Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Моделирование залежей нефти в карбонатных коллекторах на основе комплексирования промысловых и геофизических исследований

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Моделирование залежей нефти в карбонатных коллекторах на основе комплексирования промысловых и геофизических исследований"

На правах рукописи

/

□0306Т620

Пономаренко Павел Георгиевич

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ

КОЛЛЕКТОРАХ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

-Москва - 2006

003067620

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор,

Лобусев Александр Вячеславович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор,

Ермолкин Виктор Иванович кандидат геолого-минералогических наук, Страхов Павел Николаевич

Ведущая организация: Федеральное государственное унитарное

предприятие «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ВНИГНИ)

Защита состоится '¿¿9" (Ъ^ШУЯл^Ош^! г., в ауд. 232 в 15- на заседании диссертационного совета Д 212 200.02 при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский пр-т, д 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан М-ШШж г.

. )

Учёный секретарь диссертационного совета

кандидат геолого-минералогических наук, доцент -— Леонова Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Современное состояние нефтегазодобывающей отрасли нашей страны ставит комплексные задачи детального геологического моделирования внутреннего строения все более сложных природных объектов. Большие перспективы прироста ресурсов углеводородов связаны с доразведкой крупных и гигантских месторождений к которым относится нижнепермско-среднекаменноугольная залежь Усинского месторождения Тимано-Печорской провинции с запасами нефти более 700 млн. т, послужившая базовым полигоном выполненных исследований.

Нефть нижнепермско-среднекаменноугольной залежи характеризуется аномально высокими значениями вязкости и содержания асфальто-смолистых компонентов. Нефтесодержащий резервуар имеет сложное геологическое строение, обусловленное широким развитием зон с резко различающимися коллекторскими свойствами сингенетичного характера, а также зон, сформировавшихся под воздействием постседиментационных процессов, обусловивших вторичные неоднородности.

Усинское месторождение нефти открыто в 1963 г. и введено в разработку в 1973 г. В настоящее время на месторождении пробурено более 1000 эксплуатационных скважин, однако, за более чем 30-летнюю историю разработки залежи отобрано всего около 5% от начальных балансовых запасов залежи высоковязкой нефти, а обводненность большинства пробуренных скважин превышает 80%.

Актуальность проведенных исследований связана с необходимостью создания геологической модели нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения адекватной современным требованиям разработки. Применение новейших технологий воздействия на пласты, широкомасштабное бурение горизонтальных скважин требуют значительных капитальных вложений, скорейшая окупаемость которых возможна лишь при наличии высокоинформативной геологической модели залежи как основы их

эффективного использования. Решение этой конкретной задачи позволило разработать результативную методику анализа строения осадочного чехла, базирующуюся на интерпретации данных НВСП (непродольное вертикальное сейсмическое профилирование), ХМАК (кроссдипольный многоволновой акустический каротаж), ГИС, ОГТ, промыслово-технологических материалах, анализе керна, контроля за бурением и др. Разработанная методика может быть применена при изучении других сложно построенных объектов, приуроченных к карбонатным отложениям как в пределах Тимано-Печорской синеклизы, так и иных нефтегазоносных регионов. Цели и задачи исследования

Цель диссертационной работы - обоснование рационального комплекса интерпретации геолого-геофизической информации для создания геолого-промысловых моделей, отвечающих современным требованиям разработки залежей углеводородов в карбонатных коллекторах.

В соответствии с поставленной целью в работе решаются следующие задачи:

- оптимизация комплекса методов и методики их интерпретации для повышения информативности геологических моделей (на примере изучения нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского м есторождения),

установление пространственного положения различных литолого-фациальных зон в разрезе продуктивных нижнепермско-среднекаменноугольных отложений;

исследование характера проявления и локализация областей развития вторичных изменений в продуктивной части разреза (выделение зон дробления, развития процессов поверхностной эрозии, выщелачивания и ДР).

определение геологического возраста формирования разнонаправленных разрывных нарушений и зон дробления, с установлением

преимущественного азимута простирания субвертикальной трещиноватости;

уточнение геологической модели строения нижнепермско-среднекаменноугольной залежи. Научная новизна: Разработан новый комплексный методический подход к выделению и трассированию зон с различными коллекторскими свойствами, связанными с биогермными постройками, эрозионными врезами, выщелачиванием (карего- и кавернообразование), с развитием трещиноватости (зон дробления).

Доказана высокая геологическая информативность применения метода НВСП при выделении разнородных геологических тел в карбонатных отложениях.

Разработана методика определения преимущественного азимута субвертикальной трещиноватости по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и НВСП.

Обоснован и опробован комплекс методических приемов интерпретации геолого-геофизических, геолого-промысловых и гидродинамических данных для уточнения геологической модели строения сложно построенных природных резервуаров.

Установлены системы разнонаправленных разрывных нарушений и связанные с ними зоны дробления для каждого эксплуатационного объекта нижнепермско-среднекаменноугольной залежи нефти. Выявлены основные критерии выделения и закономерности распределения геологических объектов различного генезиса (биогермные постройки, эрозионные врезы, зоны карстообразования и повышенной трещиноватости) в продуктивной иижнепермско-среднекаменноугольной толще.

Практическое значение работы:

На основе широкого применения метода НВСП впервые разработана и применена комплексная методика интерпретации геолого-геофизических данных для моделирования строения нижнепермско-среднекаменноугольного природного резервуара. По результатам проведенной комплексной интерпретации материалов НВСП, ГИС, контроля бурения и промыслово-геологических данных создана новая геологическая модель нижнепермско-среднекаменноугольного природного резервуара с целью оптимизации разработки залежи высоковязкой нефти и планирования бурения субгоризонтальных эксплуатационных и паронагнетательных скважин.

Результаты исследования были приняты НК «ЛУКОЙЛ-Коми» и подтвердились после бурения горизонтальной эксплуатационной скважины на Усинском нефтяном месторождении, заложенной с учетом выявленных геологических закономерностей. Основные методические результаты настоящей работы были внедрены в практику проведения работ ВСП СК «ПетроАльянс». Полученные на их основе геологические результаты вошли в производственные отчеты по работам ВСП на различных объектах.

В работе защищаются следующие положения:

1. Эффективный комплекс методов моделирования строения продуктивных карбонатных отложений на основе интерпретации геолого-промысловых и геофизических данных (сейсморазведка 20 и ЗЭ ОГТ, НВСП, ГИС, керн (в т.ч. ориентированный керн), данные аэрофотосъемки, данные по проходке скважин, по дебитам и обводненности скважин, результаты гидропрослушивания и мониторинг продвижения фронта перегретого пара).

2. Основные геолого-геофизические признаки выделения зон распространения биогермных построек, эрозионных врезов, карего- и кавернообразования, развития трещиновагости (зон дробления).

3. Установление системы развития субвертикальной трещиноватости в нижнепермско-среднекаменногольной залежи - для верхнего и

среднего эксплуатационных объектов (верхний карбон - нижняя пермь) характерно преимущественно северо-западное простирание; для нижнего эксплуатационного объекта (башкирский и московский ярусы среднего карбона) - характерно северо-западное и северовосточное направления. 4. Новое представление о геологическом строении нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усииского месторождения, базирующееся на комплексном подходе к моделированию строения карбонатных коллекторов. Апробация работы;

Основные положения диссертации докладывались на Второй Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», г. Москва, 2004г.; Научно-практической конференции «ВСП и трехмерные системы наблюдений в сейсморазведке», г. Москва, 2004г.; «XVII Губкинские чтения - Нефтегазовая геологическая наука - XXI век», г. Москва, 2004 г.; VII-ой международной научно-практической конференции «Геомодель-2005», г. Геленжик, 11-17 сентября 2005; Шестой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 27-30 сентября 2005; Научно-практической конференции «ВСП и трехмерные системы наблюдений в сейсморазведке» «Гальперинские чтения - 2005», г. Москва, 24-27 октября 2005; международной научно-техническая конференции «Нефть, газ Арктики», г. Москва, 27-29 июня 2006.

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, четырех глав и заключения общим объемом страниц, проиллюстрирована ¿г рисунками и ^ таблицами. Список литературы включает %3 наименований.

При выполнении работы 'автор опирался на теоретические разработки Аллонова C.B., Гаврилова В.П., Гибшман Н.Б., Гутмана И.С., Дедеева В.А.,

Добрынина C.B., Клещева К.А., Кузнецова В.Г., Лобусева А.В , Петухова A.B., Рузина Л.M , Тимонина H И., Чоловского И.П., Wilson M. и др.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д г -М.Н., профессору Лобусеву A.B. На разных этапах выполнения работы была оказана поддержка и высказаны объективные критические замечания профессорами Гавриловым В.П., Гутманом И.С., Чоловским И.П. Автор признателен Касимову А.Н., Газарян З.И., и всему коллективу отдела ВСП CK "ПетроАльянс" за помощь в работе, к.т.н. Бураковой C.B., и д.г.-м.н. Петухову A.B., а также сотрудникам отдела КОРВВН института «ПечорНИПИнефть».

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 рассматриваются вопросы геологического строения, нефтегазоносности и проанализирована степень геолого-геофизической изученности геологического объекта, ставшего полигоном доя решения задач поставленных в данной диссертационной работе. Основным объектом исследований была выбрана центральная часть нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения нефти.

Усинское месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в южной наиболее приподнятой части Колвинского мегавала -обширной зоны нефтегазонакопления, в пределах которой выявлены такие крупные месторождения нефти как Возейское, Харьягинское, Южно -Хыльчуюское и др., с широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности от нижнего девона до триаса.

В структурном плане Усинское поднятие по всем горизонтам осадочного чехла представляет асимметричную антиклинальную складку север-северозападного простирания.

Нижнепермско-среднекаменноугольная залежь Усинского месторождения относится к числу самых крупных и является одним из наиболее сложных объектов, находящихся на текущий момент в разработке в Тимано-Печорской провинции. Залежь залегает на глубине 1100-1500 м и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа-с) в карбонатах трещинно-кавернозно-

порового типа нижней перми, верхнего и среднего карбона. Покрышкой залежи является толща нижне-верхнепермских алевролитов, аргиллитов и глин. Залежь сводовая, массивная, размеры ее составляют 16,0x8,5 км, этаж нефтеносности - 356 м. Нефтенасыщенные толщины известняков изменяются от 0 на контуре до 172 м в центральной части объекта. Водонефггяной контакт принят на глубине 1310 м.

Залежь нижнепермско-среднекаменноугольного резервуара представляет собой единую гидродинамическую систему, однако большой этаж нефтеносности и высокие значения нефтенасыщенных толщин обусловили необходимость выделения в продуктивной толще трех эксплуатационных объектов: нижнего (пачки 1- 5), среднего (пачки 6-8) и верхнего (пачки 9-13).

Разрез, кроме слоистых известняков, включает чистые известняки биогермного типа. Залежь характеризуется крайней степенью неоднородности, большой прерывистостью и расчлененностью продуктивных слоев. Нефтесодержащие породы представлены коллекторами нескольких типов. Высокопроницаемые коллектора, доля которых в объеме залежи может достигать 20-25 %, а проницаемость - десятков дарси, представлены крупно поровыми, кавернозными пластами - суперколлекторами толщиной единицы метров. Основной объем залежи представлен пористыми породами, средняя проницаемость которых по керну составляет 34 мдарси, т.е. примерно на 2 порядка меньше, чем высокопроницаемых коллекторов. Трещиноватость обеспечивает сообщаемость внутри резервуара и подток нефти в высокопроницаемые интервалы, благодаря чему залежь представляет собой единую гидродинамическую систему. Естественный режим залежи -упруговодоналорный. Вопросы формирования трещинных и трещи нно-карстовых коллекторов нефти и газа в 'Гимано-Печорской провинции рассматривались И.И. Енцовым [1973], Ю.И. Шатовым [1973], Т.Н. Кушнаревой [1972], Б.Н. Любомировым [1959], Г.П.Лысениным [1981], Н.Я. Персовой [1978], Е.Л. Тепловым [2000, 2001], A.B. Петуховым [1987, 1989, 2002] и др.

Изучением геологического строения объекта исследований занимались на всем протяжении разработки залежи. Исследования проводились как региональными методами, такими как, аэрофотосъемка, грани- и магниторазведка, сейсморазведка 20 и позже ЗБ ОГТ, так и методами направленными на более локальное изучение площади. Во время бурения скважин анализировались осложнения в процессе бурения (поглощения бурового раствора), из продуктивной части разреза поднимался ориентированный керн, проводились исследования скважинными геофизическими методами. Позже, когда началась разработка залежи, стали применяться геолого-промысловые методы исследования: анализ добычи и обводненности скважин по годам, гидродинамические методы (гидропрослушивание, закачка меченых индикаторов), анализировался фронт прогрева залежи паротепловым воздействием.

Вся эта информация позволила хорошо изучить строение нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения. Но даже такое обилие информации не позволило создать геологическую модель достаточно точно описывающую строение залежи.

Высокая вязкость нефти и большая неоднородность коллектора препятствуют эффективному применению традиционных технологий, не предполагающих улучшение реологических свойств нефти. При повышении температуры пласта до 100°С вязкость нефти снижается в 40-50 раз, что является главной предпосылкой применения тепловых методов.

Вторая глава посвящена обоснованию методики, положенной в основу исследований. Разработка нижнепермско-среднекаменноугольной залежи связана с большими трудностями. Снижение вязкости нефти путем повышения пластовой температуры не значительно повысило извлекаемость нефти. Стало ясно, что очень большую роль в повышении эффективности разработки играет информация об изменениях коллекторских свойств продуктивной карбонатной толщи.

Нижнепермско-среднекаменноугольные карбонатные отложения формировалась в условиях высокой тектонической активности региона, и после их образования, вся исследуемая территория подверглась воздействию интенсивного предкунгурского размыва. В результате которого значительная часть осадков была денудирована, а оставшаяся часть осадков претерпела значительные изменения вследствие тектонической и эрозионной активности [Персова, 1978]. С такой историей развития региона связано широкое развитие по площади зон дробления и трещиноватости, эрозионных врезов, зон карстообразования, часто осложняющих строение биогермов (рис.1).

Рис.1. Глубинный мигрированный разрез по данным продольных отраженных волн, наблюдаемых из ГШ 3 Скв 15% (а - зона тектонических нарушений, б - биогермная постройка)

В продуктивной карбонатной толще месторождения можно условно выделить два типа геологических объектов: объекты, обладающие очень высокими фипьтрационно-емкостными свойствами и объекты с относительно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Размеры этих объектов по латерапи составляют первые сотни метров. По толщине зоны измененных

коллекторских свойств могут распространяться как на всю залежь, так и на ее часть. Такой масштаб и структура сформировавшихся геологических объектов для своего изучения требуют определенных методов, ориентированных на особенности геологических объектов такого рода. С точки зрения автора, такими методами являются метод НВСП и метод ХМАК положенные в основу моделирования. Добавление их к существующему обширному комплексу информации о залежи дает возможность создания геологической модели адекватной современным требованиям разработки.

Исследования в рамках диссертационной работы проводились в два этапа. На первом этапе анализировалась информация, накопленная за более чем тридцатилетнюю историю разработки. Методы и результаты предыдущих исследований в определенной степени освещены в работах Петухова A.B. [2002].

На втором этапе проводилось априорное опробование физических возможностей новых методов (НВСП, ХМАК), их комплектование с другими и построение уточненной геологической модели.

Для решения задачи изучения литолого-фациальной зональности строения нижнепермско-среднекаменноугольной карбонатной толщи и локализации участков развития биогермных построек различной стратиграфической приуроченности проведен анализ эволюции осадконакопления в раннепермско-среднекаменноугольное время. Разрез нижнепермско-среднекаменноугольной залежи включает разности слоистых известняков и чистые известняки биогермного типа [Грамберг, 1988, Решение ..., 1982, 1988, 1990; Пучков, 1993; Nikishin et а!., 1996].

Состав литолого-стратиграфических комплексов (литология пород, сопутствующие палеонтологические остатки, толщина отложений) послужили основой при анализе распределения литолого-фациапьных зон по площади и выполнении реконструкции различных обстановок шельфового осадконакопления.

Для моделирования условий осадконакопления использована модификация концепции /Wilson, 1965; 1993; Fluegel, 1982; Sedimentary environments...,1993/ субтропического карбонатного шельфа, с поправками на особенности Печоро-Баренцевоморского региона и его близость к экватору в исследуемое время.

Однако фациапьный анализ и ранее перечисленные методы дали либо слишком общую информацию о строении толщи (в региональном аспекте), либо очень детальную - сконцентрированную в непосредственной близости от скважины. Учитывая специфику геологического строения нижнепермско-среднекаменноугольной карбонатной толщи, существующий комплекс должен включать методы, которые будут являться: во-первых, связующим звеном между региональными и локальными методами изучения, во-вторых, давать детальную информацию об относительно локализованных геологических объектах, осложняющих продуктивную карбонатную толщу.

Непродольное вертикальное сейсмическое профилирование (НВСП) сейсмический метод, синтезирующий в себе возможности и достоинства скважинных исследований и поверхностной сейсморазведки [Гальперин Е.И., 1971]. Максимальное приближение сейсмоприемника к изучаемому геологическому объекту, отсутствие влияния на качество данных неоднородностей верхней части разреза, позволяет использовать НВСП не только как метод параметрической поддержки сейсморазведки 2D и 3D, но и как самостоятельный высокоразрешающий метод для изучения геологического строения околоскважинного пространства.

Метод НВСП позволяет изучать сейсмоакустические параметры геологического разреза в околоскважинном пространстве, получать высокоразрешенные сейсмические разрезы в радиусе превышающем 500 м, характеризующие геологическое строение изучаемых отложений.

На нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения исследования бьйш выполнены в 8 скважинах, в каждой из которых наблюдения проводились на пяти пунктах (одном - в

непосредственной близости от исследуемой скважины, и четырех расположенных по разным сторонам света от скважины).

Кроме изучения геологических объектов в околоскважинном пространстве метод НВСП, в комплексе с методом ХМАК, позволяет с высокой степенью достоверности выявлять направления простирания субвертикальной трещиноватости по скоростным параметрам среды. В ряде скважин на месторождении были выполнены замеры аппаратурой ХМАК, позволяющие по разнице времен ортогональных поперечных волн определять параметры анизотропии (трещиноватости) и азимут ее ориентации. Этот принцип был использован для решения этой задачи в частотном диапазоне метода НВСП.

Полученная информация становится определяющей при проектировании направления горизонтальных участков стволов скважин, проектировании схемы паротеплового воздействия и т.п.

В третьей главе приведены результаты исследований, базировавшихся на комплексе геологических, промысловых, геофизических и дистанционных данных без учета информации НВСП и ХМАК.

На территории исследуемой залежи выделяются два пояса обстановок осадконакопления. В башкирский и московский века среднекаменноугольной эпохи в западной и центральной частях территории Усинского месторождения отложения накапливались в условиях внутреннего шельфа. Этим объясняется повсеместное развитие в этой части водорослевых, органогенно-водорослевых известняков, ангидритов и доломитов. Отложения восточной части исследуемой территории сформировались в поясе среднего шельфа. В этой области бассейна наблюдается рифообразование.

В позднекаменноугольную и раннепермскую эпохи на исследуемой территории повсеместно господствовал пояс среднего шельфа. В отложениях сформировавшихся в этой зоне широко развиты биогермные постройки.

Однако, локализация многочисленных биогермных тел по площади и разрезу залежи по данным бурения, 20 и 30 сейсморазведки не давала

объяснения большому количеству осложнений, проявившихся как в процессе проходки скважин, так и во время разработки

По данным анализа осложнений в процессе бурения скважин (полное или частичное поглощение бурового раствора, провалы бурового инструмента), подъема ориентированного керна, лабораторных исследований керна, данным грави- и магниторазведки, аэрофотосъемки (выделение линеаментов), сейсморазведки (анализ характера волновой картины), скважинных геофизических и гидродинамических исследований удалось получить геологическую модель в первом приближении.

Основным результатом проведенных работ было детальное картирование кровли продуктивных отложений, установление ВНК, выделение трех эксплуатационных объектов в нижнепермско-среднекаменноугольной залежи, выделение эффективных толщин и других подсчетых параметров, как основы проведенного подсчета запасов, обоснования КИН и технологической схемы разработки. Кроме этого, был локализован ряд зон с аномально высокими коллекторекими свойствами, выделены биогермные тела и установлены основные закономерности проявления предкунгурского размыва. Однако, геологическая модель первого этапа не дала достоверной информации о пространственном размещении малоамшштудных нарушений и зон дробления, зон карего- и кавернообразвания, основных направлениях трещиноватости в различных стратиграфических интервалах продуктивной толщи.

В четвертой главе представлены результаты исследований, позволивших составить новую модель строения нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения и предложить оптимальный интерпретационный комплекс для изучения сложно построенных карбонатных коллекторов.

Проведенное полноволновое моделирование дало возможность установить основные признаки выделения в волновом поле НВСП геологических объектов различного генезиса:

- биогермные постройки (в волновом поле НВСП - линзовидные зоны потери корреляции осей синфазности отражений);

- зоны карстообразования (в волновом поле НВСП - затухание по латерали мощного положительного отражения от кровли нижнепермско-среднекаменноугольных карбонатов, вплоть до смены его на отрицательное отражение);

- эрозионные врезы, заполненные кунгурскими глинами (в волновом поле НВСП - появление синклинального изгиба в кровле карбонатов, связанного с резким снижением скоростных характеристик разреза в зонах заполнения эрозионных врезов глинистыми отложениями);

- зоны тектонических нарушений и дробления (в волновом поле НВСП -нарушение целостности осей синфазности, изменение динамики волнового поля вблизи зон дробления);

Была проведена оценка масштабов влияния эрозионных врезов в карбонатный резервуар нижнепермско-среднекаменноугольной залежи заполненных кунгурскими глинами (появление синклинального изгиба осей синфазности в карбонатной толще под эрозионным врезом). В результате выполнена коррекция скорости, что дает возможность эффективного моделирования разреза под эрозионными врезами.

В ходе исследований также решались задачи уверенного определения азимута субвертикальной трещиноватости и установление генезиса различных зон с аномально высокими коллекторскими свойствами.

Определение азимута субвертикальной трещиноватости по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и НВСП:

Одной из важнейших задач проведенного исследования являлось определение направления субвертикальной трещиноватости продуктивных карбонатов, так как это позволяет оптимально выбирать направление горизонтальных участков скважин и проектную схему паротеплового воздействия.

С целью решения этой задачи использовалось комплексирование методов ГИС и НВСП. В ряде скважин'были выполнены замеры аппаратурой ХМАК, позволяющей по разнице времен ортогональных поперечных волн определять

параметры анизотропии (трещиноватости) и азимут ее ориентации. Так, на скважине 1 Оценочной, разница интервальной скорости вдоль и поперек направления субвертикальной трещиноватости по продольной падающей волне в интервале 6, 7 и 8 пачек верхнего карбона составляет более 1000 м/с, что позволяет с высокой степенью достоверности определить преобладающий азимут направления трещин.

Азимутальное изменение скорости падающих продольных волн в скважинах 1163, 618 и 1 Оценочной дает направление субвертикальной трещиноватости с азимутами - 310-320° градусов. Полученное направление соответствует азимуту простирания Колвинского разлома и согласуется с данными ХМАК в скважине 1163 и 1 Оценочной. В скважине 618 азимут направления анизотропии по данным кроссдипольной многоволновой акустики также составляет 300-310°. В скважинах 1596 и 4276, где не было проведено исследований аппаратурой ХМАК, определение направления трещиноватости выполнено по азимутальному изменению скоростей продольных и поперечных волн на сейсмограммах НВСП и составило 310-315° градусов.

Выявление генезиса локализованных геологических объектов в продуктивном разрезе нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения:

На структурной карте по кровле эродированной поверхности карбонатного комплекса нижней перми (рис. 2) отображены ареалы распространения геологических объектов различного генезиса, с которыми связаны резкие изменения филырационно-емкостных свойств карбонатных пород, выделенные в результате комплексной интерпретации на основе данных НВСП:

| 1192 | 1 "■Г- I5

I I2 6

I > I о>!« ^ !

881Н18§1111§

м 0 200 400 и

Рис. 2. Структурная карта по кровле карбонатов нижнепермсхо-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения 1 - номер скважины, 2 - биогермные постройки, 3 - зоны карстообразования, 4 - эрозионные врезы, заполненные глинами Р^, 5 - зоны тектонических нарушений и дробления, б - проекция ствола скважины, 7 - проекции точек отражения продольных волн от кровли карбонатов для НВСП

1. Геологические объекты, сформировавшиеся под воздействием экзогенных процессов. По данным НВСП установлены два типа проявления процессов эрозии:

первый тип эрозионных объектов выделяется в кровле нижнепермских карбонатов по смене положительной фазы на отрицательную или по снижению амплитуды положительной фазы, приуроченной к кровле нижнепермских карбонатов. Это явление отражает процесс эрозии и денудации верхней части разреза. Ниже в волновом поле наблюдается осложнение сейсмической записи, соответствующее разуплотненной области каверно-и карстообразования.

- второй тип геологических объектов, связанных с процессами денудации верхней части карбонатного разреза, представляет собой глубокие эрозионные врезы (эрозионные воронки или карманы), заполненные кумгурскими глинами.

2. Геологические объекты, соответствующие органогенным постройкам:

На сейсмических разрезах НВСП биогермные тела сравнительно малых размеров выделяются в виде линзовидных зон потери корреляции сейсмической записи. Эти геологические тела выявлены, в основном, в интервале, соответствующем среднему эксплуатационному объекту (верхний карбон)

3. Малоамплитудные разрывные нарушения и зоны дробления:

В нижней части разреза продуктивных отложений на ряде профилей фиксируются тектонические нарушения. Конседиментационные нарушения контролировали процессы рифообразования. Постседиментационные подвижки по разломам способствовали возникновению зон дробления.

Рифогенные постройки часто приурочены к зонам разломов, разделяющим тектонические блоки с различной скоростью погружения. Отсутствие в центральной части залежи депрессионных фаций говорит о том, что образование биогермов происходило на фоне формирования карбонатной

плиты, осложняя ее внутреннее строение. Формирование биогермов могло быть связано с проявлением малоамплитудных тектонических нарушений. Таким образом, возраст проявления такого типа тектонических нарушений синхронен рифообразованию.

Возникновение зон дробления связано с постседиментационными разломами, проявлявшимися в кунгурско-позднепермское время. Эти зоны дислокаций приурочены к одному из этапов формирования Колвинского мегавала в целом, их простирание совпадает в значительной степени с простиранием Колвинского регионального разлома в северо-западном направлении, а генезис с проявлением деформаций сдвига и сжатия.

По данным исследований продуктивных отложений нижнепермско-среднекаменноугольной залежи отмечаются ортогональные вышеуказанным, северо-восточные простирания зон разуплотнения. Они связаны с системой разломов первого типа, часто сопровождавшихся рифообразованием в позднем карбоне. Картина проявления зон разуплотнения осложнена процессами эрозии, каверно- и карстообразования, которые имели мозаичный, неупорядоченный характер.

Комплексный анализ всех материалов позволил уточнить структурный план и выяснить характер проявления размывов в кровле нижнепермско-среднекаменноугольных карбонатных отложений, прогнозировать генетически различные зоны развития аномальных фильтрационно-емкостных свойств, установить геологический возраст проявления основных факторов, осложняющих геологическое строение продуктивной толщи.

Данные НВСП, полученные по профилю скважин №№ 1596, 1163, 1207, 1192, 4276, 618, 10ц, 4059 позволили наметить вышеуказанные тенденции распределения аномалий ФЕС нижнепермско-среднекаменноугольной залежи, связанные с рифообразованием, вторичными изменениями коллекторов, временем проявления и простиранием малоамгиштудНых тектонических нарушений и зон дробления. Для составления более четких однозначных представлений рекомендовано

проведение дальнейших углубленных исследований с массовым использованием комплекса ГИС-НВСП.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Основные выводы и результаты диссертационной работы сводятся к следующему:

1. Нижняя часть карбонатного продуктивного комплекса (башкирский и московский ярусы) формировалась в различных фациальных условиях - в западной и центральной частях месторождения образовались водорослевые, органогенно-водорослевые известняки, ангидриты и доломиты, характерные для внутреннего шельфа; в восточной части месторождения эти ярусы представлены рифогенными разностями пород среднего шельфа.

2. Позднекаменноугольная и раннепермская эпохи характеризовались единством фациальных условий осадконакопления в обстановке среднего шельфа и повсеместным развитием рифогенных фаций.

3. Результаты комплексной интерпретации материалов НВСП, ГИС, ОГТ, геолого-промысловых данных и данных по проходке скважин дали возможность установить наличие и выделить участки с улучшенными коллекторскими свойствами карбонатных пород.

4. Углубленный анализ материалов НВСП позволил установить различную природу локальных зон с измененными фильтрационно-емкостными свойствами пород и определить пространственное положение рифогенных тел, эрозионных врезов, очагов развития карего- и кавернообразования, а также участков повышенной трещиноватости.

5. Установлены преобладающие азимуты простирания субвертикальных трещин, составляющие преимущественно 300-320° для нижнепермско-верхнекаменноугольных отложений, для башкирских и московских отложений характерно, кроме этого, развитие системы ортогональных трещин.

6. Определен геологический возраст основных этапов формирования систем дизъюнктивных нарушений - северо-восточные разломы проявились в

допозднекаменноугольное время; разломы северо-западного направления, в том числе и региональный Колвинский, развивались в послеартинское время.

7. Значительная часть биогермных тел позднекаменноугольно-раннепермского возраста была сформирована над разломами северовосточного простирания.

8. По данным НВСП установлены два типа проявления процессов эрозии

- первый тип эрозионных объектов выделяется в кровле нижнепермских карбонатов по смене положительной фазы на отрицательную фазу или по снижению амплитуды положительной фазы, приуроченной к кровле нижнепермских карбонатов. Это явление отражает процесс эрозии и денудации верхней части разреза. Ниже в волновом поле наблюдается осложнение сейсмической записи, соответствующее разуплотненной области каверно- и карстообразования.

- второй тип геологических объектов, связанных с процессами денудации верхней части карбонатного разреза, представляет собой глубокие эрозионные врезы (эрозионные карманы), заполненные кунгурскими глинами.

9. Показана высокая геологическая информативность, примененного для создания модели строения карбонатных отложений комплекса исследований, позволившего обосновать направления дальнейших работ по оптимизации разработки нижнепермско-среднекаменноугольной залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.

10. Проведенные работы приняты ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по результатам исследования был заложен и пробурен горизонтальный ствол, который подтвердил разработанную модель. На настоящий момент с учетом выполненной работы запроектирован субмеридиональный профиль скважин для проведения НВСП и ХМАК.

Опубликованные работы по теме диссертации:

Научные статьи -

1. Уточнение геологического строения нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения по результатам комплексной интерпретации данных НВСП, ГИС и разработки / «Технологии сейсморазведки» №3, 2005, «Издательство ГЕРС», стр. 71-75. (соавторы Чертенков М.В., Лобусев A.B., Касимов А.Н., Газарян З.И.)

2. Примеры решения геологических задач в сложнопостроенных средах методом ВСП / «Технологии сейсморазведки» №2, 2006, «Издательство ГЕРС», стр. 65-70. (соавторы Чертенков М.В., Касимов А.Н., Фарбирович В.П. и др.)

3. Предварительный анализ геолого-геофизической информации при построении геологических моделей околоскважинного пространства по данным НВСП-ХМАС / «Геофизический вестник» №10, 2006, «ЕАГО», стр. 9-13.

Тезисы научных докладов -

4. Влияние этапов геодинамического развития Печорской синеклизы на распределение фазового состава УВ / Тезисы докладов Второй Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов» М, 2004, т. 2 стр 70-71.

5. Локализация положения тектонических нарушений по материалам НВСП с использованием продольных и поперечных волн / «Гальперинские чтения-2004» Материалы научно-практической конференции «ВСП и трехмерные системы наблюдений в сейсморазведке» М, 2004, стр.32-34.

6. Нефтегазовый потенциал европейского севера России (геологические предпосылки прироста ресурсов) / «XVII Губкинские чтения - Нефтегазовая геологическая наука - XXI век» М, 2004 г, стр. 119-120.

7. Уточнение геологического строения нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения по результатам комплексной интерпретации данных НВСП, ГИС и разработки / Тезисы докладов VII-ой международной научно-практической конференции «Геомодель-2005», г. Геленжик, 11-17 сентября 2005, стр. 24 (соавторы Чертенков М В , Лобусев A.B., Касимов А.Н., Газарян З.И.)

8. Раздельный прогноз углеводородов Печоро-Колвинской, Хорейверской и Варандей-Адзьвинской нефтегазоносных областей / Тезисы докладов шестой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 27-30 сентября 2005, стр. 23. (соавторы Назаргалина Н.И., Сысоева НИ)

9 Изучение азимутальной анизотропии карбонатных коллекторов по данным непродольного ПМ ВСП и кроссдипольной многоволновой акустики / Тезисы докладов научно-практической конферненции «ВСП и трехмерные системы наблюдений в сейсморазведке» «Гальперинские чтения - 2005», г. Москва, 24-27 октября 2005, стр. 165-166. (соавторы Газарян З.И., Кибальчич Л Н., Овчаренко Ю.Н.)

10. Детализация геологического строения продуктивных отложений живетского яруса среднего девона Инзырейского месторождения по результатам комплексной интерпретации данных 3D ОГТ, НВСП И ГИС. Тезисы докладов международной научно-техническая конференции «Нефть, газ Арктики», г. Москва, 27-29 июня 2006, стр. 17-18. (соавторы Касимов А Н„ Лобусев A.B., Стенин В.П.)

11. Влияние тектонических нарушений на структурный план и изменения коллекторских свойств нефтегазоносных комплексов Печорской плиты и прилегающего шельфа. Тезисы докладов международной научно-техническая конференции «Нефть, газ Арктики», г. Москва, 27-29 июня 2006, стр. 27-29. (соавторы Лобусев A.B., Баширов Т.Ш., Назаргалина Н.И.)

Подписано в печать/¿.01.0$ Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

Заказ /'3

и—вя-яияяаавввгг^аваавяв»

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфин РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Пономаренко, Павел Георгиевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 Геологическая характеристика нижнепермско-среднекаменноугольной залежи

Усинского нефтяного месторождения

1 1 Общие сведения о месторождении

1 2 Геолого-геофизическая изученность

1 3 Стратиграфия

1 4 Тектоника

1 5 Нефтегазоносность

ГЛАВА 2 Обоснование рационального комплекса исследований

2 1 Комплекс исследований для создания предварительной геологической модели

2 1 1 Анализ шлифов и керна

2 1 2 Дистанционные методы

2 1 3 Полевые геофизические методы

2 1 4 Скважинные геофизические методы

2 1 5 Анализ данных работы скважин во времени

2 2 Комплекс детализационных исследований для создания уточненной ieojioi ической модели

2 2 1 Полноволновое моделирование акустических параметров среды

2 2 2 Выделение но данным НВСП в разрезе нижнепермскосреднекаменноугольных отложений геологических объектов различного генезиса

2 2 3 Определение азимута субвертикальной трещиноватости по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и НВСП

ГЛАВА 3 Основные геологические факторы неоднородности коллекторских свойств карбонатных отложений

3 1 Типы фациальных обстановок осадконакопления раннепермскосреднекаменноуюльных отложений

3 2 Изучение результатов деятельности вторичных геологических процессов для построения предварительной геологической модели залежи (без учета данных НВСП и ХМАК)

ГЛАВА 4 Уточнение геологической модели нижнепермскосреднекаменноу! ольной залежи Усинско! о месторождения с применением расширенного комплекса исследований

4 1 Полноволновое моделирование акустических параметров среды 65 4 2 Определение азимута субвертикальной трещиноватости по результатам комплексной интерпретации данных ГИС и НВСП

4 3 Применение метода НВСП в комплексе с промысловыми и геофизическими исследованиями для уточнения геологической модели залежи

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Моделирование залежей нефти в карбонатных коллекторах на основе комплексирования промысловых и геофизических исследований"

Современное состояние нефтегазодобывающей ограсли нашей страны С1ави I комплексные задачи детальною геологического моделирования внутреннего строения все более сложных природных объектов Большие перспективы прироста ресурсов углеводородов связаны с доразведкой крупных и гшатских месюрождений к которым ошоешся нижнепермско-среднекаменноугольная залежь Усинского месторождения Тимано-Печорской провинции с запасами нефти более 700 млн т, послужившая базовым полигоном выполненных исследований

Неф1ь нижнепермско-среднекаменноугольной залежи характеризуется аномально высокими значениями вязкости и содержания асфальто-смолистых компонентов Нефтесодержащий резервуар имеет сложное геологическое строение, обусловленное широким развитием зон с резко различающимися коллекторскими свойствами сингенетичного характера, а также зон, сформировавшихся под воздействием постседиментационных процессов, обусловивших вторичные неоднородности

Усинское месторождение нефти открыто в 1963 г и введено в разработку в 1973 г В настоящее время на месторождении пробурено более 1000 эксплуатационных скважин, однако, за более чем 30-летнюю историю разработки залежи отобрано всего около 5% от начальных балансовых запасов залежи высоковязкой нефти, а обводненность большинства пробуренных скважин превышает 80%

Актуальность проведенных исследований связана с необходимостью создания геологической модели нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения адекватной современным требованиям разработки Применение новейших технологий воздействия на пласты, широкомасштабное бурение горизонтальных скважин требуют значительных капитальных вложений, скорейшая окупаемость которых возможна лишь при наличии высокоинформативной геологической модели залежи как основы их эффективного использования Решение этой конкретной задачи позволило разработать результативную методику анализа строения осадочного чехла, базирующеюся на интерпретации данных НВСП (непродольное вертикальное сейсмическое профилирование), ХМАК (кроссдипольный многоволновой акустический каротаж), ГИС, ОГТ, промыслово-технологических ма1ериалах, анализе керна, контроля за бурением и др Разработанная методика может быгь применена при изучении других сложно построенных объектов, приуроченных к карбонатным отложениям как в пределах Тимано-Печорской синеклизы, гак и иных нефтегазоносных регионов Значительная часть материалов, положенных в основу диссертационной работы, была передана автору как одному из исполнителей отчетов по работам НВСП в течение пятилетен работы в сервисной компании «ПетроАльянс»

Работа состоит из введения, четырех глав и заключения общим объемом 157 страниц, проиллюстрирована 65 рисунками и 2 таблицами. Список-литературы включает 83 наименования

Диссертационная работа выполнялась на кафедрах геологии и промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа имени И М Губкина в 2003-2006 гг. под научным руководством профессора, доктора геолого-минералогических наук Лобусева А.В.

В работе защищаюгея следующие положения

1 Эффективный комплекс методов моделирования строения продуктивных карбонатных отложений на основе интерпретации геолого-промысловых и геофизических данных (сейсморазведка 2D и 3D ОГТ, НВСП, ГИС, керн (в т.ч ориентированный керн), данные аэрофотосъемки, данные по проходке скважин, по дебитам и обводненности скважин, результаты гидропрослушивания и мониторинг продвижения фронта перегретого пара)

2 Основные геолого-геофизические признаки выделения зон распространения биогермных построек, эрозионных врезов, карсто- и кавернообразования, развития трещиноватости (зон дробления)

3 Установленные системы развития субвершкальной трещиноватости в нижнепермско-среднекаменногольной залежи - для верхнего и среднего эксплуатационных объектов (верхний карбон - нижняя пермь) характерно преимущественно северо-западное простирание, для нижнею эксплуатационного объекта (башкирский и московский ярусы среднего карбона) - характерно северо-западное и северо-восточное направления.

4 Новое представление о геологическом строении нижнепермско-среднекаменноугольной залежи Усинского месторождения, базирующееся на комплексном подходе к моделированию строения карбонатных коллекторов

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Пономаренко, Павел Георгиевич

Основные выводы и результаты диссертационной работы сводятся к следующему

1. Нижняя часть карбонатного продуктивного комплекса (башкирский и московский ярусы) формировалась в различных фациальных условиях - в западной и центральной частях месторождения образовались водорослевые, органогенно-водорослевые известняки, ангидриты и доломиты, характерные для внутреннего шельфа; в восточной части месторождения эти ярусы представлены рифогенными разностями пород среднего шельфа.

2. Позднекаменноугольная и раннепермская эпохи характеризовались единством фациальных условий осадконакопления в обстановке среднего шельфа и повсеместным развитием рифогенных фаций.

3. Результаты комплексной интерпретации материалов НВСП, ГИС, ОГТ, геолого-промысловых данных и данных по проходке скважин дали возможность установить наличие и выделить участки с улучшенными коллекторскими свойствами карбонатных пород

4. Углубленный анализ материалов НВСП позволил установить различную природу локальных зон с измененными фильтрационно-емкостными свойствами пород и определить пространственное положение рифогенных тел, эрозионных врезов, очагов развития карсто- и кавернообразования, а также участков повышенной трещиноватости

5. Установлены преобладающие азимуты простирания субвертикальных трещин, составляющие преимущественно 300-320° для нижнепермско-верхнекаменноугольных отложений, для башкирских и московских отложений характерно, кроме этого, развитие системы ортогональных трещин.

6. Определен геологический возраст основных этапов формирования систем дизъюнктивных нарушений - северо-восточные разломы проявились в допозднекаменноугольное время; разломы северо-западного направления, в том числе и региональный Колвинский, развивались в послеартинское время.

7 Значительная часть биогермных тел позднекаменноугольно-раннепермского возраста была сформирована над разломами северо-восточного простирания.

8. По данным НВСП установлены два типа проявления процессов эрозии первый тип эрозионных объектов выделяется в кровле нижнепермских карбонатных отложений по смене положительной фазы на отрицательную фазу или по снижению амплитуды положительной фазы, приуроченной к кровле нижнепермских карбонатных отложений. Это явление отражает процесс эрозии и денудации верхней части разреза. Ниже в волновом поле наблюдается осложнение сейсмической записи, соответствующее разуплотненной области каверно- и карстообразования. второй тип геологических объектов, связанных с процессами денудации верхней части карбонатного разреза, представляет собой глубокие эрозионные врезы (эрозионные карманы), заполненные кунгурскими глинами.

9. Показана высокая геологическая информативность, примененного для создания модели строения карбонатных отложений комплекса исследований, позволившего обосновать направления дальнейших работ по оптимизации разработки нижнепермско-среднекаменноугольной залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения

10. Проведенные работы приняты ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по результатам исследования был заложен и пробурен горизонтальный ствол, который подтвердил разработанную модель На настоящий момент с учетом выполненной работы запроектирован субмеридиональный профиль скважин для проведения НВСП и ХМАК.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Пономаренко, Павел Георгиевич, Москва

1. Актуальные научно-технические проблемы развития геолого-геофизических, поисково-разведочных и промысловых работ в Республике Коми// JI.3 Аминов, А.И. Кобрунов, А.И. Дьяконов и др. Ухта: КРО РАЕН, 2001. 372 с.

2. Амурский Г.И. Соловьев П.Н. Тектоническая трещиноватость карбонатных толщ газовых месторождений. В кн.: Геология и разведка газовых и газо-конденсатных месторождений. М., 1973. С 3-8.

3. Амурский Г И., Абраменюк Г А., Соловьев В.Н. Анализ мезотрещиноватости по космическим снимкам актуальное направление изучения нефтяных и газовых месторождений/ Исследования Земли из космоса, 1984 № 6. С.37-39.

4. Амурский Г.И., Соловьев Н.Н. Происхождение сероводорода и формирование месторождений сероводородсодержащих газов. В кн.: Закономерности размещения углеводородных газов и сопутствующих им компонентов. М: Наука, 1987.-С. 24-31.

5. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 231 с.

6. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М: Недра, 1982. 256 с.

7. Базылев А П Гидродинамическая связь пластов и объектов в карбонатных отложениях Усинского и Возейского нефтяных месторождений. В сб: Повышение эффективности нефтедобычи на Европейском Северо-Востоке1 Тр. Печорнипинефть М: ВНИИОЭНГ, 1986. С 46-50.

8. Белоусов В В. Основные вопросы геотектоники. М.: Госгеолтехиздат, 1962. 608 с.

9. Бенч А.Р., Крейнин Е.Ф., Петухов А.В. Некоторые вопросы разработки высоковязких нефтей в связи с особенностями геологического строения13