Концепция геолого-промыслового изучения крупных нефтегазовых месторождений в процессе из разведки и разработки

Коростышевский, Михаил Нафтулович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Концепция геолого-промыслового изучения крупных нефтегазовых месторождений в процессе из разведки и разработки
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Концепция геолого-промыслового изучения крупных нефтегазовых месторождений в процессе из разведки и разработки"

....

_•? На правах рукописи

.С=>

УДК 553.981/982.061.4:001.8(574)

КОРОСТШЕВСКИЙ МИХАИЛ НАФТУЛОВИЧ

КОНЦЕПЦИЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГО ИЗУЧЕНИЯ КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ ИХ РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ (на примере Южного Мангышлака).

Специальность 04.00.17. "Геология, поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук

Москва - 1996г.

Работа выполнена в Казахском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан (НИПИмунайгаз)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических

наук, академик РАЕН, профессор Халимов Э-М. доктор геолого-минералогических наук, профессор Чоловский И.П. доктор геолого-минералогических наук Плотников A.A.

Ведущее предприятие: АО "Узенмунайгаз".

Защита диссертации состоится /0 19&/г в 10 часов

на заседании Диссертационного Совета Д.104:02.01. ВАК России при ВНИИнефть имени академика А.П. Крылова по адресу: 125422, г. Москва, Дмитровский проезд, 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИнефть. Автореферат разослан "_" _199_г.

Учёный секретарь Диссертационного Совета, кандидат

геолого-минералогических наук М.М.Максимов

ДДаясмАи^

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность проблемы.

Высокие уровни добычи нефти в Казахстане и других странах, определяются, в первую очередь, состоянием разработки крупных месторождений. В связи с этим принципиально возросла роль геолого-промыслового изучения таких объектов, в том числе, исследова ний неоднородности продуктивных отложений, совершенствования де-пластовой корреляции сложнопостроенных продуктивных толщ, геомет ризации различных по строению и характеру насыщения залежей угле водородов, других аспектов нефтепромысловой геологии. В конечном итоге все эти направления являются составными частями или находят отражение в оценке запасов и, главным образом, не столько в уточнении их объёмов,. сколько в детализации их структкры.

Вопросы оценки запасов нефти получили достаточно широкое ос вещение в работах Азаматова В.И., Бадьянова В.И.,Борисенко З.Г., Гришина В.А., Гутмана И.С., Дементьева Л.Ф., Жданова М.А. , Коче-това М.Н. , Маркова H.H., Мелик-Пашаева B.C., Сосона Н.М., Фурсова А.Я., Халимова Э.М. и др.

В основном, в исследованиях, посвящённых оценке запасов неф ти, рассматриваются следующие направления: методика подсчёта запасов, методы определения отдельных подсчётных параметров и оцен ка точности расчёта этих параметров и подсчитанных по ним запасов нефти.

Особенно многочисленны исследования по оценке точности подсчётных параметров для различной степени изученности залежей. Ав торы этих работ, как правило, показывают,что повторение оценок запасов нефти необходимо для более точного знания величины запасов или с целью контроля за разведенностью залежи, также для достижения определённой точности запасов по результатам поисково-разведочных работ. Оценка запасов рассматривается при этом как работы, присущие поисково-разведочному процессу и как основная цель разведки месторождения.

В то же время, периодическая оценка запасов нефти, в первую очередь, на крупных сложнопостроенных многопластовых месторождениях неоднократно проводится в процессе разработки, причём, как правило, не для уточнения величины запасов по результатам эксплу атационного разбуривания, а для изучения распределения запасов нефти в продуктивном разрезе по различным показателям.

Повторные подсчёты запасов на месторождении связываются, та

ким образом, не с необходимостью более точной оценки при получении новой информации, а с целью, стоящей перед такой работой на различных стадиях изучения месторождения. Именно целями подсчёта запасов и будет определяться точность оценки, причём, в первую очередь, имеется в виду не величина погрешности определения под-счётных параметров, а методы и детальность выделения объектов подсчёта запасов и обоснования параметров.

В этой связи тема, направленная на разработку концепции систематического геолого-промыслового изучения строения и ресурсов крупного сложнопостроенного многопластового нефтегазового месторождения, которая бы способствовала созданию геологической основы для оптимальной выработки запасов нефти, представляется весьма актуальной.

Цель и задачи исследований.

Целью работы является обобщение многолетних исследований ав тора по геоолого-промысловому изучению крупных многопластовых сложнопостроенных нефтегазовых месторождений, направленное на вы работку концепции оценки запасов нефти на различных стадиях осво ения месторождения как единого процесса последовательного изучения ресурсов и их структуры для наиболее оптимального извлечение нефти из недр.

В соответствии с целью работы основные задачи, решаемые в ней заключаются в следующем.

1. Анализ строения крупных нефтегазовых месторождений с целью установления характерных черт, определяющих подход к их изучению и промышленной оценке запасов на различных стадиях осво ения.

2. Установление особенностей выделения объектов подсчёта за пасов нефти в зависимости от стадий изучения и освоения многопла стового крупного нефтегазового месторождения.

3. Обоснование подходов к оценке подсчётных параметров и де тальности их определения в зависимости от стадии освоения крупно го многопластового нефтегазового месторождения.

4. Изучение структуры запасов нефти крупных сложнопостроен-ных месторождений с целью эффективного управления выработкой запасов нефти.

5. Разработка принципов стадийной оценки запасов нефти для крупных сложнопостроенных многопластовых месторождений как после довательного процесса познания их ресурсов.

6. Выработка рекомендаций по использованию результатов де-

тального геолого-промыслового изучения месторождений для дальней шей дораэБедки и повышения геологической разработки.

Научная новизна.

В диссертационной работе по результатам многолетнего систематического изучения крупных нефтегазовых месторождений Южного Мангышлака получены следующие научные результаты.

1. Сформулированы и проанализированы основные черты строения крупных многопластоЕых сложнопостроенных месторождений Южного Мангышлака, влияющие на их разведку и выработку запасов нефти.

2. Показано, что детальность Быделения объектов подсчёта за пасов и обоснования подсчётных параметров при оценке запасов неф ти на крупном многопластовом месторождении должна определяться задачами, стоящими перед каждой стадией изучения и освоения месторождения .

3. ОбосноЕаны методические подходы к выделению подсчётных объектов на различных стадиях изучения и освоения месторождения.

4. Показаны особенности геометризации залежей нефти и газа в сложнопостроенных многопластовых неоднородных продуктивных горизонтах.

5. Обоснована необходимость изучения структуры запасов нефти многопластовых сложнопостроенных месторождений, в первую очередь, по параметрам, влияющим на степень выработки запасов, с целью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов.

6. Обоснованы пути доразведки разрабатываемых месторождений, основанные на детализации их строения по результатам эксплуатаци онного разбуривания.

7. Разработан способ выделения эксплуатационного объекта в низкопроницаемых коллекторах в сложнопостроенном многопластовом продуктивном разрезе.

8. Показана возможность вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов из подгазовых зон на основе изучения структуры запасов по зонам различного насыщения флюидами и составления карт бесконтактных зон.

Практическое значение работы и реализация результатов иссле

дооаний.

Исследования проводились по уникальному месторождению Уэень и крупному Жетыбайскому, из которых добывается 95% нефти на Южном Мангышлаке. Поэтому решение вопросов последовательного систе матического изучения ресурсов этих месторождений непосредственно

влияет на уровни добычи нефти в ведущем нефтедобывающем районе Республики Казахстан.

Разработанные принципы и методические приёмы геолого-промыслового изучения крупных многопластовых месторождений нашли широ кое практическое применение при пересчётах запасов нефти и изуче нии их распределения в сложнопостроенной продуктивной толще на уникальном месторождении Узень и крупных месторождениях Жетыбай. Каламкас и Каражанбас.

Результаты этих работ явились геологической основой для про ектирования, контроля и регулирования разработки месторождений, определяющих добычу нефти в районе и Республике. В настоящее вре мя методические разработки и практические результаты исследований, выполненных в диссертационной работе, используются при реализации "Программы научно-исследовательских работ по оценке выра ботки запасов, анализу состояния разработки и улучшению процесса нефтедобычи на месторождении Узень".

В течение многих лет приросты запасов нефти АО "Мангистауму найгаз" и "Узенмунайгаз" в значительной степени связаны с реализацией разработанных нами программ по доразведке крупных разраба тываемых месторождений. При этом стоимость подготовки запасов по ним на порядок ниже, чем на новых разведочных площадях, благодаря предложенному способу доразведки на обустроенных месторожд'ени ях без затрат дорогостоящего разведочного метража.

Результаты изучения структуры запасов нефти по степени их участия в выработке использованы при обосновании сырьевой базы в программных документах по развитию нефтегазового комплекса Республики Казахстан до 2000 и 2010г.г.

Апробация работы.

Разультаты исследований по теме диссертации в течение многих лет обсуждались на Учёном Совете КазНИПИнефти и Технико-экономическом совете объединения "Мангышлакнефть", докладывались на совещаниях различного уровня, Губкинских чтениях, международных семинарах и конференциях. Практические аспекты работы многократно успешно проходили экспертизу ГКЗ СССР и ежегодно рассматривались на ЦКЗ Миннефтепрома СССР и Миннефтегазпрома РК.

Публикации.

Основные положения выполненных исследований освещены в 38 работах, опубликованных в журналах "Минеральные ресурсы Казахста на", "Нефтегазовая геология и геофизика" и "Геология нефти и га-

за", в научных трудах институтов ИГиРГИ, ГАНГ им. академика U.M. Губкина, КазНИГРИ, КазНИПИнефть, а такие в многочисленных научно исследовательских отчётах, выполненных в институте КазНИПИнефть автором в качестве руководителя и ответственного исполнителя.

Использованные материалы.

Основой для выполнения диссертационной работы послужили пер вичныэ геолого-промыслоеые и промыслово-геофизические материалы производственных предприятий АО "Мангистаумунайгаз", "Узенмунай-газ", Мангистаумунайгесфизика" и автор благодарен ведущим геоло--ам этих организаций Дмитриеву Л.П., Крымкулову С.Е., Имангазие-зу Б.И., Герштанскому О.С., Кулсариеву К.У., Козьмодемьянскому З.В., Корсуну П.Е., Земскову В.А. за помощь и постоянную заинтересованность в проводимых работах.

Объём работы.

Диссертация содержит 210 страниц, состоит из введения, шести -лав, заключения и включает 21 таблицу, 23 рисунка и список ис-юльзованных источников из 166 наименований.

В диссертации защищаются следующие основные положения.

1. Принципы изучении крупных многопластовых сложнопостроен-шх месторождений, согласно которым первоочередное внимание дола-га быть направлено на установление доминирующих черт строения 1родуктивного разреза и залежей, определяющих рациональность раз ¡едки и оптимальность выработки запасов. Принципы разведки и раз >аботки крупных месторождений Южного Мангышлака учитывают такие :арактерные черты как многопластовость, большой вертикальный ди-шазон нефтегазоносности, сложный характер насыщения флюидами и |аличие нефтегазовых залежей, сложное строение и высокая неодно— юдность продуктивной толщи по площади и разрезу.

2. Методы выделения объектов подсчёта запасов и детальность боснования подсчётных параметров как обусловленные целями каж-ой стадии изучения и освоения на крупном нефтегазовом месторо-дении.

3. Детальная структура запасов, то-есть дифференцированная ценка распределения нефти в отдельных эксплуатационных объектах элементах разработки по параметрам, определяющим степень учас-ия запасов в выработке, в первую очередь, по проницаемости коп-екторов и зонам с различным характером насыщения флюидами. При том изучение структуры запасов рассматривается как непрерывный

процесс так как дифференциация запасов на разном уровне и по различным показателям должна проводиться в зависимости от выделя емых эксплуатационных объектов, методов и системы воздействия на залежь и других технологических и экономических факторов, которые неоднократно изменяются в процессе длительной эксплуатации крупного месторождения.

4. Способ выделения эксплуатационного объекта, направленный на вовлечение в разработку запасов в низкопроницаемых коллекторах сложнопостроенного продуктивного разреза, отличающийся отнесением в объект только коллекторов с близкой проницаемостью. Эти пласты с небольшими толщинами и сложной морфологией могут быть достоверно выделены только по результатам детального изучения продуктивного разреза по материалам эксплуатационного разбу-ривания и разработки.

5. Обоснованность и эффективность доразведки месторождения, которая в условиях сложнопостроенного разреза с большим диапазоном нефтегазоносности позволяет не только детализировать строение, но и выявлять новые запасы за счет уточнения морфологии отдельных линз и обоснования для них новых границ, контактов и параметров. Опыт доразведки крупных многопластовых месторождений Южного Мангышлака показывает, что стоимость прироста 1т. запасов нефти в 8 - 10 раз ниже, чем на новых разведочных площадях, а ве личина разведанных запасов соизмерима с открытием нового мелкого, а иногда и среднего месторождения.

Диссертация выполнялась в институте "НИПИмунайгаз" и автор благодарен за сотрудничество и помощь в работе своим коллегам по институту Огаю Е.К., Поповой Л.А., Дорофеевой Л.Е., Чагай Н.В. и коллективу лабораторий промысловой геологии и подсчёта запасов.

Большую роль в выполнении диссертации сыграли многолетнее внимание к проводимым исследованиям и самая серьёзная помощь д.т.н. Иванова В.А. и д.г-м.н. Халимова Э.М., а на завершающем этапе работы д.1—м.н. Воцалевского Э.С. и автор всегда и искренне им благодарен.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Глава 1. Геологическое строение и нефтегаэоносность крупных нефтегазовых месторождений Южного Мангышлака.

К настоящему времени на Южном Мангышлаке выявлено 27 месторождений, содержащих промышленные скопления нефти. По величине начальных извлекаемых запасов 81% из них являются мелкими, причём только одно месторождение из 22 имеет запасы более 5 млн.т.; средних- 3 месторождения или 11%; крупных (Жетыбай) и уникальных (Узень) по одному или по 4% и при этом с последними связано 89% всех запасов.

На долю крупных месторождений приходится 92% начальных извлекаемых запасов шестнадцати месторождений, находящихся в настоя »

щее время в рзработке, и при этом добыча по ним составляет 95%

от всей накопленной добычи по району.

Эти месторождения, являясь, с одной стороны, характерными представителями крупных нефтегазовых месторождений, с другой -вобрали в себя все особенности строения продуктивных отложений и залежей нефти и газа, присущих месторождениям Южного Мангышлака.

Месторождения Узень и Жетыбай приурочены к наиболее крупным структурам Жетыбай-Узенской тектонической ступени, осложняющей северный борт Южно-Мангышлакского прогиба.

Для структур Жетыбай-Узенской тектонической ступени характерно увеличение рельефности с глубиной, что объясняется унаследованным характером их развития. Поднятия являются ассиметричны-ми брахиантиклиналями с пологими северными и несколько более кру тыми южными крыльями.

Размеры Узенского поднятия 40 * 10км при амплитуде порядка 340м. Углы падения пород на северном крыле не превышают 3°, а на южном достигают 5-6°. Структура осложнена восьмью куполами, наиболее чётко прослеживающимися по нижним горизонтам юрской толщи: Западно- и Восточно-Карамандыбасским, Парсумурунским и Восточно-Парсумурунским, Северо-Западным и Аксайским, Хумурунским и Основ ным сводом. По данным бурения и опробования в пределах Уэенской структуры намечен ряд дизъюнктивных нарушений. Наиболее достовер ным является сброс, отделяющий от Основного свода участок, названный Центральным блоком.

Жетыбайская структура по поверхности батского яруса имеет размеры 22 * 6км при амплитуде порядка 90м. В присводооой масти складки в пределах общего довольно широкого свода обособляется два куполовидных поднятия, разделённых небольшим прогибом глубиной 10-15м.

Сейчас на Южном Мангышлаке установлена промышленная нефтега зоносность отложений от меловых до палеозойских, но юрский нефте газоносный комплекс имеет важнейшее значение для добычи нефти в регионе, как в настоящее время, так и в будущем, поскольку с ним связано 95.62» начальных или 90.9% остаточных запасов нефти. При этом извлекаемые запасы нефти Узенского и Жетыбайского месторождений превышают 95% всех разведанных запасов в юрской продуктив ной толще на Южном Мангышлаке, что ставит их в разряд базовых не только для региона, но и в целом для Республики Казахстан.

Юрский нефтегазоносный комплекс представляет собой почти тысячеметровую толщу чередования песчаников алевролитов и глин. По единой для Мангышлака номенклатуре в келловей-нижнеюрскоП тол ще выделяется 13 горизонтов, толщины которых колеблются в пределах 40 - 80м., кроме Ю-Х11 горизонта толщиной 130 -160м. В этих горизонтах 3-6, иногда более 10 пластов-коллекторов, разделённых глинистыми прослоями, которые не всегда прослеживаются по площади, и там где они замещаются проницаемыми разностями, пласты-кол лекторы сливаются, образуя единые песчаные пачки.

Наличие в пределах каждого горизонта нескольких пластов-кол лекторов, представляющих в одних случаях самостоятельные пластовые резервуары, а в других сливающихся и образующих мощные песча ные пачки, к которым могут быть приурочены единые залежи, вызвало необходимость более детального расчленения номенклатурных горизонтов .

В процессе детализации строения продуктивного разреза по ре зультатам эксплуатационного разбуривания совершенствовались как методика дифференциации разреза, так и сами схемы расчленения юр ской продуктивной толщи месторождений Узень и Жетыбай.

В обоснование схем детального расчленения разрезов на этих месторождениях по материалам эксплуатационного бурения нами, как и предыдущими исследователями, была положена детальная пластовая корреляция, но степень связанности пластов оценивалась не визуально, а по коэффициентам слияния пластов, представляющим собой отношение площади слияния соседних пластов к площади распространения одного из них (наименее распространённого).

В частности, по Узени для установления этих коэффициентов с

использованием результатов детальной пластовой корреляции разрезов более двух тысяч скважин были составлены карты распространения всех пластов-коллекторов и карты слияния смежных пластов в пределах XIII-XVIII горизонтов. Определённые по этим картам коэф фициенты слияния были нанесены на ось ординат графика, на оси аб сцсс которого откладывались все выделенные пласты-иолекторы. На графике отмечаются точки, где слияние пластов достигает 90% площади их распространения и ряд точек, в которых пласты практически не сливаются. Очевидно, что нулевые коэффициенты слияния должны соответствовать границам между продуктивными горизонтами, а максимальные значения - пластам, объединённым в одну пачку. Исхо дя из этого предлагавшаяся ВНИИ схема выделения горизонтов и пачек принципиально является правильной, однако, показанное на гра фике соотношение коэффициентов слияния между отдельными пластами позволило внести в эту схему коррективы.

Аналогичная работа по Жетыбайскому месторождению показала принципиальную правильность схемы расчленения разреза, принятой при оценке запасов в 1970г., и обосновала количественно, исходя из гидгодинамической связанности, одни границы, уточнив местоположение других.

На Узенском месторождении продуктивными являются горизонты с XIII по XXV, причём основными по размерам и запасам приуроченных к ним залежей, поставившим месторождение в ряд уникальных, служат XIII - XVIII горизонты. В этой части продуктивного разреза горизонты имеют достаточно выдержанные толщины порядка 40 -60м. и в них выделено от 4 до 14 пластов, прослеживающихся в пре делах всего месторождения, но не на всей площади являющихся коллекторами. Наибольшей выдержанностью обладают пласты XVI - XVIII горизонтов, имеющие коэффициенты распространения близкие к едини це и замещающиеся непроницаемыми породами в единичных скважинах.

Коллекторы XIII горизонта наиболее невыдержанны, здесь толь ко один пласт развит более чем на 80% площади, тогда как треть коллекторов занимает менее половины площади, а четверть всех кол лекторов имеет коэффициент распространения менее 0.25.

Для пластов-коллекторов, имеющих коэффициент распространения более 0.8 характерно сплошное развитие по площади залежи с линзами непроницаемых пород в пределах единичных скважин. Напротив, коллекторы, распространённые менее чем на половине площади, особонно с коэффициентами распространения менее чем 0.3, представлены в виде линз и полулинз, имеющих сложную конфигурацию ли нии замещения.

Коэффициент слияния пластов-коллекторов, являющийся основным критерием их гидгодинамической связанности, превышает 0.5 лишь в пяти случаях, а между большинством пластов он не достигает 0.3, причём более чем в двадцати случаях он меньше 0.2. Это свидетельствует о необходимости рассматривать большинство пластов как самостоятельные объекты контроля и выработки запасов.

На ЗКетыбайском месторождении в восемьсотметровом продуктивном разрезе выделено 13 горизонтов, большинство из которых имеет толщины 40 - 70м. В номенклатурных горизонтах с I по XIII просле живаются от 4 до 9 пластов-коллекторов. Из 75 пластов, выделенных в продуктивной толщэ, 7 коллекторов имеют коэффициент распро странения менее 0.5, в то время как 52 пласта распространены более чем на 80% площади залежей. При достаточно высокой выдержанности коллекторов следует обратить внимание на то, что как и на других месторождениях Южного Мангышлака, наиболее сложное строение имеет байосская часть разреза. В целом разрез характеризуется невысокой гидродинамической связанностью, что приводит к боль шому количеству обособленных Пластовых резервуаров и самостоятельных залежей нефти и газа.

Таким образом, для юрской продуктивной толщи Южного Мангышла ка характерным является сложный характер распространения и слияния отдельных пластов коллекторов в келловей- нежнеюрской толще переслаивания песчаников , алевролитов и глин, что отражает уело вия осадконакопления на этом этапе геологического развития терри тории. В основном, в условиях спокойной тектонической обстановки накапливались отложения преимущественно континентальных, озврно-болотных, прибрежно-морских и мелководно-морских фаций. При этом в байосский век формирование осадков происходило в условиях, ног да колебательные движения носили ярко выраженный пульсирующий ха рактер с преобладанием к опусканию территории.

Сложное строение юрской продуктивной толщи определило большое разнообразие в типах залежей углеводородов, их размерах и строении.

На Узени промышленная нефтегазоносность была установлена в 1961г. и доразведка этого уникального месторождения продолжается до настоящего времени.

Сейчас на месторождении установлены 71 самостоятельные зале жи различные по размерам и запасам, по характеру насыщения и типу ловушек.

Нефтяные залежи XIII и XIV горизонтов, имея высоту порядка 300м., соответствующую высоте Узенской структуры, охватывают все

куполовидные осложнения и содержат более СО% запасов нефти место рождения. Начиная с XV горизонта по мере уменьшения высот залежей они обособляются о пределах отдельных куполов. Нине XVI гори зонта высоты залежей изменяются в довольно широких пределах: 7 -126м. , пр'Нчём половила залехчон имеет высоты менее 30м.

Размеры залежей такзсе резко колеблются, изменяясь от 229км2

по XIII горизочту до 0.6км2.

По типу природного резервуара почти две трети залежей являются пластовыми сеодовымн. Ряд зале:кей в пределах Основного свода, Хумурунского и Сереро-Западного куполов характеризуются элементами тектонического экранирования, а семь залежей в XX - XXII горизонтах в байосской части разреза являются литологмчески экра нированными.

Из 71 залежи только 16 небольших залежей являются газовыми и 18 залемей имеют дзухфазный характер насыщения.

Наряду с этими залежами, оцененными по промышленным категориям, в процессе детального изучения продуктивного разреза выделены пласты, которые характеризуются по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) как продуктивные и являющиеся объектами дораз ведки.

В изучении строения и нефтегазоносности Жетыбайского месторо ждения, также открытого в 1961г. много общего с Узенским. Здесь также за короткий срок были разведаны и подготовлены к разработке наиболее крупные залежи, содержащие основные запасы нефти, и, вместе с тем, открытие и изучение новых небольших залежей нефти и газа продолжаются до настоящего времени.

Сейчас на месторождении разведано 45 залежей, содержащих за пасы нефти и газа промышленных категорий.

Высоты залежей резко колеблются от 8 до 82м., однако, почти 60% из них имеют высот;' 40м. и более, а максимальными высотами, близкими к амплитуде поднятия характеризуются наиболее крупные залежи X и XII горизонтов.

Продуктивные площади такжн значительно колеблются от 1км2 до 70км2. По типу природного резервуара большая часть залежей от носится к пластовым сводовым, 12 залежей являются массивными и 4 литологически экранированными.

В отличие от Узенского месторождения на Жетыбае значительное место в продуктивном разрезе занимают нефтегазовые залежи и с ними связано 40% зпапасов нефти на месторождении.

Запасы нефти на Жетыбае распределены более равномерно чем на Уэени, а горизонты X и XII, содержащие большие запасы, приуро чены не к верхней, а к нижней части юрской толщи. Это объясняется условиями формирования месторождений Жетыбай-Узенской ступени, в частности, различными масштабами вертикального перераспределения нефти и газа из доюрского комплекса в перекрывающие отло жения, которые, в свою очередь, связываются с нарастанием тектонических движений в северном направлении от оси Южно-Мангышлак-ского прогиба к наиболее мобильной зоне - Центральному Мангышлаку. Поэтому северная антиклинальная линия больше осложнена нарушениями. Так, на Уэени наблюдается ряд дизъюнктивов, способствовавших перетоку углеводородов из доюрских отложений в юру и нако плению значительных запасов нефти в верхних горизонтах юрской толщи.

Напротив, повышение доли газа в общем балансе углеводородов для южных антиклинальных линий может быть связано с более благоприятными условиями для сохранения залежей. Если на Уэени газ че рез ослабленную тектоническими нарушениями относительно тонкую верхнеюрскую покрышку мигрировал и образовал меловой газоносный комплекс, то в Жетыбайской зоне значительные запасы газа установ лены в юрской толще.

Коллекторами нефти и газа в юрской продуктивной толще являются песчаники, алевропесчаники и алевролиты. По вещественному составу породы-коллекторы относятся к полимиктовым граувакового типа: в состав обломочной части входят зёрна кварца, полевых шпа тов, слюд, обломки пород эффузифных, глинистых, кремнистых. Степень окатанности обломков низкая, как правило, зёрна имеют угловатую или полуокатанную форму.

Коллекторы характеризуются неплотной упаковкой зёрен, что связано с небольшим содержанием цемента и невысокой степенью эпи генетических преобразований. Цемент полимиктовый, в его состав входят глинистые минералы, кварц, слюда, карбонаты. По типу цементации отмечается контактовый, крустификационный, плёночный, плёночно-поровый типы цемента.

Характерной особенностью коллекторов является Бысокая глинистость, которая уменьшается в ааленском ярусе и нижней юре.

Вниз по разрезу уменьшается и содержание алевролитовой фракции при увеличении среднезернистой фракции в песчаниках.

Открытая пористость коллекторов изменяется от 9 до 33%, при чём для Узени и Жетыбая, как и для юрской толщи Мангышлака в целом установлено уменьшение этого параметра с глубиной. При этом для песчаников и алевролитов свойственны одни и те же средние ве личины, пределы изменения и характер распределения пористости.

Проницаемость коллекторов изменяется в широких пределах от 0.007 - О.ОЮмкм2 (нижние пределы проницаемости соответственно на Жетыбае и Узени) до З.ООмкм2. Чёткая закономерность изменения проницаемости коллекторов по разрезу отсутствует. Можно лишь ска зать, что наиболее высокими средними значениями фильтрационных свойств обладают верхние горизонты Узени, являясь, при этом, высоконеоднородными по проницаемости.

В отличие от пористости фильтрационная характеристика находится в зависимости от литологии и наиболее проницаемыми являются песчаники, а наименее - алевролиты.

Для полимиктовых сильноглннистых коллекторов юрской продуктивной толщи характерны невысокие начальные коэффициенты нефтена сыщенности порядка 0.55 - 0.65 и соответственно большой процент связанной воды. Коллекторы также характеризуются высоким содержа иием остаточной нефти.

Детальное изучение месторождений Узень и Жетыбай позволило установить характерные черты крупных нефтегазовых месторождений Южного Мангышлака. Такими основными чертами, определяющими строение и нефтегазоносность крупных месторождений района, являются их многопластовость, наличие нефтегазовых залежей, неоднородность продуктивной толщи, сложный характер насыщения разреза.

В отличие от многопластовых месторождений, содержащих большое число промежуточных водоносных горизонтов, образующих вместе с плотными породами непродуктивные пачки, которые расчленяют про дуктивную толщу на естественные этажи, особенностью многопластовых месторождений Южного Мангышлака является то, что продуктивный разрез толщиной 800м. практически весь нефтенасыщен. Это создаёт большие трудности при выделении этажей разведки и в дальнейшем при выборе эксплуатационных объектов, то-есть на всех ста днях изучения и освоения месторождения.

Обычно в литературе вопросы выделения этажей разведки и в их пределах базисных горизонтов, а также эксплуатационных объектов рассматриваются для нефтяных или газовых залежей, а в ряде случаев вообще не говоря о характере насыщения, авторы предлага-

ют группировать залежи в зависимости от их глубины залегания, вы сот и продуктивных площадей. Вместе с тем, присутствие в разрезе нефтегазовых залежей также является важным фактором, определяющим основные черты разведки и разработки месторождения.

При этом вариант разведки и разработки двухфазной залежи и в целом многопластового месторождения зависит от типа нефтегазовой залежи по отношению высот газовой части и всей залежи к толщине продуктивного горизонта, то-есть от присутствия в ней зон различного насыщения: газовой, газонефтяной, нефтяной, газонефте водяной. На Мангышлаке двухфазные залежи всех типов и видов выив лены на всех многопластовых месторождениях, а на Жетыбае с ними связано 40.% начальных извлекаемых запасов нефти.

В связи с разведкой и разработкой месторождений, приуроченных к многопластовым сложнопостроенным продуктивным толщам всё большее внимание уделяется изучению их неоднородности. От исследования параметров на конкретных месторождениях с целью сопостав ления отдельных объектов по сложности их строения сейчас пришли к количественной оценке неоднородности по различным показателям, основными из которых являются следующие.

Коэффициент распространения - отношение площади распростране ния коллектора ко всей площади залежи, коэффициент слияния - отношение площади слияния двух соседних коллекторов к площади распространения одного из них, коэффициент сложности - отношение пе риметра границ распространения коллектора к периметру залежи, ко эффициент песчанистостн - отношение толщины пласта-коллектора к толщине продуктивного горизонта и коэффициент расчленённости -отношение суммарного количества пластов-коллекторов, встреченных скважинами в разрезе объекта к количеству скважин.

Первые три показателя карактеризуют отдельные пласты-коллек торы, а последние два показывают неоднородность продуктивного го ризонта или эксплуатационного объекта, в который входят эти плас ты. В частности, коэффициент расчленённости является одним из на иболее широко распространённых показателей неоднородности эксплу атационного объекта. Принято считать, что чем выше коэффициент-расчленённости, тем более неоднородным будет объект эксплуатации или подсчёта запасов. К неоднородным относят объекты с коэффициентом расчленённости более 2.1 и числом характерных прослоев более 3. Однако, если число прослоев в объекте составляет 5 и коэф фициент расчленённости приближается к пяти, то скорее следует го ворить об однородности объекта, во всяком случае такой коэффициент будет свидетельствовать о хорошей выдержанности коллекторов

по площади. Если же в объекте, включающем 5 пластов, коэффициент расчленённости равен двум, то можно говорить как о резкой невыдержанности коллекторов, то-есть о высокой неоднородности объекта, так и о выдержанности пластов по площади при высоком коэффициенте их слияния мехду собой. Поэтому коэффициенты расчленённое ти, зависящие от сложного взаимоотношения зыдержанности коллекто рев по площади и их гидродинамической связанности по разрезу, ви димо не могут характеризовать неоднородность многопластового объ екта.

В то же время, коэффициенты распространения коллекторов и их слияния отражают достаточно определённо стороение продуктивных отложений по площади и разрезу и по этим показателям зысокая неоднородность продуктивного разреза является также характерной чертой крупных месторождений Южного Мангышлака.

С этой чертой связана ещё одна - сложный характер насыщения продуктивного разреза. В зависимости от литологической связанное ти пластоз-коллектеров, на одних месторождениях в пределах гори зонта выделяются несколько обособленных пластовых резервуаров, содержащих самостоятельные залежи нефти и газа, а на других номенклатурные горизонты соответствуют продуктивным и содермат еди ные залежи. Во многом это зависит от размеров ловушки и залежи и чем они больше, тем выше вероятность гидродинамической связанное ти коллекторов и приуроченности единой залежи к многопластовому резервуару.

Замещение отдельных коллекторов непроницаемыми разностями и отсутствие гидродинамической связанности с выше- и нижележащими коллекторами на отдельных участках приводит к возможности образо вания небольших газовых шапок внутри многопластового сложнопо-строенного резервуара, содержащего нефтяную залежь. При полной изолированности в таких резервуарах отдельных пластов-коллекторов они могут оказаться даже водонасыщенными и при совместном опробовании всего горизонта в пределах нефтяной залежи заведомо выше водонефтяного контакта будет получена нефть с водой, что приведёт к искажению представлений о характере насыщения залежи.

Показанные основные черты строения Уэенского и Жетыбайского месторождений характерны для многих крупных объектов как в Казах стане, так и в других странах. Поэтому опыт оценок запасов, проводившихся неоднократно в процессе разведки и разработки этих месторождений позволяет для крупных объектов наметить ряд методи чееккх приёмов и сформулировать принципы их стадийного изучения.

Глава 2. Цели подсчёта запасов нефти на различных стадиях изучения месторождения.

■ История открытия, разведки и разработки крупных месторождений Южного Мангышлака, нашла отражение в многократных оценках за пасов, которые, с одной стороны, являются завершением очередного этапа освоения месторождения, а, с другой, должны стать основой для следующего этапа.

По Узени впервые подсчёт запасов был проведён через два года после получения первого притока нефти по результатам бурения 13 скважин. Повторная оценка выполнена через два года, когда на месторождении пробурили 90 скважин и в том числе уже 32 добывающие и нагнетательные. Следующая оценка запасов была проведена в 1974г. по материалам 600 скважин, а в 1976 и 1979гг. по результа там интерпретации данных 1400 и 2100 скважин соответственно.

Уже первая оценка по очень небольшому количеству скважин да ла результаты близкие к начальным запасам нефти, однако, с 1974 по 1979г. подсчёты запасов выполнены трижды, не преследуя цели уточнения величины запасов. Задачей первой работы было создание геологической основы для составления проекта разработки, вторая должна была показать распределение запасов в отдельных пластах и блоках разработки, а последняя дифференциацию запасов в коллекто pax различной проницаемости.

Изучение запасов нефти Жетыбайского месторождения имеет мно го общего с Узенским как по количеству и срокам оценки запасов нефти, так и по задачам, стоящим перед этими работами.

Из истории изучения запасов нефти на Узенском и Жетыбайском месторождениях видно, что повторные подсчёты запасов нефти на крупных месторождениях следует связывать, в первую очередь, не с необходимостью более точной оценки при получении новой информации, а с целями, стоящими перед такой работой на различных стади ях освоения месторождения.

Первая оценка выявленного месторождения проводится на стадии завершения поисковых работ и основной целью такого подсчёта явля ется установление необходимости проведения разведочного этапа, и если такая необходимость.есть, то выявление соотношения залеж&й в разрезе по размерам и запасам для обоснования количества и объ ёмов этажей разведки, а в их пределах базисных горизонтов. Точность оценки запасов при этом будет невысокой, но её цель и не предусматривает значительную точность, поскольку основная цель заключается лишь в установлении соотношения запасов в отдельных частях продуктивного разреза.

Поэтому в качестве объектов подсчёта запасов могут принимать ся известные в районе региональные продуктивные горизонты, а под , счётные параметры достаточно изучить в степени, позволяющей уста новить правомерность аналогии с соседними изученными месторождениями.

Следующая оценка выполняется, как правило, после завершения разведки с целью достоверного подсчёта запасов по промышленным категориям, необходимого для составления технологической схемы разработки месторождения. Исходя из этой задачи, во-первых, должна быть выше точность определения подсчётных параметров и запасов нефти, а, во-вторых, более детально следует подходить к обоснованию подсчётных объектов, с тем, чтобы они могли стать основой для выбора объектов эксплуатации.

Для этой стадии изученности месторождения уже с достаточной определённостью можно говорить является ли разрез неоднородным и месторождение сложнопостроенным, но ещё нет необходимого материала для характеристики этой неоднородности и сложности строения продуктивного разреза и залежей.

Поэтому изменения параметров по площади и разрезу не могут быть установлены с детальностью, необходимой для реализации наиболее полной вырабтки запасов, но на этой стадии такая задача и не ставится. Вместе с тем, обоснование средних значений параметров пластов и залежей для составления технологической схемы разработки, что является целью этой оценки запасов, как правило, обеспечивается материалами, полученными в результате поисково-раэведочных работ.

Целью неоднократных оценок запасов на крупном месторождении в процессе разработки является, в первую очередь, установление распределения запасов нефти в отдельных эксплуатационных объектах, элементах системы разработки,коллекторах различной продуктивности, то-есть изучение структуры запасов по степени их участия в выработке. Поэтому наряду с большей детальностью обоснования более дробных подсчётных объектов по разрезу нужна дифференциация их по площади, исходя из элементов разработки, различных по характеру насыщения зон и участков коллекторов с различной проницаемостью.

В связи с необходимостью оценки пластов и залежей дифференцировано для отдельных частей залежей, первостепенное значение приобретает их определение по материалам промыслово- геофизических исследований скважин. Это связано с тем, что при резком возрастании количества скважин в результате эксплуатационного разбу

ривания объём керна и детальных гидродинамических исследований несущественно увеличивается по сравнению с полученным в процессе разведки.

Как правило, при завершении очередного этапа освоения место рождения есть пробелы в объёме, качестве и полноте информации, не позволяющие однозначно ответить на все вопросы, стоящие перед этим этапом. Поэтому одной из важнейших задач каждой оценки запа сов должна быть оценка качества завершённого этапа освоения месторождения .

Таким образом, на крупном многопластовом сложнопостроенном месторождении, начиная с его открытия и в течение длительной раз работки, многократно проводятся подсчёты запасов, в первую очередь, в связи с различными целями, стоящими перед промышленной оценкой месторождения на каждой стадии его изучения и освоения.

В соответствии с целями, а также объёмом и качеством информации, появляющейся при каждом новом подсчёте запасов, принципиально отличным должен быть подход к обоснованию объектов подсчёта запасов и оценке параметров пластов и залежей.

Глава 3. Выбор подсчётных объектов на различных стадиях изу чения месторождения.

Установление объёмов продуктивных горизонтов, содержащих са мостоятельные залежи нефти и газа, является одним из наиболее сложных вопросов при проведении поисково-разведочных работ и про мышленной оценке на многопластовых месторождениях с невыдержанны ми по площади и разрезу пластами-коллекторами. При этом под продуктивным горизонтом понимается пласт-коллектор или пачка пластов гидродинамически связанных между собой, в результате чего к ним приурочена одна залежь с единым водонефтяным контактом, явля ющаяся самостоятельным объектом разведки и оценки запасов.

Ещё большее значение приобретает правильный выбор объектов подсчёта запасов при проектировании и проведении разработки месторождения, когда от характера распространения и гидродинамической связанности плпстов зависит выбор системы расположения скважин и воздействия на залежь.

Опыт изучения запасов нефти по крупным многопластовым место рождениям Узень и Жетыбай позволил в зависимости от целей подсчё та запасов и объёма имеющейся информации на различных стадиях ос воения месторождения предложить следующий подход к выбору подсчётных объектов.

На стадии проведения и завершения поисковых работ, когда главным является общая оценка месторождения и относительная ха-

рактеристика нефтегаэоносности отдельных частей продуктивного разреза в первую очередь необходимо установить соответствие разреза, вскрытого скважинами, известному в районе. При хорошей сопоставимости разрезов подсчётными объектами могут быть номенклатурные горизонты принятой в регионе схемы расчленения продуктивной толщи. В свою очередь, эти горизонты выделяются с учётом опробования по регионально прослеженным пластам или пачкам плотных пород, как правило, глин, являющихся разделами между пачками пла стов-коллекторов. С одной стороны, такой подход к выбору подсчёт ных объектов удовлетворяет целям подсчёта запасов на этой стадии изученности местрождения, а с другой - он соответствует объёму и результатам опробования, не требующим более дробного расчленения разреза. Кроме того для обоснованного детального расчленения Про дуктивной толщи и установления в ней гидродинамической связанное ти или разобщённости отдельных пластов-коллекторов не имеется достаточного материала, так как пробурено немного скважин по ред кой сетке.

На стадии завершения разведки и подготовки месторождения к разработке, когда промышленная оценка должна быть выполнена с учётом требований составления технологической схемы, уже необходимо иметь более чёткие представления о гидродинамической связан ности или разобщённости пластов. Поэтому при выборе подсчётных объектов следует исходить из слияния пластов, устанавливаемого по результатам детальной пластовой корреляции. Вместе с тем, ещё не имеется достаточно скважин для расчёта количественных показателей слияния пластов и изучения характера их распространения по площади. На этой стадии о гидродинамической связанности можно су дить по слиянию пластов в единичных скважинах при корреляции по редкой разведочной сети с учётом опробования и оценки характера насыщения пластов по результатам промыслово-геофизических исследований.

При оценках запасов в процессе разработки месторождения под счётные объекты следует выделять также исходя из гидродинамической связанности пластов. Но при этом необходимо оценить коэффици ент слияния пластов и обосновать граничное значение коэффициента, при котором пласты-коллекторы следует объединять в один под-счётный объект. При таком подходе к выбору объектов подсчёта запасов следует учитывать два положения.

Во-первых для крупных месторождений, разрабатываемых, как правило,с вкутрнконтурным заводнением, блоки, отделённые друг от ' друга рядами нагнетательных скважин являются самостоятельными за

лежали, и выбор объектов разработки, регулирование выработки запасов, а следовательно и обоснование подсчётных объектов должно осуществляться в зависимости от гидродинамической связанности коллекторов не по всей площади месторождения, а в пределах каждо го блока разработки.

Вторым положением, определяющим выбор подсчётных объектов, исходя из гидродинамической связанности коллекторов, является на личие критериев, определяющих эту связанность. Прямым и достаточ но обоснованным показателем гидродинамической связанности пластов может быть общность или различие в них положения водонефтя ных контактов и в один подсчётный объект объединяются пласты, имеющик коэффициент слияния, при котором отметки ВНК в них совпа дают или близки между собой. Для Жетыбайского месторождения было обосновано граничное значение коэффициента слияния 0.3, выше которого пласты-коллекторы объединялись в один объект.

Методические подходы к выделению подсчётных объектов на ста диях разведки и разработки месторождения, разработанные по Узени и Жетыбаю, исползованы нами в процессе геолого-промыслового изучения крупных месторождений Каламкас и Каражанбас на полуострове Бузачи.

Глава 4. Обоснование подсчётных параметров на различных ста диях изучения месторождения.

В работе не стояла задача разработки новых методов определе ния параметров продуктивных пластов и залежей или совершенствова ния методик оценки их точности в зависимости от объёма информации. Многолетний опыт оценки запасов нефти по крупным месторожде ниям Южного Мангышлака систематизировался и анализировался для установления методов и детальности обоснования параметров в зави симости от задач, стоящих перед оценкой запасов на различных ста диях изучения и освоения месторождения.

Наибольшие изменения в процессе изучения месторождений претерпевает объём нефтегазонасыщенных пород, который контролируется границами природного резервуара и разделами флюидов: газонефтяным и водонефтяным контактами, то-есть объёмом резервуара и оп ределяется развитием в нём эффективных толщин коллекторов.

При хорошем совпадении структурных планов по сейсмосъёмке, которой площади готовятся под поисковое бурение, со структурой по продуктивной толще основные черты строения поднятия устанавли ваются уже первыми поисковыми скважинами. Однако, в связи с боль шим количеством пластов-коллекторов и их литологической невыдер-жанностию, строение резервуара и границы залежи будут определять

ся не структурными картами по соответствующим стратиграфическим подразделениям, а поверхностями коллекторов, представляющих собой единый резервуар. В процессе многолетних исследований этого вопроса разработаны методические приёмы геометризации залежей, приуроченных к оложнопостроенным продуктивным горизонтам. При оп ределении границ резервуара в сложнопостр'оенном горизонте, состо лщем из нескольких невыдержанных по площади пластов-коллекторов, следует проводить интерполяцию отметок кровли самых верхних плас тов-коллекторов, встреченных в разрезе скважины, для установления верхней поверхности резервуара и подошеы самых нижних при со ставлении карты по подошве резервуара. В этом случае практически отпадает вопрос о способе проведения границы отсутствия коллекто ра, так как хотя бы один пласт-коллектор в многопластовом горизонте, как правило, присутствует.

Однако, оценка запасов нефти, когда в качестве подсчётного объекта выступает горизонт, состоящий из нескольких пластов, про водится, главным образом, при завершении поискового или разведсч ■ ного этапа.

При дальнейшем изучении запасов нефти в процессе разработки, когда основной целью оценки является дифференциация запасов, под счётным объектом, чаще всего, будет отдельный пласт-коллектор. При этом з невыдержанных коллекторах появляются зоны отсутствия продуктивных пород, которых не было при совместной оценке запасов по группе пластов, и первостепенным становится вопрос о способе проведения границы замещения коллекторов, рассматривающийся практически во всех работах по геометризации нефтяных залежей и вызывающий споры в течение многих лет.

Большинством исследователей признаётся, что следует различать выклинивание пластов, то-есть уменьшение толщины продуктивного горизонта до нуля, и замещение, когда при сохранении толщины продуктивного разреза на отдельных участках пласт полностью утрачивает коллекторские свойства.

При этом для случая выклинивания границу отсутствия коллектора проводят на середине расстояния между скважиной, где он при сутствует, и скважиной, в которой пласт выклинился. Эта линия ринимается за нулевую изопахиту, что признаётся практически все ми специалистами.

Основные варианты проведения границы коллектор - неколлектор и способа интерполяции для случаев замещения коллекторов непроницаемыми породами при сохранении общей толщины горизонта пре длагаемые в многочисленных работах следующие.

1. Как и в случае выклинивания граница отсутствия коллектора проводится на середине между скважиной, где коллектор присутствует, и той, в которой его нет, и на этой линии значение эффек тивной толщины принимается равным нулю - проводится нелинейная интерполяция.

2. Граница замещения проводится через скважину, где пласт-коллектор отсутствует и осуществляется линейная интерполяция, что по объёму соответствует замещению на середине расстояния меж ду скважинами с сохранением толщины.

3. При интерполяции на ноль в скважину, где коллектор отсут ствует, линия замещения проводится между скважинами с учётом гра ничных значений ёмкостно-фильтрационных свойств или эффективной толщины.

Несмотря на то, что доводы сторонников линейной интерполяции более обоснованы, на практике, как правило, карты эффективных нефтенасыщенных толщин составляются путём нелинейной интерпо ляции с проведением линии замещения коллекторов на середине расстояния между скважинами, где они есть и в которых отсутствуют. Но у этого способа есть и ещё один недостаток, возможно основной - его непоследовательность. До сих пор обсуждался способ интерпо яции при полном замещении коллектора непроницаемыми породами, что является частным случаем в сложнопостроенном горизонте. При частичном замещении коллектора, значительно более распространённом, линейной интерполяцией пользуются как её сторонники, так и противники. Если в десятиметровом пласте-коллекторе в соседней скважине непроницаемыми породами замещено 8м., то все проводят мажду двумя скважинами линейную интерполяцию от 10 до 2м. Если же в следующей скважине неколлектором замещены и эти 2м., то обсуждается вопрос о способе интерполяции между 2м. и нулём, и чаще всего используется нелинейная интерполяция. При этом характер изменения толщин в первом случае такой же как и во втором, а величина изменения толщин на первом участке значительно превышает различия в способе интерполяции на втором. Поэтому способ линейной интерполяции с проведением линии замещения через скважину, где отсутствует коллектор, является единственно правильным, последовательным и корректным при составлении карт эффективных тол щин для сложнопостроенных продуктивных горизонтов, имеющих выдер жанную общую толщину.

Не менее сложным является обоснование границ разделов флюидов в условиях многопластовых сложнопостороенных продуктивных г'о риэонтов, что объясняется затруднениями разделения пластов на

продуктивные и водонасыщенные по ГИС из-за малой толщины отдельных песчаных плстов, высокой глинистости разреза и присутствия в коллекторах тонких плотных прослоев. Поэтому опробовательские ра боты являются основныеI методом как для оценки характера насыщения при поисках, так и обоснования газонефтяных и водонефтяных контактов при промышленной разведке нефтегазовых месторождений.

Касаясь вопроса детализации разделов газ - нефть - дода при переоценках запасов в процессе разработки месторождений, следует обратить внимание на то, что такие работы, видимо, вообще не пра вомерны. С одной стороны, на этом этапе практически не появляется новый материал для обоснования газонефтяных и водонефтяных контактов, так как, во-первых, скважины бурятся , в основном, за ведомо в нефтяных зонах, а, во-вторых, в эксплуатационный объект, который перфорируется в скважине, входит несколько пластов и поинтервальное опробование, необходимое для установления контакта, отсутствует.

С другой стороны, в процессе разработки может происходить перемещение водонефтяных контактов и в этом случае использование новой информации приведёт к искажению представлений о начальных положениях разделов флюидов. Кроме того, при разработе залежи с внутриконтурным -заводнением, в промытых зонах, где прошла пресная закачиваемая вода, оценка характера насыщения пластов по ГИС затруднена и этот материал также нельзя использовать для обоснования положения ВНК.

Таким образом, одна из составляющих объёма пород, содержащих нефтяную залежь - водонефтяной контакт, должна быть установлена достаточно уверенно при завершении разведки месторождения и подготовке его к разработке, так как эта граница с небольшими уточнениями, в основном, на начальной стадии эксплуатационного разбуривания будет использоваться в процессе всего дальнейшего геолого-промыслового изучения месторождения.

Важным вопросом при обосновании положения газонефтяных и во донефтяньгх контактов является их горизонтальность.

Для нефтегазовых залежей Южного Мангышлака установлено, что газонефтяные контакты являются горизонтальными, и для их достоверного обоснования, как правило, достаточно двух-трёх опробований на различных участках залежи. В отличие от этого, водонефтя-ные контакты во многих залежах как на крупных, так и на других месторождениях Южного Мангышлака негоризонтальны. При этом нельзя говорить о наклоне контакта в определённом направлении в связи с влиянием гидродинамического фактора, так как по отдельным

залежам на одном месторождении отмечается самое различное иаправ ленке наклона водонефтяного раздела, а во многих случаях закономерности колебаний контактов по площади установить не удаётся.

Так же, как и многие исследователи, мы считаем, что такое положение раздела нефть-вода связано с неоднородностью коллекторов и правильнее говорить не о наклонном, а о негоризонтальном ВНК, оценивая величину колебаний отметок контакта, а не его наклон в определённом направлении.

Для залежей на крупных месторождениях Южного Мангышлака колебания отметок водонефтяных контактов достигают 15м., в отдельных случаях несколько превышая 20м. В таких условиях для проведе ния водонефтяного контакта с определённой точностью требуется большее количество опробований и достоверно оцененных по ГИС пла стов, чем при горизонтальном положении этого раздела или его закономерном наклоне в определённом направлении.

В то же время, при рассмотрении залежей с наиболее сильно колеблющимися водонефтяными контактами видно, что резкие отклоне ния границ раздела нер}>ть-вода отмечаются только в отдельных частях залежи и не могут привести к значительным погрешностям в определении площади нефтеносности.

Изменения границ пластовых резервуаров на разных стадиях изу чения многопластового сломиопостроенного резервуара могут быть гораздо более значительными, так как по мере эксплуатационного раэбуривания появляется возможность проведения деталькой пластовой корреляции и на её основе, исходя из задач очередной оценки запасов нефти, будут детализироваться и изменяться объёмы подсчётных объектов, а в соответствии с этим и границы резервуаров.

Среди аспектов изучения второй слагаемой объёма нефтенасы-щенных пород - эффективной продуктивной толщины, выделяются два: оценка нефтенасыщенной толщины в разрезе отдельной скважины и способы осреднения этого параметра для залежи.

Вопросы выделения толщин в разрезах скважин, в первую очередь, по ГИС достаточно успешно решены в первые годы поисково-разведочных работ на Южном Мангышлаке и, говоря о длительном про цессе изучения и освоения крупных месторождений, нужно лишь отме тить, что в течение нескольких десятилетий пока разбуривается та кой объект, усовершенстуется и изменяется комплекс ГИС и это дол «но учитываться. Сопоставление толщин, выделявшихся в последние годы на Узени и Жетыбае, с пластами, выделенными в первых скважи нах более 30 лет назад, показало, что оценка эффективных толщин в разрезах отдельных скважин не зависит от стадии изучения мес-

торозкдения.

В отличие от этого средняя величина нефтенасыщенной толщины, принимаемая для оценки запасов, тесно связана с изученностью мес торождения, так как зависит от объёма информации, её распределения по площади залежи и способа осреднения, который, в свою очередь, увязывается с двумя предыдущими факторами.

Нами рассматривалась возможность использования определения среднеарифметической нефтенасыщенной толщины по скважинам и сред невзвешенной по картам изопахит. Установлено, что на стадиях поисков и разведки при небольшом количестве неравномерно расположенных скважин среднеарифметическая величина имеет большие погрешности, причём, если залежь имеет широкую водонефтяную зону, то при расположении большинства скважин в нефтяной зоне, средне арифметическая нефтенасыщенная толщина будет завышена, а при их сосредоточении в приконтурной зоне - занижена.

При дифференцированной оценке запасов в процессе разработки, когда залежь разбурена густой равномерной сеткой скважин, среднеарифметическая величина толщины несущественно отличается от средневзвешенной, однако такой способ не даёт представления об изменениях нефтенасыщенных толщин по площади, об участках наи более эффективной добычи нефти и воздействия на залежь, и поэтому не отвечает основной цели подсчёта запасов на этой стадии.

Таким образом, представляется, что на всех стадиях изучения месторождения наиболее рациональным является определение средней нефтенасыщенной толщины путём построения карт изопахит и расчёта по ним средневзвешенной величины. На стадии поисково-разведочных работ такой подход обосновывается тем, что при неравномерной сет ке скважин достоверность среднеарифметической величины невысока, а при значительной разбуренности, наряду со средней величиной не обходимо знать распределение нефтенасыщенных толщин по площади залежи.

При этом в процессе многолетних работ по оценке запасов самых различных по строению и характеру насыщения залежей разработаны методические приёмы составления для них карт эффективных нефтенасыщенных толщин, в первую очередь, для наиболее сложных и разнообразных по соотношению зон, насыщенных разными флюидами -двухфазных залежей.

На примере разнообразных по строению и соотношению зон различного насыщения нефтегазовых залежей Жетыбайского месторождения показано, что для наиболее полного учёта информации по скважинам, пробуренным в различных зонах, карты нефтенасыщенных тол-

щин следует составлять путём вычитания карт гаэонасыщенных толщин из карт нефтегаэонасыщенных толщин.

Доля пустотного пространства, занятая нефтью в объёме нефте содержащих пород, определяется коллекторскими свойствами породы, в первую очередь, ёмкостно-фильтрационной характеристикой и коэф фициенгом нефтенасьиценности, на который также существенно влияют свойства коллектора. Поэтому определению пористости и проницаемости коллекторов уделяется большое внимание на всех стадиях изу чения месторождения.

Как и для других параметров, принципиальным является чыбор методов определения свойств коллекторов в разрезе отдельной сква жины и способов осреднения этих характеристик для залежей, но первостепенным является разделение пород, слагающих природный ре эервуар, на коллекторы к неколлекторы. При этом подход к обоснованию нижних пределов пород-коллекторов должен увязываться с задачами, стоящими перед оценкой запасов нефти на определённой ста дии изучения месторождения.

Если при первых оценках запасов на стадиях поисков и раэвед ки необходимо определить нижние пределы коллекторов, при которых порода может содержать и отдавать нефть, то в процессе разработки месторождения нужно установить граничные значения коллекторов откуда при существующей технологии разработки и технике добычи происходит вытеснение нефти. Этим вопросам уделялось большое вни мание в процессе изучения крупных месторождений Южного Мангышлака и решение их нашло отражение в настоящей работе.

В частности, для обоснования кондиционного предела проницае мости промышленно продуктивного коллектора рассматривалась зависимость минерализации воды в керне от проницаемости, исходя из того, что при продвижении закачиваемой воды, минерализация которой значительно ниже пластовой, она вытесняет нефть и пластовую воду, за счёт чего минерализация воды в керне снижается. По двум оценочным скважинам, пробуренным в непромытой зоне пласта с применением высококонцентрированного инвертного эмульсионного раствора, составные компоненты которого практически не фильтровались в пласт, минерализация воды в керне не снижается независимо от проницаемости образцов. По двум скважинам, пробуренным в промытой зоне эалежк, минерализация воды в керне не снижалась только по образцам с проницаемостью до О.ОЗОмкм2. Следовательно, в плас ты с меньшей проницаемостью закачиваемая вода не поступает и из таких коллекторов, в основном, не происходит вытеснение нефти в процессе разработки.

Нижние пределы пористости и верхние пределы глинистости, как правило, на всех стадиях освоения месторождения определяются по зависимостям между различными параметрами и увязываются с обосно ванным нижним пределом проницаемости.

Рациональные подходы к оценке открытой пористости в многопластовом сложнопостроенном терригенном разрезе на различных ста диях изучения месторождения, исходя из задач этих стадий, представляются слежующими.

На поисковой стадии, когда основной задачей является общая оценка запасов месторождения основным методом определения пористости могут быть лабораторные анализы керна. В этот период ещё не установлены петрофизические связи по выявленному месторождению и интерпретация ГИС проводится с использованием зависимостей для аналогичных объектов. В то же время, поисковые скважины бурятся с отбором керна и относительная освещённость керном пройденных продуктивных пластов наиболее высокая.

На поисковой стадии первостепенным является вопрос возможности использования анализов керна из соседних пластов и гориэон тов для характеристики выявленной залежи.

Проведённые по Узени исследования показали, что если на этой стадии коллекторы, содержащие залежи нефти охарактеризованы недо статочным количеством образцов для оценки коэффициента пористости, следует привлекать анализы керна из выше- и нижележащих плас тов независимо от их приуроченности к одному или различным номен клатурным горизонтам. Для коллекторов юрской продуктивной толщи Южного Мангышлака при осреднении данных в интервале до 125-150м. средние значения пористости любого пласта будут иметь точность, удовлетворяющую оценку запасов нефти по промышленным категориям.

При завершении разведки, когда создаётся геологическая осно ва для технологической схемы разработки, средние значения пористости должны быть определены достаточно надёжно как по керну, так и по ГИС. На этой стадии завершается отбор и изучение основного объёма кернового материала и должны быть установлены необхо димые петрофизические зависимости.

При этом среднее значение параметра следует обосновать не с использованием информации по соседним пластам и горизонтам, а не посредственно по данным из объекта оценки и уже необходимо иметь представления об изменении открытой пористости по площади и разрезу месторождения.

В процессе эксплуатационного разбуривания, когда дальнейшее изучение запасов заключается в оценке их рапределения в продук-

тивном разрезе, необходимо знание пористости не в среднем по залежи, а по отдельным пластам и элементам системы разработки. Для этого желательно иметь определения пористости в максимальном количестве пластопересечений, что возможно только при наличии надёжной методики оценки параметра по ГИС.

Средние значения коэффициентов нефтегазонасыщенности, как по называют результаты изучения запасов по Узени и Жетыбаю, достаточно точно определяются уже в процессе поисково-разведочных работ. Наиболее важным для этого параметра, оцениваемого по ГИС, является надёжность петрофизических зависимостей и разрешающая способность комплекса промыслово-геофизических исследований. Если первое условие выполнимо уже во время поисково-разведочных ра бот, то совершенствование методов каротажа, включение в комплекс новых методов является постоянным процессом для крупного месторо ждения, разбуривающегося не одно десятилетие. Так, наличие в раз резе сильноглинистых, тонких, уплотнённых прослоев резко снижало возможности определения сопротивления пластов по боковому каротажному зондированию и поэтому в начале 60х годов оценку нефтега зонасыщенности на Узени получили менее половины вскрытых скважинами пластопересечений. В 70х годах с включением в комплекс ГИС индукционного каротажа разрешающая способность промыслово-геофизических исследований значительно возрасла и появилась возможность определять коэффициент нефтегазонасыщенности для подавляющего большинства пластопересечений.

На стадии разбуренности месторождения по эксплуатационной сетке, когда подсчёт запасов выполняется с целью оценки распреде ления запасов по параметрам, влияющим на эффективность разработки, коэффициенты нефтегазонасыщенности должны определяться более детально, непосредственно для каждой зоны, отличающейся характером насыщения (газовая, нефтяная, газонефтяная, газонефтеводяная и водонефтяная), и для этого имеется достаточный объём информации. На этой стадии основной задачей является оценка распределения запасов по проницаемости, так как этим параметром, в первую очередь, определяется продуктивность коллекторов и эффективность выработки запасов.

Поэтому особенно важным является установление связи нефтега

зонасыщенности с проницаемостью и обоснование необходимости принятия дифференцировано значений нефтенасыщенности для различных диапазонов проницаемости, по которым оценивается структура запасов нефти.

Глава 5. Изучение структуры запасов нефти.

В связи с освоением крупных месторождений, характеризующихся многопластовостью, высокой неоднородностью коллекторов, сложным строением пластовых резервуаров, двухфазным характером насыщения залежей, всё большее значение приобретает дифференциация запасов нефти в залежах, в первую очередь, по степени их участия в выработке. Этот вопрос имеет двадцатилетнюю историю и наибольший интерес представляют работы Азаматова В.П., в которых для из учения структуры запасов по степени участия в выработке отдаётся предпочтение коэффициенту продуктивности пластов-коллекторов или параметрам непосредственно связанным с этим коэффициентом. Поэто му одной из наиболее важных характеристик структуры запасов нефти, определяющих рациональную разработку месторождения, является распределение запасов нефти по проницаемости коллекторов.

Изучение структуры запасов нефти проводилось нами с 1976г. сначала по Узени, затем по Жетыбаю и в процессе этих работ сложи лись методические приёмы проведения таких исследований, которые в дальнейшем развивались и использовались для изучения структуры запасов крупных месторождений Каламкас и Каражанбас на полуостро ве Бузачи.

Для оценки распределения запасов нефти по проницаемости необходимо, во-первых, обоснование диапазонов проницаемости, в пре делах которых следует выделять коллекторы с продуктивностью, характеризующей принципиально отличную выработку запасов нефти. Во-вторых для выполнения такой дифференциации нужны массовые определения проницаемости, позволяющие детально изучить изменения этого параметра по площади и разрезу месторождения, что возможно только при наличии методики определения проницаемости по промы-слово-геофизическим данным.

В результате выполненных работ установлено, что на Узени в коллекторах с проницаемостью менее О.ОЗОмкм2 содержится четверть запасов нефти Х111-Х\Г111 горизонтов, половина приурочена к коллекторам с проницаемостью 0.030-0.240мкм2 и только четверть - вы ше 0.240мкм2.

При этом в структуре запасов нефти по отдельным горизонтам, имеющей много общего, отмечаются особенности, связанные со строе нием горизонтов. Так, для самого сложнопостроенного XIII горизон ' та характерно сосредоточение 47% запасов в коллекторах с проница емостью до О.ОЗмкм2, в то время как по наиболее выдержанным XVI i и XVII горизонтам в таких пластах содержится соответственно всего 10 и 8% запасов нефти.

Связь распределения запасов нефти в коллекторах различной проницаемости со сложностью строения продуктивных горизонтов чёт ко прослеживается и на Жетыбае. В наиболее неоднородной сложнопо строенной байосской части разреза (У11-Х1горизонты) доля запасов в низкопроницаемых коллекторах превышает 30%, достигая в самом невыдержанном X горизонте 41%, в то время как в высокопродуктивных коллекторах содержится всего 6-14% запасов.

В ааленском ярусе, где коллекторы XII-XIII горизонтов представлены выдержанными по площади и толщине пластами преимущественно средне- и крупнозернистых песчаников доля запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах снижается до 9-4%, в то время как с высокопродуктивными коллекторами связано 35-40% запасов.

Как правило, запасы нефти относят к активным или трудноиз-влекаемым по средним значениям проницаемости для залежи. Это может быть приемлемо для небольших залежей, тогда как для крупных, имеющих большие размеры, сложное строение коллекторов, высокую неоднородность и являющихся при этом основными объектами разработки, запасы по степени их участия в выработке нужно дифференци ровать в пределах каждой залежи. Так, на Узенском месторождении в коллекторах с проницаемостью 0.01-0.03мкм2 содержится от 8 до 47% запасов отдельных залежей, в то время как по средним значени ям проницаемости для горизонта все запасы нефти XIII-XVIII гори зонтов следует относить к активным. На Жетыбае запасы нефти VII, VIII и XI горизонтов по средней проницаемости 0.060-0.068мкм2 в [71] отнесены к активным, хотя в них содержится соответственно ' 30, 37 и 31% трудноизвлекаемых запасов а коллекторах с проницае мостью до 0.05мкм2. В то же время в XI и X горизонтах, имеющих

среднюю проницаемость 0.04 и О.ОЗмкм2 и относимых поэтому к труд ноизвлекаемим, в коллекторах с проницаемости менее О.Обмкм2 содержится 39 и 41% запасов, а порядна 60% запасов могут быть отне сены к активным, в том числе 15и 9% сосредоточено г. высокопродук

тивных коллекторах.

Исследования по Каламкасскому месторождению показали, что дифференциация запасов нефти по проницаемости коллекторов важна как для залежей, содержащих большое количество трудноиэелекае-мых запасов, с целью вовлечения их в разработку, так и для залежей, значительная часть запасов которых прпурочена к высокопродуктивным коллекторам. Здась необходимо знание распространения по площади запасов в наиболее проницаемых пластах, от рациональной выработки которых -зависит достижение высоких технологических показателей, проектируемых для таких залежей по керновым данным при завершении разведки.

Сейчас 40% запасов нефти на Южном Мангышлаке связаны с нефтегазовыми залежами, запасы которых относятся к трудноизвлекае-мым. Однако, отнесение полностью запасов нефтегазовых залежей к трудноизвлекаемым неонравдано, так как в них имеются нефтяные .зо ны, а подгазовые могут иметь достаточно большие высоты и нефтена сыщенные толщин, позволяющие участвовать в активной выработке за пасов.

С другой стороны, с нефтяных залежах значительные запасы ко гут быть приурочены к водонефтяным зонам и их следует рассматривать как труднонзвлекаемые при небольших высотах этих зон. Следо вательно, для оценки структуры запасов нефти по характеру насыще ния недостаточно подразделять их по приуроченности к нефтяным или нефтегазовым залежам, а нужно оценивать распределение запасов в зонах различного насыщения флюидами. Такая работа по Жеты-байскому месторождению, где в нефтегавэовых залежах сосредоточена третья часть запасов нефти всех двухфазных залежей Южного Ман гышлака, показала, что почти половина запасов нефти находится в нефтяных зонах, а в газонефтеводяных, наиболее сложных для разра ботки всего 2%. Следовательно, значительная часть запасов нефтегазовых залежей, относящихся в настоящее время к трудноизвлекаемым, при такой дифференциации может быть вовлечена в активную вы работку. Вместе с тем, часть запасов водонефтяных зон как в нефтегазовых, так и в нефтяных залежах, будут, видимо, трудноизвле-каемыми. Отнесение запасов нефти в водонефтяных и подгазовых зо-

иах к трудмоизвлекаемым вероятно следует решать, в первую очередь. исходя из нефтенасыщенных толщин коллекторов в этих зонах.

В основу выбора диапазонов для дифференциации запасоЕ нефти по нефтенасыщенной толщине мы положили 4м.. то-есть толщину, б пределах которой обычно располагают добывающие скважины, а после дующие диапазоны приняли кратными этой величине. Затем для диапа зонов 0-4, 4-8, 8-12 и более 12м. по ЗКетыбайскему месторождению была выполнена дифференциация запасов по нефтенасыщенной толщине, которая показала, что и целом по месторождению почти полвина запасов приурчеиа к зонам с эффектмсмой нефтенасыщенной толщиной от 4 до 12м., причём большая часть к группе 4-8м. (34%).

Наибольшую важность представляет оценка распределения 'запасов в коллекторах различном толщины самых сложны;; для рационель-ной выработки водонефгяных п подгазовых зон. особенно при средне взвешенных толщинах этих зон менее 4м. Анализ показал, что при среднеь'Зиешенноп толщине 2м. 2Ь/., ■janucjt нефти содержится г коллекторах толщиной более 4м., в то время кап при средневзвешенной толщине 4м. ещё 26% приурочено к коллекторам меньшей толщины.

Изучение структуры запасов нефти ь процессе разработки яьля ется наиболее высокой и совершенной ступенью познания строения природного резервуара и распределения в нём нефти. При этом цель зя рассматривать такую оценку запасов как законченную работу. На всём протяжении разработки крупного месторождения должна выполняться дифференциация -запасов но различным показателям в заЕиси-мости от выделяемых эксплуатационных объектов, методов и системы воздействия но залежь и целого ряда технологических, экономических и технических фактороЕ, которые могут неоднократно меняться в процессе эксплуатации.

Глава 6. Использование детализации отроения месторождения для его дальнейшего изучения и освоения.

Наряду с изучением структуры запасоЕ нефти детализация геологического строения месторождения в процессе эксплуатационного разбуривания и разработки позволяет решать вопросы дальнейшего изучения местородженмя и совершенствования его разработки.

В течение многих лет на Мангышлаке высокие приросты запасов нефти, как правило, обеспечивались значительными, а во многих

случаях подавляющими приростами за счёт доразведки месторождении, находящихся в разработке и эксплуатационном разбуривании.

В процессе поисково-разведочных раиот устанавливается нефте газоносность и даётся промышленная оценка залежей, приуроченных к наиболее выдержанным по площади и разрезу пластам-коллекторам.

С такими пластовыми резервуарами связаны, как правило, основные запасы, что позволяет, с одной стороны, реально оценить месторождение и ввести его в разработку, а, с другой, не требует задалживания значительных средств и времени на опоискование слож нопостроемных резервуаров, не содержащих значительных запасов нефти. В то же время, детальная пластовая корреляция большого ко личества эксплуатационных скважин позволяет достаточно полно изу чить строение невыдержанных, небольших по толщине пластов-колл»;к торов и провести работы по установлению их промышленной нефтега-зоносности. Такие залежи разведываются с наименьшими затратами и ввод их в эксплуатацию на обустроенных разрабатываемых месторождениях также является наиболее экономичным.

Высокая эффективность поиска и разведки таких залежей обуславливается несколькими причинами. Во-первых, они залегают на глубинах,как правило, до 2000м. в отличие от основных объектов разведки в до.юрских отложениях, которые вскрываются на глубинах 3500-4000м. Во-вторых, эти залежи приурочены к терригенным коллекторам, вскрытие и опробование которых освоено на Южном Мангышлаке значительно лучше низкопромицаемых малоёмких карбонатных коллекторов триасового разреза.

Кроме того, для подготовки таких объектор к поискам залежей не требуется проведения полевых геофизических работ и других исследований, необходимых для выхода поисковым бурением на новую площадь.

И главное то, что обнаружение н изучение таких залежей нефти может быть проведено, как правило, без расходования дорогостояще го разведочного метража, так как на многопластовых месторождениях, где имеется несколько эксплуатационных объектов, разрабатыва

емых самостоятельными сетками скважин, для таких целей могут использоваться эксплуатационные скважины.

На месторождения:: Мангышлака гю нашим рекомендациям и разе.-» ботанным программам реализовывалось два варианта такого способа доразведки. Во-первых, это возарат неработающих или малодебитлых скважин с нижних горизонтов на изучаемый объект. Во-вторых, в ряде случаев проводилось углубление скважин, бурящихся на вышележа щие горизонты, на ЮО-1ЬОм. и после опробования они оставались на новой залежи или могли быть возвращены на горизонт, куда проектировались.

Анализ причин низких охватов работой эксплуатационных объек тоб, включающих до 10 пластов различной проницаемости и толщины показал, что продуктивность таких объектов определяется, в первую очередь, соотношением проницаемости совместно перфорированных пластов. Поэтому проведённое на Узени разукрупнение объектов эксплуатации, приведшее к уменьшению их толщины, обеспечило мель шую неоднородность объектов по проницаемости и за счёт этого некоторое повышение коэффициентов охвата по толщине. Но принципиальным решением вопроса достинения оптимального извлечения нефти при прочих равных условиях эксплуатации является совместная перфорация пластов с близкими значениями проницаемости, то-есть избирательное объединение в один объект пластов близких по проница емости в пределах даже значительного по толщине неоднородного разреза.

Однако, на стадии проектирования по результатам разведки мож но только говор'ить о сложном строении разреза, но нет материала для проектирования системы размещения скважин с целью создания воздействия на низкопроницаемые пласты. Поэтому технологическая схема составляется на базе строения наиболее выдержанных, высоко продуктивных пластов, имеющих более простое строение. В добивающих и нагнетательных скважинах перфорируются все пласты, входящие в объём эксплуатационного объекта. При этом низкопроницаемые пласты, будучи вскрыты вместе с высокопродуктивными, не принимают воду, не отдают нефть и содержащиеся в них запасы не вырабаты ваются. В дальнейшем хотя бы для частичного вовлечения низкопроницаемых коллекторов в разработку в действующих добывающих скважинах отключают высокопрод5'ктивныэ обЕоднмвшиеся коллекторы, а в новых скважинах перфорируют только низкопроннцаемые. При этом го вор'ят об уплотнении сетки скважин на проектном объекте, в то вре мя как одни скважины эксплуатируют высокопродуктивные пласты по запроектированной сетка, а другие - низкопроницаемые в зонах их развития и самостоятельного вскрытия. Это искажает представления о технологической и экономической эффективности системы разработ

кн и не позволяет проводить оптимальную выработку запасов нефти.

В связи с этим предложен способ выделения эксплуатационного объекта в сло.чшопострсенном неоднородной продуктивной толщи. Его сущность заключается в том, что р. начальный период разработки в добывающих и нагнетательных скважинах не перфорируют нмзкопрони-цаемые коллекторы, так как они всё равно не будут работать с высокопродуктивными и систему разработки (выделение эксплуатационных объектов и обоснование сетки скважин) ориентируют на наиболее выдержанные пласты, содержащие основные запасы. Затем, при достаточной ра-збуреиности месторождения и изученности строения низкопроницаемых коллекторов они выделяются в самостоятельным эк сплуатационный объект со своей сеткой скважин, системой воздействия и экономическими показателями.

Результаты нашия работ по детализации строения продуктивного разреза и залежей показывают и путл вовлечения в разработку наиболее сложных для выработки запасов подгазовых зон двухфазных залежей. Частое замещение коллекторов непроницаемыми породами по площади м разрезу на отдельных участках залежи охватывает диапазон отметок газнефтяного контакта, образуя бесконтактные зоны, в которых перфорация и эксплуатация нефтенасыщенной части не вызывает подтягивания газа и наоборот добыча газа но влечёт за собой потери нефти. В частности, в одной из самых крупных нефтегазовых залежей Мангышлака, связанной с III горизонтом на Жетибае, бесконтактные участки занимают порядка половины площади газнефтлной зоны и имеется возможность располагать большое количество скважин за пределами участков, на которых газонасыщенные пласты контактируют с нефтенасыщенными.

Таким образом, опыт использования результатов детального изу чения крупных разрабатываемых месторождений Южного Мангышлака по казывает, что такие исследования позволяют прирастить запасы, со измеримые с разведкой ноеых месторождении и включить в выработку запасы, сравнимые со вводом в разработку новых небольших, а иногда и средних по размерам месторождений, причём затраты сродстЕ и времени на разведку таких залежей и ввод в разработку трудноиз влекаемых запасов нефти значительно ниже, чем освоение новых раз ведочных площадей и месторождений.

Заключение.

Диссертационная работа представляет собой теоретическое обобщение геолого-промысловых исследований крупных многопластовых сложнопостроенных нефтегазовых месторождений, которое решает научную проблемму в области нефтепромысловой геологии, имеющую важ

ное народнохозяственное значение, так как является осноеой дчя оптимальной выработки запасов нефти из основных, наиболее значительных в стране объектов, характеризующихся вместе с тем самым сложным строением.

В работе с единых позиций рассмотрены результаты многолетне го изучения строения и нефтегазоносностн крупных многопластовых сложнопостроенных месторождений Южного Мангышлака, позволившие разработать концепцию геолого-промыслового изучения таких объектов, основной смысл которой заключается в строгой зависимости объёмов выделенных объектов оценки запасов, методов и детальности обоснования подсчётных параметров от задач, которые стоят перед оценкой запасов на определённой стадии изучения и освоения месторождения (таблица).

Исходя из целей проведения работ для каждой стадии должны быть определены задачи, решаемые в процессе проведения геолого-промыслового изучения, объект изучения (объект оценки запасов), методы и детальность изучения (обоснования подсчётных параметров) и пути использования результатов геолого-промыслового изуче ния месторождения для его дальнейшей разведки и оптимизации разработки .

Именно с целями подсчёта запасов и должна связываться точность оценки, причём, в первую очередь, имеется в виду не величина погрешности в определении подсчётных параметров, а методы и детальность в выделении объектов подсчёта запасов и обосновании параметров. Это принципиально отличает предлагаемую Схему от существующих, в которых основной хэрактеритикой стадии геолого-про мыслового изучения месторождения является погрешность, с которой оцениваются параметры природного резервуара и приуроченной к не му залежи, а также подсчитг .ные для неё запасы нефти. В одних случаях для достижения определённой точности на какой-то стадии освоения месторождения необходимо дополнительное бурение скважин, отбор и анализ керна и проб флюидов, которые не решают основных задач освоения месторождения, а в других - на этой стадии такая точность вообще не может быть достигнута. Однако, если исходить из целей каждой стадии и дальнейшего использования полученных при её проведении результатов, как правило, в достижении определённой сторого обозначенной точности нет необходимости.

Так, при первой оценке запасов выявленного месторождения пос ле завершения стадии поисковых работ основной целью подсчёта является установление необходимости проведения на месторождении разведочного этапа и выявление соотношения залежей в разрезе по

С I £ U i Г К О i О Г О - II Р О Н ¡I С Д О В О Г О П)ШН IPÍIEOrO ННОГОШСТОВОГО ИСШШРОШОГО В1*Т5ГА30В0Г0 Ш0Р01ДШ.

Стадия изучения я освоения иес-городдения Дели проведения работ Обгехт геолого-проиаслоаого азуче-вид (обгедт оцени запасов) Задача, ргааеиае в процессе геолого-пронаслового изуче «л Нзтсды а детальность геолсго-про-«асдового изучения (обоснована подсчётнах азрааетров) Использование результатов recio го-срохасдового изучения

Еоисди 33-ледей углеводородов Обваруде-в»е заде-дей углеводородов Часта продухтиваого разреза, гори-разоати, регионально проследеннве в районе Сравнительная оцев 12 запасов нефти различных частей разреза по категория« CI а 02 Нарааетра обосаовавапся о основ-зо« по дерну а единична» анализа» {лладов с аирока» использование» аналогий и установленнах для рай-сна захоноаерностей изагнеиия свойств «здледторов а флмдов, петрсфазических зависнасстей Обоснование проведения прсиа-дленней развндда, ыцеление эта зтахей разведхи о обоснование в их пределах базасаах горизонтов

Пройденная разве) ia «есторо lies«! Еодготов-la «есто-роддшя i разра-ботие Продултивнай горизов: (пласт-дол-1ечор ила группа гадродинаиачесха связанна* пдастов-млледторов) Еодсчёт запасов нефти а газа no ia тегорнн С1, оценда добавят возксднсс теа заделе» Еараиетра ходдедтороз оценивался по дерау а ГИС, пра это» для интерпретация ГИС обосаошшся петрофазачесдае зависииости Создаётся гесдогачесдая основа для технологачесдсй схеаа разра бстди, обосноваваиса вед» i обмиа асоледовсний в период ясалуатацаоаного разбураван;а для детализации строевая продуд тивного разреза а залехей

Разработда «естородде-ная Оптиииза-ция процесса BU работ запасов вефти В процессе разработда по «ере эхс-плуатацаонаого разбуривания обгеат неодаодратно изхеадется, детадиза-руется до отдельных пластов-юллед торов, рамачваг »е^тев1С21ева!и тоцма, зов различного насаденид фдидааа, отдельна! здеаевтов воз-действая на залехь Оценда распределе-анд запасов нефти по парахетра», едв sum на степень варабопа запаси Еарааетра доддедторов определяйся в осноао» по ГИС. 1ерн отбирается а анализируется, главная образе», для установления азаенений в nupojsas резервуар« в процессе разработда Дсразведяа аесторсддеиия, обо-свозание эхеплуагаионнах облек тов в сдодвопостроенно» продуд-таьиои разрезе, геодогнчесхо; обоснование вовлечена! в разра-ботду трудновзвдедаедах зааасов (низдопроницаегае долледтора, подгазовае зона)

размерам и запасам для обоснования количества и объёмов этажей разведки, а в их пределах базисных горизонтов. Точность подсчёта запасов при этом не может быть высокой, но цель оценки и не предусматривает значительную точность, поскольку, главное - установить соотношение запасов в отдельных частях продуктивного разреза. Поэтому объектами подсчёта запасов могут выступать известные в районе региональные продуктивные горизонты, а подсчётные параметры достаточно изучить в степени, позволяющей установить право мерность аналогии с соседними, хорошо изученными месторождениями.

Когда завершается стадия разведки, цель которой подготовить месторождение к промышленной разработке, уровень геолого-промыслового изучения месторождения, в первую очередь, детальность оценки запасов, должен позволить создать геологическую основу для технологической схемы разработки. Поэтому более детально дол жны обосновываться объекты подсчёта, чтобы стать основой для выбора эксплуатационных объектов. Достаточно точно должны быть определены средние значения параметров и запасы нефти.

При завершении разведки месторождения уже достаточно опреде лённо можно говорить о неоднородности разреза и сложности строения месторождения, но недостаточно материала для их количественной характеристики. Поэтому нельзя оценить изменение параметров по площади и разрезу продуктивных отложений с детальностью, необ ходимой для реализации наиболее полной выработки запасов, но на этой стадии такая задача и не ставится.

Как правило, величина запасов нефти, подсчитанных при завер шении разведки и проектировании разработки, существенно не изме-няеться по материалам эксплуатационного разбуривания, однако, на крупном месторождении в процессе разработки запасы нефти неодно кратно пересчитываются. Целью таких работ является, в первую оче редь, установление распределения запасов в отдельных эксплуатаци онных объектах, отдельных элементах системы разработки, коллекто рах различной продуктивности, то есть изучение структкры запасов по степени их участия в выработке.

Детализация строения природных резервуаров и залежей нефти в многопластовом сложнопостроенном продуктивном разрезе на этой стадии позволяет обосновывыть доразведку месторождения, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах и подгазовых зонах и, таким образом, выходить на новый уровень геолого-промыслового изучения месторождения.

Основные результаты исследований опубликованы в следующих

работах.

1. Геологическое строение и нефтегазоносность месторождения Тае-булат. Геология нефти и газа, N3, 1971г. Совместно с Чакабаевым C.h., Токаревым В.П. и др.

2. Расчёт площади нефтяных и газовых залежей, приуроченных к ли-тологнчески невыдержанным горизонтам. Геология, гидрогеология и разработка нефтяных месторождении Западного Казахстана. Труды КазНИГРИ, вып. 2, 1971г. Совместно с Корсуном П.Е., Саввиным

В.А., Бадоевым Т.И.

3. Определение объёма нефтяной оторчки на примере продуктивного горизонта Ю-VI месторождения Тенге. Геология, гидрогеология и разработка нефтяных месторождений Западного Казахстана. Труды КазНИГРИ, вып. 2, 1971г. Совместно с Корсуном П.Е., Саввиным

В.А., Бадоевым Т.И.

4. Детальная пластовая корреляция при выделении объектов подсчёта зпапасов нефти и газа в литологически невыдержанных горизонтах на месторождениях Южного Мангышлака. Геология и разведка мес торождений нефти и газа Западного Казахстана. Труды ЗапКазНИГРИ, вып.6, 1972г. Совместно с Корсуном П.Е., Саввиным В.А., Бадоевым Т.И.

5. Классификация двухфазных углеводородных -залежей в связи с их промышленной разведкой. Геология и разведка месторождений нефти и газа Западного Казахстана. Труды КазНИГРИ, вып. 6, 1972.

6. Эффективность поисков залежей нефти и газа на Южном Мангышлаке и пути её повышения. Геология, разработка, бурение и добыча нефти на Мангышлаке. Сборник научных трудов КазНИПИнефти, вып. 1 1974г. Совместно с Дмитриевым Л.П., Поповой Л.А., Котовым В.П., Колегановым К.Г.

7. Влияние характера насыщения залежей на выбор этажей и базисных горизонтов при промышленной разведке многопластовых нефтегазовых месторождений. Геология, р'азр'аботка, бурение и добыча нефти на Мангышлаке. Сборник научных трудов КазНИПИнефти, вып. 1, 1974г.

8. Об оптимальном объёме керновой информации для достоверной оценки пористости при подсчёте запасов нефти и газа. Геология нефти и газа, Ыо 6, 1975. Совместно с Саввиным В.А. и Бадоевым Т.И.

9. Опробовательские работы и повышение их эффективности при поис ках залежей нефти и газа в юрских отложениях Южного Мангышлака. Проблемы освоения нефтяных месторождений Мангышлака. Труды Каз НИПИнефти, вып. 2, 1975г. Совместно с Поповой Л.А. и Колегановым

к.г.

10. Оценка средних значений коэффициента нефтегазонасыщенноети по нефтегазовым залежам Южного Мангышлака. Нефтегазовая геология и геофизика, Ыо 12, 1976г.

11. Выделение объектов подсчёта запасов нефти на крупном разраба тываемом месторождении с неоднородными терригенными коллекторами. Труды КаэНИПИнефти, вып. 3, 1976г. Совместно с Поповой Л.А., Колегановым К.Г., Котовым В.П., Кмангазиевым Б.И.

12. Влияние сложного строения юрской продуктивной толщи Южного Мангышлака на характер насыщения залежей. Разведка и разработка нефтяных месторождений на Мангышлаке. Труды КазНИПИнефти, вып. 4, 1977г. Совместно с Поповой Л.А.

13. Обоснование кондиций промыаленно продуктивных коллекторов месторождения Узень по проницаемости. Разведка нефтяных месторождений Мангышлака. Сб. научных трудов КазНИПИнефти, вып. 6, 1979г. Совместно с Поповой Л.А., Кузнецовым В.В. и др.

14. Оценка коэффициента пористости в многопластовсм продуктивном разрезе на поисковом этапе. Нефтегазовая геология и геофизика,

N 4, 1980г. Совместно с Колегановым К.Г.

15. Особенности изучения запасов нефти многопластового сложнопо-строенного месторождения Узень. Сб. научных трудов КазНИПИнефти, вып. 7, 1980г.

16. Опыт организации и ведения территориального банка данных. Проблемы разработки и добычи нефти на месторождении Узень. Труды КаэНИПИнефти, вып. 7, 1980г. Совместно с Рудой В.С., Поповой

Л.А., Вандюком Ю.А.

17. Об использовании коэффициента расчленённости для характеристики эксплуатационного объекта. Геология нефти и газа, N0 10, 1982г.

18. Влияние геологического строения залежи на выработку запасов. Усовершенствование методов изучения месторождений с целью увели- ' чения нефтеотдачи пластов, Губкинские чтения, М., Недра, 1982г. Совместно с Дмитриевым Л.П., Поповой Л.А.

19. Дифференциация запасов нефти по эффективной толщине нефтена-сыщенных коллекторов. Проблемы разведки и добычи нефти на Мангы-шла ке, Труды КазНИПИнефти, вып. 13, 1986г.

20. Способ выделения эксплуатационного объекта в многопластовом продуктивном разрезе. Авторское свидетельство СССР Ыо1241742, клЕ21643/20, 1986г. Совместно с Поповой Л.А.

21. Детальная дифференциация запасов нефти в нефтегазовых залежах. Геология нефти и газа, N 2, 1987г.

22. Задачи подсчёта запасов нефти на различных стадиях изучения месторождения. Проблемы интенсификации добычи нефти. Труды Каэ НИПИнефти, вып. 14, 1987г.

23. Доразведка многопластовых разрабатываемых месторождений -важнейший резерв прироста запасов нефти. Геология нефти и газа, N 12, 1987г. Совместно с Поповой Л.А.

24. Значение дифференцированной оценки запасов нефти для залежей, приуроченных к высокопродуктивным коллекторам. Научно-техни ческий прогресс на нефтяных месторождениях Западного Казахстана. Сб. научных трудов КазНИПИнефти, вып. 15, 1988г.

25. Способ интерполяции эффективных толщин в сложнопостроенных продуктивных горизонтах. Совершенстование разведки и разработки нефтяных месторождений Мангышлака. Сб. научных трудов КазНИПИнеф ти, вып. 16, 1989г.

26. Обоснование нижних пределов коллекторов на новых месторождениях Мангышлака в юрской продуктивной толще. Сб. научных трудов КазНИПИнефти, вып. 17, 1990г.

27. Характерные черты крупных нефтегазовых месторождений Южного Мангышлака. Разработка нефтегазовых месторождений. Научно-технй-ческий сборник трудов КазНИПИнефти, М., ВНИИОЭНГ, вып. 1, 1991г.

28. Структура запасов нефти крупного многопластового месторождения. Дифференциация запасов и ресурсов нефти. Сб. научных трудов ИГиРГИ, 1992г.

29. Состояние сырьевой базы, её структура в Мангистауской области и перспективы поисков новых залежей УВ. Доклады Казахстанско-Американской конференции по нефти и газу, Алма-Ата, 1993г. Совместно с Дмитриевым Л. II., Огаем Е.К. и др.

30. Перспективы развития газовой промышленности Мангышлака. М., ВНИИОЭНГ, 1994г. Совместно с Огаем Е.К., Попковым В.И. и др.

31. Классификация запасов нефти, газа и конденсата Республики Ка эахстан. Нефть и газ Казахстана, Сборник научных трудов НИПИму-найгаза, вып. 18, 1995г. Совместно с Бадоевым Т.И., Матлошинским Н.Г.

32. Влияние объёма информации на величину и структуру балансовых запасов нефти в сложнопостроенном продуктивном разрезе.Нефть и газ Казахстана, Сборник научных трудов НИПИмунайгаза, вып. 18, 1995г. Совместно с Дорофеевой Л.Е.

33. Изучение структуры остаточных запасов нефти. Нефть и газ Казахстана, Сборник научных трудов НИПИмунайгаза, вып. 18, 1995г. Совместно с Дорофеевой Л.Е.

34. Принципы изучения запасов нефти крупного многопластового мес

торождения.Нефть и газ Казахстана, Сборник научных трудов НИПИ мунайгаэа, вып. 18, 1995г.

35.Новая "Классификация запасов и ресурсов нефти, природного газа, конденсата и попутных компонентов" Республики Казахстан. Минеральные ресурсы Казахстана, N 2, 1995г. Совместно с Бадоевым Т.И., Матлошинским Н.Г.

36. Изучение структуры запасов нефти - основа оптимальной выработки запасов на Мангышлаке. Тезисы докладов международной научно-технической конференции, Актау, 1996г.

37. Характеристика нефтегазоносных резервуаров Южного Мангышлака. Доклады III Международного семинара "Нефтегазоносные резерву ары Северного и Восточного побережья Каспийского моря, Алматы, 1996г. Совместно с Герштанским О.С., Дмитриевым Л.П.

38. Характерные черты юрской продуктивной толщи Южного Мангышлака. Доклады III Международного семинара "Нефтегазоносные резерву ары Северного и Восточного побережья Каспийского моря, Алматы, 1996г. Совместно с Поповой Л.А.

39. Схема геолого-промыслового изучения крупного многопластового сложнопостроенного нефтегазового месторождения. Тезисы докладов XIV Губкиских чтений "Развитие идей U.M. Губкина в теории и прак тике нефтегазового дела" Москва, 1996г. Совместно с Герштанским О.С.

Информация о работе

Коростышевский, Михаил Нафтулович
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 1996
ВАК 04.00.17

Автореферат

Похожие работы