ю. А. Брадучан, Ф. Г. Гурари, В. А. Захаров и др. Новосибирск: Наука, 1986, - 217с.

3. Басниев К. С., Кочин И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993, - 416 с.

4. Белкин В.И. Литология, фации и нефтеносность келловей-кимериджских отложений Салымского района Западной Сибири // Литология и полезные ископаемые, 1987. № 3 с. 99-111.

5. Блощицын П. И. Промысловая оценка коллекторов палеогена Ставрополья испытателем пластов // Э. И., серия Нефтегазовая геология и геофизика, 1990 вып. 9, - с. 24 - 28.

6. Богданович Н. И. Определение эффективной пористости методом адсорбции (на примере сложных коллекторов нижнемайкопских отложений Восточного Предкавказья) // Породы коллекторы и миграция нефти -М., 1988-е. 99-87.

7. Бочкарев A.B., Евик В.Н. Природа аномальных явлений в битуминозных глинах нижнего Майкопа Центрального Предкавказья //Литология и полезные ископаемые, 1990, №1, с 59-68.

8. Ю.Буряковский Л.А., Алияров Р.Ю. Оценка изменений перепадов давлений между глинами и коллекторами при разработке залежей УВ.- Геология нефти и газа, 1983,№8, с. 1-6

9. Гидродинамический контроль за разработкой газовых месторождений / А.Л. Козлов, А.С.Тердовидов, М. Е.Чупис, В.А. Терещенко. Обзор. Сер.разр. газ. и газоконд. м-пй. М., ВНИИЭгазпром, 1978, с. 1-70

10. Голф — Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов/ Пер. с англ. H.A. Бардиной, П. К. Головановой, В. В. Власенко и др. под ред. А. Г. Ковалева.- М.: Недра, 1986, -607 с.

11. Добрицык В. М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1979.

12. Дорофеева Т. В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещиноватых коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1986, - 224 с.

13. Ефремов Е.П., Сонич В.П., Ильин В.М. Особенности подсчета запасов нефти // Нефтяное хозяйство 1984. - №6

14. Желтов Ю. П. Деформация горных пород. -М.: Недра, 1966, 198 с.

15. Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975, -207с.

16. Исследование трещиноватых горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа: сб. статен ВНИГРИ, вып. 228. Л.: Недра, 1964, 292 с.

17. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири /Под ред. Т.В.Дорофеевой- Л.: Недра, 1983, 131 с.

18. Корценштейн В. Н. Гидрогеология газоносных провинций Центрального Предкавказья в связи с вопросами формирования, разведки и разработкигазовых залежей / Под ред. д-ра. геол. минерал, наук А. Н. Овчинникова. М., Гостоптехиздат, 1960, - 216с.

19. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.

20. Клубова Т. Т. Глинистые коллекторы нефти и газа. -М: Недра, 1988, -157 с.

21. Клубова Т. Т. Геохимические аспекты формирования коллекторского потенциала глинистых пород // Нафтена и въглишна геология. — София. 1986. №23.

22. Клубова Т. Т. Глинистые минералы и их роль в генезисе, миграции и аккумуляции нефти. -М.: Недра, 1973.

23. Клубова Т. Т., Климушина Л. П., Медведева А. М. Особенности формирования залежи нефти в глинах баженовской свиты Западной Сибири. -М.: ИГиРГИ, 1980.

24. Клубова Т. Т., Халимов Э. М. Нефтеносность отложений баженовской свиты Салымского месторождения (результаты изучения и перспективы). -М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

25. Котов В. С. , Грищенко Р. В. Органическое вещество в осадочных породах мезозоя и кайнозоя Западного Предкавказья //Проблемы нефтегазо-носности Краснодарского края. М.: Недра , 1973. — с. 186-213.

26. Кузьмин А. А, Уриман В.И., Аксентьев Е.П. Отжатие воды из глин в коллекторы в процессе разработки нефтегазовых залежей. Геология нефти и газа, 1975, №6, с. 40-43

27. Майдебор В. Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980, - 288 с.

28. Майдебор В. Н., Чижов С. И. Некоторые вопросы исследования движения однородных и неоднородных жидкостей в трещиноватой среде. Тем. науч. техн. обзор, сер. Добыча - М.: ВНИИОЭНГ, 1973, - 88 с.

29. Майдебор В. Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. -М.: Недра, 1971, 231с.

30. Майдебор В. Н., Чеховская Г. Ю., Посташ М. Ф. К вопросу обводнения скважин и залежей с трещиноватыми коллекторами// Тр. СевКавНИИ, вып. III-M.: Недра, 1967, с. 30-33.

31. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидромеханических данных. М.:Недра, 1975, 88с.

32. Методнческое руководство по гидродинамическим исследованиям слож-ноэкранированных залежей, ВНИИ, Москва, 1983г

33. Московцев O.A., Погонищев В.И. Результаты опытно — промышленной эксплуатации скважин баженовской свиты Салымского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1984 - №6

34. Перспективы развития нефтяной геофизики //Э.И. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 1990, №1. М:ВНИИОЭМГ, - с 55-59.

35. Петренко В.И., Ильченко JI.A. Внутренний водонапорный режим в газо-конденсатном пласте и его влияние на разработку залежи. Обзор. Сер.

36. Разраб. и экспл. газ. и газоконд. м ий, М., ВНИИГазпром, 1979, с. 15 — 23

37. Сорокина И.Э., Косарев B.C. Литолого-фациальные особенности строения хадумской свиты Предкавказья //Палеогеографические критерии нефтегазоносности. -М.: ИГИРГИ, 1987, с. 46-56.

38. Степанов А.И., Терещенко Ю.А. Тип коллектора и условия формирования залежи нефти в отложениях баженовой свиты Салымского месторождения //Нефтепромысловая геология залежей с трудноизвлекаемыми запасами: Тр. ВНИИ, вып. 90-1985, с. 80-93.

39. Трещиноватые породы и их коллекторские свойства (методы исследований)/ Сб. ст. под общ. ред. Е. Н. Смехова: труды ВНИГРИ, выпуск 121. -Д.: Гостоптехиздат, 1958, 244 с.

40. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты /Под. ред. Ф.Г.Гурари. М.: Недра, 1988 - 199с.

41. Условия образования майкопской толщи Кавказского региона. / Н.П.Фадееева, O.K. Баженова, О.А.Арефьев, М.А. Сен-Жермес и др.// Ежегод. научн. конф. «Ломоносовские чтения». М., 23-29 апр. 1997. М.: Недра, 1997.-с. 99-100.

42. Условия накопления майкопской нефтематеринской толщи юга России. // O.K. Баженова, Н.П. Фадееева, C.B. Попов и др.// Тез. докл. Ежегод. научн. конф. «Ломоносовские чтения». М., 23-29 апр. 1997. -М., 1998. с. 87-86.

43. Филина С.И., Корж М.В., Зонн М.С. Палеогеография и нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М.: Наука, 1984. - 36с.

44. Хабаров В.В., Барташевич О.В., Нелепченко О.М. Геолого-геофизическая характеристика нефтеносности битуминозных пород ба-женовской свиты Западной Сибири // Геол., методы поисков и разведки м-ний нефти и газа: Обзор ВИЭМС -М.: 1981, 41 с.

45. Хисамов P.C., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г. и др. Гидродинамические исследования и методы обработки результатов измерений. М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - 228с.

46. Чепак Г. Н., Шапошников В. М. Особенности нефтеносности глинистой толщи олигоцена Восточного Предкавказья // Геология нефти и газа, 1983, 8 с.

47. Щелкачев В. Н. Критический анализ новейших экспериментальных исследований особенностей деформации пористых горных пород // Тр. МИНХ и ГП, вып. V. М.: Недра, 1965, - с. 3 - 8.