Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Месторождения тяжелых нефтей Сирии, особенности их строения и освоения

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Месторождения тяжелых нефтей Сирии, особенности их строения и освоения"

РГ6 од

министерство топлива и энергетики

/ 3 МАИ 1393 российской федерации

российская академия наук

институт геологии и разработки горючих ископаемых

На правах рукописи

васиф эль-юсеф

месторождения тяжелых нефтей сирии, особенности их строения и освоения

Специальность 04.00.17 'Геология, поиски и разведка нефтяных

и газовых месторождений'

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 1993

Работа выполнена в Сирийской нефтяной компании и Институте геологии и разработки горючих ископаемых.

Научные руководители - доктор геолого-минералогических

наук, профессор Юдин Г.Т., кандидат геолого-минералогических наук Маханьков О.М.

Официальные оппоненты - доктор геолого-минералогических

наук, профессор Абрикосов И.Х., кандидат геолого-минералогических наук Куренков Н.Т.

Ведущая организация - Всероссийский научно-исследовательский институт геологии зарубежных стран (ВНИИзарубежгеология)

Защита состоится у//С? Я__ 1993 г.

Б Ю час. на 'заседании Специализированного Совета

Д 002.80.01 при Институте геологии и разработки горючих ископаемых по адресу: 117312, г. Москва, ул. Ферсмана, 50.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГиРГИ.

Автореферат разослан " ¿1 ' & П р<2 Л?) 1дд3

Ученый секретарь Специализированного Совета кандидат геолого-минералогических наук

©

ЗБВЫ 5-85781-115-5 ©

©

В.Ф. Мазанов

Сирийская нефтяная компания, 1993 г.

Институт геологии и разработки горючих ископаемых, 1993 г.

Васнф Эль Юсаф, 1933

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ

В настоящее время Ближний Восток известен как регион, обладающий половиной мировых разведанных запасов легких и I обычных нефтей. Вместе с этим в регионе имеются весьма значительные ресурсы тяжелых нефтей (ТН) и битумов, которые | для ряда стран (Сирия, Турция, частично Ирак и др.) играют большое значение. Большинство известных месторождений ТН в рассматриваемом регионе тяготеет к краевым частям Месо-потамского нефтегазоносного бассейна, где существовали предпосылки для интенсивных преобразований нефтей путем их окисления и бактериального разложения. Такие условия имелись на территории южной Турции, северо-востоке Сирии, в Северном Ираке и на юге Омана. В других районах Месопотамского бассейна (Иран, Кувейт, Саудовская Аравия) распространение ТН в первую очередь связывается с сильной тектонической разбитостью структур и нарушенностью изоляции нефтяных залежей.

К настоящему времени в Сирии открыто 65 месторождений, содержащие более 130 залежей нефти и газа. Промышленная нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне от миоцена до палеозоя. Начальные геологические g запасы нефти категорий В, Cj, С^ оцениваются в 2530 млн. м , извлекаемые в 580 млн. м^. Текущие извлекаемые запасы нефти составляют 356,8 млн. м , из которых 80-85% относятся к активным запасам', которые интенсивно разрабатываются. Остальные запасы относятся к малоактивным, разработка которых затруднена вследствие специфических свойств нефти или наличия газовых шапок, что отражается на низких коэффициентах нефтеотдачи и темпах отборов и ведет к повышению стоимости добычи. Геологические запасы тяжелых, в основном высоковязких нефтей в Сирии оцениваются в 790 млн. м^, однако извлекаемые запасы при принятых коэффициентах нефтеотдачи от 1 до 25% составляют всего 90 млн. м^. Добыча ТН в послед-

о

ние годы не превышает 2,5 млн. м или 8-10% от суммарной добычи в стране.

В настоящей работе к ТН отнесены все скопления нефти с плотностью >0,9340 г/см (20° АНИ - стандарт американского нефтяного института). Следует отметить, что термин 'тяжелая нефть" не имеет строгого определения и в значительной степени является условным.

В практике США имеются предложения как по повышению, так и снижению указанной границы. В отдельных случаях "тяжелой нефтью* называют нормальные нефти, содержащие металлы, серу, механические примеси, что обуславливает сложности их переработки. Интересны решения по рассматриваемому вопросу международных конференций нефтяников. Согласно решения П конференции по тяжелым нефтям и битумам в Венесуэле в 1982 г. нефти разделяются на сверхтяжелые ( >1 г/см3, 10°АНИ), тяжелые (0,934-1,0 г/см3, 20-10°АНИ), обычные (<0,934 г/см3, >20°АНИ). Имеются предложения по разделению тяжелых и обычных нефтей по вязкости - 50 мПас (Г.Г. Вахитов и др.).

В геохимии нефти к "тяжелым" нефтям относят нефти, характеризующиеся содержанием асфальтенов + смол 40-60%, предельных углеводородов (метановых) 20-30% и ароматических 30-40% (Дуглас В. Ваплес, 1992 г.).

Нет четкой границы между ТН и природными битумами. В.А. Успенский к последним относит все природные углеводороды с вязкостью ■> 1000 мПас, с содержанием асфальтеносмо-листых соединений >35%, серы>3% и металлов>200 г/т. По технологии разработки к ТН относят нефти, которые могут разрабатываться скважинами на естественном режиме.

Системному изучению проблемы освоения ТН в Сирии пока не уделяется должного внимания. Проводившиеся работы касались в основном вопросов геологического строения отдельных месторождений, освоения залежей, добычи и транспорта ТН. В указанных направлениях в Сирии исследованиями занимались Н. Набулси, А. Абдурахман, М. Башур, А. Джубран, А. Джун-ди, А. Ибрагим, Ф. Манаши, М. Махфуз, Р. Мусса, А. Муала, М. Хаддур, В. Юсеф и др. Среди советских специалистов исследования проводили И.Х. Абрикосов, А.И. Дъячук, В.И. Май-дебор, И.И. Синяговский, Э.В. Соколовский, Р.Г. Сулейманов, К.Х. Таташев, H.H. Репин, В.Г. Рогожин, Г.Т. Юдин и др. Отдельные вопросы проблемы решались компаниями Пектен (1981), Маратон (1983) и институтами СевКавНИПИнефгь, УкргипроНИИнефгь, ИГиРГИ и др.

Однако обобщающих работ по рассматриваемой проблеме до настоящего времени не имеется, чго^содаржит^общую оценку перспектив освоения ТН в Сирии, суерь^ыбаеп-,

Вопросы повышения эффективности освоения ТН в Сирии, учитывая ограниченность ресурсов углеводородов в стране, являются актуальными и должны прежде всего решаться на основе детального изучения .месторождений ТН,. характеризую-

щихся сложным строением залежей с аномально-высокими значениями вязкости и плотности нефтей, значительной неоднородностью строения природных резервуаров, низкой продуктивностью скважин и во вмногих Случаях их высокой обводненностью. Осложнения вызывают также значительные изменения свойств нефтей в пределах отдельных залежей.

В связи с отмеченным в диссертации рассматривается комплекс вопросов, начиная от условий образования и закономерностей размещения скоплений ТН, особенностей строения и методики изучения залежей до их разработки. Все отмеченные вопросы подчинены общей проблеме освоения ТН в Сирии и являются актуальными для страны.

Цель исследований

На основе комплексных геолого-геофизических исследований и многочисленных аналитических определений параметров пород-коллекторов и физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод, а также данных по добыче ТН - дать научное обоснование и разработать предложения по оптимальному решению проблемы освоения месторождений ТН в Сирии.

Научная новизна и практическая ценность

- изучены вопросы закономерностей размещения и оценки ресурсов ТН;

- проведен анализ особенностей геологического строения основных скоплений ТН с целью оптимизации их освоения;

- разработаны методические приемы- оценки емкостных и фильтрационных показателей продуктивных пластов, распределения подвижных и неподвижных нефтей и битумов, а также изучены особенности строения залежей ТН;

- проанализировано состояние освоения основных месторождений ТН, с обоснованием предложений по оптимизации их разработки;

- оценены перспективы поисков новых скоплений ТН и применения вторичных и третичных методов повышения извлечения ТН.

В прикладном плане результаты направлены на получение информации для определения перспектив распространения скоплений ТН, оценки ресурсов, а также для оптимизации изучения и освоения их скоплений в Сирии.

Исходный материал

В основу диссертации положены результаты многолетней работы автора (более 25 лет) в Сирийской нефтяной компании, при проведении поисково-разведочных работ и разработки нефтяных месторождений. В диссертации проанализированы геолого-геофизические материалы по 15 месторождениям и разведочным площадям и по 350 скважинам, использованы результаты опробований, пробной и промышленной разработки залежей, определения емкостных и фильтрационных параметров коллекторов и физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод, полученные в научно-производственных лабораториях Сирийской нефтяной компании. Привлечены также фондовые и опубликованные работы по рассматриваемой проблеме.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения. Работа содержит 148 страниц машинописного текста, иллюстрирована 35 рис., включает 4 таблицы, список использованной литературы насчитывает 45 наименований.

Работа выполнена в департаменте разведки Сирийской нефтяной компании под руководством сотрудников ИГиРГИ т. Юдина Г.Т. и Маханькова О.М., в исследованиях значительную помощь оказали М. Хаддур, Т. Заза, А. Джунди, А. Абдурахман. Всем отмеченным сотрудникам автор выражает большую признательность за помощь.

В главе 1 "Геологическое строение и нефтегазоносность Сирии" рассматриваются характеристика литолого-стратиграфи-ческого разреза отложений и основные черты тектоники, история геологического развития и нефтегазоносность.

Территория Сирии в тектоническом отношении охватывает северные районы Аравийской платформы и частично центрокли-наль Месопотамского передового прогиба.

Осадочный разрез представлен мощной толщей фанерозойских отложений, максимальные мощности их (до 10-12 км) предполагаются в пределах Восточных Пальмирид, Евфратской впадины и Синжарского трога, несколько меньшие (до 8-9 км) в Дамасском- прогибе. Фундамент платформы сложен докембрий-скими кристаллическими гнейсами и сланцами с интрузиями гранитоидов и вулканогенных пород. По фундаменту выделяется ряд крупных выступов, сводовых поднятий и глубокопогру-женных впадин, осложненных региональными разрывами.. 4

Палеозойские отложения, слагающие нижний структурный этаж, вскрыты более чем 75 скважинами, кроме этого известен выход отложений карбона в районе Абд—Эпь Азиз. Палеозойский разрез представлен кембрийскими, ордовикскими, силурийскими, каменноугольными и пермскими отложениями, наличие девонских отложений остается проблематичным. Указанные комплексы представлены в основном терригенными отложениями континентального и морского образования, сложенными песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинистыми сланцами; карбонатные отложения отмечены в среднем кембрии, представлены они массивными известняками и доломитами; ограниченное развитие известняков известно в карбоне и перми. Максимальная вскрытая мощность палеозойских отложений до 4 км. Палеозойские отложения в цепом унаследуют структурный план фундамента. Наиболее приподнятыми по поверхности палеозоя являются выступы Рутба (+0,5 км) и Рауда (-1,5 км), Алеппское и Ка-мышлинское поднятия (-1,5-2 км); наиболее опущенными - западная часть Пальмир ид (-5,5 км), Хомская депрессия (-5 км), центральная часть Евфратской впадины (-4,5 км) и Синжарский трог (-5 км).

Мезозойские отложения, образующие совместно с перекрывающими кайнозойскими породами верхний структурный этаж, имеют повсеместное развитие в Сирии.

Триасовые образования представлены рядом формаций, сложенных в основном известняками, доломитами, ангидритами с прослоями глинистых сланцев мощностью свыше 1500 м. Более ограниченное развитие имеют юрские породы, имеющие преимущественно карбонатный состав с включением глинистых пород и эвапоритов, мощность до 200-400 м.

Меловые отложения в низах разреза сложены песчано-гли-нистыми и карбонатными породами, в верхах - главным образом карбонатными отложениями, общей мощностью до 2-2,6 км. Кайнозойские отложения представлены палеогеном, сложенным в основном карбонатными породами: известняками, доломитами, мергелями с прослоями глин, песчаников и ангидритов суммарной мощностью до 1,5-1,8 км и Неогеном, представленным доломитами, известняками, гипсами, ангидритами с прослоями-каменной соли общей мощностью до 2-2,5 км (Айн Дивар).

Рассмотренный разрез Сирии характеризуется определенной ритмичностью в осадкообразовании. Палеозойские отложения выделяются в палеозойский макроритм, начавшийся в кембрии и закончившийся в перми. В мезокайнозойском разрезе выделяются триасово-юрский, меловой и кайнозойский макрорит-

мы, объединяющие ряд мезоритмов, которые начинались с морских трансгрессий и заканчивались подъемами с образованием суши или переходом к лагунным условиям осадконакопления. Ритмичность осадкообразования, наличие несогласий и перерывов определяют специфику развития продуктивных горизонтов в осадочном разрезе, а также свойства углеводородов в залежах.

В разделе "Тектоника и основные черты геологического развития" отмечается, что на юге Сирии главенствующая роль принадлежит крупнейшему тектоническому элементу Аравийской платформы - выступу Рутба, который на рассматриваемой территории представлен северным склоном, осложненным системой разломов субширотного направления. Юго-восток страны занимает глубокопогруженная Евфратская впадина, ограниченная на западе Алеппским сводом, периклиналью Пальмирской зоны и восточным склоном выступа Рутба; на севере - структурной зоной Абд-эль-Азиз, а на востоке - погребенным поднятием Рауда. Фундамент разбит двумя системами (широтной и северозападной) нарушений, к которым тяготеют многочисленные локальные поднятия. Зоной поднятий Дерро-Ефратская впадина разделяется на две самостоятельные депрессии: Рассафинскую на севере и Фейдатскую на юге.

Наибольшее опускание фундамента до 10 км отмечается в зоне центральных и восточных Пальмирид и Синжарском троге, которые представляют крупный авлакоген, пересекающий всю территорию страны с юго-запада на северо-восток, с интенсивной дислоцированностью платформенного чехла. На севере страны центральное положение занимает Алеппское поднятие, которое по истории развития и особенностям строения может быть отнесено к антеклизе. Южная граница его проходит вдоль Пальмирид, на западе ограничивается складчато-глыбовой системой дислокаций Ансария и Аз-Завия, на северо-западе - Аафринско-Идлипским прогибом; на юго-западе Алеппский свод погружается в Холмскую впадину, на востоке по разрывам он опускается в Евфратскую впадину.

На крайнем северо-востоке страны, являющимся наиболее мобильным районом, тяготеющим к приосевой части Месопотам-ского прогиба выделяется Айн-Диварская впадина, круто погружающаяся к востоку; к югу от нее прослеживается серия крупных валообразных поднятий субширотного простирания (Карачок, Суэдия и др.). В Синжарском троге выделяется Джебисси-Тиш-рийская зона сложнопостроенных поднятий.

В диссертации рассмотрены также вопросы строения локальных склааок и валообразных поднятий и их связь с разломной

тектоникой, которые определяют распространение зон нефтегазо-накопления и отдельных месторождений.

Проведенный в работе анализ геологического развития Сирии позволил оценить режим и направленность региональных тектонических движений в пределах основных тектонических элементов. Наибольшие опускания в палеозое до 5-6 км происходили в центральных и восточных Пальмир идах, частично захватывая Евфрат-скую впадину; в мезозое наибольшие мощности формировались на территории Ливана (до 6-7 км), к северо-востоку от которого протягивались два относительно небольших изолированных бассейна: в районе центральных - восточных Пальмирид и в Син-жарском районе, где суммарные мощности мезозоя достигают 4-5 км. Кайнозойские отложения наибольшими мощностями характеризуются в Евфратской впадине (до 2-2,5 км), Синжарском троге (до 2 км) и Друзском ]прогибе (до 1,5 км).

Выполненный анализ мощностей позволяет подразделить основные тектонические элементы Сирии по истории развития. К выступам и сводовым поднятиям унаследованного- развития, начиная с раннего палеозоя, могут быть отнесены поднятия Рутба, Алеп-пское, Камышлинское и Рауда, однако последнее в эоцене-неогене было вовлечено в погружение. Для всех указанных структур характерны сокращенные осадочные разрезы с многочисленными и продолжительными перерывами.

К инверсионным новейшим структурам авлакогенового типа относятся Пальмирская и Синжарская складчатые зоны, характеризующиеся наибольшими масштабами прогибания (до 8-9 км) и сложными соотношениями структур в разрезе. К впадине унаследованного развития, по-видимому с палеозоя, относится Евфрат-ская впадина, развитие которой прерывалось в триасе, частично в юре и неокоме. Неясен генетический тектонотип Румеланского района, который может быть охарактеризован как система складчатых структур платформенного борта М ссопогамского краевого прогиба. К наложенным впадинам палеогенового и неогенового заложения относятся Хомская, Аафринская, Дамасская и Друз-ская впадины, имеющие ограниченные размеры и глубины заложения.

История развития указанных тектонических элементов во многом определяет особенности распространения нефтеносности в их пределах.

В разделе "Нефтегазоносность и основные закономерности нефтегазонакопления" на основе существующих принципов нефте-геологического районирования выделяются следующие нефтеносные районы и области: в зоне Месопотамского бассейна Руме-

панский район с мезозойским нефтенакоплением; в Евфратской области Джебиссинский и Деризорский районы с неоген-палеогеновым, мезозойским и палеозойским нефтегазонакоплением; в Пальмирской области Северо-Пальмирский нефтегазоносный и Южно-Пальмирский газоносный с мезозойским и палеозойским нефтегазонакоплением; в качестве самостоятельной выделяется Алеппская область с мезозойским нефтенакоплением.

Промышленная нефтегазоносность связана с четырьмя региональными нефтегазоносными комплексами: неоген-палеогеновым, меловым, триас-юрским и палеозойским, в которых содержится до 10 продуктивных пластов.

Наибольший диапазон промьплленной нефтеносности от неогена до триаса отмечается в Джебиссинском районе, в Дери-зорском районе он охватывает неоген-палеогеновый, меловой и юрский, в Румеланском и Алеппском - меловой и юрско-триа-совый и в Пальмирской области - меловой, триасовый и палеозойский комплексы.

Наибольшим площадным развитием пользуется триас-юрский газонефтеносный комплекс, являющийся продуктивным почти на всей территории Сирии. В его разрезе уже выявлено до 35 газовых, газоконденсатных и газонефтеконденсатных залежей в свитах курачина-доломит, бутма и камшука.

Меловой нефтеносный комплекс основное развитие имеет в Румеланском и Деризорском районах, отдельные залежи нефти выявлены также в Джебиссинском районе и Алеппской нефтегазоносной области. Этот комплекс содержит более 50 залежей нефти, промышленных скоплений газа в нем не обнаружено. Палеоген-неогеновый комплекс содержит более 30 в основном газонефтяных залежей. В последние годы пристальное внимание привлекает палеозойский газонефтеносный комплекс, с которым связаны скопления газа в Южно-Пальмирском районе и Алеппской области и признаки нефти в Деризорском районе. •

Анализ распределения разведанных геологических запасов углеводородов в Сирии (в пересчете на условное топливо) по основным нефтегазоносным комплексам показывает, что основные запасы приурочены к меловому комплексу (80%), далее к неоген-палеогеновому - 13%, юрско-триасовому - 6% и палеозойскому - 1%. Основные скопления газа связаны с отложениями триасового и палеозойского комплексов.

В целом вниз по стратиграфическому разрезу происходит увеличение газоносности и уменьшение средних размеров залежей, что связано с возрастанием термобарических условий с глубиной и усложнением строения локальных поднятий; другой

причиной, в первую очередь дпя Пальмирской области, является различный состав исходной органики для образования углеводородов.

В результате анализа размещения залежей по глубинам в целом по Сирии наблюдается, что в интервале до 1000 м, в основном 600-700 м, наряду с нефтяньши залежами встречаются газонефгяные и чисто газовые. В интервале глубин 1000-1200 м преобладают нефтяные и реже нефтегазовые залежи с ТН. Интервал глубин 1200-2200 м является зоной многочисленных чисто нефтяных залежей, в основном мелового комплекса. Нижележащий интервал 2200-3500 м характеризуется более широким набором типов залежей, однако преимущественное развитие имеют газонефтяные (газоконденсатные) залежи триасового комплекса. Интервал ниже 3500 м в Сирии не изучен. Однако, можно предположить, что преимущественное развитие здесь будут иметь газовые и газоконденсатные залежи. Из вышеотмечен-ной закономерности несколько выпадает Пальмирская область, являющаяся областью преимущественного газонакопления.

Проведенный анализ также показывает изменение размеров установленных залежей с глубиной. В верхнем интервале (до 1200 м) преобладают мелкие залежи (до 10 млн м^ геологических запасов углеводородов), средний интервал является интервалом развития разных по размерам залежей (крупных, средних и мелких), ниже размеры залежей вновь уменьшаются. В работе также анализируется размещение количества залежей и запасов в выделенных нефтегазоносных комплексах в зависимости от развития региональных покрышек, коллекторских толщ и перерывов в разрезе.

Стратиграфический диапазон нефтегазоносности разреза контролируется также особенностями и темпами формирования тектонических элементов, которые определяют полноту геологического разреза. Наиболее полный разрез отмечается в Евфрат-ской впадине, где крупные и продолжительные перерывы в разрезе отсутствуют, относительно полные разрезы отмечаются в районе Месопотамского прогиба, а также в Синжарской и Севе-ро-Пальмирской зонах. Первые два района характеризуются унаследованным интенсивным прогибанием, обусловившим больший диапазон нефтегазоносности, интенсивность нефтегазонакоп-ления и преимущественное развитие легких и обычных нефтей. В областях инверсионного развития (Синжарская и Северо-Паль-мирская зоны) наряду с расширением диапазона нефтеносности, увеличивается газоносность разреза, уменьшаются средние размеры залежей, большое распространение приобретают скопления тяжелых нефтей.

Для Сирии, как и для других районов, размеры скоплений углеводородов определяются существованием крупных, благоприятных для нефтегазонакопления и находящихся вблизи зон образования углеводородов структур, наличием мощных коллекторов с высокими емкостно-фильтрационными свойствами и хорошо выдержанных покрышек. Указанные требования и, в первую очередь, размеры благоприятных структурных ловушек соблюдаются в основном для северо-востока Сирии и Евфратской впадины; в других тектонических регионах наблюдается сокращение размеров ловушек, возрастание их нарушенности и ухудшение герметичности и, как следствие, уменьшение запасов скоплений углеводородов. Отмеченное и определяет наблюдаемую в последние годы тенденцию снижения запасов открываемых залежей нефти и газа (исключая Евфратскую впадину).

В главе П "Основные закономерности размещения и формирования ТН" в начале рассматриваются особенности размещения и образования их скоплений. Анализируется распространение ТН по нефтегазоносным комплексам с учетом геологических и извлекаемых запасов, размеров залежей, плотности и вязкости нефтей, а также коэффициента нефтеотдачи. Отмечается, что наибольшее количество залежей ТН установлено в меловом комплексе (17 залежей - 70% запасов), далее в палеоген-неогеновом (9 залежей - 21,8%) и триас-юрском (8 залежей - 8,2%). Представлена типизация залежей ТН по трем классам (структурному, стратиграфическому и литологическому) с учетом основной структурной формы (группы залежей), характера резервуара (подгруппа залежей) и особенностей строения и нарушенности (типы залежей). С учетом отмеченного предлагается выделять до 16 типов залежей, из которых 13 установлены и 3 прогнозируются. Кроме вышеуказанного, представляется необходимым скопления ТН подразделять по типу насыщенности флюида: залежи нефтяные (ТН), залежи нефгебитумные и битумонефтяные.

Особенностью большинства залежей ТН является наличие мощной переходной зоны, для которой характерна высокая окислен-ность нефти и превращение ее в неподвижные битумы, вследствие чего залежи ТН нередко оказываются запечатанными.

В мировой практике имеются различные представления об условиях образования тяжелых нефтей. Многие исследователи считают, что образование ТН обусловлено гипергенными преобразованиями нефтей в основном алканового состава в аконсерва-ционных зонах нефтяных бассейнов, характеризующихся неблагоприятными условиями для сохранения УВ.

Существуют также представления об образовании ТН непосредственно в залежах за счет гравитационной дифференциации нефти в скоплениях, переформирования нефтяных залежей при их деасфальтизации, приводящие к относительному накоплению ас-фальтено-смолистых веществ, проявления процессов палеогипер-генеза нефтей на отдельных стадиях геологической истории, влияния инфильтрационных вод, процессов биодеградации, химического окисления, осернения и т.д.

Заслуживают внимания существующие представления о связи ТН с карбонатными толщами, где образование УВ предполагается многостадийным процессом, при котором на ранних стадиях генерируется ТН.

Рассматривая закономерности размещения скоплений ТН в Сирии следует отметить, что их распространение определяется комплексом различных факторов. Большое влияние на формирование и сохранность скоплений углеводородов оказывают гидрогеологические условия.

Резкое снижение минерализации вод в меловых отложениях наблюдается в северной части Румеланского района, где соленость уменьшается до 2,6-16 г/л (пл. Сайд, Лейлак, Дерик и др.), к югу она возрастает до 60-180 г/л (Суэдия, Наур и др.). Указанное по-видимому связано с питанием инфильтра-ционными водами меловых отложений на склонах Мардинского выступа. На западе Румеланского района развитие слабо минерализованных вод в продуктивном комплексе курачина-доло-мит (до 9-15 г/л) отмечается в отдельных скважинах пл. Аода, располагающихся вблизи разрывных нарушений, по которым по-видимому происходит относительно свободный водообмен.

Сложная гидрогеологическая обстановка отмечается в Алеп-пском нефтеносном районе, где соленость пластовых вод в меловых отложениях колеблется от 2-3 до 60-80 г/л. Наименьшая соленость отмечается вблизи выходов меловых отложений, а также в зонах разрывных нарушений, с отдалением от них минерализация резко возрастает. В районе также отмечено наличие слабоминерализованных вод в продуктивном горизонте курачи-на-доломит на пл. Сфайя-Вахаб и др., где известны основные месторождения ТН.

В работе изучено соотношение плотности нефти с минерализацией пластовых вод продуктивных комплексов. В горизонте курачина-доломит легкие и обычные нефти отмечаются при минерализации воды 150 г/л; при снижении минерализации нефти "тяжелеют" и аномальные нефти до 10-12 АНИ наблюдаются при минерализации 10-30 г/л. Аналогичная картина наблюдает-

ся для продуктивного комплекса шираниш, в котором наиболее "легкие" нефти (22-25 АНИ) отмечаются в восточной части Румеланско го -района, где минерализация вод достигает 140-150 г/л; к западу со снижением солености до 20-40 г/л нефти "тяжелеют" до 12-15 АНИ. Минерализация пластовых вод в свите массив в целом значительно ниже, чем в выше рассмотренных комплексах, особенно низкой она является в западных и северных участках региона (до 2,5-15 г/л), где в свите массив наблюдаются ТН (18-10 АНИ). Из вышеизложенного очевидно большое влияние гидрогеологической обстановки и в первую очередь минерализации вод на особенности размещения ТН.

На распространение скоплений ТН несомненное влияние оказывала близость их к границам распространения и размыва продуктивных комплексов, что обуславливало проявление палео-гипергецеза. Это отчетливо отмечается в Алеппском и Руме-ланском районах, где ТН наблюдаются вблизи границы размыва продуктивных свит; ограниченное влияние оказывает также характер развития коллекторов, в результате чего отмечается приуроченность ТН к участкам относительно высокоемких коллекторов.

Одним из объяснений распространения ТН может быть положение в осадочном разрезе Сирии главной фазы нефтегазообра-зования, которая определяется геоизотермами 100-135 . Согласно этим представлениям залежи ТН в триасовых отложениях Алеп-пского свода (например, пл. Сфайя) только приближаются к ГЗН и поэтому могут рассматриваться как незрелые нефти, тоже относится к миоценовым залежам Евфратской впадины (пл. Махаг, Шоля, Тайем, Нешан и др.). В других районах все мезозойские продуктивные комплексы находятся в ГЗН, а все палеозойские отложения в ГЗГ.

Следующий раздел диссертации посвящен анализу свойств ТН и особенностей их изменений. ТН Сирии характеризуются значительными колебаниями физико-химических свойств, плотности, вязкости, содержанием асфальтенов + смол, редких металлов и других показателей, которые изменяются как по разрезу и площади залежей, так и по продуктивным комплексам. Наибольший диапазон изменений свойств ТН наблюдается для триасовых отложений, для свит массив и шираниш свойства ТН ко-леблятся в меньших пределах. Сложная картина регионального изменения плотности и вязкости ТН отмечается в Румелан-ском, Джебиссинском и Алеппском районах; в работе рассмотрены причины указанных изменений как в региональном плане, так и в пределах наиболее изученных месторождений. По круп-

ным залежам отмечено снижение плотности и вязкости нефтей от контура к своду с одновременным увеличением отношения смол к асфальтенам и уменьшением содержания ванадия и никеля.

В разрезе анализируется распределение скоплений УВ в зависимости от давления и температуры их нахождения, п также изменение плотностей нефти от комплексного влияния термобарических условий (РхТ). При этом по мере возрастания указанного показателя отмечается "облегчение" нефгей и последовательный переход от тяжелых, безгазовых нефтей к обычным, легким, высокогазонасьпценным. В работе рассмотрено также распространение разведанных геологических запасов нефтей различной плотности в зависимости от пластового давления, которое указывает на преимущественное развитие ТН в интервале давлений до 100 атм и значительное развитие их (до 40%) в интервале 100-200 атм; ниже ТН весьма ограничены. По районам и комплексам проанализированы связи между плотностью нефтей и вязкостью, содержанием асфальтенов + смол, парафина, ванадия, серы.

Рассмотренные в работе региональные закономерности изменения свойств нефтей имеют большое значение для оценки перспектив нефтегазоносности и определения направлений для поисков залежей "обычных" нефтей. Важное практическое , значение имеют локальные изменения свойств ТН, обусловленные различными причинами. В приконтурных зонах ТН обычно малоподвижны или неподвижны и ВНК фактически превращается в водоби-тумный контакт (ВБК), частично или полностью запечатывающий нефтяную залежь, что определяет сложности их освоения. Необходимо отметить, что в процессе выработки запасов на месторождениях ТН в ряде случаев наблюдается утяжеление нефтей, вследствие подтягивания приконтурных нефтей с большей вязкостью и плотностью.

В работе была также сделана попытка установления соотношения между плотностью нефти и геологическими запасами. Для продуктивных комплексов массив и шираниш Румеланско-го района такая связь четко просматривается и наиболее крупные скопления нефти характеризуются наименее плотными неф-тями в районе (Суэдия, Румелан, Алиан), наименьшие по запасам залежи наоборот, отличаются наиболее ТН (Дерик, Лей-лак и др.). Исключением из вышеуказанного является месторождение Саид-Зураб-Бабаси, характеризующееся значительными запасами ТН 200 млн м^) с максимальной плотностью (до 12-14 АНИ).

В главе Ш первый раздел посвящен "некоторым особенностям строения залежей ТН Сирии". Отмечается, что залежи ТН приурочены к различным по строению ловушкам: от крупных, высокоамплитудных, слабо- и сильнонарушенных антиклиналей и брахиантиклиналей до небольших по размерам, малоамплитудных и простопостроенных куполовидных поднятий.

Резервуары сложены многими разновидностями карбонатных пород, что обуславливает большую микро- и макронеоднородность, большое значение имеет трещиноватость, имеющая спорадическое развитие. Общая мощность резервуаров колеблется в пределах 20-900 м, однако доля коллекторов в них является весьма небольшой от 3-5 до 10-25%.

Важным показателем резервуаров является характер слоистости продуктивных прослоев, которая в большинстве залежей является параллельной, а в ряде залежей - зональной. Характер коллекторов, который изменяется от порового до трещинного, и емкостно-фильтрационные свойства продуктивных пластов, изменяющиеся в больших пределах, определяют в значительной степени промышленную ценность залежей, плотность запасов и продуктивность скважин. Для ТН весьма важным показателем являются свойства нефгей и изменение их в пределах залежей. Этот вопрос в практике освоения легких и "обычных" нефтей обычно не рассматривается. Однако для ТН он имеет важнейшее значение, так как изучение ТН в пределах залежей Сирии указывает на значительные изменения их свойств, содержание асфальтено-смолисто-парафинистых веществ (АСПВ), величин пластовой плотности и вязкости как по площади, так и по разрезу.

Особенности строения залежей ТН в диссертации рассмотрены на примере наиболее крупного месторождения ТН в Сирии - Саид-Зураба-Бабаси, на котором залежь нефти с геологическими запасами до 200 млн. м^ связана с южным крылом крупной структуры, осложненной рядом разломов. Проведенное детальное исследование указывает, что отмеченная залежь является разрушающейся и содержит скопления подвижной нефти, вязких нефтей и битумов, подстилающихся водой и имеющих сложное, спорадическое распространение как по разрезу, так и по площади. Это заставляет отказаться от существовавшего до сих пор представления о ней, как о скоплении однородных по вязкости-плотности свойствам углеводородов в ловушке массивного типа, подстилаемого водой. Предложена модель рассматриваемой залежи, которая позволяет определить ее строение, геометрию, оценить места скоплений подвижных нефтей,

их мощность и гидропроводность. Впервые для Сирии применительно к рассматриваемой площади на основе геофизических, петрофизических материалов и данных испытаний скважин построен кросс-плот, позволяющий по данным ГИС выделять в разрезе свиты шираниш интервалы неколпекторов, битумов, скоплений высоковязкой и подвижной нефти, воды, переходных зон и определить гидропроводность коллекторов, насыщенных подвижной нефтью и водой.

Выдвинуто предположение, объясняющее причины получения воды из интервалов, насыщенных битумами выше ВНК, а также определено критическое значение параметра водонасыщен-ности для разработки переходных зон.

Разработанные новые представления о строении залежи, использованные при интерпретации материалов ГИС, кросс-плота и прогнозной карты гидропроводности коллекторов, повышают эффективность рекомендаций по размещению эксплуатационных скважин и выбору интервалов опробования скважин на 30%. Анализ запасов ТН по возможности должен производиться избирательно с определением гидропроводности продуктивных отложений для выделения подвижных нефтей и оптимизации их разработки.

Значительный раздел диссертации посвящен: "Состоянию освоения залежей ТН". Составлены графики, отражающие по основным залежам изменения во времени темпов отбора, коэффициента использования запасов, средних дебитов скважин, обводнение продукции, а также соотношения между обводненностью, коэффициентом использования запасов и темпами отборов запасов, которые позволили выделить три группы скоплений ТН.

К 1 группе относятся скопления нефтей переходных к ТН, обладающих многими свойствами "обычных нефтей". К этой группе принадлежат залежи свиты массив месторождений Карачок и Хамза, характеризующиеся плотностью нефти ~"20 АНИ при относительно высоком содержании АСПВ (до 25%), низких значениях пластовой вязкости (40 сст) и высоких коллекторских свойствах, наличии вторичной емкости (до 0,5%) в трещинно-поровом резервуаре, отмечаются высокие свойства нефтей.

Залежи 1 группы связаны с линейно-вытянутыми складками, имеющими значительные размеры, амплитуды и многочисленные нарушения. Для залежей характерны большие этажи нефтеносности и высокие термодинамические показатели. Глубина залегания до 2000 м, тип залежей - массивный.

Для резервуаров характерна в основном параллельная и на отдельных участках, зональная слоистость многочисленных про-

дуктивных прослоев, связанных вертикальной трещинсватостью. Доля продуктивных прослоев в общей толще резервуаров составляет 4-6%, к своду их количество увеличивается.

Указанные месторождения стабильно разрабатываются более 20 лет и, несмотря на значительную в ыработанность запасов до 67-73% НИЗ, добыча нефти на месторождениях производится с высокими темпами отборов до 8-10% от ТИЗ, при сравнительно стабильной годовой добыче (годовой темп падения 3%), низких и равномерных темпах обводьения и постоянстве средних дебитов скважин. Режим залежей оценивается как замкнуто-упруговодонапорный при практическом постоянстве пластового давления и газовых факторов. Указанное свидетельствует, по-видимому, о занижении НИЗ, в основном в силу занижения коэффициента нефтеотдачи. Для их дальнейшего освоения следует уточнить запасы, по-видимому, в сторону увеличения коэффициента нефтеотдачи, усилить работу со старыми скважинами и на отдельных участках провести форсированный отбор жидкости, а также уплотняющее бурение эксплуатационных скважин, что может увеличить нефтеотдачу.

Ко П группе скоплений ТН относятся залежи с плотностью нефтей 20-17 АНИ и высоким содержанием АСПВ 35-45%. Большинство залежей этой группы приурочено к коллекторам трещинного и реже трещинно-порового типа, в которых поро-вый коллектор в разработке играет подчиненную роль, а вторичная емкость достигает 1%. Основным показателем этой группы являются высокие фильтрационные свойства коллекторов, которые по гидродинамическим исследованиям скважин по данным СевКавНИПИнефть (Ликов и др., 1986) достигают десятков дарси и компенсируют повышенные значения пластовой вязкости нефгей (от 42 до 220 спз). Для резервуара характерна параллельная и зональная слоистость продуктивных прослоев, гидродинамически' связанных вертикальной трещиноватостью. Доля продуктивных прослоев колеблется от 50 до 2,5% от толщины резервуара. Глубина залежей от 700 до 18С0 м. Режим -упругий, водонапорный и смешанный.

Для месторождений П группы характерным являются низкие темпы обводнения в начале разработки при высоких темпах отбора и использования запасов; в последующем темпы обводнения увеличиваются. Отмечаются относительно высокие начальные дебиты скважин по нефти от 100 до 40 м /с с постепенным снижением до 10-20 м/с за 15 лет, для большинства месторождений в последние годы отмечаются высокие годовые темпы отбора нефти (до 10-12%) при благоприятных показателях раз-

работки. Аномально-высокая проницаемость коллекторов при высоком коэффициенте вытеснения определяет коэффициенты неф-теизвлечения, превышающие принятые.

В целом разработка скоплений ТН П группы производится интенсивно без значительных осложнений, что может свидетельствовать о некотором занижении НИЗ (пл. Тширин--свиты

джадала, шираниш, пл. Сфайя - свита курачина-доломит, пл. Гбейбе - свита шилу, пл. Алиан - свита шираниш).

Для интенсификации освоения этой группы залежей прежде всего необходимо провести доразведку указанных залежей, возможно опережающими эксплуатационными скважинами, уплотнить эксплуатационную сетку до 250-300 м между скважинами, ускорить решение вопросов о начале приконтурного и внутри-контурного заводнения и возможности проведения паротеплово-го воздействия.

К Ш группе месторождений относятся скопления с пассивными трудноизвлекаемыми запасами ТН с плотностью 10-17 АНИ и высоким содержанием АСПВ (36-43%). Большинство залежей связано с поровым и порово-трещинным коллектором с относительно высокими значениями поровой пористости (до 17-24%) и низкой проницаемостью от едининиц до 70 млрд. Нефтеизвлече-ние из указанных коллекторов является сложным процессом. Для залежей Ш группы характерны различные типы структур. Резервуар обычно сложного строения, в котором эффективная толщина не превышает 3-10% от всего резервуара, в распределении продуктивных прослоев наблюдается в основном зональная слоистость продуктивных пропластков. Для залежей Ш группы характерны высокие темпы обводнения при незначительных отборах, при этом наибольший темп обводнения наблюдается в начале, в последующем он несколько замедляется.

Для интенсификации добычи нефти из Ш группы залежей необходимо уплотнение сетки скважин до 6-9 га/скв с применением различных методов теплового воздействия; требуется также опробовать применительно к условиям месторождений различные методы увеличения дебитов скважин.

В разделе "Некоторые вопросы освоения месторождений ТН в мире" представлен краткий анализ состояния рассматриваемой проблемы, при этом отмечается необходимость решения многочисленных и сложных вопросов разработки, добычи, подготовки, транспорта, переработки ТН и защиты окружающей среды.

Как показывает мировая практика, около 85% ТН добывается на естественных режимах, 15% приходится на тепловые методы и менее 1% на внутрипластовое горение. Особенностью раз-

работки ТН является ее многоступенчатость, при которой разработка в начале производится на естественном режиме, а на второй стадии применяются тепловые методы (циклическая или площадная закачка пара); методы заводнения и внутрипластового горения применяются редко. Суммарная нефтеотдача при многостадийных технологиях колеблется в значительных пределах и в отдельных случаях достигает 40-75%.

В работе отмечается, что добыча ТН в мире осуществляется в основном из терригенных пород, опыт разработки ТН из карбонатных пород весьма ограничен. В разделе рассматриваются условия разработки залежей ТН в карбонатах в двух крупнейших месторождениях: Бати Раман (Турция) и Усинское (Россия), а также вопросы новых технологий и техники для освоения ТН, существующих в мире. Особое внимание обращено горизонтальному бурению, применению скважинных парогенераторов и т.д.

Заключительный раздел главы посвящен перспективам выявления и освоения ТН Сирии. Дальнейшее решение проблемы освоения ТН Сирии зависит от двух вопросов: 1) выявление новых скоплений ТН в уже известных нефтеносных и в новых перспективных районах страны и 2) улучшения разработки уже освоенных и предположительно вновь открытых залежей ТН. На основе изучения геологических особенностей строения и развития территории Сирии и закономерностей размещения скоплений углеводородов прогноз распространения скоплений ТН представляется в следующем виде.

В Румеланском районе перспективы выявления новых скоплений ТН ограничены. Однако выявление новых, в основном небольших залежей, связанных как со структурами, так и неструктурными типами ловушек в меловых отложениях можно прогнозировать в западной части региона - на восточном и южном склонах Камышлинского выступа, впадине Аль Кибид Шалали, а также в зоне поднятий Аода, Сайд Зураба и др.

В Джебссинском районе дальнейшие перспективы выявления ТН связываются с разведкой отдельных изолированных блоков на уже известных месторождениях, а также возможных неструктурных залежей. Определенные перспективы связываются со склонами Тишрин-Синжарской зоны поднятий, с Северо- и Южно-Синжарским прогибами и склонами сводового поднятия Рауда.

Условия для возможно широкого развития скоплений ТН лмеются в краевых частях Пальмирид и Алеппского свода. Заслуживают внимания для поисков нефти, в основном по-видимому ТН, также западные районы Сирии: впадины западнее Алеппин-ского свода, Хомская впадина, а также, возможно, Арабская

депрессия. Однако эти районы относятся к малоизученным и малоперспективным. В Евфратской депрессии для поисков ТН перспективна Центрально-Раккская предполагаемая ЗНГ, в Абдель-Азиз-Джараблюсской структурной зоне - Бейдинская и Джераблюсская предполагаемые ЗНГ. Проведение разведки скоплений ТН имеет специфические особенности, которые рассматриваются в работе.

Несомненный резерв увеличения добычи ТН заключается в улучшении системы разработки месторождений и прежде всего в повышении нефтеотдачи. В настоящее время принятые коэффициенты нефтеотдачи для ТН Сирии на естественном режиме колеблются в пределах 1-25%.

Исходя из существующих оценок критериальных параметров для применения различных методов разработки, а также мирового опыта, для ТН Сирии значительный интерес могут представлять многие вторичные и третичные методы добычи.

Несомненный резерв повышения нефтеотдачи и нефтедобычи заключается в уплотнении эксплуатационной сетки скважин, которая на большинстве залежей ТН Сирии составляет 16-25 га/скв. Однако, как показывает опыт разработки, указанная плотность не всегда является оптимальной. Исходя из опыта ряда районов, наибольший прирост нефтеотдачи при разработке нефти в карбонатах можно ожидать при уплотнении сетки от 15 до 5 га/скв, а оптимальная плотность сетки оценивается 6-12 га/скв.

Интерес представляет применение неравномерной сетки размещения добывающих скважин на основе принципа равенства дренируемых объемов пород; исходя из этого плотность сетки к своду структур, где наблюдаются наибольшие удельные запасы нефти, увеличивается. В первую очередь это относится к залежам 1 группы. Для залежей П группы с хорошей гидродинамической связью в объеме залежи выработка нефти может производиться меньшим количеством скважин при высоких темпах отборов, при этом на начальной безводной стадии может отбираться основное количество запасов до 60-80% при обводненности до 15-20%. Для залежей Ш группы требуется более плотная сетка при условии положительных технико-экономических показателей (до 3-9 га/скв).

Этот метод является наиболее оптимальным и реальным для выполнения и, исходя из этого, для большинства залежей ниже произведен прогноз возможностей добычи ТН в Сирии до 2005 г» с учетом уплотнения сетки скважин.

В мировой практике для добычи ТН широко применяется бурение горизонтальных и горизонтально разветвленных-скважин,

дебиты в которых, обычно в 5-10 раз выше вертикальных скважин; применение этих скважин. позволяет увеличить нефтеотдачу и сократить сроки разработки. В перспективе возможно применение термошахтной разработки для крупных скоплений ТН.

Горизонтальное бурение в Сирии было начато в 1992 г. на площади Саид-Зураб, где было пробурено 3 скважины, показавшие высокую эффективность метода для Сирии.

Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи является метод поддержания пластового давления путем искусственного заводнения. Однако следует заметить, что применение ППД в Сирии может осложняться массивно-пластовым характером многих залежей. В указанных условиях на высокопродуктивных залежах целесообразно применение блокового заводнения. На низкопродуктивных пластах с небольшой изменчивостью фильтрационных параметров перспективно применение площадного заводнения, при увеличении прерывистости и изменчивости проницаемости обычно применяется избирательное заводнение с раздельной закачкой по разрезу. Положительные результаты могут быть получены при циклической (импульсной) закачке воды. При проведении заводнения должна учитываться возможность охлаждения пласта при закачке холодных вод в зимнее время; это особенно важно для ТН с высоким содержанием АСПВ.

В первую очередь для проведения заводнения заслуживают внимания залежи Тишрин-шилу, Гбейбе-шилу, Джебисси-джерибе, Саид-Зураба-шираниш, Аода-шираниш, многие из которых требуют избирательной закачки.

Значительный интерес может представлять применение площадной закачки пара в циклическом режиме с учетом характера неоднородностей продуктивных пластов как по площади, так и толщине, при этом особое внимание должно быть уделено выделению эксплуатационных объектов и интервалов закачки, обоснованию системы и плотности размещения добывающих и нагнетательных скважин. Перспективен метод паротеплового воздействия в комплексе с последующим форсированным режимом, однако эти способы малопригодны для "трещинных коллекторов, в которых продвижение пара происходит по трещинам.

Тепловые методы в залежах ТН, по-видимому, могут быть эффективными только при избирательной закачке теплоносителей в незначительные по мощности продуктивные прослои с высокими удельными запасами. Этим требованиям удовлетворяют залежи площади Сфайя в свите курачина-доломит, Джебисси-джерибе, а также, возможно: Тишрин-шилу, Саид-Зураба-шираниш.

Среди других методов повышения нефтеотдачи интерес представляет использование форсированного отбора жидкости из обводняющихся скважин. Наиболее эффективен он при наличии запасов пластовой энергии для неоднородных, расчлененных пластов с изменчивостью проницаемости и тяжелыми нефтями, однако в случае высокой трещиноватости и вязкости пластовой нефти форсирование отбора приводит к быстрому обводнению скважин; наоборот, более эффективной является периодическая эксплуатация обводняющихся скважин и ограничение отборов из них, особенно в поздний период разработки. Метод форсированного отбора предстоит опробовать и исследовать на залежах ТН в первую очередь Ш группы.

Значительные перспективы увеличения добычи следует связыь-вать с физико-химическими методами, в т.ч. с применением полимерного и щелочного заводнения, с методами обработки скважин нефгекислотными эмульсиями, вязкоупругими полимер-кислотными системами, пенами и др.; перспективен метод гидроразрыва, в т.ч. кислотного.

Для повышения нефтеотдачи ТН заслуживает внимания метод термохимической обработки скважин. Для добычи ТН перспективно создание каверн-накопителей путем многократных кислотных ванн. Как~следует из вышеизложенного, в арсенале технического прогресса имеются многие методы повышения добычи и степени извлечения ТН, которые предстоит широко опробовать для условий сирийских нефтяных месторождений, что позволит значительно расширить ресурсы нефти в стране.

В главе представлен прогноз добычи ТН в Сирии до 2005 г., в результате которого отмечается, что при существующих темпах снижения добычи по открытым месторождениям, добыча может снизиться наполовину; при принятии мер, в основном путем уплотнения эксплуатационной сетки, а также применения других методов повышения нефгеизвлечения снижение добычи не превысит 20-25%. Определенный резерв в увеличении добычи ТН связывается с открытием новых месторождений ТН, в т.ч. на землях СНК и иностранных компаний.

Заключение

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

изучены закономерности распространения и условия образования скоплений ТН в Сирии, позволившие оценить перспективы нефтеносности районов страны;

предложена типизация установленных и прогнозируемых скоплений ТН, с учетом основной структурной формы, характера резервуара, особенностей строения и нарушенности залежей, определяющая условия их разведки и освоения;

изучены закономерности изменения свойств ТН как в региональном плане, так и в пределах отдельных месторождений и залежей, определяющие в значительной степени характер скоплений и условия их разработки;

разработана модель наиболее крупной залежи ТН в Сирии -Саид-Зураб-Бабаси, указывающая на сложное одновременное залегание в резурвуаре подвижных и малоподвижных нефтей и битумов, а также позволяющая определить строение и геометрию резервуара, оценить места скоплений подвижных нефтей, толщины и гидропроводность продуктивных прослоев. Для этих целей в работе представлен впервые составленный для Сирии кросс-плот, позволяющий по данным ГИС оценивать многие из указанных показателей, что повышает эффективность проведения разведочного бурения.

Предложены практические рекомендации по разработке ТН Сирии, позволившие провести разделение залежей на три группы по комплексу геологопромысловых показателей разработки (динамика обводнения в зависимости от использования запасов, темпов отборов, изменения продуктивности скважин), с выработкой мероприятий по дальнейшему их освоению.

Произведена дифференциация скоплений ТН с учетом возможности применения вторичных и третичных методов повышения нефтеотдачи.

Определены дальнейшие задачи для освоения ТН в Сирии с прогнозом добычи до 2005 г. на естественном режиме и с учетом применения предложенных в работе мероприятий.

Защищаемые положения

Представления об условиях образования, закономерностях размещения и перспективах поисков скоплений ТН в Сирии.

Морфогенетическая типизация скоплений ТН, определяющая условия их разведки и освоения.

Модель строения залежей ТН, кросс-плот, предложенный для оценки основных геологопромысловых показателей залежей по ГИС.

Классификация скоплений ТН с учетом особенностей их разработки.

Прогноз освоения ТН в Сирии до 2005 г. с учетом предложенных мероприятий.

Научные разработки диссертанта опубликованы в ряде журналов.

Тяжелые нефти и способы их разработки в Сирии. Энергия и развитие. № 1. 1984 (на арабском языке).

Особенности разработки Сирийских нефтяных месторождений. Энергия и развитие. № 2. 1985 г.

Коллекторы нефти и газа и их распространение в Сирии. Энергия и развитие. № 3. 1986 г.

Месторождения нефти, газа, конденсата в триасе Сирии, геологические особенности строения и разработки. Энергия и развитие. № 1. 1988 г.

Вопросы разработки газонефтяных залежей Сирии. Нефтяное хозяйство. № 4. 1988 г.

Результаты исследований излагались на научных конференциях ряда стран (Алжир, 1985 г., Кувейт, 1987 г., Киото, Япония, 1992 г., Тилса, США, 1993 г.).