Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование методов ускоренной разведки на основе литолого-фациального подхода в изучении продуктивных горизонтов, приуроченных к органогенным постройкам Тимано-Печорской провинции

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Обоснование методов ускоренной разведки на основе литолого-фациального подхода в изучении продуктивных горизонтов, приуроченных к органогенным постройкам Тимано-Печорской провинции"

На правах рукописи

0031В3120

СЕРГЕЕВ Андрей Евгеньевич

ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ УСКОРЕННОЙ РАЗВЕДКИ НА ОСНОВЕ ШТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОГО ПОДХОДА В ИЗУЧЕНИИ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ, ПРИУРОЧЕННЫХ К ОРГАНОГЕННЫМ ПОСТРОЙКАМ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 25 00 12 - «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 7ЯНВ20С0

Москва-2007

003163120

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им И М Губкина на кафедре «Литология»

Научный руководитель* доктор геолого-минералогических наук, доцент

Постников Александр Васильевич

Официальные оппоненты доктор геолого-минералогических наук, профессор

Филиппов Виктор Павлович, РГУ нефти и газа им ИМ Губкина

кандидат геолого-мипералогических наук Скибицкая Наталья Александровна, ИПНГРАН

Ведущая организация Всероссийский нефтяной научно-исследовательский

геологоразведочный институт

Защита состоится «25» декабря 2007 г в 15 00 на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 200 02 при РГУ нефти и газа имени И М Губкина по адресу 119991, Ленинский проспект, 65, Москва, В-296, ГСП-1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И М Губкина по адресу 119991, Ленинский проспект, 65, Москва, В-296, ГСП-1

Автореферат разослан «22» моя &Р а 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат reo лот-минералогических наук, доцент

Леонова Е А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

За последние годы в карбонатных отложениях открыт ряд новых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в различных регионах России Большое количество подобных месторождений сосредоточено в Тимано-Печорской провинции Разведка и подготовка к разработке таких месторождений значительно затруднена из-за высокой степени латеральной и вертикальной неоднородности карбонатных комплексов, многообразия типов пустотного пространства даже в пределах одного литотипа Типичным примером таких объектов являются резервуары, приуроченные к отложениям сирачойского горизонта верхнего девона Цель работы.

Обоснование методов ускоренной разведки и опережающего эксплуатационного бурения продуктивных горизонтов, приуроченных к карбонатным отложениям сирачойского горизонта месторождений Тимано-Печорской провинции с учетом литолого-фациальных особенностей строения резервуара

Основные задачи исследований.

1 Разработка лито-фациальной основы для геологического моделирования продуктивных отложений

2 Выявление петрофизических особенностей продуктивных отложений на основе комплексирования результатов исследований кернового и шламового материалов и интерпретации геофизических исследований скважин

3 Сейсмофациальный анализ сирачойского горизонта

4 Определение особенностей моделирования резервуаров сирачойского горизонта

5 Обоснование варианта размещения разведочных и опережающих эксплуатационных скважин (ОЭС) и избирательного соляно-кислотного воздействия при освоении скважин

Методы решения поставленных задач.

При решении поставленных задач были использованы следующие методы исследования

1 Сейсмостратиграфический анализ

2 Циклостратиграфический анализ и корреляция разрезов скважин

3 Лито-фациальный анализ

4 Анализ данных ГИС и геолого-промысловой информации

5 Геологическое моделирование Фактический материал.

Исходными данными для диссертационной работы послужили

1 Материалы бурения и исследования 16 скважин

2 Исследования кернового материала

3 Геофизические и гидродинамические исследования скважин

4 Физико-химические характеристики пластовых флюидов

5 Результаты геологической интерпретации данных сейсморазведки

6 Результаты петрофизического и геологического моделирования Средне-Харьягинского нефтяного месторождения

Научная новизна.

1 Нефтегазоносность карбонатных отложений сирачойского горизонт обусловлена приуроченностью к высокоамплитудным тектонс седиментационным структурам рифогенной природы Пластово-массивные массивные природные резервуары рифогенных построек характеризуютс высокой степенью латеральной и вертикальной неоднородности определяемой лито-фациальной зональностью бассейна и цикличность! процесса седиментации

2 В разрезе рифогенного природного резервуара сирачойского горизонт выделено '7 типов пустотного пространства, закономерност пространственного расположения которых определяется приуроченностью определенным фациальным зонам и направленностью вторичных процессов

3 Определяющим фактором обоснования направлений ускоренной разведи рифогенных резервуаров сирачойского горизонта является лито-фациальна зональность

Практическая значимость и реализация работы.

Выявленные закономерности геологической неоднородности цриродног резервуара, приуроченного к органогенным постройкам верхнего девона, могу быть использованы при создании геологических моделей, оптимизации размещени разведочных и эксплуатационных скважин и при выборе мероприятий т воздействию на пласт, как в Тимано-Печорской провинции, так и в други: нефтегазоносных провинциях Основные защищаемые положелия.

1 Морфология и геологическая неоднородность природных резервуаро сирачойского горизонта определяется приуроченностью 1 высокоамплитудным тектоно-седиментационным структурам рифогенно) природы

2 Продуктивные отложения сирачойского горизонта характеризуются высокой степенью неоднородности пустотного пространства, которая определяется разнообразием биоты рифогенных построек, фадиальной зональностью, седиментационной цикличностью и направленностью вторичных процессов

3 Геологическое моделирование рифогенных природных резервуаров сирачойского горизонта должно базироваться на выработанных представлениях о закономерностях пространственной неоднородности рифогенного массива

4 Выбор системы и методов ускоренной разведки месторождений предусматривает адресное размещение скважин и дифференцированное воздействие на пласт с учетом как морфологии поверхности, так и закономерностей пространственной неоднородности продуктивных отложений

Апробация работы.

Отдельные положения диссертационной работы докладывались на научных конференциях РГУ нефти и газа им И М Губкина, на Международном совещании «Геология рифов» в Сыктывкаре в 2005г Публикации и личный вклад автора.

Автор принимал непосредственное участие в подготовке программ геолого-геофизических исследований, создании геологической модели месторождения, а

также в решети проблем, связанных с разработкой Средне-Харьягинского месторождения Вопросы, затронутые в диссертации, освещены в 5 работах в отечественных изданиях, 1 работа находится в печати в зарубежном периодическом журнале (Oil & Gas Journal) Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из ведения, 5 глав и заключения Содержит 37 рисунков, 5 таблиц Общий объем диссертации 107 страниц Список использованной литературы содержит 128 наименования Диссертация

выполнена в аспирантуре Российского государствешюго университета нефти и газа им ИМ Губкина на кафедре литологии Благодарности.

Работа была выполнена в РГУ нефти и газа им ИМ Губкина на кафедре Литологии под руководством д г -м н А В Постникова Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д г-м н А В Постникову, д г-м н В Г Кузнецову, д г-м н Е Г Журавлеву, к г-м н О В Постниковой, к г-м н ЮВ Ляпунову, другим сотрудникам кафедры Литологии РГУ нефти и газа им И М Губкина, сотрудникам компаний Петро Альянс, Петроанализ, Тверьгеофизика и Paradigm Geophysical

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Краткие геологические сведения о строении региона»

систематизированы данные по литолого-стратшрафической характеристике фундамента и осадочного чехла Тимано-Печорской провинции, о тектонике, истории геологического развития и нефтегазоносности

Литолого-стратиграфическая характеристика фупдамента и осадочного чехла.

Вопросам лнтолого-стратиграфических исследований в Тимано-Печорской провинции посвящены работы Богацкого В И, Никонова Н И, Гафарова Р А , Кремса АЛ, Кузнецова Г Е, Графова Г А и др

В северной части Тимано-Печорской провинции разрез подразделяется на два резко различающихся структурных этажа нижний (фундамент), представленный интенсивно дислоцированными разновозрастными толщами, и верхний, сложенный платформенными осадочными образованиями палеозоя, мезозоя и кайнозоя Фундамент.

Фундамент сложен различными структурно-вещественными комплексами, возрастной диапазон которых варьирует от архейского до вендскою Раннедокембрийские образования представлены глубокометаморфизованными породами различного состава (гнейсы, кристаллические сланцы, гранитоиды) Особую позицию в структуре фундамента занимает вулканогенно-осадочный комплекс относительно слабометаморфизованных пород венд-кембрийского возраста На эродированной поверхности фундамента залегают платформенные образования осадочного чехла, общая мощность которых изменяется от 3 до 14 км

Палеозойская группа

Ордовикская система Отложения нижнего и среднего ордовика представляют собой терригенную пестроцветную толщу Толща представлена ритмичным чередованием галечников, гравелитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов

Силурийская система Отложения представлены массивными вторичными доломитами серо-коричневыми, неравномерно известковистыми с обильным детритом беспозвоночных, в нижней части темно-серыми, пиритизированными, интенсивно трещиноватыми В верхней части разреза выделяется пачка переслаивания карбонатных, терригенно-карбонатных и терригенных пород Для венлокского яруса характерно наличие строматопоровых, иногда водорослевых органогенных пород

Девонская система Нижнедевонские породы представлены переслаиванием известняков и мергелей с прослоями аргиллитов, переходящим вверх по разрезу в глинистую пачку с подчиненными прослоями мергелей и известняков и основных эффузивов Среднедевонские отложения представлены аргиллитами с прослоями алевролитов и мергелей, кварцевыми, разнозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов Верхнедевонские отложения представлены в объеме франского и фаменского ярусов Наибольший практический интерес связан с сирачойским горизонтом франского яруса, который сложен карбонатными и карбонатно-глинистыми породами весьма разнообразными по текстурно-структурным характеристикам

Каменноугольная система Нижнекаменноугольные отложения представлены известняками, участками органогенно-детритовыми, доломитизированными, прослоями глинистыми неравномерно доломитизированными и сульфатизированными Среднекаменноугольные отложения представлены органогенно-обломочными известняками Позднекаменноугольные отложения сложены известняками детритовыми, перекристаллизованными

Пермская система Нижнепермские отложения представлены широким спектром алевро-глинистых и карбонатных пород, состав которых существенно меняется в различных структурно-фациальных зонах Мезозойская группа.

Триасовая система Отложения нижнего отдела представлены преимущественно сероцветлыми и пестроцветными глинистыми толщами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов Средний и верхний отделы сложены толщами переслаивания глин, песчаников и алевролитов

Юрская система Нижнесреднеюрские отложения представлены кварцевыми песками, с галькой кремней, обугленными растительными остатками, линзами известковистых песчаников Верхнеюрские отложения сложены преимущественно глинами и алевролитами с подчиненными прослоями песчаников

Меловая система Отложения нижнего отдела сложены алевролитами полимиктовыми Породы слабосцементированные, рыхлые

Кайнозойская группа Отложения группы с несогласием перекрывают нижнемеловые отложения и представляют собой терригенные толщи различною генезиса пестрого литологического состава (глины, суглинки, супеси, пески и т д ) Возраст - неоген-четвертичный

Тектоника и история геологического развитие региона.

Проблемам тектоники Тимано-Печорской провинции посвящены работы таких исследователей, как Хаин В Е , Кушнарева Т И , Костюченко С Л , Тимонин Н И , Дедеев В А , Богацкий В И , Гецен В Г , Журавлев В С , Журавлева В А , Запольнов А К , Запорожцева И В , Разницын В А и др

Основными структурными элементами Тимано-Печорской плиты в пределах суши являются с (запада на восток) Канин-Тиманская гряда, состоящая из ряда кулисообразно расположенных и ограниченных с запада взбросо-надвигами блоков, и в целом надвинутая на край Русской плиты (рифей на верхний палеозой), Ижма-Печорская впадина, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина, наложенная на Большеземельский погребенный свод, Варандей-Адьзвинский блок С востока Тимано-Печорская плита ограничена системой прогибов Все эти структурные элементы осложнены локальными поднятиями, группирующимися в валы Наиболее ярко выраженной структурой является Печоро-Колвинский авлакоген с осевым прогибом и приразломными инверсионными валами Зарождение авлакогена относится к силуру, но наиболее активное развитие — к девону - раннему карбону, а инверсионные деформации - к позднему палеозою В составе Печоро-Колвинского авлакогена выраженной положительной структурой является Колвинский мегавал Мегавал простирается более чем на 300 км и состоит из кулисообразно расположенных Поморского, Ярейюского, Харьягинского, Возейского и Усинского валов Харьягинский вал осложнен серией тектоно-седиментационных поднятий преимущественно субмеридионального простирания Характерной чертой строения мегавала является пересечение его в субширотном направлении системой тектонических нарушений, контролирующих развитие в позднедевонских отложениях рифогенных построек

Одна из наиболее крупных структур, выделяемых в пределах мегавала -Харьягинская, которая в современном тектоническом плане представляет собой крупную асимметричную приразломную складку северо-западного простирания К локальным поднятиям более низкого ранга относятся такие, как Ошская, Южно-Харьягинская, Центрально-Харьягинская, Лекхарьягинская, Средне-Харьягинская, Северо-Харьягинская и Инзырейская Средне-Харьягинское валообразное палеоподнятие имеет неправильную форму северо-восточного (субширотного) простирания Размеры ее по горизонту О^-^ составляют 12,5x3 км, амплитуда -125 м, в контуре замкнутой изогипсы - 3600 м По кровле продуктивного горизонта структура осложнена тремя поднятиями, размеры которых составляют около 1,6x1,5 км и амплитудой до 140-180м Формирование структуры происходило унаследовано на тектонических ступенях среднего девона Границы палеоструктурных зон контролируют распространение лито-фациальных комплексов

Нефтегазоносность.

Изучению проблем нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции посвящены работы таких авторов, как Войтович А К , Вассерман Б Я , Майдль Т В , Малышев Н А , Горбань В А , Ехлаков Ю А и др

Промышленные залежи нефти и газа в провинции установлены по всему разрезу осадочного чехла в диапазоне от силура до триаса включительно

Разрез осадочного чехла Тимано-Печорской плиты подразделяется на следующие основные нефтегазоносные комплексы

• ордовикско-силурийско-нижнедевонский преимущественно карбонатный,

• среднедевонско-нижнефранский терригенный,

• среднефранско (доманиково) - турнейский карбонатный комплекс,

• нижне-средневизейский карбонатно-терригенный,

• верхневизейско-нижнепермский карбонатный,

• нижепермский терригенно-карбонатной-галогенный,

• верхнепермский терригенный,

• мезозойский терригенный

Наибольшее количество залежей и основные разведанные запасы углеводородов (41%) приурочены к среднедевонскому-нижнефранскому терригенному комплексу, перекрытому кыновско-саргаевскими глинами, и преимущественно карбонатному верхневизейскому-нижнепермскому комплексу (35%), залегающему в северных районах под артинско-кунгурскими глинами, а в южных - под кунгурскими глинисто-хемогенными отложениями

Распределение зон нефтегазонакопления в верхнедевонских отложениях определяется, в основном, двумя факторами Первый и главный - это характер распространения рифогенных построек того или иного типа, которые, во-первых, совместно с надрифовыми пластами являются основными природными резервуарами, во-вторых, формируют комбинированные антиклинально-рифовые поднятия Вторым значительным фактором, определяющим масштаб нефтеносности, является структурно-тектонический, а именно, наличие высокоамплитудных валов

В Тимано-Печорской провинции открыт ряд месторождений, продуктивные отложений которых приурочены к рифогенным структурам верхнего девона

В Харьягинской зоне нефтегазонакопления залежи нефти непосредственно в рифогенных постройках открыты на Харьягинском, Средне-Харьягинском месторождениях Выявлены также залежи нефти в фаменских надрифовых пластах облекания на Харьягинском месторождении

Средне-Харьягинское месторождение (Рис 1) открыто поисковой скважиной 27 при испытании в эксплуатационной колонне в интервалах 3428-3438 м и 34553476 м (приток нефти 16,1 мЗ/сут на 4 мм штуцере) Дебиты нефти при опробовании скважин достигали 206,3 м3/сут (при диаметре штуцера 8мм и депрессии на пласт 5,89 МПа, и 122,4 м3/сут при диаметре штуцера 5,5 мм и депрессии на пласт 4,4 МПа По данным анализов поверхностная нефть характеризуется следующими физико-химическими свойствами среднее значение плотности нефти 0,852 г/см3, средняя величина вязкости при 20°С 9,47 мм2/с По содержанию серы (в среднем -0,63%), парафина (4,3%), и смол (5,72%) нефть является сернистой, парафинистой и малосмолистой Пластовая нефть имеет следующую характеристику давление насыщения - 11,3 МПа, объемный коэффициент - 1,269, газосодержание при однократном разгазировании составляет 94,53 нм3/т Средняя величина плотности нефти в пластовых условиях составляет 0,7595 г/см3, вязкость 1,25 мПа*с

Рис.]. Структурная карта Средне-Харъягинского месторождения по кровле

БЗзгс

Месторождения аналогичного типа открыты в других зонах нефтегазонакопления.

В частности, открыто несколько залежей нефти в фаменских мелководно-шельфовых отложениях на Возейском, Усинском и Леккеркском месторождениях.

На Возейском и Усинском месторождениях залежи нефти пластовые, антиклинально-сводовые, в том числе и с литологическим экранированием. Глубина залегания залежей 1960-2150 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасьпценная мощность составляет по залежам 6,2-6,3 м, средняя пористость 11%. Дебит нефти достигает 133 т/сут. На Возейском месторождении литологически экранированная залежь нефти приурочена к доманикоидным отложениям (В3с1т-032с1, пачки 1-Ш). в скв. 64. Из интервала 3454-3200 м получен приток нефти дебитом 90 м3/сут через 15-мм штуцер и 61,2 т/сут на 9-мм штуцере. Притоки нефти из депрессионных карбонатных отложений доманиковового и сирачойского возраста составляют 4 м3/сут.

Ардалинское нефтяное месторождение открыто параметрической скважиной № 21. При опробовании в процессе бурения интервала 3265-3303 м получен приток нефти рассчетным дебитом 712 м3/сут. Залежь нефти выявлена в кровле верхнефранско-нижнефаменского рифогенной постройки. Размеры залежи составляют 5,3 х 3 км, этаж нефтеносности 129 метров. Водо-нефтяной контакт проведен на абсолютной отметке минус 3294 метра. Минимальный дебит нефти при испытании в колонне составил 5,3 м3/сут на 3 мм штуцере, максимальный 283 м3/сут на 9 мм штуцере. Породы-коллекторы представлены известняками светло-серыми, комковато-сгустковыми, пористыми стилолигизированными, с органическим детритом остракод и криноидей. Лучшие коллекторы выделяются в разрезе скв. 46, пористость в них составляет 6,5-21,2%, средневзвешенная по скважине 13,1%. Эффективная нефтенасьпценная мощность в скв. 45 равна 74,8 м. Средневзвешенный коэффициент пористости составляет 11,6%, средневзвешенная нефтенасыщегшая толщина 37,8 м, коэффициент нефтенасыщенности 0,89,

проницаемость 436,7 мД Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения усть-печорского горизонта

Очевидно, что этими месторождениями не исчерпан потенциал открытий в аналогичных отложениях в пределах провинции Также бесспорно то, что уже открытые месторождения недостаточно изучены с точки зрения познания неоднородности геологического строения рифогенных построек

Во второй, главе «Геологическое строение Средне-Харьягинского месторождения» приведены литологическая характеристика и строение разреза сирачойского горизонта верхнего девона, дана реконструкция условий осадконакопления и формирования коллекторов, характеристика фильтрационно-емкостных свойств

Литологическая характеристика.

Вопросы литологии карбонатных пород широко освещены в трудах таких ученых, как Смехов Е М, Киркинская В Н .Фортунатова Н К Ильин В Д, Кузнецов В Г, Багринцева К И, Жемчугова В А и др

В разрезе сирачойского горизонта Средне-Харьягинского месторождения выделяются восемь основных литотипов, четыре из которых разделены на два подтипа

• доломиты (доломиты известковистые и известковые);

• известняки строматопоровые (подтипы - пластинчатые и желваковые),

• известняки сгустковые (подтипы - известняки сгустковые окончатые (водорослевые маты) и известняки сгустково-комковатые (со строматолитовыми желваками),

• известняки граноморфные,

• известняки узловато-слоистые (подтипы - известняки узловато-слоистые водорослевые и известняки узловато-слоистые детритовые с прослоями кораллов),

• аргиллиты (подтипы - аргиллиты алевритовые, известковые и аргиллиты доломитовые),

• алевролиты глинисто- известковые,

• песчаники известковистые, доломитовые

Между отдельными литотипами существуют переходные разности Основными породообразующими организмами в отложениях сирачойского горизонта являются строматопороидеи и различные виды цианобактериальных сообществ

Макроскопически строматопоровые литотипы, обладающие выразительными морфологическими и структурно-текстурными характеристиками, определяются достаточно уверенно Во всех строматопоровых литотипах отмечаются разности или участки биоморфной текстуры, обусловленные локальным развитием колониальных фито- и зоогенных форм Межкаркасное пространство в этих литотипах выполнено комковатым или сгустково-комковатым матриксом В биоморфных разностях, как правило, отмечается интенсивнная перекристаллизация и доломитизация вплоть до образования вторичных доломитов, в некоторых из которых сохраняются первичные текстурные и реже структурные особенности Лучшими фильтрационно-

емкостными свойствами в разрезе обладают граноморфные известняки, форменные элементы которых представлены микрокомками водорослевого происхождения, а также обломками строматопороидей. Межформенное пространство либо остается полностью открытым, либо частично, либо полностью залечено раннедиагенетическим кальцитом. Известняки сгустковые представляют класс водорослевых пород, которые имеют в разрезе подчиненное значение. Породы сходны со строматолитовыми известняками по структуре и резко отличаются от них тем, что не образуют отчетливо выраженных каркасных форм. Сгустки образуют неправильные или уплощенные обособления, в зоне примыкания которых образуются крупные пустоты-оконца. Они выполнены яснокристаллическим кальцитом, а иногда доломитом с участием глинистого материала. Такие особенности строения пород определили дублирующее название одного из подтипов этого литотипа как водорослевые маты. Отдельные участки разреза подверглись процессам интенсивного выщелачивания, которое затрагивает при этом практически все разности карбонатных пород, включая доломиты. Характерной особенностью рифогенного комплекса является закономерное расположение литологических типов пород по разрезу и латерали, контролируемое фациальной зональностью, причем смена пород и формирующей фауны происходит достаточно резко на коротких расстояниях (Рис.2).

Фациально-палеогеографическая схема

'■■Ж

^шйтп

Фации

Вй£.....

- «г

| ¡гтфм <<»>*>*»>■

\-.~i Л^жялчр^^ьедао»«.-! -о

¡;пз

рифового пгчхта

э * у СЖ/-есм-

г ; :1я|жфшк>гг1

Попорэелчмкгго

Рис.2 Фациалъно-палеогеографическая схема

Строение разреза.

Строение разреза типично для рифогенных формаций, но обладает рядом специфических особенностей. В строении разреза отмечается закономерная смена литотипов, отвечающая периодичности изменений условий образования пород.

В разрезе сирачойского горизонта выделены несколько циклов осадконакопления. Каждый циклит в той или иной мере прослеживается по всей площади распространения природного резервуара.

Строение циклита определяется закономерной сменой карбонатных и глинисто-карбонатных разностей, что обусловлено трансгрессивно-регрессивным характером их формирования

На начально-трансгрессивных этапах формировались относительно более глинистые отложения, которые вверх по разрезу сменялись карбонатными породами с незначительным содержанием глинистого материала

В качестве базального горизонта первого седиментационного циклита можно выделить доманикоидные отложения преимущественно глинистого состава

Выше залегают преимущественно вторичные доломиты, большая часть которых сохраняет первичную биогермную строматопоровую, реже коралловую и строматолитовую текстуру

Вверх по разрезу отмечается возрастание содержания граноморфных разностей известняков, с которыми связаны основные продуктивные интервалы Завершается циклит небольшой по мощности (2 м) пачкой доломитизированных сгустковых и пластинчатых строматопоровых известняков, в кровле которых прослеживается тонкий прослой глинистых разностей Таким образом, циклит имеет асимметричное строение, отражающее длительный период регрессии моря Трансгрессивная часть его резко редуцирована В разрезе выделенного циклита намечается менее отчетливо выраженная цикличность более низкого ранга, определяющая характер смены литотипов, диагенетических процессов и вторичных преобразований пород, а также вертикальную неоднородность фильтрационно-емкостных свойств резервуара Общая вскрытая толщина циклита превышает 200 м

Далее характер цикличности резко меняется Частая смена обстановок осадконакопления приводит к формированию тонкого переслаивания пород и значительно более широкого спектра терригенных и карбонатных литотипов В целом асимметричный регрессивно-трансгрессивный характер цикличности сохраняется Так в основании циклита, перекрывающего основную продуктивную толщу, залегают песчаники постепенно сменяющиеся вверх по разрезу известняками узловатыми, биоморфными, далее строматопоровыми желваково-трубчатым, перекрытыми с резким контактом аргиллитами алевритистыми, начинающими следующий циклит Мощность циклита составляет 6,3 м Мощности следующих циклитов еще более сокращаются

Закономерная смена литотипов в разрезе нижнего циклита соответствует смене литофаций от ядерной части рифового массива к фациям внутририфовых плато и склонов Такая смена литофаций происходит в условиях падения уровня моря и обмеления морского бассейна

В процессе накопления завершающей циклит небольшой по мощности пачки доломитизированных сгустковых и пластинчатых строматопоровых известняков и глинистых разностей, прослеживается обратная последовательность смены условий осадконакопления

Реконструкция условий осадконакопления и формирования пород-коллекторов.

Верхнедевонские отложения франского яруса, включающие сирачойский продуктивный горизонт, широко представлены в разрезе осадочного чехла Тимано-ГТечорской провинции Процессы рифообразования начались в верхнедевонском бассейне в семилукское (доманиковое) время и были связаны с обширной

трансгрессией на фоне активизации тектонических движений, что привело к дифференциации рельефа морского дна На базе положительных форм рельефа начали формироваться рифовые системы двух разновидностей - одиночные и барьерные Особенности верхнедевонского рифообразования определяются специфичным набором организмов-рифостроителей, основными из которых являются строматопороидеи и известковые водоросли, главным образом цианеи

Одним из типичных примеров подобных образований является верхнедевонский рифовый комплекс Средне-Харьягинского месторождения По результатам ГИС и изучения каменного материала в объеме седиментационных циклитов выделены пачки, различающиеся по литологическому составу Пачки прослеживаются по площади и являются тектоно-седиментационными единицами, в пределах которых выявлены фациальные изменения по латерали В строении Средне-Харьягинского рифового комплекса выделены центральные (ядерные), склоновые, бассейновые и депрессионные литофациальные зоны В соответствии с общей зональностью для различных стратиграфических подразделений (пачек) устанавливается определенная смена литотипов по латерали Разрез в целом характеризует эволюцию рифогенного массива Вариации в составе и строении пород отвечают изменениям фациальной обстановки осадконакопления и характера постседиментационных преобразований Закономерная смена литотипов в разрезе нижнего циклита соответствует смене литофаций от ядерной части рифового массива к фациям внутририфовых плато и склонов Такая смена литофаций происходит в условиях падения уровня моря и обмеления морского бассейна Породы нижней пачки отличает повышенная глинистость, что свидетельствует о существенном привносе терригенного материала в бассейн седиментации Близкий состав и генетические особенности пород в разрезе свидетельствует об отсутствии резких изменений условий осадконакопления в процессе эволюции единого рифогенного комплекса В фациальной обстановке ядерной части рифового массива формировались строматопоровые известняки Сгустково-водорослевые разности пород формировались в спокойных мелких водах внутририфовых плато Склоновым условиям с активной гидродинамикой соответствовали граноморфные известняки Различия фациальных обстановок осадконакопления явились предпосылкой для эпигенетических преобразований пород и формирования их коллекторского потенциала Выделенные фациальные типы объединены в крупные литофациальные зоны рифового плато, предрифового и зарифового склона и депрессионную

Таким образом, закономерности изменения литологического состава, фильтрационно-емкостных свойств и мощностей выявленных в разрезе рифогенного комплекса пачек определяют неоднородность природных резервуаров, приуроченных к Средне-Харьягинскому рифогенному массиву

Фильтрационно-емкостные свойства.

Условия седиментации карбонатных пород определили как первичные фильтрационно-емкостные свойства пород, так и направленность вторичных процессов Каждая из выделенных лито-фациальных зон характеризуется определенными особенностями пустотного пространства слагающих их пород

В карбонатных породах разреза установлены следующие типы пустотного пространства

• Межзерновая пористость в граноморфных известняках и граноморфном выполнении промежутков между колониями строматопор, столбикам строматолитов, а также межжелваковых пространств

• Внутриформенные поры в различных органогенных остатках

• Межкаркасные пространства в пластинчатых строматопоровых известняках

• Пустоты типа «газовых пузырей»

• Каверны и поры выщелачивания

• Межкристаллическая пористость доломитов

• Трещины

Значения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов различны в каждой лито-фациапьной зоне (Табл 1) Табл 1

! Лито-| фациальная Преобладающий литотип Пористость, ! Проницаемость, % мД

1 Зарифовый склон Известняк сгустковый + 7,9-9,7 10-12,0 6,7-7,2 12-14

Предрифовый склон ■ Рифовое плато Известняк граном орфный Известняк строматопоровый 18-36 7-9

Пористость известняков контролируется преимущественно степенью заполненности спаритом промежутков между комковатыми или сгустковыми обособлениями Практически во всех разностях присутствуют «каверны», размером от 10 - 20 мм Детальное изучение пород показало, что эти образования в отличие от настоящих каверн преимущественно имеют первичную внутрикаркасную природу в водорослевых образованиях Генетически они, возможно, представляют собой пустоты, образовавшиеся в результате газообразования в процессе разложения органической массы Каверны в различной степени заполнены крупнокристаллическим кальцитом или доломитом Отдельные участки нижней части разреза подверглись процессам интенсивного выщелачивания, которое затрагивает при этом практически все разности карбонатных пород, включая доломиты Породы в различной степени подвержены процессам стилолитизации и трещиноватости Трещиноватость имеет, в основном, тектоническое происхождение Тектонические трещины более протяженные, эпигенетические трещины быстро затухают Часть трещин заполнена кальцитом, реже ангидритом и черно-коричневым битумом, часть - открытая Трещиноватость пород сравнительно незначительна и решающего значения этот тип емкости не имеет, хотя наличие крупных трещин способствует вертикальной сообщаемое™ отдельных элементов разреза и обеспечивает увеличение проницаемости пород Вторичные процессы в основном снижают емкостные свойства пород Наиболее отрицательно сказывается процесс выполнения первичного порового пространства вторичным кальцитом

Раннедиагенетическая доломитизация также отрицательно сказывается на емкостных свойствах пород Благоприятным фактором служили процессы выщелачивания, которые развивались, по-видимому, при выведении толщи выше уровня моря Каверны и поры выщелачивания довольно широко развиты в данном разрезе и формируются в результате растворения карбоната при выведении толщи выше уровня воды Межкристаллическая пористость во вторичных доломитах довольно часто возникает в этом типе пород Вместе с тем, в данном разрезе выделяются как пористые, так и плотные разности доломитов, при этом пористость в некоторых интервалах усиливается за счет процессов их выщелачивания

Таким образом, условия седиментации определили первичные высокие фильтрационно-емкостные свойства определенных разностей карбонатных пород (граноморфных, сгустково-комковатых и желваковых известняков) Однако современное состояние пустотного пространства пород определяется главным образом характером и интенсивностью проявления вторичных процессов

Необходимо отметить, что существующее стандартное подразделение на типы пустотного пространства не исчерпывает всего многообразия выделенных в разрезе типов

На основе анализа кернового материала скважин месторождения выделенные типы пород-коллекторов сгруппированы в следующие классы трещинные, трещинно-каверновые, каверново-поровые, порово-каверновые и каверновые

Пористость, %

Рис 3 Схема приуроченности коллекторов в породах различной лито-фациальной зональности

Каждая лито-фациальная зона рифогенного комплекса сирачойского горизонта характеризуется определенными значениями пористости При этом устанавливается четкая зависимость проницаемости от пористости для каждой из выделенных лито-фациальных зон Систематизация материалов изучения фильтрационно-емкостных свойств сирачойского горизонта показала, что приуроченность коллекторов в природном резервуаре можно описать схемой, принципиальный вид которой приведен на Рис 3 Использование данной схемы позволит дать прогнозную оценку фильтрационно-емкостных свойств литотипов, приуроченных к различным фациальным зонам, и, как следствие, объем углеводородов, которые в них содержатся и их промышленную значимость

Карбонатные породы сирачойского горизонта характеризуются сложной структурой пустотного пространства. Основной тип коллектора по данным литолого-петрографических исследований - порово-каверновый. Закономерность распределения геологической неоднородности пород определяется фациально-генетической природой формирования отложений сирачойского горизонта, цикличностью процессов седиментации и постседиментационными преобразованиями.

В третьей главе «Сейсмофациальный анализ» рассматриваются возможности применения некоторых процедур сейсморазведки в выделении лито-фациальной зональности Средне-Харьягинского рифогенного комплекса.

Проблемы сейсмофациального анализа подробно обсуждались в работах Мушина И.А. Авербуха А.Г., Гогоненкова Г.Н., Михайлова Ю.А., Кунина Н.Я., Галагана Е.А., Пейтона Ч. Хатьянова Ф.И. и др.

Для решения задачи преобразования данных сейсморазведки в параметры акустической жесткости (импеданса) среды, характеризующие упругие свойства пластов, была использована процедура амплитудной инверсии. Все литофациальные зоны сирачойского горизонта верхнего девона уверенно выделяются по значениям акустического импеданса (Рис.4).

Рис.4 Объемное распределение акустической жесткости в пределах рифогенного комплекса.

Пониженные значения акустической жесткости фиксируются непосредственно в центральной части, соответствующей рифовому плато и строматопоровому биогерму. В зарифовой зоне значения параметра максимальны, что характеризует более плотные разности известняков и доломитов. Склоны рифов, обращенные к этой зоне, также характеризуются повышенными значениями параметра акустической жесткости. Предрифовые зоны, сложенные граноморфными разностями известняков, довольно четко обособляются минимальными значениями параметра акустической жесткости (пониженные значения скоростей продольных волн), что свидетельствует о наличии улучшенных значений емкостных свойств.

В табл 2 приведено распределение акустической жесткости по лито-фациальным зонам и соответствующим значениям пористости Табл2_

Лито-фациальная зона Акустическая жесткость

гм/см3с

Зарифовый склон 14100-17000

Предрифовый склон 8500-12350

Рифовое плато 12700-13 800

Акустическая жесткость среды определяется произведением скорости распространения продольной волны на плотность среды Плотность среды, в свою очередь, зависит от таких параметров, как минералогический состав, флюидонасыщеиность и пористость Таким образом, основываясь на значениях пористости, характерной для выделенных лито-фациальных зон, и присущих этим зонам значениях акустических импедансов, возможен прогноз лито-фациальной зональности рифогенных построек, подобных выявленных на Средне-Харьягинском месторождении, в зависимости от скоростных характеристик сред (Рис 5)

Рис 5 Схема фациальной зональности рифового комплекса

С целью проверки принятого постулата кривые пористости, рассчитанные по акустическим импедансам сравнивались с пористостью, определенной по ГИС В целевых интервалах наблюдается удовлетворительное совпадение, свидетельствующее о том, что использование акустического импеданса при прогнозировании пористости, и, как следствие, лито-фациальной зональности, по данным сейсмики методически оправдано

Комплексирование результатов анализа сейсмических атрибутов с данными литологических исследований (при наличии таковых на данном этапе изученности) позволит выделять фациальные зоны в пределах рифогенных построек, что можно применить как на данном месторождении при дальнейшем его разбуривании, так и на подобных ему площадях при прогнозе коллекторских свойств для заложения поисковых и разведочных скважин

В главе 4 «Особенности моделирования природных резервуаров, приуроченных к рифогенным постройкам» приводятся основные факторы, влияющие на создание адекватной геологической модели ПР сирачойского горизонта.

Вопросы моделирования подробно рассмотрены в работах таких авторов, как Черницкий A.B., Давыдов A.B., Фурсов А.Я., Булавина О.В., Каневская Е.С.и др.

Одной из задач подготовки месторождения к промышленной эксплуатации является проектирование технологических параметров разработки в рамках технологической схемы (проекта разработки). Для этих целей выполняется геолого-математическое моделирование изучаемой залежи на основе результатов сейсморазведки, бурения поисковых, разведочных и опережающих | эксплуатационных скважин, ГИС, ГДИ, исследований керна и шлама. Природные резервуары «характеризуются свойствами слагающих их горных пород и композицией, строением самого ПР, т.е. количественным соотношением проницаемых и полупроницаемых пород, их однородностью и выдержанностью, характером переслаивания, мощностью, площадью распространения и т.д. При этом важнейшее свойство природного резервуара - особенности размещения флюидов и их внутрирезервуарной миграции - определяется набором пород и их [ пространственным взаимоотношениями, т.е. внутренним строением геологического тела. Поэтому и изучение ПР должно основываться прежде всего на характере строения»(В.Г.Кузнецов, 1992). При построении геологической модели природного i резервуара сирачойского горизонта Средне-Харьягинского месторождения были использованы материалы интерпретации сейсморазведки 3D, результаты корреляции разрезов скважин и исследования кернового материала.Структурные | построения внешней формы природного резервуара были осуществлены на основе куба глубин, полученного по результатам глубинной миграции. Формирование структурного каркаса месторождения проводилось в три этапа. На первом этапе была создана модель разломов, учитывающая пространственное положение дизъюнктивных нарушений в пределах природного резервуара и послужившая основой для определения геометрии ячеек ,

Рис.б.Схематическое распределение коллекторов и неколлекторов в модели месторождения

На втором этапе были определены средние размеры и геометрия ячеек, на базе чего была сформирована объемная сетка модели На заключительном этапе в объемную сетку встраивались ограничивающие поверхности кровли и подошвы продуктивного пласта Ограничивающим горизонтом послужила структурная карта отражающего горизонта в низах ухтинской свиты, непосредственно компенсирующей рифогенный комплекс, а также контрольные точки (пластопересечения) по скважинным данным С целью трехмерной интерполяции параметров в межскважинном пространстве скважшшые данные были перенесены на ячейки дискретной сетки При этом все выделенные типы пород-коллекторов были сведены к одному типу При интерполяции значений были приняты следующие параметры моделирования непроницаемый прослой - 0 неколлектор, проницаемый прослой - 1 коллектор (Рис 6) Следует отметить, что такой формальный подход в моделировании природного резервуара сирачойского горизонта без учета лито-фациальной зональности и неоднородности в распределении пород-коллекторов объеме рифового комплекса приводит к очевидным ошибкам при создании адекватной геологической модели Например, как было показано выше, фильтрационно-емкостные свойства различны в каждой лито-фациальной зоне, диапазон изменения пористости находится в пределах 4-5% Осреднение значений этого параметра по разрезу и латерали приводит к серьезным погрешностям, как при определении запасов, так и при размещении скважин Это в полной мере относится и к эффективным нефтенасыщенным толщинам Данные, приведенные в табл 3, иллюстрируют зависимость толщин от лито-фациальных зон, в которых они вскрыты Недостаточный учет этого параметра приводит к бурению скважин в маломощные пласты, что уже имело место на Средне-Харьягинском месторождении Табл 3

Лито-фациальная зона Преобладающий лнтотип Средняя н/н толщина, м

{ Зарифовый склон Известняк иустковый + доломит 29 3

; Предрифовый склон Известняк граноморфный 40 9

I Рийювое плато Известняк спюматопоповый 33 4

С целью снижения влияния такого рода факторов целесообразно в качестве объектов моделирования принимать выделенные в объеме циклитов тектоно-седиментационые единицы (пачки), поскольку каждая пачка характеризуется своими значениями фильтрационно-емкостных свойств Следовательно, литологическое насыщение (параметризация) сформированной объемной сетки должно выполняться с учетом выявленной лито-фациальной зональности природного резервуара сирачойского горизонта

Влияние неоднородности продуктивного пласта по вертикали и горизонтали должно отражаться на размере ячеек - при моделировании он должен быть таким, чтобы максимально учесть величину изменения параметров по разрезу Это значит, что установление надежных петрофизических связей по всем выделенным литотипам позволит дифференцировать продуктивные отложения сирачойского

горизонта по фильтрационно-емкостным свойствам при создании модели природного резервуара, и избежать неоправданного осреднения параметров как по разрезу, так и по латерали

Полученная таким образом геологическая модель будет максимально отражать особенности геологического строения природного резервуара сирачойского горизонта, и в частности, высокую неоднородность по разрезу и латерали Иными словами, с целью создания адекватной геологической модели природных резервуаров, приуроченных к органогенным постройкам, в качестве основы для моделирования необходимо применение результатов лито-фациалыюго анализа для прогноза фильтрационно-емкостных свойств по лито-фациальным зонам и циклитам

В главе 5 «Обоснование выбора системы разведки залежей для ускоренной подготовки к их разработке» приводится обобщенная схема системы разведки природных резервуаров, приуроченных к рифогенным постройкам

Методы ускоренной разведки залежей рассматривались в работах Филиппова В П, Груниса Е Б, А Г Габриэлянца А Г, Пороскуна В И, Кузнецова С В, Аксенова А А идр

Повышение эффективности нефтегазопоисковых работ базируется на постоянном совершенствовании основных принципов их ведения Одним из основных резервов оптимизации поисково-разведочных работ является научно обоснованная замена части разведочных скважин, предназначенных для изучения выявленных месторождений, опережающими эксплуатационными скважинами Сокращение количества разведочных скважин и ускоренное освоение месторождений достигается совмещением разведки с разработкой залежей и решением части разведочных задач в процессе эксплуатационного разбуривания В эгом заключается основной принцип ускоренной разведки и подготовки месторождений к разработке

Существующие проблемы, связанные с эффективностью разведки залежей, приуроченных к органогенным постройкам, можно свести к следующим основным положениям

• Размещение скважин осуществляется, как правило, на основе морфологических особенностей вмещающих отложений равномерными жесткими сетками без учета пространственной неоднородности рифогенного комплекса (лито-фациальной зональности), что зачастую ведет к бурению скважин в зонах отсутствия коллекторов и получению не представительной информации

• Недостаточный использование современных возможностей сейсморазведочных работ, в том числе обрабатывающих и интерпретационных комплексов

• Неравномерное воздействие соляно-кислотных композиций на обрабатываемые интервалы, обусловленное литологической неоднородностью

Разведка месторождений углеводородов, связанных с рифовыми комплексами имеет свою специфику, отличную от стандартных подходов Это обусловлено сложностью геологического строения природных резервуаров, которая определяется

как геометрией самой залежи (границами распространения коллекторов в пределах природного резервуара и самих органогенных построек), так и высокой неоднородностью структуры порового пространства В этих условиях особое значение приобретает решение вопроса об экономической целесообразности заложения последующих разведочных скважин вслед за поисковой скважиной, давшей промышленный приток нефти или газа, возрастает значение комплексной интерпретации данных сейсморазведки, ГИС и бурения скважин, направленной на выявление лито-фациальных зон, контролирующих распространение различных фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу

Одним из возможных решений проблем рационального размещения скважин и выбора методов изучения продуктивных отложений могут служить результаты литолого-фациального анализа На основе результатов этого анализа представляется возможным прогноз (моделирование) распространения литотипов по площади и разрезу, а также изменения петрофизических характеристик, таких как пористость, флюидонасыщенность , о чем подробно было изложено выше

Типичный для Тимано-Печорской провинции рифогенный комплекс сирачойского горизонта верхнего девона представляет собой широкий набор фаций, изменяющий свой состав по разрезу и латерали, который можно подразделить на крупные лито-фациальные зоны рифового плато, предрифового и зарифового склонов и депрессионные Наилучшие коллектора, представленные граноморфными разностями известняков, формировались в верхних частях предрифовых склонов Ухудшение коллекторских свойств происходит в центральной части, а также в зарифовой зоне, сформированной комковато-сгустковыми разностями, доломитами и доломитизированными в различной степени известняками Продуктивность скважин, приуроченных к различным лито-фациальным зонам, проиллюстрирована в табл 4

Табл 4

Лито- фациальная зона Пористость % 1 ! Проницаемость, мД Нефтенасы- щенность, % Средняя н/н толщина ,м Начальные притоки нефти, т/сутки

Зарифовый склон 7,9-9,7 12-14 0,789 29 3 48

Предрифовый склон 1012,0 ; 18-36 0,878 40 9 127

Рифовое плато 6,7-7,2 ! 7-9 1 0,814 33 4 56,2

Наиболее высокодебитные скважины находятся в лито-фациальной зоне предрифового склона, где преимущественно развиты граноморфные разности известняков, обладающие лучшими коллекторскими свойствами Рациональное размещение разведочных скважин определяется особенностями распространения коллекторов по разрезу и латерали, а также изменения таких параметров, как эффективная нефтенасыщенная толщина, пористость, проницаемость Это означает, что жесткая сетка не эффективна для такого рода коллекторов, поскольку скважины,

пробуренные согласно такой сетки могут вскрыть маломощные пласты, либо с ухудшенными коллекторскими свойствами.

В зонах развития граноморфных разностей известняков, расположенных в склоновых частях рифа и контролируемой предрифовой фацией, плотность сетки скважин должна быть выше, чем в зарифовой лито-фациальной зоне и зоне рифового плато, поскольку к этой части рифа приурочены наилучшие коллектора, а также наибольшие эффективные мощности, и, соответственно, сосредоточены наибольшие запасы .

Следуя этому подходу, реализуется, в том числе, принцип равномерности изучения - «на равные по запасам участки залежи закладывается равное число скважин»- следуя которому разведочные скважины размещаются равномерно не по площади, а по отношению к объему изучаемой залежи (Рис.7). Разбиение залежи на блоки равных объемов предполагает плотную сетку скважин в зоне максимальных эффективных нефтенасыщенных мощностей, и, следовательно, в местах концентрации наибольших объемов запасов, то есть в зоне развития предрифовой фации.

Рис.7.. Возможный подход в схеме размещения скважин с учетом литолого-фациальной зональности рифового комплекса сирачойского горизонта.

Установление закономерностей распределения лито-фациальных зон по латерали и разрезу позволит для природных резервуаров, приуроченных к рифогенным постройкам сирачойского горизонта, добиться равномерного изучения по объему и избежать бурения не эффективных скважин вблизи зон замещения или выклинивания В отсутствие скважин зоны распространения пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами прогнозируются на основе результатов сейсмофациального анализа с учетом указанных выше зависимостей акустической жесткости от лито-фациальной зональности. Первую разведочную скважину в такого рода рифогенных комплексах целесообразно закладывать в склоновую часть, сложенную граноморфными известняками с наиболее высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств. В этой скважине необходимо выполнять максимально полный комплекс геофизических исследований, включая современные акустические методы, осуществлять отбор керна по всему стволу, проводить пробную эксплуатацию, что обеспечивает ускоренную разведку залежи. Бурение и

местоположение каждой последующей скважины зависит от результатов комплексной обработки данных, полученных при бурении и пробной эксплуатации предыдущей скважины, по принципу от известного к неизвестному

Ускоренная разведка природных резервуаров, приуроченных к рифогенным постройкам, и опережающего эксплуатационного бурения позволит

• уточнить структурные особенности месторождения,

• получить (уточнить) данные по коллекторским свойствам продуктивных отложений,

• выявить и уточнить лито-фациальную зональность разреза,

• получить дополнительные данные о физико-химических свойствах флюидов,

• уточнить положения ВНК,

• сократить затраты, связанные с бурением скважин в зонах фациального замещения, границ коллекторов и т д ,

• исключить необходимость бурения значительного количества разведочных скважин в условиях такой неопределенности, как распределение коллекторов по площади и разрезу,

• повысить эффективность поисково-разведочного и эксплуатационного этапов за счет оптимального размещения добывающих скважин и сокращения непроизводительных затрат на строительство непродуктивных скважин,

• ускорить ввод месторождений в разработку,

• сократить период промышленного освоения месторождения при достижении более высокой степени разведанности продуктивных отложений Необходимость и обоснованность адресного подхода в размещении скважин

при ускоренной разведке определяется лито-фациальной зональностью, и как следствие, распределением фильтрационно-емкостных свойств по разрезу и латерали

Таким образом, установление закономерностей распределения лито-фациальных зон уже на этапе поиска и разведки является одним из основополагающих факторов рациональной системы ускоренной разведки месторождений, приуроченных к рифогенным постройкам, в частности, сирачойского горизонта верхнего девона

Ускоренное освоение нефтегазовых объектов на поисково-разведочном этапе предусматривает выполнение опережающих геолого-технологических мероприятий, направленных на повышение эффективности изучения и увеличения динамики добычи в процессе опробования продуктивных интервалов и проведения опыгно-промышленной эксплуатации

Эти мероприятия, включая солянокислотную обработку призабойной зоны пласта (ПЗП), проводятся с целью очистки ПЗП после бурения и освоения скважин, а также с целью повышения проницаемости ближней зоны Солянокислотные обработки являются одним из наиболее эффективных методов воздействия на пласты, сложенные карбонатными породами С целью изучению влияния соляной кислоты и кислотных композиций на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород Средне-Харьягинского месторождения, был выполнен ряд экспериментальных исследований Исследования проводились при непосредственном участии ООО «Петроанализ» и ОАО НПЦ «Тверьгсофизика»

В высокопроницаемых карбонатных породах применение кислотной обработки на основе чистой 12- 24% соляной кислоты приводит к резкому увеличению проницаемости в ПЗП вплоть до появления сквозных дренажных каналов и разрушения скелета породы В низко-и среднепроницаемых разностях применение солянокислотной обработки, в большинстве случаев, ведет к ухудшению проницаемости из-за выпадения не полностью дезинтегрированных обломков скелета породы, отслоившихся от поверхности относительно крупных пор и перекрывающих горловины узких поровых каналов

Кислотная композиция, применяемая на ряде месторождений Тимано-Печорской провинции при освоении скважин и интенсификации притока, ввиду исключительно высокой скорости реакции в начальный этап и быстрого срабатывания активного компонента малоэффективна Большой объем растворенной породы в начальный период реакции приводит к разрушению скелета породы в ближней зоне ПЗП

В результате воздействия на карбонатные породы Средне-Харьягинского месторождения чистых кислот и кислотных составов установлено, что по скорости растворения и объему растворенной породы наиболее рациональным является применение кислотных композиций на основе 18% - 21% соляной кислоты в совокупности с различными замедлителями реакции растворения и набором добавок- комплексонов, препятствующих выпадению нерастворимых неорганических осадков, и модификаторов, предотвращающих образование асфальтено-смолистых и парафиновых образований В доломитах, характеризующихся неоднородным зональным строением зерен, процессы растворения идут более интенсивно по наиболее реакционноспособным зонам, содержащим реликты кальцита При этом прослеживается выщелачивание межзернового пространства в скоплениях доломита и даже частичная дезинтеграция зерен Необходимо отметить, что существенного выщелачивания в порах сгустково-комковатых известняков не происходит Это явление можно объяснить незначительной сообщаемостью пор, изолированных инкрустационными каемками кальцита Характер преобразований пород и их емкостного пространства при воздействии солянокислотных композиций определяется структурными особенностями литотипов и минеральным составом пород Наиболее устойчивыми к воздействию кислоты являются доломиты, характеризующиеся однородным строением кристаллов, слагающих породу

Полученные результаты свидетельствуют о необходимости адресного воздействия на выявленные породы, формирующие разрез, что выражается в подборе кислотных композитов с учетом закономерностей распределения литотипов по разрезу.

Заключение

Многообразие типов пустотного пространства, особенности распределения в разрезе пород-коллекторов, их гидродинамическая разобщенность, пространственные ограничения пластов-коллекторов, определяемые литолого-фациальной зональностью, обусловливают особенности разведки нефтяных месторождений, приуроченных к рифовым комплексам

• В результате комплексного литолого-фациальною, петрофизического и геофизического анализа разработана фациально-палеогеографическая схема

формирования верхнедевонских рифов сирачойского горизонта В строении горизонта выделены центральные (ядерные), склоновые, бассейновые и депрессионные лито-фациальные зоны В соответствии с общей зональностью для различных стратиграфических подразделений (пачек) устанавливается определенная смена литотипов по латерали Характерной особенностью рифогенного комплекса является закономерное расположение литологических типов пород по разрезу и латерали, контролируемое фациальной зональностью, причем смена пород и формирующей фауны происходит достаточно резко на коротких расстояниях

• Закономерность распределения геологической неоднородности пород определяется фациалыю-генетической природой формирования сирачойского горизонта, цикличностью процессов седиментации и постседиментационными преобразованиями Условия седиментации определили как первичные фильтрационно-емкостные свойства пород, так и направленность вторичных процессов Каждая из выделенных литофациальных зон характеризуется определенными особенностями емкостного пространства слагающих их пород

• Использование результатов анализа сейсмических атрибутов, и комплексирование их с данными литологических исследований, позволит устанавливать размещение лито-фациальных зон в пределах рифогенных построек, и, как следствие, прогнозировать распределение фильтрационно-емкостных свойств

• Параметризация геологических моделей природных резервуаров рифогенных комплексов должна проводиться на основе результатов лито-фациального анализа и закономерностей распространения пород-коллекторов в объеме ПР

• Установление закономерностей распределения лито-фациальных зон является одним из основополагающих факторов рациональной системы разведки месторождений, приуроченных к рифогенным постройкам сирачойского горизонта верхнего девона

• Результаты исследований влияния соляной кислоты и кислотных композиций на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород Средне-Харьягинского месторождения свидетельствуют о необходимости адресного воздействия на породы разреза, что выражается в подборе кислотных композитов с учетом закономерностей распределения литотипов

Выявление и учет подобных факторов на аналогичных месторождениях позволит повысить эффективность разведки месторождений, приуроченных к органогенным постройкам

По теме диссертации автором опубликованы следующие работы

1 Особенности геологического строения и нефтеносности Средне-Харьягинской рифовой зоны Тезисы доклада на Международном совещании «Геология рифов», Сыктывкар, 2005

2 Особенности распространения коллекторов и системы разработки залежей нефти в рифовых постройках (на примере Средне-Харьягинского нефтяного месторождения) Тезисы доклада на 17-х Губкинских чтениях «Нефтегазовая

геологическая наука 21-й век», посвященных 75-летию РГУ нефти и газа им И М Губкина

3 Геологическая характеристика и особенности разработки продуктивных горизонтов, приуроченных к органогенным постройкам Тимано-Печорской провинции на примере Средне-Харьягинского нефтяного месторождения Нефтепромысловое дело №4 2006

4 Использование результатов динамической интерпретации сейсморазведки в прогнозе литолого-фациальной зональности рифовых комплексов Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений №7 2007

5 Применение результатов литолого-фациального анализа в ускоренной разведке продуктивных отложений, приуроченных к рифовым комплексам Тимано-Печорской провинции Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений № 8 2007

Подписано в печать 21 11 2007 г Исполнено 21 11 2007 г Печать трафаретная

Заказ N° 1009 Тираж 100 экз

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

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Сергеев, Андрей Евгеньевич

Ощая характеристика работы

Глава 1 Краткие геологические сведения о строении региона

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивных отложений

1.2. Тектоника и история геологического развития региона.

1.3. Нефтегазоносность

Глава 2. Геологическое строение Средне-Харьягинского месторождения

2.1. Литологическая характеристика

2.2. Строение разреза

2.3. Реконструкция условий осадконакопления и формирования коллекторов

2.4. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств

Глава 3. Сейсмофациальный анализ

Глава 4. Особенности моделирования природных резурвуаров, приуроченных к органогенным постройкам

Глава 5. Обоснование выбора системы разведки для ускоренной подготовки к их разработке.

4.1. Размещение разведочных и опережающих эксплуатационных скважин.

4.2. Особенности соляно-кислотного воздействия при освоении скважин

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование методов ускоренной разведки на основе литолого-фациального подхода в изучении продуктивных горизонтов, приуроченных к органогенным постройкам Тимано-Печорской провинции"

Актуальность работы:

За последние годы в карбонатных отложениях открыт ряд новых нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в различных регионах России. Большое количество подобных месторождений сосредоточено в Тимано-Печорской провинции. Разведка и подготовка к разработке таких месторождений значительно затруднена из-за высокой степени латеральной и вертикальной неоднородности карбонатных комплексов, многообразия типов пустотного пространства даже в пределах одного литотипа. Типичным примером таких объектов являются резервуары, приуроченные к отложениям сирачойского горизонта верхнего девона. Цель работы:

Обоснование методов ускоренной разведки и опережающего эксплуатационного бурения продуктивных горизонтов, приуроченных к карбонатным отложениям сирачойского горизонта месторождений Тимано-Печорской провинции с учетом литолого-фациальных особенностей строения резервуара. Основные задачи исследований:

1. Разработка лито-фациальной основы для геологического моделирования продуктивных отложений.

2. Выявление петрофизических особенностей продуктивных отложений на основе комплексирования результатов исследований кернового и шламового материалов и интерпретации геофизических исследований скважин.

3. Сейсмофациальный анализ сирачойского горизонта.

4. Определение особенностей моделирования резервуаров сирачойского горизонта.

5. Обоснование варианта размещения разведочных и опережающих эксплуатационных скважин (ОЭС) и избирательного соляно-кислотного воздействия при освоении скважин.

Методы решения поставленных задач: При решении поставленных задач были использованы следующие методы исследования:

1. Сейсмостратиграфический анализ.

2. Циклостратиграфический анализ и корреляция разрезов скважин.

3. Лито-фациальный анализ.

4. Анализ данных ГИС и геолого-промысловой информации.

5. Геологическое моделирование. Фактический материал:

1. Исходными данными для диссертационной работы послужили:

2. Материалы бурения и исследования 16 разведочных и эксплуатационных скважин.

3. Исследования кернового материала.

4. Геофизические и гидродинамические исследования скважин.

5. Физико-химические характеристики пластовых флюидов.

6. Результаты геологической интерпретации данных сейсморазведки 30.

7. Результаты петрофизического и геологического моделирования Средне-Харьягинского нефтяного месторождения.

Научная новизна:

1. Нефтегазоносность карбонатных отложений сирачойского горизонта обусловлена приуроченностью к высокоамплитудным тектоно-седиментационным структурам рифогенной природы.

2. Пластово-массивные и массивные природные резервуары рифогенных построек характеризуются высокой степенью латеральной и вертикальной неоднородности, определяемой лито-фациальной зональностью бассейна и цикличностью процесса седиментации.

3. В разрезе рифогенного природного резервуара сирачойского горизонта выделено 7 типов пустотного пространства, закономерности пространственного расположения которых определяется приуроченностью к определенным фациальным зонам и направленностью вторичных процессов.

4. Определяющим фактором обоснования направлений ускоренной разведки рифогенных резервуаров сирачойского горизонта является лито-фациальная зональность.

Практическая значимость и реализация работы:

Выявленные закономерности геологической неоднородности природного резервуара, приуроченного к органогенным постройкам верхнего девона, могут быть использованы при создании геологических моделей, оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин и при выборе мероприятий по воздействию на пласт, как в Тимано-Печорской провинции, так и в других нефтегазоносных провинциях.

Основные защищаемые положения:

1. Морфология и геологическая неоднородность природных резервуаров сирачойского горизонта определяется приуроченностью к высокоамплитудным тектоно-седиментационным структурам рифогенной природы.

2. Продуктивные отложения сирачойского горизонта характеризуются высокой степенью неоднородности пустотного пространства, которая определяется разнообразием биоты рифогенных построек, фациальной зональностью, седиментационной цикличностью и направленностью вторичных процессов.

3. Геологическое моделирование рифогенных природных резервуаров сирачойского горизонта должно базироваться на выработанных представлениях о закономерностях пространственной неоднородности рифогенного массива.

4. Выбор системы и методов ускоренной разведки месторождений предусматривает адресное размещение скважин и дифференцированное воздействие на пласт с учетом как морфологии поверхности, так и закономерностей пространственной неоднородности продуктивных отложений. Апробация работы

Отдельные положения диссертационной работы докладывались на научных конференциях РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, на Международном совещании «Геология рифов» в Сыктывкаре в 2005г.

Публикации и личный вклад автора Автор принимал непосредственное участие в подготовке программ геолого-геофизических исследований, создании геологической модели месторождения, а также в решении проблем, связанных с разработкой Средне-Харьягинского месторождения. Вопросы, затронутые в диссертации, освещены в 5 работах в отечественных изданиях, 1 работа находится в печати в зарубежном периодическом журнале (Oil & Gas Journal).

Структура и объём работы Диссертационная работа состоит из ведения, 5 глав и заключения. Содержит 37 рисунков, 5 таблиц. Общий объём диссертации 107 страниц. Список использованной литературы содержит 128 наименования. Диссертация выполнена в аспирантуре Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре литологии.

Благодарности

Работа была выполнена в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина на кафедре Литологии под руководством д.г.-м.н. A.B. Постникова. Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.г-м.н. A.B. Постникову, д.г-м.н. В.Г. Кузнецову, д.г-м.н. Е.Г. Журавлеву, к.г-м.н. О.В. Постниковой, к.г-м.н. Ю.В. Ляпунову, другим сотрудникам кафедры Литологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, сотрудникам компаний Петро Альянс, Петроанализ, Тверьгеофизика и Paradigm Geophysical.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Сергеев, Андрей Евгеньевич

Основные результаты исследований сводятся к следующему.

Ингибированная соляная кислота (без добавок). Обработка исследуемых образцов раствором HCl разных концентраций (без добавок) приводит к снижению первоначальной проницаемости образцов и по раствору и по нефти, хотя первая обработка 12 % кислотой влияет на проницаемость не столь значительно, как 24 % кислотой. При этом последующие фильтрации кислоты только ухудшают первоначальные коллекторские свойства. Изменение времени её фильтрации существенно не влияет на тенденцию ухудшения первоначальной проницаемости. С учетом того, что после воздействия кислоты пористость образцов изменялась мало, а в некоторых случаях даже возрастала, очевидно, что реакция соляной кислоты вызывает изменение объема и структуры порового пространства, но внутри фильтрующих пор происходит формирование нерастворимых продуктов реакции, которые и приводят к ухудшению проницаемости породы. Падение проницаемости отмечено как для низко-, так и для высокопроницаемых карбонатных разностей.

Ингибированная соляная кислота с нефтенолом К Использование нефтенола К в качестве добавки к 12% и 24% соляной кислоте привело не только к снижению тенденции падения проницаемости образцов по нефти после фильтрации кислоты, но и к некоторому увеличению проницаемости. При этом для высокопроницаемых образцов отмечалось увеличение проницаемости образцов при одно- двухкратной фильтрации кислотной композиции, тогда как для образцов с низкими коллекторскими свойствами проницаемость ухудшилась. Ухудшение проницаемости произошло также после третьей обработки НС1 различных концентраций. В некоторых случаях результаты улучшаются при введении в кислотный состав комплексона Л.

Кислотная композиция Химеко К-2 Исследование образцов, обработанных кислотной композицией Химеко К-2 показало, что при однократной обработке первоначальная проницаемость сохраняется, а при повторной обработке даже несколько увеличивается. Однако, при третьей обработке, отмечено некоторое снижение проницаемости всех образцов. По всей видимости, также как и в случае с другими кислотными композициями в поровом пространстве породы происходит отложение нерастворимых осадков, препятствующих фильтрации нефти через каналы фильтрации. Введение в кислотную композицию комплексона Л препятствует отложению в фильтрующих каналах нерастворимых осадков и улучшает вынос продуктов реакции кислотного состава из порового пространства породы.

Кислотная композиция КСПЭО-2ВБ Использование КСПЭО-2ВБ для кислотной обработки карбонатной породы приводит к незначительному увеличению первоначальной проницаемости по нефти после первой обработки. После второй обрабоки наблюдается снижение проницаемости относительно первоначальной. Практически аналогичной была динамика изменения проницаемости по раствору ИаС1.

Кислотная композиция КСПЭО-Р При использовании кислотной композиции КСПЭО-Р проницаемость по нефти после первой обработки уменьшается. Вторая обработка практически не изменяет значение проницаемости. Проницаемость по раствору после первой обработки не меняется, после второй заметно падает.

Кислотная композиция Флек № 1 Для высоко- и низкопроницаемых образцов, обработанных кислотной композицией Флек №1 отмечено снижение проницаемости по нефти (для низкопроницаемого образца незначительное) и по ЫаС1, лишь после первой обработки высокопроницаемого образца проницаемость по раствору несколько увеличилась.

Кислотная композиция КСПЭО-СК Использование для кислотной обработки состава КСПЭО-СК привело к увеличению первоначальной проницаемости по раствору в 1,5 раза, тогда как по нефти проницаемость снизилась почти в 20 раз. Судя по всему, использование азотной кислоты в качестве основы данной кислотной композиции приводит к образованию АСПО во внутрипоровом пространстве пород и для обработки карбонатных пород Средне- Харьягинского месторождения малоэффективно.

Кислотная композиция ПетроАльянс Данная композиция, судя по результатам фильтрации, является неэффективной; проницаемость по нефти снижается в 2 - 5 раз после первой обработки. Вторая обработка приводит к дальнейшему снижению проницаемости.

Ингибированная соляная кислота с добавками лимонной кислоты ил и ТС А + СиБ04

Добавление лимонной кислоты или TGA с CuSC>4 к 15 - 18 % HCl на первом этапе эксперимента позволяет избежать значительного уменьшения проницаемости по нефти. При этом в высокопроницаемых разностях карбонатных пород этот показатель даже несколько увеличивается, тогда как для низкопроницаемых образцов он незначительно снижается.

На основании изменений проницаемости по нефти после кислотных обработок можно выделить ряд составов:

• Ингибированная HCl концентрации 18 - 24 % с суфрактантом нефтенолом К

• Ингибированная HCl концентрации 18 - 24 % с суфрактантом нефтенолом К и комплексоном Лимановского

• Ингибированная HCl концентрации 15 % с лимонной кислотой

• Ингибированная HCl концентрации 15 - 18 % с TGA и CuSC>4

• Химеко К-2

• Химеко К-2 с комплексоном Лимановского

• КСПЭО -2ВБ

• Флек №1

Перечисленные составы в процессе первой кислотной обработки несколько увеличивают проницаемость образцов по нефти или существенно не влияют на ее значение. Вторая обработка приводит к сходным результатам, за исключением двух последних составов -КСПЭО-2ВБ и Флек №1, которые ухудшают коллекторские свойства. После третьей обработки положительный эффект дает ингибированная HCl с нефтенолом К и Химеко К-2 с комплексоном Лимановского. Реагент КСПЭО-2ВБ также улучшает показатель проницаемости после третьей обработки.

Проницаемость по газу изменяется сходным образом. После первой обработки HCl разных концентраций и Химеко К-2 с обычными добавками значение проницаемости увеличивается или не изменяется. КСПЭО-Р в этом случае также не оказывает никакого влияния. При воздействии КСПЭО-2ВБ и Флек №1 проницаемость уменьшается. Вторая обработка приводит к некоторому снижению проницаемости для большинства реагентов, в том числе Химеко К-2, как с комплексоном Лимановского, так и без него. Не ухудшают проницаемость по газу только ингибированная HCl с нефтенолом К и комплексоном Лимановского и КСПЭО-Р.

Результаты изменения проницаемости по раствору NaCl отличаются от рассмотренных выше. Так, составы КСПЭО-СК, КСПЭО-Р, КСПЭО-2ВБ, Флек №1 оказываются предпочтительнее других. Из солянокислых композиций оптимальна 18 - 21 % HCl с нефтенолом К и комплексоном Лимановского. Вторая обработка не вносит существенных изменений.

Пористость по NaCl изменяется не столь значительно, как проницаемость. Наилучшими составами в данном случае являются 12 % HCl (с нефтенолом К и без него) и 18 - 24 % HCl с нефтенолом К, а также реагент Химеко К-2. Однако после второй обработки пористость уменьшается практически при любом кислотном составе. Третья обработка также приводит к уменьшению пористости для большинства образцов, за исключением Химеко К-2 и 12 % HCl с нефтенолом К. Пористость высокопористых образцов не снижается и после обработки HCl без добавок и с более высокой концентрацией.

Преобразования пород и их емкостного пространства в результате кислотной обработки.

Характер преобразований пород и их емкостного пространства определяется структурными особенностями и минеральным составом пород.

Наиболее устойчивыми к воздействию кислоты являются чистые доломиты, характеризующиеся однородным строением кристаллов, слагающих породу. В этих разностях воздействие кислоты на породу практически не устанавливается.

В доломитах, характеризующихся неоднородным зональным строением зерен, процессы растворения идут более интенсивно, по-видимому, по наиболее реакционноспособным зонам, содержащим реликты кальцита.

В наиболее интенсивном проявлении этот процесс выражается в отслаивании пластинок доломита на поверхности кристалла и даже глубоком выщелачивании неоднородных кристаллов по трещинам спайности.

Это же явление прослеживается и в частично доломитизированных разностях. При этом прослеживается выщелачивание межзернового пространства в скоплениях доломита и даже частичная дезинтеграция зерен. Следует отметить, что в данном образце существенного выщелачивания в порах известковых сгустково-комковатых участков породы не отмечается. Предварительно это явление можно объяснить незначительной сообщаемостью этих пор, изолированных инкрустационными каемками кальцита.

В целом можно предположить, что кислотная обработка вторичных доломитов либо мало эффективна для наиболее однородных разностей, либо должна существенно улучшать их ФЕС, поскольку дезинтеграция зерен относительно незначительна, а каналы фильтрации существенно расширяются. Особенно ярко это должно проявляться для разностей, не обладающих реликтовыми структурами и остатками известковых скоплений.

Заключение

Многообразие типов пустотного пространства, особенности распределения в разрезе пород-коллекторов, их гидродинамическая разобщенность, пространственные ограничения пластов-коллекторов, определяемые литолого-фациальной зональностью, обусловливают особенности разведки нефтяных месторождений, приуроченных к рифовым комплексам.

• В результате комплексного литолого-фациального, петрофизического и геофизического анализа разработана фациально-палеогеографическая схема формирования верхнедевонских рифов сирачойского горизонта. В строении горизонта выделены центральные (ядерные), склоновые, бассейновые и депрессионные литофациальные зоны. В соответствии с общей зональностью для различных стратиграфических подразделений (пачек) устанавливается определенная смена литотипов по латерали. Характерной особенностью рифогенного комплекса является закономерное расположение литологических типов пород по разрезу и латерали, контролируемое фациальной зональностью, причем смена пород и формирующей фауны происходит достаточно резко на коротких расстояниях

• Закономерность распределения геологической неоднородности пород определяется фациально-генетической природой формирования сирачойского горизонта, цикличностью процессов седиментации и постседиментационными преобразованиями. Условия седиментации определили как первичные фильтрационно-емкостные свойства пород, так и направленность вторичных процессов. Каждая из выделенных литофациальных зон характеризуется определенными особенностями емкостного пространства слагающих их пород.

• Использование результатов анализа сейсмических атрибутов, и комплексирование использования с данными литологических исследований, позволит устанавливать размещение лито-фациальных зон в пределах рифогенных построек, и, как следствие, прогнозировать распределение фильтрационно-емкостных свойств. Такой подход вполне применим как на данном месторождении при дальнейшем разбуривании, так и на подобных ему для заложения поисковых и разведочных скважин.

• Параметризация геологических моделей природных резервуаров рифогенных комплексов должна проводиться на основе результатов лито-фациального анализа и закономерностей распространения пород-коллекторов в объеме ПР.

• Установление закономерности распределения лито-фациальных зон является одним из основополагающих факторов рациональной системы поиска и разведки месторождений, приуроченных к рифогенным постройкам сирачойского горизонта верхнего девона.

• Результаты исследований влияния соляной кислоты и кислотных композиций на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород Средне-Харьягинского месторождения свидетельствуют о необходимости адресного воздействия на выявленные породы, формирующие разрез, что выражается в подборе кислотных композитов с учетом закономерностей распределения литотипов по разрезу.

Выявление и учет подобных факторов на аналогичных месторождениях позволит повысить эффективность разведки месторождений, приуроченных к органогенным постройкам.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Сергеев, Андрей Евгеньевич, Москва

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа // М., Недра, 1976;

2. Аксенов A.A., Королюк И.К., Гогоненков Г.Н., Филиппов В.П. и др. Нефтегазоносность ловушек органогенного типа. М.: Академия горных наук, 1994.

3. Аксенов А.А ,Филиппов В.П. Фурсов А.Я, Гомзиков В.К и др. Методика ускоренной подготовки залежей к разработке. М.: ВНИИНефть, 1996.

4. Аллахвердиева Р.Г., Борисов Ю.П., Гордеев Ю.М. Вытеснение нефти повышенной вязкости водогазовой смесью // Нефтяная промышленность, серия Нефтепромысловое дело, 1979, № 3, с.18-19;

5. Амиян В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин // М., Недра, 1986;

6. Ампилов В.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы // М., Геоинформмарк, 2004;

7. Атлас типовых моделей карбонатных резервуаров нефти и газа Европейской части России под редакцией Фортунатовой Н.К.//М., ВНИГНИ, 1999;

8. Амелин И.Д., Давыдов A.B., Лебединец Н.П. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах // М., 1991;

9. Ахметов З.М., Шевалиев A.M. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты // М., ВНИИОЭНГ, 1993, 57 е.;

10. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа // М., РГГУ, 1999;

11. Баренблатт Г.И„ Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах // М., Недра, 1984 г., 208 е.;

12. Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным // М., Недра, 1987;

13. Беляева Н.В., Корзун A.JL, Петрова Л.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке европейской платформы (в связи с формированием рифовых результатов) // Санкт-Петербург, Наука, 1998;

14. Богомолова А.Ф., Глазова В.М. Влияние неоднородности нефтяных и газовых пластов на распределение остаточной воды // Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ, 1970, № 9, с.15-18;

15. Боксерман A.A. Желтов Ю.П., Кочешков A.A. О движении несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористой среде //Докл. АН СССР, 1964, т. 155, № 6, с. 1282-1285;

16. Буевич Ю.А., Мамбетов У.М. К теории совместной фильтрации несмешивающихся жидкостей // Инженерно-физический журнал, 1991, т.60, 1, с.98-107;

17. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта // М., Недра, 1974, 230 е.;

18. Булыгин В.Я. Имитация разработки залежей нефти // М., Недра, 1990, 224с.;

19. Буслов В.В. Факторы влияния на эффективность вытеснения нефти газами высокого давления // Нефтяное хозяйство, 1977, № 1, с.35-36;

20. Быков Н.Е., Америка Л.Д., Черницкий A.B. Повариантное проектирование разведки многопластовых нефтяных месторождений // М., Недра, 1978;

21. Вадецкий Ю.В., Обморышев K.M., Окунь Б.И. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения // М., Недра, 1976;

22. Вальденштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов // М., Недра, 1978, 318 с.;

23. Викторин В.Д, Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам // М., Недра, 1980;

24. Влияние вторичных изменений пород осадочных комплексов на их нефтегазоносность //ВИГРИ, Ленинград, 1982;

25. Влияние закачки обогащенного газа высокого давления на показатели разработки западного залива Ключевского месторождения /Антониади Д.Г. и др./ Нефтяное хозяйство, 1973, № 10, с. 30-33;

26. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости /А. Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимов и др. //Гостоптехиздат, 1962, 75 с.

27. Временная инструкция для проведения соляно-кислотных обработок в газовых скважинах. Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики. Саратов, 1970, с.20-21.

28. Гаобриэлянц Г,А., Карпушин В.З., Пороскун В.И. Методика разведки массивных залежей нефти и газа // М., Недра, 1978;

29. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа // М., Недра, 1985;

30. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хозяйство, 1992, № 1, с.20-22;

31. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений // М., ВНИИОЭНГ, 1995;

32. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей // М., ВНИИОЭНГ, 1994;

33. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья //М., КУбК-а, 1997;

34. Геолого-технологические исследования в процессе бурения РД 39-0147716-102-87 //Уфа, 1987;

35. Геологическое строение доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса на территории центральной части Печоро-Колвинского авлакогена и прилегающей части Хорейверской впадины (отчет) // Ухта, ГУП PK ТП НИЦ, 2003;

36. Геология рифов // Материалы международного совещания // Сыктывкар. 2005 г.;

37. Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов / M.JI, Сургучев, А.Т. Горбунов, С.А. Жданов и др. // Нефтяное хозяйство, 1979, № 4, с.29-34;

38. Геден В.Г. Тектоника Тимана // Ленинград, Наука, 1987;

39. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации месторождений. Проектирование разработки // М., Недра, 1983;

40. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта // М., Недра, 1971, 282 е.;

41. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта // М., Недра, 1982,312 с.;

42. Глазова В.М. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. М.,ВНИИОЭНГ,1986 г. 57с.

43. Гоголашвили Т.Л., Ю.В. Баранов. Ингибиторы кислотной коррозии на базе отходов азотсодержащих соединений.// Нефтепромысловое дело. 2000.№11. С. 32-33.

44. Горбанец В.К., Конев В.Д. Совершенствование разработки частично заводненных месторождений с применением метода вытеснения нефти газом высокого давления // Нефтяное хозяйство, 1979, № 3, с.30-35;

45. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложнопостроенных ловушках (на примере востока Русской плиты) II Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1995;

46. Гузь Д.Д., Осмоловская Г.В. Опыт использования нефтяного и природного газа за рубежом // Обзор зарубежной литературы, сер. Газовое дело, М., ВНИИОЭНГ, 1970, 79 е.;

47. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород II М., Недра, 1975, 358 с;

48. Дегтярев Н.М., Полянский В.Г., Багов P.A. Применение газа высокого давления и углеводородных растворителей для увеличения нефтеотдачи пластов // Состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, М., ВНИИОЭНГ, 1977, с.36-40;

49. Дементьев Л.Ф., Шурубор Ю.В., Азаматов В.И. Оценка промышленных запасов нефти, газа газоконденсата // М., Недра, 1981;

50. Дмитриевский А.Н., Самсовнов Ю.В., Илюхин Л.Н. Зоны нефтегазонакопления в карбонатных отложениях Сибирской платформы // М., Недра, 1993;

51. Ентов В.М. Механика течений в пористых средах II Изв. РАН, Механика жидкости и газа, 1992, №6, с.90-102;

52. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи) // Препринт/Ин-т проблем механики: № 186, М., 1980, 96 е.;

53. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи // М., Недра, 1989, 233 е.;

54. Еременко H.A. Индикаторы обстановок формирования залежей углеводородов (сборник научных трудов) // М., Наука, 1988;

55. Жданов A.C., Стасенков В.В. Комплексное изучение коллекторских свойств продуктивных пластов// М., Недра, 1976, 137 е.;

56. Желтов Ю.В., Глебов В.Г. Состояния проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов // Вопросы нелинейной фильтрации и нефтегазоотдачи при разработке нефтяных и газовых месторождений, М., 1972, 82-100;

57. Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Кисиленко Б.Е. Оценка коэффициента охвата при проектировании разработки месторождений нефти высокой вязкости // Геология нефти и газа, 1970, № 3, с. 32-36;

58. Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Мартос В.Н. Разработка нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления закачкой воды // Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, М., 1969, с.7-12;

59. Жемчугова В.А. Природные резервуары в карбонатных формациях Печорского нефтегазоносного бассейна // М., МГГУ, 2002;

60. Жемчугова В.А., Мельников C.B., Данилов В.Н. Нижний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна // М., Академия горных наук, 2001 ;

61. Забродин П.И., Кундин С.А., Курбанов А.К. Исследования вытеснения нефти оторочкой загущенной воды // Теория и практика добычи нефти, М., 1966, с. 109119;

62. Зак С.А., Чен-Сен Э. Определение относительных фазовых проницаемостей по капиллярным кривым с помощью теории перколяции // Методы повышения нефтеотдачи пластов, Тр. ВНИИ, вып. 96, М., 1986, с. 194-201;

63. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений // М., 1998;

64. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа // М., 2001;

65. Закономерности размещения карбонатных трещинных коллекторов нефти и газа //Ленинград, Недра, 1977;

66. Закс С.Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов // М., Гостоптехиздат, 1963, 192 е.;

67. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В., Куликов Б.Н., Силина Л.В. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики // М., Недра, 1977;

68. Ибрагимов Л.Х, Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти // М., Наука, 2000; Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: справочник. М.: Недра, 1991.-384с.

69. Ибрагимов Л.Х. и др. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. С. 55-57.

70. Иванов В.А., Храмова В.Т., Дияров Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа// М., Недра, 1974, 94 е.;

71. Инструкция про применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов //М., ГКЗ, 1984;

72. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра, 1984.

73. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран // М., ГУНГ, 2003;

74. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов // М., РГУНГ, 2003;

75. Киркинская В.Н., Смехов Е.М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа // Ленинград, Недра, 1981;

76. Комплексное палеонтологическое обоснование возраста карбонатных отложений верхнего девона Средне-Харьягинского месторождения (отчет) //Ухта, ГУП РК ТП НИЦ, 2005;

77. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений // М., Недра, 1992;

78. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты // М., Мир, 2001;

79. Кузьмин B.C., Руднев А.Г. Опыт применения композиции ДН-9010 для интенсификации нефти из карбонатных коллекторов месторождений ЗАО "СП Нафта-Ульяновск ".// Интервал.2001.№7. с.20-23.

80. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами // М., Наука, 1997;

81. Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений // Сыктывкар, Коми научный центр институт геологии, 2001;

82. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений // М., Недра, 1987;

83. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений (проектирование и анализ) //М., Недра, 2003;

84. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами // М., Недра, 1980;

85. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И. Интенсификация добычи нефти // М., Недра, 1975;

86. Меликов-Пашаев B.C., Власенко В.В., Серегина В.Н. Давление насыщения в нефтяных скважинах // М., Недра, 1978;

87. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом // М., ВНИГРИ, 2003;

88. Методические указания по геолого-промысловому анализу и разработке нефтяных залежей и месторождений //М., Министерство Энергетики РФ, 2002;

89. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели) // М„ ВНИИОЭНГ, 2003;

90. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели) // М„ ВНИИОЭНГ, 2003;

91. Мовшович Э.Б., Кнепель М.Н., Несмеянова Л.И., Польстер Л.А Принципы выявления зон фациального контроля нефтегазонакопления // М., Недра, 1981;

92. Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г, Фаткуллин А.Х. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов // Казань, 2001;

93. Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов A.A. Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики // М., Научный мир, 2001;

94. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы // Минприроды PK, 1999;

95. Овчаренко A.B., Сафонов A.C., Ермаков Б.В. Новые геофизические технологии прогнозирования нефтегазоносности // М., Научный мир, 2001;

96. Овчаренко A.B. Поиски и разведка залежей нефти и газа в карбонатных комплексах древних платформ // М., Недра, 1985;

97. Орлов Л.И., Карпов Е.Н, Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа // М., Недра, 1987;

98. Нестеров И.И., Васильев В.Б. Теория и практика нефтегазоразведочных работ//М.,Недра, 1993;

99. Никонов Н.И. Курс лекций «Рациональный комплекс поисково-разведочных работ на нефть и газ» // Ухта, 2002;

100. Постникова И.Е. Методы изучение карбонатных формаций платформенных областей //М., Недра, 1988;

101. Постников A.B., Постникова О.В. и др. Характеристика разреза Средне-Харьягинской скв.12. Отчет о литологическом исследовании керна Средне-Харьягинского месторождения.// М. 2004 г.

102. Поляков Е.А. Методика изучения физических свойств коллекторов нефти и газа // М., Недра, 1981;

103. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах//М., 1999;

104. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов // М., Недра, 2002;

105. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газоконденсатных месторождений // М., Министерство топлива и энергетики РФ, 2000;

106. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов // М., Недра, 2002;

107. Сафиева Р.З. Физикохимия нефтей // М., Химия, 1998;

108. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. 256с.

109. Смехов Е.М., Дорофеева Т.В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа // Ленинград, Недра, 1987;

110. Современные проблемы геологии нефти и газа // М., Научный мир, 2001;

111. Султанов С.А. // Контроль за заводнением нефтяных пластов // М., Недра, 1974;

112. Сургучев M.J1. , Колганов В.И., Гавура A.B. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов // М., Недра, 1987;

113. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов //Москва — Ижевск, 2005;

114. Теслюк Е.В., Теслюк P.E. Термодинамика проектирования разработки нефтяных месторождений //М., Грааль, 2002г.

115. Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к «Атласу геологических карт») //ГУП ТП НИЦ, г. Ухта, 2002;

116. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.,ВНИИОЭНГ,1974 г. 67с

117. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И. Технология повышения нефтеотдачи пластов // М., Недра, 1984;

118. Халимов Э.М., Столбова Т.М. Комплексное изучение геологического строения многопластовых нефтяных месторождений // М., Недра, 1975;

119. Хисамов P.C., Газизов A.A., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием // М., ВНИИОЭНГ, 2003;

120. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты //М., Недра, 1988;

121. Шаров В.Н.,. Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. М.:Недра, 1983.142 с.

122. Шмонов В.М., Витовтова В.М., Жариков A.B. Флюидная проницаемость пород земной коры // М., Научный мир, 2002;

123. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие) /М., РАЕН, РГУНГ, 2001;

124. Carbonate Seismology/edited by Ibrahim Palaz, Kurt J. Marfurt (Series: Geophysical development series) USA, 2003;

125. Hardrock Seismic Exploration /edited by D.W.Eaton, B. Milkereit;

126. Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data;

127. Reservoir geophysics / edited by R. Sheriff;